Le Cameroun ainsi que beaucoup de pays de la CEMAC ont encore le mode production centralisée de l’énergie électrique. Celui-ci consiste en la production de l’énergie électrique par des centrales électriques très puissantes en majorité hydroéléctrique ou thermique. Celle-ci installée sur un site de production est interconnectée à d’autres sites grace aux postes d’interconnexion afin d’assurer un dispashing sur l’ensemble du territoire l’énergie nécessaire pour satisfaire la consommation.
Les productions centralisées d’électricité reposent, pour l’essentiel, sur trois types de centrales :
les centrales thermiques, les centrales hydrauliques, les centrales nucléaires .
Pour assurer un meilleur approvisionnement en énergie électrique vers les consommateur, une planification nationale de l’énergie électrique est élaborée. Elle ne tient pas compte simplement de la quantité d’énergie annuelle de telle ou telle centrale, il faut en plus que cette énergie soit fournie aux bons moments.
L’extension du réseau électrique constitue la solution la plus évidente pour la connexion de nouvelles habitations. Par définition, l’électricité est produite de façon centralisée à l’aide de centrales et est distribuée à l’aide de lignes haute, moyenne et basse tension. La mise en place d’une nouvelle ligne électrique ne se justifie que si la densité de consommation (en kWh/km²) de la zone desservie est suffisante. Cette condition est problématique dans les zones rurales des pays en développement, où la consommation individuelle et la densité de population sont très faibles, ce qui rend l’extension du réseau peu intéressante économiquement.
Historiquement, l’électrification rurale s’est effectuée majoritairement au travers de la production centralisée. Les subsides pour l’électrification rurale ont également été principalement dirigés vers l’extension du réseau électrique. Cependant, les avancées technologiques en matière de production décentralisée permettent aujourd’hui de rendre ces technologies compétitives, même si leur utilisation implique des approches et des modes d’appropriation complètement différents.
Trois niveaux de centralisation peuvent être distingués :
– La production centralisée : Dans ce cas, une centrale de taille importante (typiquement plusieurs centaines de kW) produit le courant à une tension de quelques dizaines de kV qui est ensuite distribué à l’aide de lignes moyenne tension. À l’autre bout de ces lignes moyenne tension, des sous-stations sont installées qui convertissent le courant à la tension d’utilisation. Les lignes basse tension connectent ces sous-stations à l’utilisateur final. La production centralisée possède généralement un rendement élevé (dû aux effets d’échelle). Les principaux inconvénients de cette solution proviennent des lignes électriques : coût élevé (environ 40 000 €/km de moyenne tension pour l’Afrique de l’Ouest, environ 50 000 €/km pour l’Inde, pertes en lignes importantes (plus de 20 % dans certains pays en développement) ou encore connexions sauvages augmentent considérablement le coût du kWh électrique.
– Le mini-grid couvre les besoins d’une communauté ou d’un village et constitue en ce sens une solution intermédiaire entre solutions centralisées et décentralisées. Un générateur est installé et fournit l’électricité au travers d’un mini-réseau électrique basse tension. Généralement les mini-grid sont alimentés par des générateurs diesel ou des petites centrales hydroélectriques. Il est cependant tout-à-fait envisageable de les alimenter par du photovoltaïque, de la biomasse ou de l’éolien. Ce système est bien adapté à l’hybridation (combinaison de panneaux PV et d’un générateur diesel par exemple). Il requiert généralement une certaine capacité de stockage (batteries) et permet, outre l’électrification individuelle, d’alimenter des installations communautaires telles que l’éclairage publique.
– La production décentralisée individuelle vise à couvrir les besoins d’un ménage, ou d’une habitation non reliée au réseau électrique. Les systèmes les plus courants sont le générateur diesel, les panneaux photovoltaïques ou la gazéification de la biomasse. Dans le cas du photovoltaïque, un système de stockage (batteries électriques) doit être prévu afin de compenser le décalage entre la demande et l’intensité de la radiation solaire.
2.1.1. Influence de la production centralisée sur Les collectivités locale
Les programmes d’électrification rurale sont toujours définis dans le cadre d’un plan de développement de d’électrification rurale. Puis pour un besoin de planification énergetique nationale, il est élaboré un plan nationale de développement du secteur de l’électricité. Dans la plus part des cas, ces projets d’électrification rurale sont fiancés par des bailleurs de fond. Pour béneficier d’une alimentation en énergie électrique, la collectivité territoriale doit être raccordée au réseau de distribution national de l’énergie électrique et devient vulnérable à tous les phénoménes pouvant perturber le réseau. L’exemple est celui du projet financé par la coopération Cameroun-Banque Mondiale.
C’est un projet de développement du secteur de l’énergie désigné PDSE, d’un montant total estimé à 65 millions de dollars US. Il importe de remarquer qu’il s’agit des projets à caractére national qui présentent la vision du Cameroun dans le domaine de la production en énergie électrique. C’est un document qui connait des revisions fréquentes et la plus recente porte sur l’appel à manifestation en vue de la mise à jour du PDER pour une période de 15 à 20 ans. Dans sont contenu, le PDSE souléve l’aspect du mécanisme de financement du secteur de l’ER et pour cela il préconise la création du Fond d’Electrification Rural au sein l’Agence d’Electrification Rurale (AER). Les agences électrification rurales (AER) sont au coeur des nouvelles stratégies de développement de l’électrification rurale en Afrique, avec les missions suivantes :
– Stimuler la demande et l’offre de services d’électrification rurale par une large information des partenaires potentiels publics et privés ;
– Orienter les opérateurs vers des solutions novatrices et au moindre coût ;
– Établir le programme annuel de développement de l’électrification rurale et en assurer l’accompagnement et le suivi ;
– Gérer les relations avec les bailleurs de fonds ainsi que le mécanisme de financement des investissements d’électrification rurale ;
– Veiller à l’exécution des conventions conclues dans le respect des règles et des normes ;
– Assurer pour le Ministère de l’énergie la maîtrise d’ouvrage déléguée pour l’exécution des Programmes Prioritaires d’Électrification Rurale (PPER) ;
– Promouvoir enfin les projets d’Électrification Rurale d’Initiative Locale (ERIL) en les appuyant au plan technique et financier.
