Un enjeu majeur : améliorer l’efficience de la distribution

06/05/2016
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Un enjeu majeur : améliorer l’efficience de la distribution

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50 REE N°2/2016 L’AFRIQUE ET L’ÉLECTRICITÉDOSSIER 1 La situation difficile des compagnies d’électricité d’Afrique subsaharienne De graves crises énergétiques liées à un déficit de production, mais pas seulement… Au cours des dernières années, près des deux tiers des pays d’Afrique sub- saharienne ont connu de graves crises énergétiques, en particulier des inter- ruptions prolongées de la fourniture d’électricité, entraînant parfois des ma- nifestations de colère des populations, notamment dans les capitales, pouvant aller jusqu’à des crises politiques ma- jeures. Même l’Afrique du Sud, loco- motive du continent, a été touchée par cette « épidémie » depuis 2012. En dehors de ces périodes de crise aigüe, l’insuffisance des infrastructures électriques, de production comme de réseau, handicape lourdement les pays concernés, rendant en outre extrême- ment problématique la poursuite de l’électrification par extension du réseau existant. Vu des usagers, cette insuffi- sance se traduit notamment par une qualité de l’électricité très dégradée : delà des normes couramment admises (10 %) notamment sur les réseaux basse tension ; en cumul annuel, dépassent plusieurs jours, voire, dans certains pays, plu- sieurs dizaines de jours par an1 . 1 Dans les pays développés tels que la France, cette durée annuelle cumulée d’interruption de fourniture, mesurée par un critère interna- tionalement reconnu (SAIDI : System Average Interruption Duration Index) est généralement comprise entre quelques minutes et deux ou trois heures. Un enjeu majeur : Par Ousmane Sall1 , Thierry Ledoux1 , Jacques Horvilleur2 EDF International Networks1 , SEE2 Improving the efficiency of distribution networks is a prerequisite for reviving an electrification process by extending the network in Sub-Saharan Africa. Consumers, very dissatisfied with the poor quality of their supply, are reluctant to pay their invoices, while the proportion of the energy generated invoiced to final customers remains dramati- cally low. This very complex problem can only be solved by combining institutional, financial and technical approaches. At the heart of the matter is the need to build a consistent and shared vision of the development of the system, and to implement emergency actions. On the basis of concrete examples, the article shows that such actions can rapidly improve the quality of power supply, while having a clear economic profitability. ABSTRACT Extrait d’une dépêche AFP du 28/06/2011 La colère des Sénégalais monte contre les services publics défaillants depuis l’arrivée au pouvoir du président Wade en 2000 : des manifestations ont éclaté lundi soir à Dakar, la capitale sénégalaise, contre les coupures d’électricité. La capitale sénégalaise Dakar s’est enflammée dans la nuit de lundi à mardi, des habitants exaspérés par les coupures d’électricité incendiant plusieurs bâtiments publics cinq jours après des manifestations contre le président Abdoulaye Wade, au pouvoir depuis 11 ans. Le calme est revenu mardi matin, mais au- cun bilan n’était disponible dans l’immédiat sur d’éventuels blessés ou arrestations. La Société nationale d’électricité (Sénélec, publique) a été la principale cible des manifestants, qui ont aussi saccagé d’autres bâtiments publics. Depuis cinq jours, dix des agences de la Sénélec ont été dé- truites à Dakar et ses banlieues, ainsi qu’à Keur Massar, Mbour et Thiès, villes situées à l’est de la capitale, a précisé à l’AFP un responsable de la société. REE N°2/2016 51 Un enjeu majeur : améliorer l’efficience de la distribution Les déficiences de l’infrastructure électrique impactent la productivité des entreprises ainsi que les taux de crois- sance par habitant. Elles pèsent lourde- ment sur les recettes des compagnies électriques (pertes de recettes de l’ordre de 20 % voire plus) et génèrent une insatisfaction des usagers. Une part significative de ces cou- pures provient des délestages organisés par l’exploitant des réseaux pour faire face à l’insuffisance des moyens de pro- duction. Celle-ci est bien réelle : des pays du WAPP (West Africa Power Pool) est 12 GW pour une population de 331 millions d’habitants. Elle reste très insuffisante au regard des besoins. Cette situation est observée dans tout le continent africain dont la capacité de production électrique totale est de (vs 100 GW pour 65 millions d’habi- tants en France). vétusté et l’indisponibilité du parc de production, dont 25 % des équipe- ments sont hors service. Mais ce serait une grave erreur – qu’ont commise certains acteurs du monde de l’énergie – que de penser que la dif- ficulté rencontrée par les pays africains se résume à un fort déséquilibre offre/ demande qui serait lié d’une part à une demande croissante liée à