L'ÉNERGIE ÉLECTRIQUE
1
INTRODUCTION :
L'organisation du secteur électrique en Côte d'Ivoire a été
bouleversée ces dix dernières années.
Ces changements
s'inscrivent dans un projet de complète libéralisation de
l'économie ivoirienne poussée par le Fond Monétaire International
(F.M.I) et les bailleurs de fonds. Depuis l'arrivée en 1990 de la
Compagnie Ivoirienne d'Électricité (C.I.E), les acteurs privés se
multiplient et développent des projets sous forme de BOOT (Build
Operate Own and Tranfer).
Bénéficiant des découvertes de
gisements gaziers offshore, l'indépendance énergétique de la
Côte d'Ivoire peut être maintenant envisagée.
La valorisation de
ces ressources doit être un moyen de développer l'ensemble des
composantes du secteur électrique (production, transport,
distribution) et permettre ainsi un plus large accès, à moindre
coût, à l'énergie électrique.
C'est ainsi que le gouvernement
ivoirien avait lancé un programme ambitieux d'électrification
rurale.
2 LES ACTEURS
:
Les acteurs publics :
L'État ivoirien rempli sa mission par le biais du Ministère de
l'Énergie, sous la tutelle financière du Ministère de l'Économie
et des Finances et grâce à l'expertise technique du BNETD (Bureau
National d'Etude Techniques et de Développement).
Depuis le 16
décembre 1998, la dissolution de l'EECI a segmenté en trois les
missions de suivi par l'État du secteur électrique.
L'ANARE ou Autorité Nationale de Régulation du Secteur de l'Électricité
est chargée d'arbitrer les désaccords entre l'État et les
opérateurs du secteur et entre les opérateurs entre eux, d'être
le garant du respect des conventions, des règlements et des
différentes concessions.
La SOGEPE ou Société de Gestion du Patrimoine du Secteur Électrique
est en charge de la gestion du patrimoine de l'État, et
du suivi financier et comptable des flux financiers du secteur.
La SOPIE ou Société d'Opération Ivoirienne d'Électricité
s'occupe de la gestion des mouvements d'énergie électrique, de la
planification des projets en matière de production, de transport et
de distribution, et de la maîtrise d'ouvrage des travaux revenant
à l'État ivoirien en tant qu'autorité concédant.
Les acteurs privés :
Les acteurs privés interviennent dans la gestion du réseau, la
production d'électricité et la fourniture de gaz naturel,
combustible des centrales thermiques.
La CIE (Compagnie ivoirienne d'Électricité) est depuis le 25
octobre 1990, l'opérateur concessionnaire du service public pour
une période de 15 ans (jusqu'en 2005). SAUR International en est
l'actionnaire majoritaire (51% du capital).
Ses missions consistent
à exploiter les infrastructures mises à sa disposition par l'État
ivoirien (ensemble des ouvrages hydroélectriques et la centrale de
Vridi I), d'assurer le gestion technique et commerciale du système
électrique ivoirien et de réaliser les travaux définis dans la
convention périodique définie par l'autorité concédante.
La CIPREL (Compagnie Ivoirienne de Production Électrique) est
détenue à 90% par SAUR Énergie (10% restant: Proparco et Société
Financière Internationale).
Grâce à un contrat de type BOOT
signé le 20 juillet 1994, s'appliquant pour une durée de 19 ans
(jusqu'en 2013), la CIPREL a développé sous le contrôle de l'État,
le projet de conception, de construction et d'exploitation de la
centrale thermique de VRIDI II (212 MW).
CINERGY Elle est chargée de financer, de
construire, d'exploiter la centrale thermique d'Azito (450 MW
répartis en trois tranches).
Cette société propriétaire de la
concession pendant 25 ans devra, au terme du contrat, transférer la
propriété de la centrale à l'Etat ivoirien (1998®2023). Le
contrat de concession signé le 15 juillet 1998 prévoit l'achat,
par la C.I.E, de la totalité de l'énergie électrique produite sur
le site d'Azito.
Composition de son capital:
70% : CINERGY Holding
(51% :A.B.B (Asea Brown Boveri), 49% : E.D.F)
30% : IPS-Côte
d'Ivoire (Industrial Promotion Services, du groupe Aga Khan) et la
SFI (Société Financière Internationale, du Groupe Banque
Mondiale).
