| S Energy Sector Management Assistance Programme

de Côte dIvoireEtude du Rendement du Réseau Electrique

Rapport No. 140/91

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PROGRAMME CONJOINT PNUD/BANQUE MONDIALED'ASSISTANCE A LA GESTION DU SECTEUR ENERGETIQUE (ESMIAP)

OBJECTIF

Le Programme conjoint PNUD/Banque mondiale d'assistance à la gestion du secteur énergétique (ESMAP) a été lancé en1983 pour compléter le Programme d'évaluation énergétique, créé trois ans auparavant. L'objectif initial d'ESMAP étaitd'aider à la mise en oeuvre des recommandations clés des évaluations énergétiques et de faire en sorte que lesinvestissements envisagés dans le secteur de l'énergie représentent l'utilisation la plus efficiente de resources nationaleset extérieures limitées. En 1990 une Commission internationale a examiné le rôle d'ESMAP dans les années 1990 et,compte tenu de l'importance vitale d'un approvisionnement énergétique adéquat et à un coût raisonnable, a conclu que leProgramme devait intensifier ses efforts pour aider les pays en développement à gérer leur secteur énergétique plutsefficacement. La Commission a également recommandé qu'ESMAP se concentre sur un nombre plus réduit de pays poury poursuivre un effort de longue haleine. Le rapport de la Conmmission a été entériné lors de la réunion annuelle d'ESMAPen novembre 1990, provoquant une importante réorganisation et une réorientation du Programme. Aujourd'hui ESMAPconduit des évaluations énergétiques, réalise des études de pré-investissement et de pré-justification économique et fournitdes conseils institutionnels ou de politique énergétique dans des pays en développement. A travers ces efforts, ESMAPaide les gouvernements, les bailleurs de fonds et les investisseurs potentiels en leur permettant d'identifier, de financer etde mener à bien des stratégies énergétiques économiquemert et écologiquement saines.

GESTION ET OPERATIONS

ESMAP est gouverné par un Groupe consultatif (GC ESMAP) composé de représentants du PNUD et de la Banquemondiale, des Etats et institutions qui soutiennent financièrement le Programme et de représentants des bénéficiaires deson aide. Le GC ESMAP est présidé par le Vice Président, Opérations et Politique Sectorielle de la Banque mondiale etreçoit les conseils d'un Groupe consultatif technique (TAG) d'experts en énergie indépendants, qui examine la stratégiegénérale d'ESMAP, son programme de travail et les autres questions relatives à son activité. Le Manager d'ESMAP, placésous l'autorité du Vice Président, Opérations et Politique sectorielle de la Banque mondiale administre le Programme. Ilest assisté d'un Secrétariat, dirigé par un Secrétaire Exécutif, au service du GC ESMAP et du TAG, et chargé des relationsavec les donateurs et de la mobilisation des fonds nécessaires à la conduite des activités du Programme. Le Managersupervise les deux divisions d'ESMAP. La Division de la Stratégie et des programmes donne un avis sur la sélection despays à aider, conduit les évaluations énergétiques, prépare les programmes d'assistance technique nécessaires et assiste leSecrétariat pour les questions de financement. La Division des Opérations, dans le cadre des programmes d'ESMAPd'assistance par pays, est responsable de la formulation des stratégies sous-sectorielles, des études de pré-investisement,de l'assistance technique et de la formation.

FINANCENMENT

ESMAP représente un effort de coopération qui a reçu l'appui de la Banque mondiale, du PNUD et d'autres institutionsdes Nations Unies, de ia Communauté économique européenne (CEE), de l'Organisation des Etats américains (OEA), del'Organisation d'Amérique l"tine pour l'énergie (01 ADE) et de pays comme l'Allemagne, l'Australie, la Belgique, leCanada, le Danemark, les Etats-Unis, la Finlande, la France, l'Irlande, l'Islande, l'Italie, le Japon, la Nouvelle-Zélande,la Norvège, les Pays-Bas, le Portugal, le Royaume-Uni, la Suède et la Suisse.

INFORMATION SUPPLEMENTAIRE

Pour de plus amples informations ou obtenir des exemplaires des rapports d'ESMAP on peut contacter:

Le Manager ou Le Secrétaire ExécutifESMAP ESMAPBanque mondiale Banque mondiale1818 H Street, N.W. 1818 H Street, N.W.Washington, D.C. 20433 Washington, D.C. 20433Etats-Unis Etats-Unis

REPUBLIQUE DE COTE D'IVOIRE

ETUDE DU RENDEMENT DU RESEAU ELECTRIQUE

FEVRIER 1992

Division des Opérations ESMAPBanque MondialeWashington, D.C. 20433

Le présent document fait l'objet d'une diffusion restreinte. Sa teneur nepeut être divulguée sans l'autorisation du Gouvernement, de la Banquemondiale ou du PNUD.

AVANT-PROPOS

Ce rapport présente les résultats et conclusions de l'étude du rendement du réseauélectrique de la République de Côte d'Ivoire menée dans le cadre du programme d'Assistance à laCréation du Secteur de l'Energie (PAGE).

Les termes de référence initiaux, tels que conclus dans le cadre du Programmed'Assistance à la Gestion du secteur de l'Energie (PAGE) avec l'Energie Electrique de la Côte d'Ivoire(EECI) prévoyaient un programme de deux ans dans le but d'améliorer le rendement des réseaux detransport et de distribution sur le plan technique et le plan de la gestion. L'objectif visé étaitl'accroissement de la fiabilité et de l'efficacité des réseaux ainsi que l'amélioration de la gestion del'entretien. A son terme le programme devait conduire à un rapport de préinvestissement comportant desprojets réalisables pour l'amélioration du rendement du réseau.

Entre juin 1990 et décembre 1990, la mission a travaillé sur la base de ces termes deréférence. Elle a ainsi produit deux rapports trimestriels et un plan de travail de deux ans. Ce plan detravail, présenté à l'annexe 1, illustre tout le travail accompli durant cette période.

A l'automne 1990, entrait en vigueur la décision gouvernementale à l'effet d'accorder àl'entreprise privée, soit la Compagnie Ivoirienne d'Electricité (CIE), l'exploitation du réseau électriquede la Côte d'Ivoire sous forme de concession. Cette décision a forcé les responsables à redéfinir lesobjectifs de la mission. Cette réorientation fut précisée lors de la mission de février 1991. Un nouveauplan de travail a été produit et est consigné à l'annexe 2.

Les nouvelles responsabilités de l'EECI sont centrées sur la gestion et le développementde l'ensemble des biens mobiliers et immobiliers relevant du domaine public et servant à la production,au transport, à la distribution, à l'importation et à l'exportation de l'électricité. De plus, I'EECI doitexercer ses pouvoirs de contrôle technique de l'exploitation du service public concédé. La CompagnieIvoirienne d'Electricité, nouveau concessionnaire privé, a pour responsabilité d'exploiter les servicespublics concédés, ce qui inclut, entre autres, l'entretien et la réparation des réseaux.

Dans ce contexte, tous les éléments des termes de référence originaux ayant trait audéveloppement du réseau ainsi qu'à la définition de critères de performarce demeurent tout à faitpertinents. A l'inverse, les éléments ayant trait à l'entretien routinier ainsi qu'à la réduction des pertesnon techniques ne sont plus pertinents.