2.1.1.1. Le fond d’électrification rurale au service des collectivités locales
Afin de lutter contre la pauvreté, le gouvernement avec ses partenaires au développement ont élaboré la stratégie de financement de l’électrification rurale (ER). Pour cela une structure spécialisée s’occupe de recueillir les fonds et de les orienter vers les projets d’électrifications rural. D’autant plus que les besoins sont considérables, les budgets d’investissement public ne peuvent satisfaire toutes les localités. L’AER faisait l’analyse suivante : sur 30 000 localités au Cameroun, 9 000 ont une taille comprise entre 200 et 5 000 ha ; le coût moyen d’électrification par village était alors estimé à 40 millions de F CFA. Ces 25 dernières années, 1 700 localités ont été électrifiées et il reste 7 300 localités à desservir, ce qui représente un investissement d’environ 300 milliard de F CFA (40 millions multiplié par 7 300).
Au rythme actuel d’un financement public d’environ 3 milliard de F CFA/an, il faudrait 100 années pour électrifier tout le pays. Compte tenu de l’exigence en matière d’électrification rurale devant être continu et durable, il paraît plus difficile de mobiliser les financements internationaux de façon continue pendant de nombreuses années, pour que le programme d’ER puisse atteindre une échelle significative. Le Fond d’Electrification Rural (FER) vient constituer un début de solution à ce problème de financement mais les problèmes d’exécution, suivi et d’évaluation de ces projets d’électrification rurale persiste.
Le FER mis en oeuvre dans le cadre d’une production centralisée de l’énergie électrique :
a) Il permettra d’assurer les missions suivantes dans le cadre de l’ER :
– Clarification de la stratégie d’Electrification Rurale (ER) et du processus de planification ;
– Actualisation du cadre légal et institutionnel ;
– Renforcement des capacités institutionnelles ;
– Mise en place de mécanismes de financement transparents et adaptés ;
– Coordination des sources de financement ;
– Participation effective du secteur privé [31].
b) Mise en place du dispositif visant à atteindre les objectifs de suivi, contrôle du développement et des activités d’ER :
– Instrument unique de financement de l’Etat et des partenaires au développement ;
– Développement rapide de l’ER pour le plus grand nombre, la poursuite des OMD et de la stratégie de réduction de la pauvreté ;
– Equité et transparence dans la couverture du territoire et l’attribution des marchés, sur la base de critères et procédures clairs et vérifiables d’éligibilité et de sélection des projets et des opérateurs privés ;
– Viabilité économique & financière de l’ER ;
– Participation secteur privé au financement ;
– Professionnalisation et développement des PME dans le secteur ;
– Contribution au développement durable (énergies renouvelables, équipements/appareils basse consommation, préservation de l’environnement développement de petites activités économiques durables et non polluantes).
2.1.1.2. Politique de financement d’ER au Cameroun
Les problémes d’ER au Cameroun sont la préoccupation de l’Etat tout entier. Ainsi on trouve dans ce domaine plusieurs structures publiques et parapubliques chacune ayant des missions differentes les unes des autres :
A. Acteurs publics
Ils sont organisés autour de trois fonctions principales :
1. Politique générale de l’électrification rurale, comprenant en particulier :
– La conception, mise en oeuvre et suivi de la politique gouvernementale dans le secteur de l’électricité
– La planification de l’électrification rurale
– Le suivi du respect de la législation et de réglementation en vigueur
– Le suivi de l’utilisation des sources d’énergie primaires, notamment renouvelables
– La détermination des standards et des normes applicables aux activités et aux entreprises du secteur de l’électricité
– La signature des contrats de concession et délivrance des licences et autorisations
– La représentation de l’Etat dans le cadre d’activités relatives au secteur de l’électricité
Cette fonction incombe à l’administration centrale chargée de l’électricité, à savoir le Ministère des Mines, de l’Eau et de l’Energie (MINMEE) d’après la Loi N°98/022 du 24 décembre 1998 (en particulier l’article 40) et le décret N°2000/464/PM du 30 juin 2000 ;
2. Assistance technique et éventuellement financière aux opérateurs, comprenant en particulier :
– La réalisation d’enquêtes, études, solutions technico-économiques en matière d’ER
– L’élaboration de dossiers techniques en appui aux opérateurs de l’ER et en liaison avec les administrations concernées
– La négociation des financements de l’ER en liaison avec les administrations concernées, et assistance aux communautés villageoises
– L’élaboration de mécanismes de gestion communautaire et de maintenance des installations d’ER L’exercice de missions d’intérêt général confiées par le Gouvernement dans le cadre de l’ER
Cette fonction incombe à l’Agence d’Electrification Rurale (AER) d’après la Loi N°98/022 du 24 décembre 1998 (en particulier l’article 59) et le décret N°99/193 du 08 septembre 1999 ;
3. Régulation, comprenant en particulier :
– La promotion du développement rationnel de l’offre d’énergie électrique
– L’équilibre économique et financier du secteur de l’électricité, préservation des conditions économiques nécessaires à sa viabilité
– La sauvegarde des intérêts des consommateurs et la protection de leurs droits pour ce qui est du prix, de la fourniture et de la qualité de l’énergie électrique
– La promotion de la concurrence et de la participation du secteur privé dans des conditions objectives, transparentes et non discriminatoires