OCEAN ENERGY Le gaz découvert en
novembre 1993, sur le champ pétrolier offshore, " Panthère
" (Bloc CI-11) a permis de fournir du combustible à moindre
coût, sur le site de production d'énergie électrique d'origine
thermique de VRIDI 1 (1994).
La concession de ce bloc a été
attribuée à UMIC (Etats Unis), Seagull (Etats Unis), Yukong
(Corée du Sud) et PETROCI Exploration Production (Côte d'Ivoire).
UMIC (OCEAN ENERGY depuis sa fusion avec Seagull) opérateur
technique de l'exploitation du gisement, est ainsi devenu, un nouvel
acteur important du secteur énergétique ivoirien.
A ce jour, OCEAN
ENERGY produit 60 millions de pieds cubes de gaz par jour et 12 000
barils de pétrole lourd par jour et fournit les centrales thermiques
de VRIDI I, de VRIDI II et d'AZITO.
APACHE Depuis
décembre 1998, le nouveau champ gazier FOXTROT (Bloc CI-27) est
entré en production. Son inauguration a eu lieu le 2 juin 1999.
Le
consortium à la tête de cette concession est constitué de
l'opérateur technique APACHE CI (filiale du groupe Bouygues 24% ;
France), de SAUR Energie (filiale du groupe Bouygues 24 % ; France), d'ENERCI (Electricité De France / Gaz De France ; 12%) et de la
société publique ivoirienne PETROCI (40%, Côte d'Ivoire).
La
production actuelle est de 52 million de pieds cubes de gaz par jour
et alimente les centrales thermiques de VRIDI I, VRIDI II et d'Azito.
RANGER OIL CI Ranger Oil se positionne en nouvel arrivant
en relançant l'exploitation du champs CI 26 (Espoir). En parallèle
Ranger Oil mène une importante campagne d'études sismiques sur les
blocs CI 101, CI 102 et CI 103 dont les résultats des simulations
sismiques en cours seront prochainement connus.
L'opérateur RANGER
OIL CI est dirigé par Ranger Oil (24 %), avec comme partenaires
Addax Petroleum (24 %), Tullow (24 %), Svenska (18 %) et la
société publique ivoirienne Petroci (10 %).
La société
canadienne RANGER OIL débute en novembre 2001 la production du bloc
CI 26, champs Espoir, avec des prévisions de 29.000 barils de
pétrole et 35 millions de pieds cubes de gaz / jour à l'horizon
2005.
3 LA PRODUCTION
:
Le parc de production électrique ivoirien repose sur une
combinaison entre des moyens de production d'origine thermique et
hydraulique représentant une puissance totale installée de 1265,5
MW.
La production hydraulique représente une puissance potentielle
de 607,5 MW répartie sur 6 barrages. Les apports hydrauliques en
1999 ont été de 2 056 Gwh nets (hors Buyo).
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|
Ayamé 1
|
Ayamé 2
|
Kossou
|
Taabo
|
Buyo
|
Grah
|
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Date de mise en service
|
1959
|
1965
|
1971
|
1978
|
1980
|
1983
|
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Puissance Installée
|
22 MW
|
32 MW
|
175,5 MW
|
210 MW
|
170 MW
|
5 MW
|
|
Productible
|
60 GWh
|
90 GWh
|
505 GWh
|
850 GWh
|
900 GWh
|
19 GWh
|
L'ouvrage de Buyo connaît des problèmes de gonflement de béton
qui agissent sur le bon fonctionnement des turbines. Des travaux
sont entrepris conjointement par EDF et Bouygues (60 MFF financés
par l'AFD)
La production thermique s'est développée rapidement depuis la
période de sécheresse de 1983 ayant suscité une grave crise
énergétique en Côte d'Ivoire. La puissance installée est de 658
MW, répartie sur 3 sites.
|
|
Date de mise en service
|
Puissance installée
|
Puissance disponible
|
Vridi I :
TAV 1
TAV 2
TAV 3/4
TAG 1/2/3/4
|
1968
1969
1976
1984
|
Démantelée
Démantelée
150 MW
88 MW
|
0
0
125 MW
86 MW
|
Vridi II :
TAG 5/6/7
TAG 8
|
1995
1997
|
102 MW
110 MW
|
102 MW
110 MW
|
Azito :
TAG 1
TAG 2
|
1999
2000
|
144 MW
144 MW
|
144 MW
144 MW
|
Les turbines à vapeur de VRIDI I ont connu de sérieux dommages et
ne fonctionnent plus à ce jour.