l’émergence d’une classe moyenne, d’autre part à un déficit d’investissement dans les infras- tructures de production existantes et les nouveaux projets. Il est clair en effet que : sont totalement imputables à l’insuffi- sance du réseau ; variable selon les pays, l’est aussi ; est un facteur lourdement aggravant du déséquilibre offre/demande, du fait des pertes d’énergie dont le réseau est le siège. Les pertes, conséquence d’un réseau inadapté et d’une ges- tion défaillante de la clientèle Dans le vocabulaire des gestionnaires de réseaux, le terme de pertes recouvre deux réalités très différentes : les pertes dites « techniques » correspondent effec- tivement à l’énergie dissipée le long des réseaux, notamment par effet Joule, alors que les pertes dites « non techniques » (ou commerciales) sont de l’énergie ef- fectivement consommée mais non fac- turée aux consommateurs, notamment pour cause d’absence de comptage, ou de comptage défectueux, ou de fraude. En France – que l’on peut considérer comme correctement gérée de ce point de vue – le taux global de pertes est de l’ordre de 6 %, dont plus des deux tiers sont des pertes techniques. En Afrique subsaharienne, la situation est très va- riable selon les pays, mais elles englou- tissent en général entre 20 et 60 % de l’énergie produite. La figure 1 donne la situation du Congo du point de vue des pertes électriques, estimée à dire d’ex- faire réalisée par le consultant ARTELIA à la demande de l’état congolais. Dans cet exemple, les pertes tech- niques représentent environ 20 % de l’énergie produite (ou importée). Ce niveau très élevé est imputable au sous- dimensionnement du réseau ; il est clair que, si ce taux était ramené à un niveau « raisonnable » – disons : inférieur à 10 % –, les délestages pour cause d’insuffisance de production se trou- veraient significativement réduits. Bien entendu, le renforcement du réseau, et sa rénovation qui en serait le corollaire, conduiraient également à la réduction des coupures imputables au réseau. Les pertes non techniques, ici esti- mées à 27 % de l’énergie produite (ou importée), sont évidemment d’abord une perte de recettes dramatique pour la compagnie d’électricité ; mais il est également probable, même si c’est difficile à chiffrer, qu’une réduction de ce taux aurait pour conséquence de réduire significativement la demande, Figure 1 : Répartition de l’énergie produite au Congo entre énergie facturée, pertes techniques et pertes non techniques, aux différents niveaux du système (pour 100 kWh produits). 52 REE N°2/2016 L’AFRIQUE ET L’ÉLECTRICITÉDOSSIER 1 donc de se rapprocher d’un équilibre offre/demande. A contrario, l’accroissement de la production dans certains pays sans une préoccupation du véhicule « réseau » s’est accompagnée d’un accroissement des pertes globales et notamment tech- niques. Les compagnies d’électricité aux prises avec des difficul- tés multiples Les problèmes techniques de sous- dimensionnement et de vétusté des réseaux ne sont malheureusement pas les seuls auxquels sont confrontées les compagnies d’électricité africaines. On en cite ci-après quelques autres : le problème financier : la mise à niveau des réseaux vétustes nécessite de lourds investissements que les pays sont dans l’incapacité de financer sans le concours des institutions financières internationales. Cette impécuniosité a plusieurs causes : - les impayés : aux pertes tech- niques et non techniques s’ajoute, dans de nombreux pays, un grave problème d’impayés, y compris du fait des administrations publiques. Par exemple, ceux-ci représentent, au Congo, 20 % des factures BT et 30 % des factures HTA. Les compteurs à prépaiement, qui se mettent en place dans de nom- breux pays, constituent une solu- tion efficace, quoique partielle, à ce problème ; - la corruption, présente à tous ni- veaux, est à l’évidence un facteur aggravant ; - l’inadaptation des tarifs de l’électri- cité, parfois très élevés, comme au Sénégal ou au Ghana, parfois trop bas, comme au Congo ; - la faiblesse des revenus des habi- tants, qui interdit souvent de mettre les tarifs en adéquation avec les coûts de l’énergie. la difficulté des relations avec l’Etat et l’absence de vision de l’avenir et de planification des investisse- ments : la multiplication des pénuries, parfois traitée de « scandale énergé- tique », n’est pas due au hasard. Elle résulte clairement d’un manque de prospective, tant de la part des gou- vernants africains que des bailleurs de fonds, qui se sont le plus souvent limi- tés à gérer l’existant. Depuis le milieu des années 1990, l’explosion de la demande émanant d’une population urbaine de plus en plus dense devient particulièrement difficile à gérer. C’est également à cette période que l’on a constaté un désengagement de la puissance publique, celle-ci estimant souvent qu’il incomberait à des « repre- neurs » de planifier le redéploiement des entreprises historiques récem- ment privatisées. Résultat : plusieurs compagnies africaines