Il a donc été décidé de poursuivre la mission jusqu'au 30 juin 1991. La mission de février1991 a permis d'établir le plan de travail!' des activités retenues jusqu'au 30 juin 1991. L'objectif del'étude était de définir le rendement technique des différents éléments du réseau qui permettraientd'accro?tre l'efficacité du système électrique en Côte d'Ivoire et de produire un rapport proposant desrecommandations et/ou études complémentaires pour la réduction des pertes techniques.

1/ Voir plan de travail en annexe 2.

Au niveau des statistiques utilisés, la mission a pu prendre connaissance du rapport annuelde l'EECI pour l'exercice 1988-1989 et s'en est servi seulement pour le chapitre concernant la descriptiondu réseau. Par contre, les études font référence aux rést'ltats des exercices 1986-1987 et 1987-1988, carles résultats de l'exercice 1988-1989 présentent des variations importantes par rapport aux deux exercicesprécédents.

La présente étude a été menée dans le cadre d'un contrat signé entre le PAGE et Hydro-Québec International (HQI, le consultant) avec la participation active d'un groupe de travail de l'EECI.Le rapport préliminaire de l'étude a été examiné par l'EECI, et certaines de ses recommandations ont déjàété adoptées.

L'équipe Hydro-Québec International était composée de MM. Yvan Lincourt (Ingénieur,Coordonnateur à Abidjan, seulemen., usqu'en décembre 1990), Julien Dallaire (Ingénieur, production ettransport) et Gilles Desjardins (Ingénieur, distribution). Le groupe de travail de l'EECI était composé deMM. Honoré A. Djibo (Directeur Général), N'Guessan Etienne (Directeur Etudes Générales), KoidjaneKanga (Ingénierie et Travaux) et Tanoe Bile (Etudes Générales). La direction globale du projet a étéassurée par M. René Mendonça (Ingénieur électricien, chargé de projet, PAGE). Cette activité a étéfinancée par l'Agence Canadienne de Développement International (ACDI).

ABBREVIATIONS ET SIGLES

ACDI Agence Canadienne de Développement InternationalBT Basse tensionCIE Compagnie Ivoirienne d'ElectricitéCMLT Coûts marginaux à long termeDCGTx Direction et Contrôle des Grands TravauxEECI Energie Electrique de la Côte d'IvoireESMAP Energy Sector Management Assistance ProgramFCFA Franc des états de l'Afrique de l'OuestGWh Millions de kWhHQI Société Hydro-Québec InternationalHT Haute tensionkV KilovoltkVA Kilovolt-ampèreskVAR Kilovolt-ampères réactifskWh KilowattheureMFCFA Million de FCFAMIME Ministère de l'Industrie, des Mines et de l'EnergieMT Moyenne tensionMVA Milliers de kVAMW Milliers de kWMWh Milliers de kWhPAGE Programme d'Assistance à la Gestion du secteur de l'EnergiePNUD Programme des Nations-Unies pour le DéveloppementSIR Société Ivoirienne de Raffinage

EQUIIVALENCE EN MONNAIES

Unité mc nétaire = Franc des états de l'Afrique de l'Ouest (FCFA)I $ E.d. = 300 FCFA (juin 1991)

Ce taux de change est celui utilisé dans les dernières études de mars 1991 concernant leprogramme d'investissement sur dix ans du secteur de l'électricité, réalisées par le MIME, l'EECI, la CIEet la DCGTx.

NOTES SUR LES ARRONDIS

La plupart des valeurs affichées aux tableaux contenus dans ce document ont été arrondis pouren faciliter la consultation. Il se peut donc que le lecteur constate, à l'occasion, que certains résultats nes'équilibrent pas au niveau du dernier chiffre significatif. Cela ne réduit en rien la valeur des données,les calculs ayant été faits avec toute la précision nécessaire.

ANNEE FISCALE

L'année fiscale de l'EECI débute le premier octobre pour se terminer le trente septembre del'année suivante.

NIVEAUX DE TENSION

Les niveaux de tension normalisés pour la distribution moyenne tension en Côte d'Ivoire sont de16,5 kV et de 33,0 kV. Pour des fins de simplicité, les valeurs de 15 kV et de 30 kV ont été employéesdans le texte, et ce conformément au langage courant interne à l'EECI.

TABLE DES MATIERESPages

I. RESUME .................................... 1Généralités . . ................................ . . 1Estimation des pertes. ................................. . . 3Programme d'action envisagé ................................... . 6Structure du rapport .............. .. ... . . .................... 10

Il. DESCRIPTION DU RESEAU ELECTRIQUE ............................... 11Gestion .................................... 11Ventes ..................................... 12Tarification ..................................... 13Les pertes énergétiques ..................................... 13Production .................................... 16Transport ..................................... 18Distribution ..................................... 18Evolution de la demande ..................................... 19

III. EVALUATION DES PERTES TECHNIQUES .............. ............... 25Réseau de transport . .................................... 25

Méthode utilisée ..................................... 25Pertes à vide des transformateurs ......... ............... 25Pertes par effet couronne des lignes de transport ..... ........... 25Pertes en charge ..................................... 25

Calculs et résultats ....................................... 29Production ....................................... 29Pertes ......................................... 32

Analyse des résultats ...................................... 36Réseau de distribution ..... .................................... 37

Méthode utilisée ......................................... 37Réseau moyenne tension ............ ................... 37Transformateurs MT-BT ........... .................... 37Réseau basse tension ............ ..................... 37

Calculs et résultats ................. ..................... 38Représentativité de l'échantillon M-T ............. .......... 38Moyenne tension .............................. 39Transformateurs MT-BT ............................. 40Réseau basse tension ........................... .. 42

Analyse des résultats 44Réseau moyenne tension ............................. 44Transformateurs MT-BT ............................. 46Réseau basse tension ............................. 47

Pages

Tableau récapitulatif. ..................................... 47

IV. REDUCTION DES PERTES TECHNIQUES ............................... 53Réseau de transport ...................................... 53

Méthode utilisée .................................... . 53Hypothèses ..................................... 53

Charge ..................................... 53Production ..................................... 53Echange avec les réseaux voisins .......................... 53Modifications du réseau. ................................ 53Calcul des pertes . ................................... 54Coûts marginaux .................................... 54

Solutions considérées ..................................... 55Analyse des solutions ............................... 57

Réseau de distribution ...... ................................... 63Réseau moyenne tension ............. ............. 63Transformateurs MT-BT .......................... 67Réseau basse tension ............. ............. 69

Tableau récapitulatif .......................... 72

V. RECOMMANDATIONS ............ ............................... 75Réseau de transport .......................... 75

Compensation réactive .......................... 75Réseau moyenne tension ..... ................................... 76

Compensation réactive .......................... 76Planification .......................... 78Choix stratégiques ....................... 78

Transformateurs MT-BT ......................... 79Réseau basse tension .......................... 79

TABLEAUX

1.1 Pertes -Réseau interx,nnecté .31.2 Pertes de distribution .41.3 Pertes techniques globales du réseau interconnecté. . 51.4 Résumé des investissements et des économies .71.5 Amélioration des pertes techniques - Energie. 81.6 Amélioration des pertes techniques - Puissance. 82.1 Effectifs EECI .Il2.2 Ventes et chiffre d'affaires .122.3 Tableau des pertes - Réseau EECI .15