– La préparation et transmission pour signature à l’autorité compétente, des contrats de concession, et demandes de licence et d’autorisation
– La mise en oeuvre, suivi et contrôle du système tarifaire établi
– Le suivi du respect de la législation relative à la protection de l’environnement
– Le suivi du respect par les opérateurs du secteur des conditions d’exécution des contrats de concession, des licences et des autorisations
– Le suivi de l’application des standards et des normes par les opérateurs du secteur de l’électricité
Cette fonction incombe à l’Agence de Régulation du Secteur de l’Electricité (ARSEL) d’après la Loi N°98/022 du 24 décembre 1998 (en particulier les articles 41, 62 et 63), le décret N°99/125 du 15 juin 1999 (portant organisation et fonctionnement de l’ARSEL), et le décret N°2001/021/PM du 29 janvier 2001 fixant le taux, les modalités de calcul, de recouvrement et de répartition de la redevance sur les activités du secteur de l’électricité ;
B. Autres acteurs
Ils sont organisés autour de deux principales fonctions :
1. Une fonction d’opérateur de l’électrification rurale : d’après la Loi N°98/022, il s’agit de toute personne physique ou morale de droit camerounais ayant le droit d’opérer une activité dans le secteur de l’électricité. L’arrêté N°061/CAB/MINMEE du 30 janvier prévoit en particulier l’exigence dans le dossier technique de demande d’autorisation, de licence et de concession, des accords éventuels entre le demandeur et les collectivités territoriales décentralisées ou les populations riveraines sur l’indemnisation des droits aliénés. L’opérateur peut être responsable de la production, du transport et de la distribution de l’énergie électrique ;
2. Une fonction d’usage de l’électricité : selon la Loi N°98/022, est considéré comme usager toute personne physique ou morale connectée à un réseau de distribution en vue d’être approvisionnée en électricité au point de livraison.
L’exercice de cette fonction nécessite l’obtention préalable d’un acte juridique délivré par l’autorité compétente, à moins de bénéficier d’une liberté d’exercice : concession, licence, autorisation ou déclaration.
2.1.1.3. Micro finance sur le marché des services énergétiques ruraux
Aujourd’hui, deux milliards de personnes ne bénéficient pas d’accès aux services énergétiques modernes. Nombre de communautés rurales des pays du sud (Afrique), voient de fait leur développement durable lourdement menacé par la difficulté d’accéder à une source d’énergie propre. D’autre part, les coûts de ces technologies « vertes » baissent progressivement grâce aux avancées technologiques et à l’expansion spectaculaire des marchés. La micro Finance, secteur performant et en pleine croissance, qui depuis plus de 20 ans jouent un rôle fondamental dans l’offre de produit financier adapté à ces populations, est active au coeur de ces communautés et appuie le développement économique de ces territoires dans plusieurs domaines. Mais celui du service énergétique reste jusqu’encore aujourd’hui peu connu par les micros finances à travers les EnRs alors que le potentiel de marché existe en ce sens que :
– Le besoin et le manque d’outil pour accéder au service énergétique est réel.
– L’accès aux services énergétiques via le microcrédit est un concept relativement récent et il présente certaines spécificités, dont il important d’avoir connaissance :
Les retours d’expériences ont montré que la définition d’un produit financier et du service énergétique associés requièrent :
– Une connaissance approfondie du contexte socio économique, institutionnel et législatif de la zone cible ;
– Un choix minutieux des acteurs responsables de la mise en oeuvre et garants de sa réussite ;
– Un suivi de la mise en place et une grande flexibilité pour ajuster au mieux l’ensemble des paramètres.
2.1.2. Plan Directeur d’Electrification Rurale (PDER)outil de développement des collectivités locales
Le Plan de Developpement du Secteur Electrique (PDSE) élaboré par le gouvernement est l’unique document présentant la politique d’électrification rurale. A cet effet les collectivités territoriales dans la perspective de connaître un taux d’électrification rurale en hausse, doivent faire recourt à leur élu à l’assemblé nationale ou à certaines relation avec certains autorités afin de voir valider un quelconque projet d’électrification rurale (ER).
Une telle politique d’ER orienté vers un certain copinage contraint à la favorisation d’un certain groupe de personnes tout en laisant d’autres. L’absence des plans énergétiques locaux visant à une électrification rurale validé par l’Etat pour un fiancement engendre une paupérisation accentuée et une exode des populations vers les centres urbains. Mais il importe de remarquer que les centrales de production d’énergie électrique surtout d’origine hydroélectrique se situent dans les zone rurales. Certaines de ces localités ne voient pas cette énergie produite sur leur territoire participer à leur développement. L’Etat dans la recherche de solutions visant à resoudre le probléme de satisfaction en énergie électrique en zone rurale, de nombreux programmes et projets sont envisagés mais demeurent sans succés. Parmis ces actions de l’Etat dans le secteur de l’électrification, on pourrait débuté par la mise en oeuvre de ces projets de réhabilitation du barrage d’Edéa et les études d’aménagement du barrage réservoir de Lom-Pangar, si elle est conduite à terme, permettra de résoudre le problème du déficit d’énergie du pays selon les prévisions.