de production et de distribution d’électricité ont vite été dépassées. Beaucoup de pays, à l’instar du Sénégal, de la Guinée, du Togo ou du Cameroun ont pris du re- tard et se trouvent aujourd’hui confron- tés à une insécurité énergétique très inquiétante. Quelques autres en re- vanche, par exemple la Côte d’Ivoire, semblent avoir fait de meilleurs choix en confiant l’exploitation du système à des opérateurs privés sans se désen- gager de l’investissement. l’insuffisance des compétences : le remplacement d’une bonne partie des employés qualifiés partant en retraite pose un défi important de renouvelle- ment des compétences pour beaucoup de sociétés africaines d’électricité. Cette situation est d’autant plus préoccupante que la plupart des centres de formation sont obsolètes. La problématique de l’efficience du réseau restera entière si on ne l’aborde pas sous un angle global, intégrant la capacité du réseau de distribution à faire transiter l’énergie produite avec un niveau de pertes raisonnable. En Afrique subsaharienne, le secteur de l’énergie exige des mesures d’ur- gence. Il faut travailler simultanément à : d’électricité ; C’est seulement à ce prix qu’on pourra donner plus largement accès à l’électricité et ainsi étendre l’approvi- sionnement en énergie qui constitue un goulet d’étranglement entravant la crois- sance dans nombre de pays. Une nécessité absolue : définir et mettre en œuvre une vision cohérente du développement du réseau La remise à niveau des réseaux de dis- tribution et l’engagement d’un processus de développement cohérent du système, à partir d’une situation très dégradée, telle que celle que l’on rencontre dans de nom- breux pays, suppose d’engager au préa- Figure 2 : Un tableau BT à Brazzaville. Les fusibles ont été remplacés par des fils de cuivre... Photo Th. Ledoux. REE N°2/2016 53 Un enjeu majeur : améliorer l’efficience de la distribution lable un programme d’actions d’urgence, pour corriger les désordres les plus criants, puis de réaliser un schéma directeur de développement à moyen et long terme. Un préalable indispensable : définir une « doctrine technique » Pour sortir de la situation de dévelop- pement anarchique du système, il est nécessaire de définir un ensemble de modèles, de règles de construction, de définition de matériels, établis selon les normes et réglementations en vigueur. Assurant une cohérence d’ensemble et une harmonisation des pratiques, cette « doctrine » permet la création d’un ensemble cohérent, du poste source au client final, par la détermination : (tensions, puissances et tensions de court-circuit des transformateurs HTB/ MT, nombre de transformateurs, struc- ture des jeux de barre, schémas cible, nombre de disjoncteurs, utilisation de condensateurs, implantation des TSA, utilisation d’autotransformateurs…) ; évolutions à court, moyen et long terme ; de conducteurs des ouvrages MT et BT, tant en aérien qu’en souterrain ; MT/BT optimisée ; - conduite des réseaux ; techniques et de la défaillance ; de la fourniture. Ces choix doivent permettre une optimisation technico-économique du développement par une minimisation de l’ensemble coût des investissements + coût des pertes techniques + valorisa- tion des défaillances. Ils doivent être in- tégrés par l’ensemble des acteurs, grâce à des actions de formation adaptées. Ils permettront en outre la mise en œuvre de politiques d’achat et de stockage de matériels optimisée, ainsi qu’une réduction des temps de dépan- nage, associée à une disponibilité du matériel embarqué dans les véhicules de dépannage. La première étape : établir et mettre en œuvre un plan d’urgence Les diagnostics effectués lors des au- dits de réseau de distribution conduisent souvent aux mêmes conclusions : surchargés, du transport jusqu’à la basse tension, ce qui entraîne le vieillis- sement accéléré des matériels (câbles en particulier) et des pertes Joule anormalement élevées, ainsi que des risques importants de coupure pro- fonde de la clientèle ; interdisant les secours mutuels, notam- ment en HTA. Cette inadaptation se tra- duit par des interruptions d’alimentation qui pourraient être évitées, de l’énergie se trouvant disponible en amont. L’établissement d’un plan d’urgence sur quelques années, par des études technico-économiques et des investis- sements ciblés, permettent d’obtenir des gains rapides sur de nombreux aspects (pertes joules, coupures, charges, inter- ventions rapides de reprise des clients en cas d’interruption d’alimentation, facilité de la conduite des réseaux). Des investissements hautement ren- tables, indépendamment même de l’amélioration de la qualité de la desserte. On présente dans le tableau 1 deux exemples d’actions de mise à niveau de réseaux HTA, analysés par EDF International Networks dans le cadre de plans d’urgence (travaux sur trois ans afin de ramener le réseau à un niveau cor- rect, y compris mise en place de secours mutuels) dans des zones urbaines. En prenant uniquement en compte