Pages

2.4 Production EECI ............................................. 16

2.5 Liste des centrales ................................. . ..... ..... 172.6 Longueur du réseau ........... 192.7 Clientèle EECI ........ ......... .. 202.8 Prévision de la demande .. 213.1 Scénario de production .. 303.2 Répartition de production d'énergie 8 pointes - Production moyenne . .313.3 Répartition de production d'énergie 8 pointes - Production thermique . .313.4 Répartition de production d'énergie 8 pointes - Production hydraulique . .323.5 Sommaire des pertes 1990-1991 (MWh) - Estimation à l'aide des 8 pointes . .333.6 Sommaire des pertes 1990-1991 (MWh) - Estimation avec l'équation de Hoeb43 .. 403.7 Comparaison des résultats - Calcul des pertes 1990-1991 (MWh) . .343.8 Echantillon moyenne tensicn - Nombre de lignes .. 383.9 Facteur de charge -Lignes moyenne tension .. 393.10 Répartition des énergies livrées - Moyenne tension .. 403.1i Pourcentage de pertes en puissance retenu - Transformateurs MT-BT . .413.12 Pertes d'énergie - Transfo. MT-BT - Fonction de l'énergie reçue . .413.13 Pertes d'énergie - Transfo. MT-BT - Fonction de la production totale . .423.14 Caractéristiques - Réseau basse tension .. 423.15 Pertes d'énergie - Réseau basse tension .. 433.16 Energie vendue - Proportion BT .. 443.17 Taux de pertes d'énergie - Valeurs de référence .. 453.18 Pertes d'énergie - Réseau moyenne tension .. 463.19 Facteur de charge et facteur de pertes .. 483.20 Pertes de production .. 483.21 Pertes de transport .. 493.22 Pertes de distribution .................. , .,,. 50

3.23 Pertes globales .............................................. 514.1 Coûts marginaux retenus ......................................... 544.2 Liste des condensateurs - MVAR .. 554.3 Liste des condensateurs - Réseau planifié (MVAR) . 5#..4.4 Liste des condensateurs - Solution analysée (MVAR) .. 564.5 Réduction des pertes pendant la période d'étude - Réseau de transport . . 614.6 Analyse économique de la réduction des pertes - Réseau de transport . . 624.7 Pertes d'énergie - Réseau basse tension réduit d'un tiers .. 714.8 Amélioration des pertes techniques - Energie .. 724.9 ArnElioration des pertes techniques - Puissance .......... .......... 734.10 Résumé des investissements et des économies ......... ........... 74

PagesFIGURES

1.1 Historique du taux de pertes d'énergie ................................ 22.1 Historique et prévision de la demande énergétique ........ . . . . . . . . . . . . . . . .. 222.2 Historique et prévision de la demande de pointe .......... . . . . . . .. . . . . . . . . 222.3 Courbe de charge du jour de la pointe ............. .. .. .. .. .. .. .. .. . . . 243.1 Monotone de puissance - Réseau global ............ .. .. . .. .. .. . .. .. .. . 263.2 Monotone fe puissance - AUimeî5tation moyenne .......... . . . . . . .. . . . . . . . . 273.3 Monotone de puissance - Alimentation thermique ......... . . . . .. . . . . . . . . . . 283.4 Monotone de puissance - Alimentation hydraulique ......... . . . . . . . . . . . . . . . 284.1 Pertes à la pointe ............................................ . 534.2 Tableau des pertes énergétiques - Sans condensateurs supplémentaires ...... . . . . . . . 584.3 Tableau des pertes énergétiques - Condensateurs ajoutés ........ . . . . . . . . . . . . . 594.4 Tableau des pertes énergétiques totales du réseau interconnecté ....... . . . . . . . . . . 604.5 Variation du taux de pertes en fonction de la compensation réactive ...... . . . . . . . . 634.6 Variation du facteur de puissance à la pointe .......... .. . . .. . . .. . . .. . . . . 644.7 Taux relatif de pertes - Conducteurs aériens ........ .. . .. . .. . .. . .. . .. . . . 654.8 Taux relatif de pertes - Conducteurs souterrains .......... . . . . . . . .. . . . . . . . 664.9 Réduction des pertes à vide - Transformateurs 15 kV ........ . . . . . . . . . . . . . . . 674.10 Réduction des pertes à vide - Transformateurs 30 kV ........ . . . . . . . . . . . . . . . 684.11 Réduction des pertes en charge - Transformateurs 15 kV ........ . . . . . . . . . . . . . 684.12 Réduction des pertes en charge - Transformateurs 30 kV ........ . . . . . . . . . . . . . 694.13 Taux relatif de pertes - Conducteurs aériens ........... .. . .. . . .. . .. . .. . . . 70

ANNEXES

1. Plan de travail - Septembre 1990 ........... . ....................... . 812. Plan de travail - Février 1991 ........... . ........................ . 863. Schéma unifilaire ............................................. 874. Caractéristiques des transformateurs du réseau ......... ............ .. . . . . 885. Liste des lignes du réseau de transport ......... . ..................... . 936. Ecoulements de puissance 1990 ........... . ....................... . 957. Pertes de transport .......................................... . 1028. Echantillon moyenne tension ........... . ......................... . 1059. Pertes moyenne tension ............. . .......................... 10610. Pertes dans les transformateurs MT-BT ....... . . . . . . . . ... .W. ............ 1 O11. Prévision de la charge des postes MT ............ . . . . .. . .. 10812. Calcul détaillé des coôts marginaux ............ ............ 110

CARTES

Réseau de la Côte d'Ivoire .112

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I. RESUME

Gén§ralités

1.i Le présent document a été préparé par une mission du Programme conjointPNUD/Banque Mondiale d'Assistance à la Gestion du secteur de l'Energie (PAGE). Cette mission, auprèsde l'Energie Electrique de Côte d'Ivoire avait comme objectif de mener les études nécessaires dans le butd'améliorer le rendement des réseaux sur le plan technique et sur le plan de la gestion. Le but final étaitaussi de produire un rapport de préinvestissement comportant des projets réalisables pour l'améliorationdu réseau. Après la privatisation de l'exploitation du réseau, les termes de référence ont été révisés pourne porter que sur l'établissement et l'analyse du rendement du réseau. Ce rapport contient donc lesrésultats des études effectuées ainsi qu'un certain nombre de recommandations visant à améliorer lerendement du réseau à court et long terme.

1.2 Les pertes énergétiques totales sur le réseau électrique de l'EECI atteingnent 16,3% dela production bruteo (statistiques de l'EECI de 1987-1988). Ce taux était de 16,2% lors de l'exercice1986-1987. Les statistiques de 1988-1989 indiquent un taux de pertes de 14,4%, ce qui constitue unevariation importante avec les deux exercices précédents. Cette baisse serait surtout due à une réductiondes pertes de distribution de 7,2% à 2,7%, et ce malgré une augmentation des pertes de transport de5,9% à 9,1 ',.. L'augmentation des pertes de transport résulterait d'une utilisation plus importante descentrales hydrav'liques et à l'éloignement de celles-ci. Quant à la réduction marquée des pertes dedistribution, elle s'expliquerait en partie par une amélioration de la relève et de la facturation ainsi qaepar le remplacement et l'étalonnage des compteurs. Il faut donc utiliser les statistiques de 1988-1989 avecune certaine prudence. C'est ainsi que la plupart des études ont plutôt été effectuées à partir des résultatsdes deux exercices précédents.

1.3 En fait, l'EECI a amorcé, dès janvier 1987, une étude complète de son plan de comptage.Depuis, elle a réalisé un certain nombre de campagnes d'étalonnage et produit plusieurs rapports sur lesbesoins. Ces rapports mettent en évidence les différents problèmes de comptage. L'EECI n'a pucependant compléter la démarche à cause surtout du contexte économique difficile qu'a connu la société.Il reste donc beaucoup à faire dans ce domaine.

