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Les 5 principaux marchés de l'électricité de l'Afrique de l'Ouest (WAF) sont dans l’ordre le Nigeria, le Ghana, la Côte-d'Ivoire, le Cameroun et le Sénégal avec une consommation cumulée de 44,5 Térawattheures. Ces marchés sont tous en pleine mutation et se trouvent à différents stades de leur processus de libéralisation.

Cette fiche présente les principales informations relatives à ces marchés pour l'année 2014.

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Principaux marches ouest-africains de l’électricité en 2014

  1. 1. Par Patrick Hervé BABOGA, Ingénieur polytechnicien 1/2 principaux marches ouest-africains de l’électricité – 2014 En 2014, les 5 principaux marchés de l'électricité de l'Afrique de l'Ouest (WAF) étaient dans l’ordre le Nigeria, le Ghana, la Côte-d'Ivoire, le Cameroun et le Sénégal avec une consommation cumulée de 44,5 Térawattheures. Ces marchés sont tous en pleine mutation et se trouvent à différents stades de leur processus de libéralisation. Néanmoins, ils continuent de faire face aux mêmes difficultés, notamment :  Un déficit structurel de l'offre qui conduit généralement à des délestages ;  Des difficultés d'approvisionnement en énergie fossile ;  Des réseaux de transports vétustes et obsolètes résultant en : o des effondrements partiels ou totaux fréquents du réseau national ; o Des pertes importantes, en particulier dans la distribution.  Des tarifs peu élevés qui mettent en péril la santé financière des compagnies d'électricité. Pour résoudre ces problèmes, les gouvernements de ces pays ont tous fait le choix de la réforme, afin de stimuler l'investissement privé dans le secteur de l’électricité. La Côte-d'Ivoire est considérée par beaucoup d’experts comme un exemple de libéralisation du secteur de l’électricité. Ce pays est l'un des premiers de la zone WAF à lancer la libéralisation de son marché de l’électricité. Ce processus a commencé en 1985 avec une nouvelle loi régissant le secteur de l’électricité qui a libéralisé la production. La privatisation de la Société nationale EECI en 1990, le contrat de concession signé avec la CIE la même année et le début de la production de la CIPREL, le premier producteur indépendant ivoirien, en 1994, sont parmi les étapes importantes de ce processus. Ce pays compte désormais 3 producteurs indépendants, mais demeure dominé par la CIE qui a bénéficié d'un monopole dans le transport et la distribution. Néanmoins, avec l'ouverture du transport et de la distribution à la concurrence, conformément au nouveau code de l'électricité de 2014, cette situation devrait évoluer à court terme. Le principal défi auquel ce marché devra faire face à l'avenir est la sécurisation du gaz pour sa production thermique. Le deuxième pays à avoir lancé le processus de la libéralisation de son marché de l'électricité était le Ghana, avec les Actes 538 et 541 de 1997. Quelques jalons de ce processus sont: le début de la production de TICO, premier producteur indépendant du Ghana, en 2000 et la création d'une société de transport en 2008. En 2014, le Ghana comptait de nombreuses sociétés dans la production (5) et la distribution (3) d’électricité, le transport étant un monopole, conformément à la loi. Bien que sur de nombreux aspects le marché de
  2. 2. Par Patrick Hervé BABOGA, Ingénieur polytechnicien 2/2 l'électricité du Ghana peut être considéré comme le marché le plus mature de la zone d’Afrique de l’Ouest, il continue d'être dominé par des entreprises appartenant à l'Etat, à savoir la VRA, la BPA, la GRIDCO, la ECG et la NEDCO. Le principal défi de ce marché pour l'avenir sera de fixer les tarifs qui permettront de rétablir la santé financière du secteur sans mettre en péril la demande. Le Sénégal est le troisième des 5 plus importants marchés de la zone WAF à s’engager à réformer son secteur de l’électricité avec une loi publiée en 1998. Ce processus a conduit en 1999 à un accord de privatisation qui a été annulé en 2000 et à ce jour la SENELEC est toujours une société d'État. Malgré cette privatisation interrompue, les producteurs indépendants ont commencé la production dès 1999, avec la mise en service de la centrale GTI de Dakar. Le Sénégal comptait en 2014, 2 producteurs indépendants d'électricité, deux capacités dédiées dans des barrages maliens et louait des moteurs additionnels pour satisfaire sa demande. La SENELEC reste l'acteur dominant de ce marché et est présente dans la