La deuxième tranche de la centrale thermique d'AZITO de 144 MW
supplémentaire a été mise en service en février 2000.
La troisième et dernière tranche d'une puissance comparable aux
deux premières tranches, est prévue en cycle combiné.
Les projets à venir concernent le barrage de Soubré et/ou la
troisième tranche d'AZITO afin de répondre à la demande.
Le barrage de Soubré, d'une puissance installée proche de 300 MW
devrait, à l'horizon 2006/2007, équilibrer les sources de
production de la Côte d'Ivoire (50% hydraulique - 50% thermique),
pour ne pas créer de dépendance excessive vis à vis du gaz.
Ce
projet a fait l'objet de premières études poussées en 1983-84. Un
appel d'offre a été lancé en juin 1999, pour déterminer le
cabinet responsable des études de faisabilité.
Le cabinet COYNE ET
BELLIER assure actuellement la remise à jour des études datant des
années 1980 et réalise les études environnementales.
L'arbitrage du choix entre la troisième tranche de la centrale d'AZITO et le développement du barrage de Soubré sera apprécié
dans les prochains mois à partir des critères suivants :
rééquilibrage du parc de production en faveur de l'énergie
d'origine hydraulique,
comparaison des coûts de développement des
2 infrastructures,
évolution du prix du gaz et politique gazière.
4 LE
TRANSPORT :
La direction du transport de la CIE en charge de la gestion, de
l'exploitation et de la maintenance du réseau, se doit d'assurer
l'évacuation et la conduite du courant électrique au travers des
lignes de transport, propriétés de l'autorité concédante.
Le
réseau ivoirien se compose de 4300 km de lignes HT et de 25000 km
de lignes MT / BT. Pour sécuriser le transport d'électricité
provenant notamment des unités de production, des travaux sont en
cours. Ils permettront de boucler la ceinture 225 KV d'Abidjan, par
une ligne entre Abobo - Riviera et la Zone industrielle de Vridi.
Il
s'agira aussi de renforcer la puissance des installations pour
palier aux problèmes de saturation des postes de Riviéra et de
Yopougon dans l'agglomération d'Abidjan.
5 LA
DISTRIBUTION :
Au 31 décembre 1998, les caractéristiques du réseau de distribution
ivoirien se présente comme suit :
Lignes HTA (15 KV et 30 KV) : 13.919
Lignes BTA : 10.704
Postes HTA/BTA : 6.142
Foyers EP : 210.000
Centrales isolées et
automatiques : 77
Le réseau de distribution ivoirien est, comme le réseau de
transport, propriété de l'autorité concédante.
Un contrat de
concession de type affermage, en délègue l'exploitation à la
C.I.E qui se rémunère sur ses ventes en fonction du nombre de KWh
et de divers critères socio-économiques.
Le taux de couverture qui était de 27% en 1997 devrait dépasser
le seuil de 33% en l'an 2000, avec plus de 700.000 clients.
Enfin,
l'agglomération d'Abidjan concentre environ 60% de la consommation
électrique nationale.
Sur la période 1995/1997, 46 000 nouveaux branchements ont été
réalisés en moyenne annuelle. Ce chiffre devrait être porté à
55 000 sur la période 1999/2001.
Les ventes à destination des
clients HTA (moyenne tension) ont progressé de seulement 4% en 1999
contre 6,3 % sur la période 1997-1998. Le nombre de clients moyenne
tension s'établissant à 2.400.
Le fléchissement de la
consommation intérieure a été encore accentué, au cours de
l'année 2000, avec le ralentissement de l'économie ivoirienne.
Seules les bonnes performances enregistrées sur les ventes à
l'exportation auront permis au secteur de conserver un taux de
croissance légèrement positif, estimé à 1% pour l'année 2000.
6 LA
POLITIQUE D'ÉLECTRIFICATION RURALE ET SOCIALE :
Un vaste programme d'électrification rurale a été décidé en
1995, visant à alimenter 7000 localités ivoiriennes (200 à 250
par an).
Deux phases ont été lancées.
Financée par le FNEE (Fond National de l'Énergie Électrique), la
première phase concernait 355 localités et séparait la fourniture
du matériel (sociétés belge, allemande, françaises et
ivoiriennes) du montage des installations (sociétés uniquement
ivoiriennes).