1.4 Les pertes sur l'ensemble du réseau, soit un peu plus de 16% de la production brute,peuvent étre considérées comme élevées, mais pas excessives. Les pertes au niveau du réseau de transportsont aussi élevées, et ce malgré le fait qu'une partie importante de la production vient de la centrale deVridi située à proximité des gros centres de consommation. L'histogramme de la figure 1.1 montrel'évolution des pertes de 1985-1986 à 1988-1989 selon les rapports annuels de l'EECI.

t La producliun brute inclut la consommation des services auxiliaires.

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Figure 1.1: Historique du taux de pertes d'énergie

I .0%

17,0%18, _ .. %_

14.0%Sg 13, os 0%

CXERC ICE

1.S ~~Au niveau de la production, la puissance installée, partagée entre l'hydraulique et lethermique, est de l'ordre de 900 MW. L'appel de puissance de pointe du réseau interconnecté pourl'année 1989-1990 était de 381 MW. Quatre turbines à gaz viennent supporter les besoins ponctuels depuissance. Plusieurs centrales diesel non reliées alimentent des charges isolées. La production hydrauliquee«st surtout située au centre du pays, alors que la production thermique se trouve à Abidjan, soit àproximité de 70% de la charge. Le réseau de transport compte un peu plus de 4000 km de lignes, dont33% sont exploitées à 225 kV et le reste à 90 kV. Le réseau de distribution compte environ 300 lignes,pour un total de plus de 1 1 000 km, à des tensions de lS kV et 30 kV. La tension de 15 kV est surtoututilisée en milieu urbain, alors que le milieu rural est desservi par le 30 kV. Le réseau basse tension estconçu pour les tensions normalisées de 220/380 volts triphasées. La fréquence synchrone du réseau estde 50 hertz.

1.6 Malgré un fléchissemlent en 1982-1983, l'évolution de la demande de pointe et du nombred'abonnés demeure positive quoique moins rapide. En fait, le taux de croissance actuel se situerait auxenvirons de 3%. Ce taux de croissance est faible si l'on considère qu'entre les années 1972 et 1980, ilétait de l'ordre de 13%, en raison notamment d'un raccordement accéléré dû à une électrificvationmassive. Le contexte éconoi.àique difficile des années 80 pourrait expliquer ce changement de tendance.

l1.7 Selon les dernières études de mai 1991 concernant le programme d'investissement sur dixans du secteur de l'électricité, études réalisées par le MIME, l'EECI, la CIE et la DCGTx, on prévoitun taux d'accroissement des besoins de puissance de pointe de 3,3 % jusqu'en 1995 et de l'ordre de 5,0%

- 3 -

par la suite. Quant à la demande d'énergie, l'augmentation serait de l'ordre de 1,8% et 4,6%respectivement pour les mêmes périodes.

Estimation des pertes

1.8 L'évaluation des pertes techniques ;ur le réseau de transport a été faite selon des méthodesadaptées à chaque type d'équipement. Ainsi, les pertes à vide des transformateurs ont été calculées àpartir de rapports d'essai lorsque de tels rapports étaient disponibles et, dans les autres cas, à partir dedonnées sur des transformateurs comparables. Les pertes par effet couronne des lignes de transport ontété évaluées en utilisant des valeurs unitaires publiées dans différents documents spécialisés. Les pertesen charge sur le réseau interconnecté ont été déterminées par des simulations à l'aide du logiciel d'analyseCYMFLOW. Il est à noter que plusieurs simulations ont du être faites de façon à refléter différentsscénarios de production. Ainsi, des scénarios à forte production hydraulique, à forte prc -uctionthermique, de même qu'une production mixte moyenne ont permis de calquer le plus possible la réalitéannuelle du réseau. Finalement, les valeurs fournies par l'EECI ont été utilisées pour les servicesauxiliaires. Le tableau 1. 1 résume les résultats.

Tableau 1.j: Pertes - Réseau interconnecté1990-1991

Energi PuissanceMWh % du brut MW % de la pointe

Production 73 585 3,07% 9,80 2,49%

Transport 90 998 3,79% 13,57 3,44%

Total réseau interconnecté 164 583 6,86% 23,37 5,93%

Notes: Production brute de 2 400 000 MMh.Puissance de pointe de 394 MW.

Source: Estimation de la mission.

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1.9 En raison du nombre très important d'éléments composants le réseau de distribution, lamission a procédé par échantillcnnage afin d'établir le niveau des pertes techniques. En moyenne tension,des simulations ont été faites sur 30 lignes représentatives retenues comme échantillon, à l'aide du logicield'analyse CYMEDPA. Les caractéristiques électriques ont été obtenues grâce à un relevé sur le terrain.Dans le cas des transformateurs MT-BT, des valeurs typiques de pertes à vide et en charge ont étéretenues à partir de rapports d'essai disponibles. Les calculs ont été réalisés à partir de l'inventaire desappareils installés sur les 30 lignes de l'échantillon moyenne tension. L'analyse du réseau basse tensionest basée sur un échantillon représentatif de 10 départs de ligne. Différentes simulations ont été faites àpartir des relevés des caractéristiques des départs ainsi que d'une campagne de mesure. Le tableau 1.2résume les résultats.

Tableau 1.2: Pertes de distribution1990-1991

Energie PuissanceMWh % du brut MW % de la pointe

Réseau moyenne tension 45 600 1,90% 11,6 2,94%

Transformateurs MT-BT 52 800 2,20% 8,4 2,12%

Réseau basse tension 35 520 1,48% 16,3 4,14%

Total réseau de distribution 133 920 5,58% 36,3 9,20%

Notes: Production brute de 2 400 000 MMW.Puissance de pointe de 394 MW.

Source: Estimation de la mission.

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1.10 Finalement, les pertes techniques globales sont résumées au tableau 1.3.

Tableau 1.3: Pertes techniques globales du réseau interconnecté1990-1991

Energie PuissanceMWh % du brut MW % de la pointe

Pertes de productionTransformateurs de groupe 13 585 0,57% 1,7 0,43%Services auxiliaires 60 000 2,50% 8,1 2,06%

Total 73 585 3,07% 9,8 2,49%

Pertes de transportLignes à 225 et 90 kV 53 633 2,23% 8,3 2,11%Transformateurs 28 335 1,18% 4,0 1,02%Services auxiliaires 9 000 0,38% 1,3 0,33%

Total 90 998 3,79% 13,6 3,46%

Pertes de distributionMoyenne tension 45 600 1,90% 11,6 2,94%Transformateurs MT-BT 52 800 2,20% 8,4 2,12%Basse tension 35 520 1,48% 16,3 4,14%

Total 133 920 5,58% 36,3 9,20%

Pertes totales brutes 298 503 12,44% 59,7 15,15%

Pertes totales des auxiliaires 69 000 2,88% 9,4 2,39%

Pertes totales nettes 229 503 9,56% 50,3 12,76%

Notes: Production brute de 2 400 000 MMq.

Puissance de ponte de 394 MW.

Source: Estimation de la mission.