Dans le cadre de la mise en oeuvre des mesures permettant d’accélérer l’accès aux services énergétiques modernes, notamment dans les zones rurales, le gouvernement à envisager la mise en oeuvre des programmes suivants :
1. le Plan d’Action National Énergie pour la Réduction de la Pauvreté (PANERP) qui permettra l’approvisionnement en services énergétiques de 1.153 structures éducatives (écoles primaires, lycées et collèges), 110 collèges et lycées d’enseignement technique, 923 centres de santé et 191 adductions d’eau potable ;
2. quatre programmes d’électrification rurale dérivés du Plan Directeur d’Électrification rurale (PDER). Par ailleurs, le plan directeur d’électrification rurale prévoyait à terme l’électrification de 650 localités sur les 10 000 non encore électrifiées. Ce plan étalé en cinq programmes devait permettre dans la phase prioritaire de fournir de l’électricité à 567 localités rurales entre 2005 et 2009, permettant de toucher près de 1,1 million d’habitants pour un montant global de 102,4 millions de dollars. Force est de constater que ce programme prioritaire n’a pas encore démarré à ce jour.
Le programme d’électrification rurale 4 porte sur l’approvisionnement en électricité des régions rurales isolées par le développement de micro et mini-centrales hydroélectriques. Les sites envisagés sont : Mbangmbéré, Gandoua et Mayo Djinga pour la région de l’Adamaoua ; Ndokayo pour la région de l’Est (frontière avec la RCA), Idenau et Baï pour la région ouest du Mont Cameroun, et le site de Deuk Ngoro pour la région isolée du Grand Mbam. Le coût du programme sur une période de 5 ans est évalué à près de 50 millions de dollars (annexe 11.1). L’ensemble des programmes d’électrification rurale est évalué à 177,5 millions de dollar, dont 50 millions pour la petite centrale hydroélectrique (Tableau 4.6). Ces projets seront réalisés dans le portefeuille de la société nationale d’électricité. Dans le sous-secteur des produits pétroliers, le Gouvernement entend poursuivre la clarification des rôles des différents intervenants et la promotion de l’investissement privé dans le secteur.
Tableau 2.1 : Programme d’électrification rurale envisagé dans le PDER
2.1.2.1. PDER 2016-2031 pour amelioration de la production centralisée électrique
Le PDER est un document présentant la viosion du secteur d’électrification rurale du cameroun. Il est voué à connaître des changements dans son contenu selon les besoins et la situation économique du pays. Dans cette partie nous anticipons sur les projections en matiére de planification des projets d’électrification dans un mode de production centralisée d’électricité . Ainsi dans cet optique et selon les attentes des populations affichées par le MINEE, celui qui devrais être établit pour une période de 15 à 20 ans devrais faire ressortir le cadre legislatif, institutionnel, la structure tarifaire, la reglementation ainsi que les normes en matiére d’ER.
Dans l’aspect technique il devrait faire apparaître les differents systémes de production et de distribution d’électricité ainsi que les sources d’alimentation des réseaux MT/BT des localités l’estimation des coûts d’investissement d’exploitation de raccordement et de maintenance tout en tenant compte des solutions techniques envisageables pour alimenter par région et par communes enfin une planification d’extension des réseaux y compris une analyse statique des réseau.
Dans le contexte socio-économique, la maîtrise de la demande dans les localités devrait exister au moyens d’enquêtes.
Avant de mieux présenter nos suggestion sur le PDER à l’horizon 2016 à 2031, il importe de retablir que ce document ne peut connaître une réelle application de son contenu à condition que le MINEE en charge des activités sur l’électricité soit doté au sein de la direction de l’électricité d’une sous direction exersant sur les énergies renouvelables, d’un cadre juridique strict sanctionnant tous contrevenants à la loi. En plus la liberalisation du secteur de l’électricité étant déjà éffective, les futures producteurs ou demandeurs en énergie électrique peut importe leurs rangs devraient signer une close de respect des lois en la matiére (réglés portant le raccordement sur le réseau électrique national, respect de l’environnement , tarification et production). Enfin la priorité doit être portée sur les énergies propres (solaire ou l’hydroélectricité) qui sont bien implantées sur l’ensemble du territoire et un renouvellement de la base de données des differentes centrale créeés au courant de chaque année. Vu les lois en vigueures au Cameroun ci-dessus enoncées pouvant permettre à une commune, un syndicat de communes ou à l’Etat de conceder à une tiers personne d’assurer la distribution et la production d’électricité. La mise au point par chacun d’un schéma directeur d’électrification national ou communal semble être incontournable pour le suivit de la croissance économique.
Dans le cadre de la zone CEMAC, La fourniture des infrastructures énergétiques dont l’Afrique Centrale aura besoin au cours des prochaines décennies nécessite une toute nouvelle politique en matière d’infrastructures, fondée sur une vision sous régionale. Cela implique également la reorganisation des réseaux électriques de la sous région en trois composantes gérés par des opérateurs independants pour des raisons de concurrence (gestionnaires de la production électrique, gestionnaires du réseau de transport, gestionnaires du réseau de distribution ). Cela conduit le gouvernement à savoir à qui s’adresser losqu’il a une longues listes de projets prédéfinies et rigides tout en laissant l’opportunité aux autres acteurs ayant des compétences à postuler à la realisation du projet. Une nouvelle méthode de planification stratégique en vue du développement des infrastructures est proposée et comprend les étapes suivantes:
– Définir la carte des infrastructures énergétiques qui conduira à la mise en place d’un super-réseau intelligent dans la zone CEMAC interconnectant les réseaux à l’échelle de la sous-région.