production, le transport et la distribution. Le principal défi auquel ce secteur sera confronté à l'avenir est l’accès à moindre coût à l’énergie primaire ou à de l'électricité (les projets mauritanien Banda Gas et d’usine flottante sont des opportunités intéressantes). Le quatrième marché à s’engager dans le processus de libéralisation dans la zone WAF était le Cameroun avec le code de l'électricité de 1998 et la vente en 2001 par l'État de 56 % de participation dans la Compagnie nationale SONEL. Quelques jalons de ce processus sont: le début de la production de DPDC, premier producteur indépendant, en 2009 et la mise en service en 2013 de la plus grande capacité de production depuis plus de 30 ans (la centrale thermique de Kribi 216 MW). Bien qu'ayant deux producteurs indépendants, le marché de l'électricité camerounais continue d'être dominé par ENEO le successeur de la SONEL qui a bénéficié d'un monopole dans le transport et la distribution et exploite également des centrales hydroélectriques et thermiques. Ce monopole a pris fin avec le nouveau code de l'électricité de 2011 et la création d'une société de transport en 2015. Compte tenu de la capacité de production importante en construction, le défi majeur de ce marché sera de développer et mettre à niveau le réseau national (Raccorder les trois réseaux existants). La mauvaise performance de son marché de l'électricité a obligé le Nigeria à commencer la libéralisation de ce secteur avec l'octroi d'une approbation express à certaines entreprises. Cette approche a abouti à la mise en service en 2001 de la barge d'AES, le premier producteur indépendant du Nigeria, et en 2005 de la centrale d’Agip Okpai. En parallèle, le Nigeria a démarré la révision de sa réglementation, afin de stimuler le financement privé. Cette option a conduit à l'adoption en 2005 de la réforme du secteur de l'énergie électrique. Le principal résultat de cette réforme a eu lieu en 2013 avec la création de 5 sociétés de production d'électricité, une société de transport et 11 sociétés de distribution, toutes héritières de la Power Holding Company of Nigeria. Cette réforme a également favorisé l'arrivée de plusieurs producteurs indépendants supplémentaires depuis 2005. Ainsi, à la fin de l'année 2014, le Nigeria comptait, plus de 30 sociétés d’électricité et était le plus grand marché de la zone WAF. Dans les prochaines années, ce marché sera confronté à deux principaux défis : la diminution des pertes de transport et de distribution (46 % en 2014) et la fixation des tarifs d'électricité appropriés. Ci-après une fiche qui présente plus en détail les principales informations relatives à ces marchés pour l’année 2014.
  3. 3. N° Pays Principaux indicateurs Production Transport Distribution Consommation Observations 1 Nigéria Population : 177 500 000 PIB : 568 500 millions de USD Superficie : 923 768 km2 Capacité installée : 11,732 GW Capacité disponible : 7,485 GW Production nette : 29 244 GWh Facteur de charge : 28,5 % Energies primaires : gaz naturel, hydro Producteurs : 5 héritiers de la PHCN + producteurs indépendants (IPP, NIPP, IOC) Charge maximum : 4,144 GW longueur du réseau : 15 022 km Type de lignes : 330/132 kV Pertes : 9,7 % Nombre de réseau : 1 Opérateur : TCN (Société d'Etat) 15 effondrements totaux ou partiels du réseau Longueur des lignes : 356 363 km MT : 33/11 kV BT: 415/220 V 18 % de Pertes réseau + 28 % de pertes de recouvrement Opérateurs : 11 sociétés de distribution Consommation : 21 654 GWh nombre d'abonnés : 8 645 000 Consommation par habitant : 126 kWh prix moyen : 144,60 USD/MWh taux d'accès à l'électricité 45 % L'opérateur historique, la PHCN, a été privatisé en 2013 La seconde phase des tarifs pluriannuels (MYTO 2) est en cours d' implentation et les tarifs reflètent mieux les coûts Agence de régulation : NERC, ECN L'indisponibilité du gaz, une pluviométrie incertaine et des contraintes de transport et de distribution affectent fortement ce secteur d'activités Exporte l'électricité vers le Togo, le Bénin et le Niger Coût du gaz naturel : 3,3 USD/MMBTU 2 Ghana Population : 26 790 000 PIB : 38 620 millions de USD Superficie : 238 535 km2 Capacité installée : 2,830 GW Production nette : 12 963 GWh Facteur de charge : 52,3 % Energies primaires : Hydro, gaz naturel, pétrole brut léger, solaire Producteurs : VRA, BPA (Société d'Etat), TICO, CEL, SAPP (producteurs indépendants) Charge maximum : 2,061 GW longueur du réseau : 4 450 km Type de lignes : 