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1.11 Le rapport annuel de l'EECI pour l'exercice 1987-1988 indique un taux global de pertesd'énergie équivalent à 16,3% de la production brute alors que ce taux était de 16,2% pour l'exerciceprécédent. En considérant un taux moyen de 16,25%, le différentiel entre ce taux et le taux calculé de12,44% des pertes techniques représenterait les pertes non techniques. Conséquemment, le niveau despertes non techniques à l'EECI s'élèverait à 3,81 %. En termes d'énergie, ces pertes non techniquesreprésenteraient environ 91 440 MWh pour l'exercice 1990-1991. Au tarif actuel moyen de vente, soit44 FCFA du kWh, c'est une somme de 4 023 MFCFA qui échappe à la société. En fait, cette valeur estun maximum absolu, car une partie seulement des pertes non techniques est due à la fraude. La correctionde pertes non techniques, telles que la précision du comptage sur le réseau et la non concordance entrele cycle de facturation et le cycle de production, n'auraient pas d'effet sur les revenus de la société. Letaux de pertes élevés des services auxiliaires s'explique par une production thermique élevée à la centralede Vridi.

1.12 La recherche des différents moyens de réduction des pertes techniques a porté surl'évaluatior. de travaux tel que:

- Amélioration du facteur de puissance par l'installation de condensateurs ou la mise enexploitation de batteries de condensateurs non disponibles pour des raisons de bris, etc...

- Grossissement des conducteurs existants.

- Addition de lignes.

- Diminution de la longueur des réseaux par l'addition de nouveaux départs de ligne.

- Remplacement de transformateurs en place par des appareils d'impédance plus faible.

- Optimisation de l'architecture du réseau basse tension.

- Equilibre des charges.

Parmi toutes ces avenues, seule l'amélioration du facteur de puissance s'est avérée économique du strictpoint de vue de la réduction des pertes techniques. Les autres approches demeurent toutefois valables dansla perspective du développement des nouveaux réseaux ou de la réhabilitation des installations existantespour d'autres raisons, telles que la désuétude, les bris ou simplement les surcharges anticipées.

Programme d'action envisa2é

1.13 L'étude de la compensation réactive a permis d'établir le besoin de condensateurs sur leréseau 15 kV à 77,7 MVAR pour l'année 1990-1991 au coût de 222,1 MFCFA. L'emplacement optimalde ces condensateurs devra être précisée par des études supplémentaires. Ce niveau de compensationpermettrait de rehausser le facteur de puissance de 84% à 93% et ainsi d'économiser 133,6 MFCFA

annuellement sur le seul réseau 15 kV. Au niveau du réseau de transport, cela se traduirait par uneéconomie supplémentaire annuelle de 75,0 MFCFA la première année. D'autre part, il est justifié deréparer et de remettre en service le plus tôt possible les 33,6 MVAR de condensateurs déjà en place dansles postes HT-MT et non disponibles. En outre, il serait aussi justifié d'ajouter d'ici l'an 2000, toujoursdans les postes HT-MT, 50,4 MVAR de nouveaux condensateurs, dont 28,8 MVAR le plus tôt possible.Ces travaux permettraient de réaliser des économies supplémentaires de 53,4 MFCFA la première année(1990-1991). Les économies calculées sur l'ensemble du réseau pour une période d'étude de dix ans sontévaluées à environ 5 209 MFCFA et requièrent des investissements de l'ordre de 726 MFCFA. Letableau 1.4 illustre les résultats pour la période d'étude.

Tableau 1.4: Résumé des invest ssements et des économies

Puissance Energie Economie Investissement_ _ _ __ __ totale requis

Année MW MFCFA MWh MFCFA MFCFA MFCFA

90-91 1,36 49 8 123 213 262 43791-92 1,57 59 8 724 232 291 5092-93 1,79 67 9 326 248 314 893-94 2,00 74 9 931 263 337 894-95 1,99 74 Il 184 296 370 5195-96 2,58 93 12 885 340 434 5696-97 3,17 113 14 592 385 498 1397-98 3,19 114 14 945 394 508 1498-99 3,20 115 15 307 404 519 1499-00 4,57 160 21 766 572 731 5800-01 5,93 205 28 238 740 944 16

Total 1 122 4 087 5 209 726

Source: Estimation de la mission.

1.14 L'installation et la mise en service des condensateurs reconmnandés permettraient deramener le taux des pertes techniques à 12,10% pour l'énergie et à 14,78% pour la puissance. Lestableaux 1.5 et 1.6 fournissent le détail pour l'année 1990-1991. En outre, cela se traduirait aussi par uneamélioration des niveaux de tension et un accroissement de la capacité de transit du réseau. Il fautégalement noter que ces améliorations engendreraient le report de certains investissements.

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Tabklau 1.5: Amélioration des pertes techniques - Energie1990-1991

ACTUEL APRES TRAVAUX GAINMWh % du brut MWh % du brut %

Pertes production 73 585 3,07% 73 457 3,06% 0,2%

Pertes transport 90 998 3,79% 86 842 3,62% 4,6%

Pertes distribution 133 920 5,58%-o 130 080 5,42% 2,9%

Pertes totales 298 503 12,44% 290 379 12,10% 2,7%

Pertes totales des auxiliaires 69 000 2,88% 69 000 2,88% 0,0%

Pertes totales nettes 229 503 9,56% 221 379 9,22% 3,5%

Source: Estimation de la mission.

Tableau 1.6: Amélioration des pertes techniques - Puissance1990-1991

ACTUEL APRES TRAVAUX GAINMW % dela MW % dela %

pointe pointe

Pertes production 9,8 2,49% 9,8 2,49% 0,0%

Pertes transport 13,6 3,46% 13,0 3,30% 4,4%

Pertes distribution 36,3 9,20% 35,4 8,99% 2,5%

Pertes totales 59,7 15,15% 58,2 14,78% 2,5%

Pertes totales des auxiliaires 9,4 2,39% 9,4 2,39% 0,0%

Pertes totales nettes 50,3 12,76% 48,8 12,39% 3,0%

Source: Estimation de la mission.

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1.15 Les taux de pertes d'énergie de 12,10% de la production brute et de 9,22% de laproduction nette ne doivent cependant pas être considérés comme des optimum, mais plutôt comme desvaleurs que l'on peut atteindre par des travaux justifiables sur une base économique. Cela ne veutcependant pas dire qu'il n'y rien d'autre à faire. Au contraire, toutes les recommandations suivantesvisent à améliorer le rendement du réseau à moyen et long terme.

Etablir et mettre en application un programme de rehaussement du facteurde puissance exigé des clients moyenne tension, de 80% qu'il est actuellement à 90%,et l'appuyer par une proposition de compensation financière pour amortir le coûtdes modifications aux installations des clients.

Elaborer et soumettre aux autorités compétentes une normalisation descritères de performance électrique des moteurs et des climatiseurs. Cette propositiondoit inclure les moyens de contrôle à mettre en place.

Amorcer simultanément les trois approches, à savoir: installation decondensateurs sur le réseau 15 kV, rehaussement graduel du facteur de puissanceexigé à 90% et proposition d'une normalisation nationale de performance desmoteurs. L'installation des condensateurs doit être privilégiée.

Suivre annuellement l'évolution du facteur de puissance et ajuster la quantitéde condensateurs installés sur le réseau 15 kV selon les besoins.

Implanter, en collaboration avec le concessionnaire, les bases de donnéesnécessaires pour refléter l'architecture du réseau, les charges véhiculées ainsi que lacontinuité réelle du service.

Implanter un cycle de planification annuel permettant de vérifier l'état duréseau moyenne tension pour chacun des départs et de proposer un programmed'équipement approprié.

Etablir des critères d'achat des transformateurs MT-BT basés sur desanalyses économiques et qui tiennent compte du coût des pertes.

Réviser la politique d'installation des transformateurs MT-BT de façon à enoptimiser le taux d'utilisation.

Etudier différents types de distribution basse tension et adopter un typed'architecture qui réponde le mieux aux considérations technico-économiques que

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retiendra l'EECI. Cette étude tiendra compte du coût des pertes ainsi que de laqualité du service.