– Sur la base d’une méthodologie convenue, définir des projets concrets, déclarés d’intérêt sous-région, nécessaires pour mettre en oeuvre ces priorités de manière souple et en s’appuyant sur la coopération régionale afin de répondre aux conditions changeantes du marché et au développement technologique.
– Soutenir la mise en oeuvre de projets d’intérêt sous-régionaux au moyen de nouveaux outils, comme l’amélioration de la coopération sous-régionale, des procédures d’autorisation, des méthodes et des informations plus pertinentes pour les décideurs et les citoyens enfin des instruments financiers innovants.
Le schéma directeur d’électrification rurale
La bonne gestion technique et financière du réseau de distribution s’appuie sur une vision cohérente et partagée de son évolution à moyen et long termes. C’est l’objet du schéma-directeur. Sur les ouvrages ayant de longues durées de vie, les décisions d’investissement ont un impact durable sur le développement du système électrique. Elles sont de nature différente : renouvellement, renforcement, extension, maintenance… Elles sont prises à divers niveaux de responsabilité et interagissent entre elles. Dans ce contexte, il ne suffit pas de s’assurer qu’un nouvel ouvrage est nécessaire à une année donnée ; il faut vérifier qu’il s’insère dans un projet de développement du système électrique cohérent garantissant un fonctionnement optimal à long terme.
Le schéma directeur oriente les études décisionnelles mais ne les structure pas. En revanche, tout choix important conçu dans le cadre d’une étude décisionnelle et qui ne serait pas en cohérence avec le schéma directeur donne lieu à une mise à jour de ce dernier. Plus généralement, une mise à jour est nécessaire lors de tout événement mettant significativement en cause les hypothèses qui ont prévalu au moment de son établissement, et à minima tous les 5 ans.
Les étapes de réalisation d’un schéma directeur d’ER peut être définit comme suit :
. L’élaboration du diagnostic :
C’est l’analyse de l’ensemble des caractéristiques du système électrique permettant d’évaluer ses forces et ses faiblesses (qualité du produit, capacité électrique, sensibilité aux aléas climatiques, organisation structurelle du réseau) Cette phase comporte l’analyse de l’environnement externe et l’appréciation de la sensibilité de la clientèle raccordée au réseau.
. La prévision des consommations et des puissances
Il s’agit de déterminer les taux d’accroissement des charges électriques à alimenter pour des zones englobant un ou plusieurs postes sources.
. La cible à long terme
La construction de la cible à long terme est l’étape fondamentale de la réalisation du schéma directeur. La cible représente le schéma du réseau HTA nécessaire et suffisant, à terme, pour alimenter dans de bonnes conditions les utilisateurs du réseau (choix des structures de réseau HTA, taille des postes sources, caractéristiques physiques et électriques des ouvrages HTA – ces derniers paramètres ayant une influence forte sur la qualité de fourniture). L’élaboration de la cible à long terme s’effectue en restructurant les réseaux existants.
. La définition des stratégies de développement des réseaux
L’étape consiste à déterminer différentes stratégies de développement des ouvrages permettant de passer de l’état initial à l’état final (la cible à long terme) Chaque stratégie est constituée d’une succession d’opérations élémentaires. L’ensemble des opérations doit rester cohérent avec les règles de fonctionnement des réseaux.
. L’échéancier des travaux et des investissements
L’utilisation de l’approche technico-économique permet de déterminer la date optimale de chaque opération élémentaire et d’en déduire le bilan actualisé de chaque stratégie étudiée. A l’issue de cette phase, on obtient un échéancier théorique (coût de l’opération, date optimale de réalisation) de l’ensemble des opérations étudiées. Il en découle un échéancier pratique des opérations à mener à moyen terme en y intégrant des opérations complémentaires telles que le traitement des contraintes électriques résiduelles ainsi que divers autres éléments tels que la qualité de fourniture constatée sur les départs HTA ou le respect des engagements ou des objectifs du distributeur.
. L’estimation du niveau de qualité de fourniture
La conduite des étapes précédentes permet d’évaluer l’évolution probable de la qualité de fourniture en fonction des investissements envisagés. L’évaluation est réalisée par départ HTA en termes de nombres de coupures longues, brèves, très brèves, de temps moyen annuel de coupure. Elle permet l’estimation par zone (petites agglomérations, zones industrielles, zones qualité des contrats CARD…) des performances attendues du réseau HTA.
Les niveaux de vision technique d’une installation sont fonction des réseaux sources de tension. Ainsi on peut énumérer quatre paliers techniques.
– Paliers techniques HTB/HTA
– Paliers techniques HTA
– Paliers techniques HTA/BT
– Paliers techniques BT
Pour des raisons à la fois d’économie, de fiabilité et de maintenance, les matériels mis en oeuvre sur le réseau répondent à plusieurs critères :
– normatifs (exemple : la norme NFC 33-226 pour les câbles HTA)
– d’agrément des Fournisseurs par le Distributeur
– de standardisation par l’adoption des paliers techniques
Pour élaborer le PDER, le MINEE avec son personnel compétent devrait suivre une démarche différente de celle de l’élaboration d’un schéma directeur d’électrification rurale.