l’économie sur les pertes techniques, le retour global sur Investissement se si- tuerait à 3,5 ans pour la Côte d’Ivoire et 5 ans environ pour le Congo Brazzaville. Si l’on valorisait économiquement l’amé- lioration de la qualité et de la continuité de la desserte, ces temps de retour se- raient évidemment encore très considé- rablement réduits. Des résultats similaires sont obte- nus sur les réseaux BT : dans l’exemple d’une zone particulière de Brazzaville, on constate ainsi la réduction de chutes de tension qui étaient comprises entre 10 % et 50 % et de surcharges d’in- tensité allant jusqu’à 200 %. Quant aux pertes techniques sur le réseau BT, elles sont ramenées de 12 % à 1,5 % de l’énergie transitée, ce qui, indépen- damment des autres effets bénéfiques, garantit une rentabilité de plus de 30 % sur les investissements réalisés. Le schéma directeur, pour garantir la cohérence du développement du réseau La bonne gestion du réseau HTA et des postes sources HTB/HTA d’une entreprise de distribution suppose Côte d’Ivoire Congo - Brazzaville Puissance zone étudiée en MVA 725 296 Montant des investissements en milliards de FCFA 7,8 4,5 Pertes Joule initiales en MW 23 10 Gains sur les pertes Joule en MW 13 4,9 Gains annuels récurrents sur les pertes Joule en milliards de FCFA 2,5 0,97 Temps de retour sur investissement en années 3 ans 4.5 ans Tableau 1 : Résultats d’études de mise à niveau réalisées par EDF International Networks. 54 REE N°2/2016 L’AFRIQUE ET L’ÉLECTRICITÉDOSSIER 1 une vision cohérente et partagée de leurs évolutions à court, moyen et long termes. C’est l’objet du schéma directeur, approche prédictive de référence. Etabli en conformité avec les poli- tiques et règles techniques de l’entre- prise de distribution, il est principalement constitué d’une cible à long terme et de la meilleure stratégie de développement des ouvrages de distribution conduisant à cette cible. Il définit une stratégie d’investisse- ment long terme optimale en accord avec la prévision de la demande (en surface par l’augmentation de puissance des clients existants, en profondeur par le raccordement de nouveaux clients), l’optimum technico-économique et en- fin la stratégie économique et financière de l’entreprise. Une étude de schéma directeur est constituée de quatre phases : - tion (campagne de mesures) ; puissance, avec prise en compte des consommations spécifiques et des développements urbains ; pour faire évoluer le réseau de l’état initial jusqu’au schéma directeur : - les premières années en général permettent en général d’amener le réseau à un état technique et éco- nomique optimisé ; - les années suivantes consistent à un accompagnement optimisé de la croissance. Conclusion L’amélioration de l’efficience de la distribution est un préalable à la relance d’une démarche d’électrification par extension du réseau en Afrique subsa- harienne. Les consommateurs, très insa- tisfaits de la qualité plus que médiocre de leur alimentation sont peu enclins à payer leurs factures, cependant que le rendement du réseau, défini ici par le ratio entre l’énergie facturée et l’énergie produite, reste dramatiquement bas. Ce problème très complexe ne pourra se résoudre qu’en combinant des ap- proches institutionnelles, financières et techniques. Au cœur du sujet se trouve la nécessité de construire une vision co- hérente du développement du système, et d’apporter sans tarder des solutions, de type « actions d’urgence », dont la rentabilité est évidente et qui permet- tront d’améliorer rapidement l’alimenta- tion électrique des régions concernées. Figure 3 : Brazzaville : un réseau HTA « souterrain » dégradé suite à un ravinement. Photo Th. Ledoux. LES AUTEURS Ousmane Sall est docteur-ingénieur en sciences physiques de l’Institut national des sciences appliquées/ université Paul Sabatier de Toulouse. Ousmane Sall a rejoint EDF en 1988. Il y a exercé plusieurs fonctions dans le domaine de la distribution : res- ponsable technique, directeur mar- keting régional, responsable régional du pilotage de la performance. A présent responsable de la zone Afrique au sein de EDF International Networks, il est en charge du déve- loppement des projets. Thierry Ledoux est diplômé de l’ESTP (option Mécanique électri- cité). Thierry Ledoux a rejoint EDF en 1986. Après 13 années d’études et d’exploitation des réseaux de distribution de Normandie et de la Région parisienne, il s’est consacré à des prestations d’expertise à l’inter- national, principalement en Afrique et au Moyen-Orient où il a été expa- trié pendant quelques années (au Liban). Ingénieur Telecom, Jacques Horvilleur a consacré l’essentiel de sa carrière, au sein du groupe EDF, à l’étude et à la gestion des réseaux électriques. Il a notamment été responsable des poli- tiques techniques d’ERDF. Il a égale- ment, pendant une dizaine d’années, été en charge du développement d’EDF et d’ERDF dans plusieurs ré- gions du monde.Depuis 2015, il est le secrétaire général de la SEE.