Réaliser les démarches nécessaires, de concert avec le concessionnaire, pourque des actions soient entreprises ou poursuivies afiin de ramener le taux des pertesnon techniques, du niveau relativement élevé qu'il est actuellement, à un niveau plusacceptable sur le plan internationa;.

1.16 Comme on peut le constater, il y a beaucoup d'études à faire afin d'établir les basestechniques optimales pour le développement du réseau à moyen et long terme. La tâche est importanteet il est probable qu'une hiérarchisation des actions soit nécessaire. C'est cependant la voie la plusprometteuse pour réduire efficacement et de façon durable le taux des pertes techniques, sur le réseau del'EECI, à un niveau optimum.

Structure du rapp9rt

1.17 Le chapitre qui suit fournit une description détaillée du système électrique de la Côted'Ivoire ainsi qu'un résumé des données pertinentes sur l'EECI. Le chapitre trois contient le détail del'évaluation des pertes techniques sur les réseaux de transport et de distribution. On y trouve la méthodeutilisée, les calculs, une analyse des résultats ainsi qu'un tableau récapitulatif. Le chapitre quatre décrittous les résultats des études de réduction des pertes pour chacune des composantes du réseau ainsi queles économies réalisables et les coûts. Finalement, le chapitre cinq énumère l'ensemble desrecommandations de la mission, tant au niveau des projets rentables économiquement qu'au niveau desactions reliées à la normalisation et aux méthodes.

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Il. DESCRIPTION DU RESEAU ELECTRIQUE

Gestion

2.1 L'EECI fut fondée en 1952 et constitua, jusque vers la fin de 1990, un service publicconstitué en société d'économie mixte. A ce titre, elle était responsable de la presque totalité de laproduction, du transport, de la distribution et de la vente d'énergie électrique en Côte d'Ivoire. Sonexploitation proprement dite relevait de deux grandes directions, à savoir la Direction de la productionet du transport et la Direction de la distribution. Le reste des activité était partagé en six directions, uncentre informatique et un centç, de formation aux métiers de l'électricité. Son siège social est situé àAbidjan alors que le territoire est partagé en douze centres administratifs pour les fins de l'exploitationquotidienne. Une particularité: l'exploitation du réseau de transport est partagé en trois groupes répartissur le territoire.

2.2 A la fin de l'exercice 1987-1988, l'EECI comptait 3 735 employés, soit une baisse de 5%par rapport à l'exercice précédent. C'était la première baisse d'effectifs enregistrée par la société. Cetteréduction, conséquente de mesures volontaires, s'est poursuivie en 1988-1989 pour atteindre le niveaude 3 722 employés, soit une réduction supplémentaire de 0,3%. Avec la séparation des activités entre laCIE et l'EECI, les effectifs de cette dernière ont été ramenés aux environs de 250 en 1991. Letableau 2.1 donne le détail par catégorie d'emploi.

Tableau 2.1: Effectifs EECI

1987-1988 1988-1989 VARIATION

PERSONNEL STATUTAIRE 3 735 3 722 - 0,3

*Employés ouvriers 1 430 1 294 - 9,5

*Maîtrises 1 857 1 941 + 4,5

*Cadres 448 487 + 8,7

Source : Rapport annuel EECI, exercice 1988-1989.

2.3 A l'automne 1990, l'Etat ivoirien a confié à la Compagnie Ivoirienne d'Electricité, sousforme de concession privée, la responsabilité de l'exploitation et de l'entretien du réseau électrique dela Côte d'Ivoire. L'EECI quant à elle demeure responsable de la gestion du patrimoine. Les structuresadministratives de chacune des nouvelles sociétés n'ont pas été publiées suffisamment tôt pour que lamission puisse en rendre compte de façon détaillée dans ce rapport. Mentionnons seulement que l'EECI

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sera composée de trois directions majeures: Ingénierie et Travaux, Etudes Générales, Administration etFinances.

Ventes

2.4 Le tableau 2.2 fournit les statistiques de vente et de chiffre d'affaires pour les exercices1987-1988 et 1988-1989.

Tableau 2.2: Ventes et chiffre d'affaires

1987-1988 1988-1989 VARIATION

ENERGIE VENDUE (MWh) 1 934 212 2 014 532 + 4,2

*Basse tension 822 625 859 920 + 4,5

-Domestique 510 207 545 991 + 7,0

-Professionnel 205 927 213 722 + 3,9

-Conventionnel 23 700 n/d n/d

-Eclairage public 82 791 100 207 + 21,0

*Moyenne tension 997 728 1 033 743 + 3,6

*Haute tension et SIR 113 859 120 869 + 4,9

ENERGIE VENDUE (MFCFA) 89 239 93 889 + 5,2

*Basse tension 49 072 52 218 + 6,4

*Moyenne tension 37 961 39 356 + 3,7

*Haute tension et SIR 2 206 2 315 + 4,9

Source: Rapport annuel EECI, exercice 1988-1989.

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Tarifîcation

2.5 L'EECI compte cinq tarifs basse tension: le tarif modéré, le tarif général, le tarifprofessionnel, le tarif conventionnel et le tarif éclairage public. Le tarif modéré concerne les abonnésdomestiques souscrivant une puissance de 1,1 kVA. Depuis octobre 1990, ce tarif est constitué d'uneprime fixe de 600 FCFA par bimestre et d'un prix proportionnel unique de 38,70 FCFA par kWh horstaxe et redevances. Les tarifs général et professionnel sont fusionnés depuis 1984. Ils sont sujets à uneprime fixe de 1 200 FCFA par kVA et par bimestre. La première tranche, de 180 kWh par kVA souscrit,est facturée à 58,6 FCFA par kWh, et la deuxième tranche à 46,8 FCFA par kWh. A ces valeurs, il fautajouter les redevances et les taxes municipales. Le tarif conventionnel regroupe les clients qui payentl'électricité à un prix préférentiel. Ce prix correspondait initialement au coût de production de l'énergie.Il est fixé à 8 FCFA du kWh et sans prime fixe. L'éclairage public est caractérisé par un réseau raccordédirectement sur les postes de distribution publique MT-BT. La tarification ne comporte qu'un seul termed'énergie rassemblant les charges fixes et proportionnelles. Il est fixé à 46,4 FCFA du kWh horsredevance.

2.6 En moyenne tension, le tarif est à postes horaires (heures creuses, heures pleines et heuresde pointe) et varie en fonction de la durée d'utilisation, sur une base annuelle, de la puissance souscrite.Trois tarifs sont en vigueur. On distingue le tarif longue utilisation (plus de 5 000 heures), le tarif général(1 000 à 5 000 heures) et le tarif courte utilisation (moins de 1 000 heures). Le client peut donc choisirle tarif qui convient le mieux à ses opérations. Cette décomposition existe pour tenir compte du fait quela participation des abonnés moyenne tension à la pointe du réseau interconnecté est d'autant plusimportante que la durée annuelle d'utilisation de la puissance souscrite est élevée. Depuis juin 1990, unepartie de cette clientèle bénéficie d'une baisse de 10% sur le coût proportionnel sous forme de TVA àrécupérer.

2.7 En haute tension, la structure est identique à celle de la moyenne tension, soit une primefixe fonction de la durée d'utilisation de la puissance souscrite et un prix proportionnel à l'énergie à postehoraire dépendant aussi de la durée annuelle d'utilisation de la puissance souscrite. D'autre part, uncontrat particulier régit la livraison avec la Société Ivoirienne de Raffinage.