Plan Directeur d’Electrification Rurale horizon 2016-2031, pas encore réalisé devrait suivre une démarche inspirée du guide de l’UPDEA qui dans son contenu détaille, de manière exhaustive, les grandes étapes à respecter dans l’élaboration d’un tel plan directeur d’électrification en tenant compte des spécificités des régions à électrifier pour proposer une démarche d’élaboration du PDER du Cameroun horizon 2016 ou 2031.
– ETAPE 1 : Définir la zone rurale et les Indicateurs d’électrification
a-1) Zone rurale
La zone rurale peut se définir à partir de critères d’ordre administratif, démographique ou économique.
Critère d’ordre administratif
Dans tout pays organisé, l’administration centrale distingue :
– la capitale économique ;
– la capitale politique ;
– les grandes agglomérations ;
– les centres urbains.
On peut ainsi retenir comme définition de la localité rurale, toute localité qui n’est pas classée comme agglomérations ou centre urbain.
Critère d’ordre démographique
Les localités sont caractérisées par leur population. On définit ainsi un seuil limite en dessous duquel la localité est considérée comme rurale (exemple : 1000 habitants).
Critère d’ordre économique
L’absence des infrastructures de base suivantes peut servir de critère pour caractériser une localité rurale :
– Centre de santé ;
– Ecoles ;
– Adduction d’eau ;
– Routes carrossables ;
– Complexes agro-industriels ;
– Téléphonie ;
– Etc.
Le Cameroun devra adopter sa propre définition de ses zones rurales en combinant ces critères.
a-2) Indicateurs d’électrification
Le degré d’électrification d’un pays ou d’une région est synthétisé par un indicateur (Annexe 8) qui peut être Global ou Partiel d’une part, Potentiel ou Effectif d’autre part.
– Global
Indicateur relatif à l’ensemble du pays ;
– Partiel
Indicateur relatif à une zone déterminée ;
– Potentiel
Relatif à des grandeurs potentielles;
– Effectif
Effectivement électrifiés;
– ETAPE 2 : Préciser les objectifs de l’électrification rurale
Il s’agit de définir clairement les objectifs poursuivis par le plan directeur d’électrification rurale. Ces objectifs peuvent être quantitatifs et/ou qualitatifs.
b-1) Objectifs quantitatifs
– nombre minimum de localités à électrifier par an ;
– nombre d’abonnés à raccorder ;
– nombre de kilomètres de réseau BT à créer ;
– nombre de foyers d’éclairage public à mettre en service.
b-2) Objectifs qualitatifs
Augmentation du bien être social des populations à travers l’amélioration du niveau :
– de la santé ;
– de l’éducation ;
– du confort domestique ;
– des revenus.
– ETAPE 3 : Analyser le système électrique existant et le cadre institutionnel
Le système électrique d’un pays est composé de moyens de production, transport et distribution. Une description détaillée ainsi qu’une évaluation technique de ces moyens devra être faite :
c-1) Moyens de production
– production classique ;
– production alternative.
c-2) Moyens de transport
– réseau MT ;
– réseau BT ;
– postes de transformation.
c-3) Moyens de distribution
– distribution triphasée ;
– distribution monophasée ;
– modes de branchement.
Le cadre institutionnel, le mode d’exploitation et de maintenance de ces équipements devront également être examinés. Les coûts moyens des équipements et d’exploitation devront être déterminés.
– ETAPE 4 : Collecter les données
Toutes les données nécessaires à l’établissement du plan directeur devront être collectées. Notamment :
d-1) Les localités
Etablir la liste des localités rurales avec les données de base suivantes :
– Statut (électrifiée ou non) ;
– Population ;
– Infrastructure ;
– Plan de lotissement.
Ces localités seront par la suite classées en proche du réseau, éloignées du réseau, isolées ou transfrontalières.
d-2) Les programmes de développement locaux
Identifier les programmes de développement décentralisés à l’échelle des collectivités locales ou territoriales. On retiendra en priorité les projets :
– D’électrification ;
– D’adduction d’eau ;
– D’éducation ;
– De santé ;
– D’Agro industrie.
d-3) Les ressources énergétiques
. Faire la liste des centres de production autonomes, non reliés au réseau électrique national ;
. Obtenir la cartographie des ressources énergétiques du pays :
– Hydraulique ;
– Eolienne ;
– Solaire ;
– ETAPE 5 : Choisir les options technologiques
Analyser les options technologiques ou techniques à retenir en matière d’électrification rurale selon les domaines suivants :
– Production ;
– Réseau MT ;
– Distribution.
e-1) Production
– Groupe Diesel ;
– Energie de la biomasse ;
– Micro centrale hydraulique ;
– Système solaire ou Système éolien ;
– Raccordement au réseau électrique.
e-2) Réseau MT
– Niveau de tension optimal ;
– Conducteurs (nombre, section, alliage) ;
– Supports (nature, armements, isolateurs) ;
– Mises à la terre ;
– Postes MT/BT (haut de poteau, au sol, protection transfo).
e-3) Distribution
– Conducteurs (nombre, section, alliage) ;
– Supports (nature, armements, isolateurs) ;
– Mises à la terre ;
– Raccordement des abonnés (branchement, compteurs, prépayés);
Ces différentes options seront mises en oeuvres selon le type de localité à électrifier, les orientations technologiques du pays et le cadre institutionnel du secteur électrique.