330/225/161/65 kV Pertes : 4,3 % Nombre de réseau : 1 Opérateur : GRIDCO (Société d'Etat) Longueur des lignes : 91 382 km MT : 34,5/33/30/20/11 kV BT: 415/220 V Pertes : 25,2 % Opérateurs : ECG, NEDCO (Sociétés d'Etat) and EPC (Société privée) Consommation : 10 182 GWh nombre d'abonnés : 2 658 6021 Consommation par habitant : 380 kWh prix moyen : 158,07 USD/MWh taux d'accès à l'électricité 80 % SAIDI : 215/106 hrs par consommateur1 SAIFI : 135 par consommateur1 L'opérateur historique la VRA reste une société d'Etat La Formule Automatique d'Ajustement (AAF) est en cours d'implémentation et les tarifs reflètent mieux les coûts Agence de régulation : PURC, EC La faible performance récurrente du WAGP oblige le Ghana à dépendre du pétrole brut pour sa production thermique Exporte l'électricité vers le Togo, le Benin et le Burkina Coût du gaz naturel : 8,7 USD/MMBTU Coût du pétrole : 110,2 USD/bbl 3 Côte d'Ivoire Population : 22 160 000 PIB : 34 250 millions de USD Superficie : 322 463 km2 Capacité installée : 1,632 GW Production nette : 8 152 GWh Facteur de charge 57,0 % Energies primaires : Gaz naturel, Hydro, fioul, diesel Producteurs : CIE (15 % des parts detenus par l'Etat) CIPREL, AZITO, AGGREKO (producteurs indépendants) Charge maximum : 1,148 GW longueur du réseau : 4 697 km Type de lignes : 225/90 kV Pertes : 6,4 % Nombre de réseau : 1 Opérateur : CIE Longueur des lignes : 37 961 km MT : 30/11 kV BT: 380/220 V Pertes : 17,6 % Opérateur : CIE Consommation : 5 563 GWh nombre d'abonnés : 1 311 741 Consommation par habitant : 251 kWh prix moyen : 138,70 USD/MWh taux d'accès à l'électricité 77 % SAIDI : 40 hrs par consommateur L'opérateur historique EECI a été privatisé en 1990 Les tarifs sont régulés, ne reflètent pas les coûts et ne sont que rarement modifiés Agence de régulation : ANARE Exporte l'électricité vers le Togo, le Benin, le Burkina, le Mali et dans une moindre mesure le Ghana Coût du gaz naturel : 5,3 USD/MMBTU coût du fioul : 972,2 USD/TM 4 Cameroun Population : 22 770 000 PIB : 32 050 millions de USD Superficie : 475 440 km2 Capacité installée : 1,249 GW Production nette : 6 080 GWh Facteur de charge 55,6 % Energies primaires : Hydro, gaz naturel, fioul, diesel, solaire, bio-méthane Producteurs : ENEO (44 % de part Etat), KPDC, DPDC (producteurs indépendants) Charge maximum : 0,790 GW longueur du réseau : 2 232 km Type de lignes : 225/110/90 kV Pertes : 5,6 % Nombre de réseaux : 3 Opérateur : ENEO Longueur des lignes : 34 358 km MT : 30/15 kV BT: 380/220 V Pertes : 30,9 % Opérateur : ENEO Consommation : 4 360 GWh nombre d'abonnés : 951 496 Consommation par habitant : 191 kWh prix moyen : 129,40 USD/MWh taux d'accès à l'électricité : 50 % SAIDI : 105,2 hrs par consommateur SAIFI : 305 par consommateur L'opérateur historique SONEL a été privatisé en 2001 Les tarifs sont régulés et ne sont que rarement modifiés Agence de régulation : ARSEL Société de transport créé en 2015 coût du fioul : 476,2 USD/TM Coût du diesel : 1 213,2 USD/TM 5 Sénégal Population : 14 670 000 PIB : 15 660 Millions de USD Superficie : 196 190 km2 Capacité installée : 0,828 GW Production nette : 3 227 GWh Facteur de charge 44,0 % Energies primaires : fioul, hydro, gaz naturel, diesel Producteurs : SENELEC (Société d'Etat), GTI KONOUNE (producteurs indépendants), MANANTALI, FELOU (Capacité dédiée) AGGREKO, APR Energy (Capacité louée) Charge maximum : 0,466 GW1 longueur du réseau : 511 km1 Type de lignes : 225/90 kV Pertes : 2,4 % Nombre de réseaux : 3 Opérateur : SENELEC Longueur des lignes : 16 466 km1 MT : 30/6,6 kV BT: 380/220/127 V Pertes : 18,4 % Opérateur : SENELEC Consommation : 2 565 GWh nombre d'abonnés : 1 050 228 Consommation par habitant : 194 kWh prix moyen : 237,69 USD/MWh Taux d'accès à l'électricité : 60 % END = 21 GWh Le processus de privatisation de la SENELEC a été annulé en 2000 par l'Etat du Sénégal Les tarifs sont régulés, ne reflètent pas les coûts et ne sont que rarement modifiés Agence de régulation : CRSE Le Sénégal dispose de 60 et 15 MW de capacité dédiée dans les barrages hydroélectriques de Manantali et de Felou (Mali) coût du fioul : 710,0 USD/TM Coût du diesel : 1 083,1 USD/TM Coût du gaz naturel : 8,9 USD/MMBTU 1 Données de 2012 Source : Régulateurs, Sociétés d'Electricité, Ministères de l'Energie, Agence Internationale de l'Energie, Banque Mondiale, Banque Africaine de développement Par Patrick BABOGA, Ingénieur polytechnicien 3/3

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