2.8 Au niveau de la facturation, les compteurs des clients basse tension sont lus tous les deuxmois et la facturation est bimestrielle. Les compteurs des clients moyenne tension sont lus tous les moiset sont vérifiés, en principe, une fois par année. Les anomalies de facturation sont notées à la main.

Les pertes énergétiques

2.9 Les pertes énergétiques totales sur le réseau électrique de l'EECI sont de 16,3% de laproduction brute (statistiques de l'EECI de 1987-1988). Ce taux était de 16,2% lors de l'exercice1986-1987. Les statistiques de 1988-1989 indiquent un taux de pertes de 14,4%, ce qui tranche avec lesdeux exercices précédents. Cette baisse serait surtout due à une réduction des pertes de distribution de

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7,2% à 2,7 %, et ce malgré une augmentation des pertes de transport de 5,9% à 9,1%. L'augmentationdes pertes de transport résulterait d'une utilisation plus importante des centrales hydrauliques et àl'éloignement de celles-ci. Quant à la réduction marquée des pertes de distribution, elle s'explique enpartie par une amélioration au niveau de la relève et de la facturation ainsi que par le remplacement etl'étalonnage de plusieurs compteurs.

2.10 Globalement, l'EECI mesure l'énergie produite, l'énergie livrée sur les départs moyennetension ainsi que l'énergie vendue. C'est par différence que les pertes sont évaluées. Dès lors, on constateque la mesure de l'énergie livrée à la distribution est de première importance, car une erreur à ce niveaua pour effet de fausser la valeur des pertes sur le transport et sur la distribution avec des écarts allant dansdes sens opposés. Au delà de cette considération, c'est la précision de tout le système de comptage quidoit étre assurée afin de donner des résultats fiables sur le rendement du réseau.

2.11 En fait, l'EECI a amorcé, dès janvier 1987, une «tude complète de son plan de comptage.Depuis, elle a réalisé un certain nombre de campagnes d'étalonnage et produit plusieurs rapports sur lesbesoins. Ces rapports mettent en évidence les différents problèmes de comptage. L'EECI n'a pucependant compléter la démarche, à cause surtout du contexte économique difficile qu'a connu la société.Il reste donc beaucoup à faire dans ce domaine.

2.12 Les pertes sur l'ensemble du réseau, soit un peu plus de 16%, peuvent être considéréescomme élevées. Les pertes au niveau du réseau de transport apparaissent élevées compte tenu du faitqu'une partie importante de la production vient de la centrale de Vridi située à proximité des gros centresde consommation. Le tableau 2.3 fournit la contribution de chacun des éléments du réseau.

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Tableau Z.3: Tableau des pertes - Réseau EECI

1987-1988 1988-1989VARIATION

MWh MWh

Production brute 2 309 879 2 352 837 + 1,9%

Auxiliaires groupes 59 715 47 060 - 21,2%

Transfo. groupes 12 663 12 544 - 0,9%

Pertes production 72 378 59 604 - 17,6%

3,1% 2,5%

Auxiliaires postes 8 808 8 439 - 4,2%

Transfo. postes 23 264 22 232 - 4,4%

Lignes HT 104 705 183 339 + 75,1%

Pertes transport 136 777 214 010 + 56,5%

5,9% 9,1%

Pertes réseau interconnecté 209 155 273 613 + 30,8%

9,1% 11,6%

Pertes centrales isolées 935 215 - 77,0%

Pertes distribution 165 756 64 449 - 61,1%

7,2% 2,7%

Pertes totales 375 846 338 328 - 10,0%

16,3% 14,4%

Sourc6: Rapport annuel EECI, exercice 1988-1989.

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Production

2.13 La puissance installée de l'EECI est de l'ordre de 900 MW et l'appel de pointe se situaità 381 MW pour l'exercice 1989-1990. La production est partagée entre l'hydraulique et le thermique,comme l'illustre le tableau 2.4. Quatre turbines à gaz ont été conçues à l'origine pour supporter lesbesoins ponctuels, surtout lors de la pointe du réseau. Il y a aussi plusieurs centrales diesel non reliéesalimentant des charges isolées. La production hydraulique est surtout située au centre du pays, alors quela production thermique est à Abidjan, soit à proximité de 70% de la charge du réseau. Un réseau hautetension à 90 kV et 225 kV relie l'ensemble des sources et des points de charge du système. Les pertespour l'ensemble du réseau interconnecté sont estimées à 9% par l'EECI. Le tableau 2.5 donne le détaildes équipements de production.

Tableau 2.4: Production EECI

1987-1988 1988-1989 VARIATION

PRODUCTION (MWh) 2 309 879 2 352 837 + 1,9

*Production thermique 1 052 182 751 974 - 28,5

*Production hydraulique 1 216 317 1 518 135 + 24,8

*Solde avec VRA 41 380 82 728 + 99,9

Source: Rapport annuel EECI, exercice 1988-1989.

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Tableau :2S: Liste des centrales

NOM kV Année Nbre Puissance Production GWh

m.e.s. groupe totale MW Moyenne Garantie

Ayame 1 5,5 1959 2 20 80 60

Ayame 2 5,6 1965 2 30 120 90

Taabo 13,8 1979 3 210 960 850

Buyo 10,5 1980 3 165 900 610

Kossou 17,0 1972 3 174 450 450

Grah 5,52 1985 5 22 22 22

Total hydraulique 604 2532 2082

Vridi thermique 1 et 2 10,5 1968-1969 2 64

Vridi turbines à gaz 11,0 1984 4 86

Vridi thermique 3 et 4 15,5 1976 2 150

Total thermique 300

Total 904

Centrales isoles 4

Note: Les producdons nmyenne et garante consituent une évaluaton théonque cculée par le concepteur et qui ne sont pas

nécessairement le reflet des conditions réelles des installadons.

Source: EECI en chiffres.

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2.14 Les installations semblent suffisantes pour satisfaire la pointe du réseau. Par contre, ladiminution graduelle constatée de la pluviométrie en Côte d'Ivoire ces dernières dizaines d'années et uneforte sécheresse en 1983 posent un problème au niveau de l'énergie à produire. En conséquence, il n'ajamais été possible de remplir les réservoirs à un niveau acceptable, ce qui oblige à solliciter plus queprévu la centrale thermique de Vridi.

Transport

2.15 Le réseau de transport compte plus de 1800 km de lignes à 225 kV, qui s'étendentjusqu'au nord du pays. Quelque 358 km de ces lignes sont exploitées à 90 kV. En outre, il y a près de2400 km de lignes à 90 kV. Le système fonctionne à 50 hertz et la capacité totale des transformateurshaute tension est de plus 2500 MVA, soit près de 1000 MVA de transformateurs 225-90 kV, 300 MVAdans les postes 90-30 kV et près de 1250 MVA à 90-15 kV. Le réseau de transport est relativementsimple, avec deux axes nord-sud et un axe est-ouest. Le gros de la charge est surtout concentré dans lazone d'Abidjan, où le réseau est bien bouclé. Le schéma unifilaire joint à l'annexe 3 montre laconfiguration du réseau et l'on retrouve aux annexes 4 et 5 la liste des transformateurs et des lignes duréseau EECI.

2.16 Le maintien de la tension à un niveau acceptable est assuré par trois inductances de20 MVAR à 225 kV situées dans les postes Ferkessedougou, Soubre et Man. Dans le cas de Man,l'inductance est exploitée à 90 kV.