– ETAPE 6 : Etablir une prévision de la demande
La prévision de la demande consiste à quantifier la demande d’énergie nécessaire pour alimenter les nouveaux clients ruraux et les moyens de production additionnels nécessaires. Cette prévision s’appuie sur des scénarios de consommation d’énergie forts (taux d’électrification élevé), des scénarios moyens et des scénarios bas pour déterminer la puissance dont on a besoin. Il est recommandé de procéder en une segmentation des villages et bien distinguer les villages ou hameaux de quelques habitations. La démarche suivante pourra être adoptée :
– Analyse de l’évolution passée ;
– Prévision synthétique de la demande ;
– Prévision analytique de la demande ;
– Identification et analyse des charges ponctuelles.
– ETAPE 7 : Caractériser les localités à électrifier
Les localités à électrifier sont caractérisées selon des critères qui tiennent compte :
– De la situation du réseau électrique ;
– Du niveau des infrastructures ;
– De la population et statut administratif ;
f-1) Situation du réseau électrique
Les localités sont classées en fonction de leur distance par rapport au réseau électrique moyenne tension. Celles qui sont les plus proches du réseau sont favorisées. On distinguera les localités « sous ligne MT », les localités proches du réseau et les localités isolées.
f-2) Niveau local des infrastructures
Les localités qui bénéficient déjà d’infrastructure de développement seront privilégiées. On recherchera notamment la présence :
– d’unités agro industrielles ;
– de centres de santé ;
– d’établissements éducatifs ;
– de téléphonie rurale et d’adduction d’eau.
f-3) Population et statut administratif
La taille de la population et le statut administratif de la localité peuvent servir à faire un premier tri des localités à électrifier. Chaque société devra retenir le critère le plus pertinent en fonction des objectifs locaux d’électrification et de la politique énergétique nationale. Cependant, la programmation définitive devra se faire à partir de critère économique qui synthétise plusieurs paramètres.
– ETAPE 8 : Elaborer le planning d’électrification rurale
Le planning d’électrification rurale consiste à identifier des projets d’électrification et à programmer leur exécution dans le temps en tenant compte de critère de rentabilité économique et du budget annuel alloué à cette activité. La méthode suivante peut être adoptée :
– Calcul du critère de rentabilité ;
– Classement des projets par critère décroissant ;
– Sélection des projets à alimenter par le réseau ;
– Sélection des projets à alimenter en isolé ;
– Sélection des projets à alimenter en transfrontalier.
g-1) Calcul du critère de rentabilité
Le critère recommandé pour évaluer la rentabilité des projets d’électrification rurale est le taux de rentabilité interne économique (TRIE). Son évaluation est basée sur une analyse de type coûts/bénéfices. Le coût du projet est constitué par la valeur Hors Taxes de l’investissement nécessaire au raccordement de la localité. Le bénéfice du projet correspond à la substitution de l’électricité du réseau aux dépenses énergétiques liées aux consommations des ménages ainsi qu’à la valorisation économique de l’éclairage public. Cependant, d’autres critères peuvent être choisis : Coût d’électrification par habitant, Coefficient de mérite, etc.
g-2) Classement des localités par critère de rentabilité décroissant
Les localités sont ensuite classées selon le critère retenu en (g-1) dans un fichier récapitulatif où, en plus de la valeur du critère on rappelle le statut administratif de la localité, les infrastructures de développement existantes et la taille de la population.
g-3) Sélection des projets à alimenter par le réseau
Deux approches peuvent être adoptées :
– Planification de type classique
Une première liste de localités à électrifier est établie en plaçant en priorité 1 les localités ayant la plus forte valeur du critère de rentabilité retenu. Ce sont en général celles qui sont le plus proche du réseau MT et ayant un bon potentiel de consommation d’énergie électrique. Le développement du réseau électrique nécessaire au raccordement de ce premier lot de localités rapproche nécessairement de nouvelles localités du réseau. Ces nouvelles localités constituent la liste de priorité 2. On planifie ainsi de proche en proche l’électrification de l’ensemble des localités de la région en constituant des listes placées en priorité 3 et 4.
– Planification multi sectorielle
La planification multisectorielle ne prend pas en compte uniquement des paramètres purement électriques mais également de la présence ou non d’infrastructures de développement ainsi que l’appartenance à une zone à forte potentialité agricole ou industrielle. Les paramètres retenus sont ceux de l’Indice de Développement Humain (IDH), c’est-à-dire la Santé, l’Instruction et le niveau de vie. Ces paramètres se reflètent par la présence, au sein de la localité à électrifier, d’un centre de santé, d’un établissement éducatif et d’une activité économique existante ou potentielle. Les priorités de programmation se déclinent de la manière suivante :
– priorité 1 : localités présentant les trois infrastructures ;
– priorité 2 : localités présentant deux infrastructures ;
– priorité 3 : présence d’une seule infrastructure ;
– priorité 4 : absence d’infrastructure.
Quelle que soit l’approche adoptée, les programmations annuelles se font ensuite en fonction des budgets allouées à l’électrification rurale, des contraintes d’équilibre régional et éventuellement de directives sociopolitiques. Le plan se présente comme une liste de localités à électrifier pour chaque année avec les informations minimales suivantes :
. équipements techniques
– longueur de réseau MT et BT,
– transformateurs
– foyers EP,
. coûts HT et TTC (fournitures & Travaux)
. population,
. TRIE ou autre critère de rentabilité.