Elle est en passe d'être achevée.
La seconde phase se divise en deux. Une partie est financée à
part égale par un prêt FAD (Fond Africain de Développement) et
par l'OCDE (Organisation pour la Coopération et le Développement
Espagnol).
La maîtrise d'ouvrage et la fourniture de matériel
nécessaire à l'électrification des 57 localités, ont été
fournies par l'Espagne. L'autre partie, financée par le FNEE,
concernait 241 villages et a rassemblé 45 sociétés se
répartissant l'ensemble du marché (dont les françaises Alcatel, Sicamex, France Bois, et
Sidelaf).
Pour compléter les efforts du gouvernement en matière de
densification du réseau de distribution, des prêts ont été
accordés par des bailleurs de fonds (AFD :80 millions de FF et BOAD
:50 millions de FF).
Un programme d'électrification sociale a été mis en place par
le Ministère de l'Énergie, sur la période 1998/2000 associant aux
objectifs du précédent les zones périurbaines. Représentant un
investissement global de 1 milliard de FF, il s'agira de desservir
une population d'environ 1.100.000 habitants, de raccorder environ
24.000 abonnés potentiels par la construction de 4.050 Km de lignes HTA, de 3.239 Km de lignes BTA et de 75.000 foyers d'éclairage
public, de raccorder des infrastructures administratives, sociales
et culturelles, de raccorder des petits commerces et/ou petites
entreprises ou en favoriser la création.
Le plan de développement de l'électrification rurale arrêté
en 1999 (pour la période juin 1999 / décembre 2000), prévoyait le
raccordement de près de 500 nouvelles localités réparties comme
suit : 100 villages pour la société française CLEMESSY (contrat
de 100 MF signé en juillet 1999), 34 villages pour la société
espagnole PUROIL (34 MF via un financement du gouvernement espagnol,
signé en décembre 1999) et 50 villages pour un consortium
Suédo-Suisse de la société ABB, contrat qui n'a finalement pas
été signé.
Le solde concerne plus de 350 villages et devait être
financé par les fonds propres dégagés par le secteur électrique
(budget de la SOGEPE, société publique de gestion du patrimoine
publique du secteur électrique) sur les exercices 2000 et 2001.
Cette nouvelle politique axée sur des contrats clés en main
(fourniture de matériel, maîtrise d'ouvrage et financement)
retenue pour développer rapidement des projets d'électrification
rurale pourrait ne pas être reconduite dans les années à venir.
Actuellement, seul le projet Clemessy reste particulièrement actif
puisque les travaux ont déjà commencé en Juin 2001.
7 LES
INTERCONNEXIONS :
Sous l'impulsion de l'UPDEA (Union des Producteurs, Transporteurs
et Distributeurs d'Énergie Électrique d'Afrique) une politique
d'interconnexion entre les pays d'Afrique de l'Ouest a été
initiée, avec pour objectif de constituer un réseau de transport
plus homogène.
La première interconnexion pour la Côte d'Ivoire a été
réalisée avec le Ghana en février 1984, permettant de répondre
ainsi à la demande ivoirienne (crise énergétique 1983/1984).
Depuis, cette interconnexion permet à la Côte d'Ivoire d'exporter
de l'électricité vers le Ghana mais aussi vers le Togo et le
Bénin.
Le Burkina Faso est le dernier pays à être interconnecté
avec la Côte d'Ivoire. L'AFD et la BEI (Banque Européenne
d'Investissement) ont apporté respectivement 125 et 91 millions de
FF pour cette interconnexion. Avec un an de retard par rapport au
calendrier prévisionnel, l'interconnexion Côte d'Ivoire - Burkina
Faso est entrée en service en 2001.
Les interconnexions avec le Mali et la Guinée ont fait l'objet
d'études qui devraient aboutir, à plus ou moins long terme.
Le
Liberia a fait appel à la Côte d'Ivoire pour lui apporter son
assistance en terme de fourniture d'énergie électrique.
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Cette fiche a été réalisée par la Mission
Économique d'AbidjanAdresse
: 17 BP 15, Ambassade de France - Le Plateau - ABIDJAN 17 |
Services des missions économiques régionales d'Abidjan
Date de parution : septembre 2002
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CÔTE
D'IVOIRE 