L’incidence du programme sur les indicateurs d’électrification retenus (Taux d’accès, Taux d’électrification, etc.) est évaluée et servira de valeur cible.
g-4) Sélection des projets à alimenter en isolé
Les localités à alimenter en isolées sont celles qui sont très éloignées du réseau électrique et qui ne seront pas atteintes par le processus naturel de développement du réseau avant une longue période (10 à 20 ans). On parle alors, soit d’électrification rurale décentralisée ou de pré électrification.
g-5) Sélection des projets à alimenter en transfrontalier
Cette technique peut être envisagée pour le raccordement des localités situées en bordure de frontière et dont le raccordement au réseau électrique du pays limitrophe est moins coûteux.
– ETAPE 9 : Identifier les moyens
Les moyens à mettre en oeuvre pour accompagner ce plan sont des moyens humains, techniques et des outils méthodologiques.
h-1) Moyens Humains
Les moyens humains sont constitués par le personnel en charge de la conception, de la mise en oeuvre et du suivi du Plan Directeur. Les compétences sont requises au niveau ingénieur, technicien supérieur et agents de maîtrise dans les spécialités suivantes :
– électromécanique et réseaux électriques ;
– économie de l’énergie;
– planification des systèmes énergétiques ;
– énergies nouvelles et renouvelables ;
– informatique et dessin.
Les centres africains de formation initiale et continue doivent être identifiés, répertoriés et sollicités en priorité au besoin.
h-2) Moyens Techniques
– Système d’Information Géographique (SIG)
Le système d’information géographique (SIG) est un puissant outil d’information et de planification de l’électrification rurale. Il est utile pour la cartographie du pays, la localisation des localités, le tracé du système électrique et la prise en compte de toutes les données socio économiques liées aux localités grâce à une base de données. Il contient également les outils informatiques de calcul divers et de simulation. Il permet une planification multi sectorielle.
– Répertoire de fabricants de matériel
Le matériel nécessaire à la mise en oeuvre du programme peut être constitué en différents lots de fournitures à soumettre à un appel d’offres international. Il convient donc de disposer d’un répertoire des sociétés africaines de matériel électrique pour l’électrification rurale.
– Entreprises de montage
Un tissu d’entreprises locales performantes de montage électromécanique doit être encadré, organisé et utilisé.
h-3) Outils Méthodologiques
– Appel d’offres ;
Les consultations doivent se faire par appel d’offres, international pour les fournitures et local pour les travaux de montage électromécanique afin de réduire les coûts. Des procédures claires et transparentes de passation de marchés doivent être élaborées et appliquées.
– Monitoring ;
Les impacts attendus de l’électrification rurale sur la santé, l’éducation, le bien être social et le revenu des ménages ne peuvent être évalués et quantifiés qu’à travers un programme de mesure d’indicateurs précis, sur un échantillon de localités et selon une périodicité fixe. Il convient donc de mettre en place un système de monitoring basé sur un questionnaire permettant de suivre l’évolution de paramètres spécifiques au niveau des localités retenues.
– Mesure d’impact sur l’environnement ;
L’impact des programmes d’électrification rurale sur l’environnement doit être mesuré. Notamment :
– préservation de la biodiversité ;
– réduction des gaz à effet de serre, etc.
2.1.2.2. Le délestage dans un système de production centralisée d’électricité
A partir de l’année 1995, le Cameroun a connu une croissance. Cependant, cette croissance a été freinée par la pénurie d’énergie au début des années 2000. A la suite de l’atteinte du point d’achèvement de l’initiative PPTE, le Cameroun a besoin d’un approvisionnement énergétique adéquat pour soutenir les investissements et la croissance économique du pays. Pour atteindre cet objectif, le besoin d’augmenter le débit du fleuve Sanaga par sa régulation s’avère nécessaire afin d’accroître son débit à e porter son débit à 1040 m3/sec permettant ainsi d’augmenter la productivité énergétique des centrales existantes ou à construire en aval et celles devant connaître un aménagement (Song Loulou, Edéa).
Afin de mieux comprendre ce phénomène, nous allons considérer un cas d’étude théorique devant mieux explique les raisons de régulation du débit d’eau sur la Sanaga.
La ville de Yaoundé est dispose de deux grands types de consommateurs d’énergie électrique : les grandes entreprises de production de biens et de services et le secteur public. Deux types de centrales alimentent la ville de Yaoundé : la centrale hydroélectrique d’Edéa et la centrale thermique d’Oyomabang. La demande en énergie est représentée par les courbes suivantes :
La pointe annuelle du système de la production est 400MW. Le premier type de client contribuant à 60% de la pointe. Dans ce cas d’étude, nous envisageons présenter la monotone annuelle de la demande, ainsi que celle de l’énergie permettant d’étudier l’équilibre entre l’offre et la demande.
Caractéristiques de l’offre
On constate à travers cette monotone que tous les consommateurs sont alimentés dans la ville de Yaoundé en saison de pluies, c’est-à-dire que la pointe de puissance fournie par la centrale hydroélectrique est suffisante pout tous les utilisateurs.
On constate à travers cette monotone que tous les consommateurs ne sont alimentés dans la ville de Yaoundé en saison séche, c’est-à-dire que la puissance fournie qui est de l’ordre de 320MW fournie par la centrale hydroélectrique est insuffisante pout tous les utilisateurs. Alors la mise en fonctionnement de la centrale thermique est necessaire pour compenser le deficit énergetique.
g) Calcul de la nouvelle puissance disponible : 320 + 70 = 390 MW
Malgré la mise en fonctionnement de la centrale thermique de Yaoundé, la puissance nécessaire pour satisfaire les besoins en énergie électrique de cette région reste déficitaire, avec : 400 + 390 = 10MW