2.17 L'EECI possède un centre informatisé permettant la conduite du réseau de production etde transport pour l'ensemble du pays, et du réseau de distribution de la zone d'Abidjan.

Distribution

2.18 Le réseau de distribution compte environ 300 lignes parcourant plus de 11 000 km à destensions de 15 kV et 30 kV. La tension de 15 kV est surtout utilisée en milieu urbain alors que le réseau30 kV parcoure les grandes distances imposées par le milieu rural. Les pertes sur le réseau dedistribution sont estimées à 7% par l'EECI. Le réseau de distribution d'Abidjan a été conçu selon lesnormes françaises. Il s'agit essentiellement d'un réseau souterrain, maillé, fonctionnant selon le principede la distribution radiale avec possibilités d'isoler les câbles défectueux et de rétablir le servicerapidement. Le réseau secondaire est conçu pour des tensions triphasées de 220/380 volts. Il est à noterque tout un réseau construit sur le principe de la distribution monophasée est implanté dans la partie ouestdu territoire. La tension phase-terre utilisée est de 19 kV. Le tableau 2.6 donne le détail de la longueurdu réseau de distribution.

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Tableau 2.6: Longueur du réseau

1987-1988 1988-1989 VARIATION

LONGUEUR DU RESEAU (km) 22 616 23 078 + 2,0

*Basse tension 7 591 7 871 + 3,7

*Moyenne tension 10948 11 130 + 1,7

*Haute tension 4 077 4077

POSTES MT-BT 4 842 4 940 + 2,0

FOYERS LUMINEUX 144 457 149 711 + 3,6

Source: Rapport annuel EECI, exercice 1988-1989.

Evolution de la demande

2.19 Malgré un fléchissement en 1982-1983, l'évolution de la demande de pointe et du nombred'abonnés demeure positive, quoique moins rapide. En fait, le taux de croissance actuel du nombre declients se situerait aux environs de 3%. Ce taux de croissance est faible si l'on considère qu'entre lesannées 1972 et 1980, il était de l'ordre de 13%, notamment en raison d'un raccordement accéléré dû àl'électrification massive. Le contexte économique difficile des années 80 pourrait expliquer ce changementde tendance. L'EECI comptait 401 386 clients en 1988-1989, dont 1 842 sont alimentés directement enmoyenne tension. Le tableau 2.7 donne plus de détails.

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Tableau 2.7: Clientèle EECI

CLIENTS (NOMBRE) 1987-1988 1988-1989 VARIATION

*Basse tension 381689 399 540 + 4,7

dont éclairage public 3 127 3 171 + 1,4

*Moyenne tension 1 778 1 842 + 3,5

*Haute tension 4 4

*TOTAL 383 471 401 386 + 4,7

Source: Rapport annuel EECI, exercice 1988-1989.

2.20 Selon les dernières études de mai 1991 concernant le programme d'investissement sur dixans du secteur de l'électricité, réalisées par le MIME, l'EECI, la CIE et la DCGTx, on prévoit un tauxd'accroissement de la puissance de pointe de 3,3% jusqu'en 1995 et de 5,0% par la suite. Quant à lademande énergétique pour la production brute, l'augmentation serait de l'ordre de 1,8% et 4,6%respectivement pour les mêmes périodes. Le tableau 2.8 montre cette prévision, toutes pertes inclues, et2.1 les figures et 2.2 permettent de visualiser graphiquement l'historique et la prévision de ces demandes.

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Tableau 2.8: Prévision de la demande

Année Energie Aug. % Puissance Aug. % FacteurGWh MW de charge

1985-1986 2060 - 327 - 71,9%

1986-1987 2231 8,3% 354 8,3% 71,9%

1987-1988 2310 3,5% 362 2,3% 72,4%

1988-1989 2353 1,9% 376 3,9% 71,4%

1989-1990 2357 0,2% 381 1,3% 70,6%

1990-1991 2400 1,8% 394 3,4% 69,5%

1991-1992 2443 1,8% 407 3,3% 68,5%

1992-1993 2488 1,8% 421 3,4% 67,5%

1993-1994 2533 1,8% 435 3,3% 66,5%

1994-1995 2691 6,2% 467 7,4% 65,8%

1995-1996 2813 4,5% 491 5,1% 65,4%

1996-1997 2940 4,5% 515 4,9% 65,2%

1997-1998 3073 4,5% 541 5,0% 64,8%

1998-1999 3211 4,5% 566 4,6% 64,8%

1999-2000 3358 4,6% 594 4,9% 64,5%

2000-2001 3512 4,6% 624 5,1% 64,3%

L221 Début de l'exworkon vers le Burkina Faso, charge de 18 MW et demnande énergétique de 82 GU* la première wnnée,pour unfacteur de charge de 51S%.

2.21 Le facteur global de charge sur le réseau interconnecté est de l'ordre de 70%actuellement, mais tel que l'on peut le constater au tableau 2.8, on prévoit qu'il diminuera dans le futur.

- 22 -

Figure 2.1: Historique et prévision de la demande énergétique

Production brute

__.4 - --

g~~P 1 =seic c= p= = __=nte___

420

2'5 .…- _ _ _ _ _&._ _

2a ,-…_-._

95-8 7-89- ao -as9 91-S2 92-394 95-G 99a 9 99-a 0 o95-*7 t!l-89 90-91 93-951 9 4-5 95-t7 S8-99 00-01O

FEgiie 2.2 Historique et prévision de la demande de pointe

Pu i ssance de poi7nter~.u t nt.rc0fllcetO

920 _-

6 0 0…_… __ I II L-

520= =0……-=| | | {,,X

560…-

8585e40------… 3'9 9!6 7991990 980 - 7 - e 89 90 9t …… 49 6-7 S 0-0

-23 -

2.22 Le facteur de puissance naturel se situe autour de 85%, ce qui est plutôt bas. Le facteurde puissance est nettement meilleur sur le 30 kV que sur le 15 kV, la longueur des lignes 30 kV et leurfaible taux de charge produisant une compensation naturelle.

2.23 La figure 2.3 montre la courbe de charge typique d'une journée de pointe du réseau. Lapointe se produit normalement vers 20 heures ou 21 heures.

Figure 2.3: Courbe de charge du jour de la pointe

102

100 = -

98 -

92 -…

90

84-t

82 --

80 - - - - - - -=

78 - -_

! 76 + _6

s 74 - - - -_ -

72 ……_ -

700 4 8 12 18 20 24

Hauro du Jour

- 24 -

III. EVALUATION DES PERTES TECHNIQUES

Réseau de transport

Méthode utilisée

3.1 Les pertes techniques à vide et en charge sur le réseau de transport de l'EECI ont étéévaluées pour l'année 1990-1991. Les pertes à vide considérées sont celles des transformateurs et celles,par effet couronne, des lignes de transport. Aucune évaluation des pertes des services auxiliaires despostes et centrales n'a été faite, les pertes retenues pour ces équipements sont celles que l'on retrouvedans les rapports statistiques de l'EECI.

3.2 Pertes à vide des transformateurs. Les pertes à vide de chacun des transformateurs surle réseau de l'EECI ont été évaluées. Comme très peu de rapports d'essai étaient disponibles, la plupartdes valeurs ont été estimées. La mission a recherché des transformateurs comparables sur d'autres réseauxélectriques et une valeur semblable a été utilisée pour les transformateurs dont les informations n'étaientpas disponibles. On trouve à l'annexe 4 les valeurs retenues par la mission.

3.3 Une fois les pertes à vide de chaque transformateur trouvées, il a fallu déterminer quelstransformateurs sont normalement en service. Pour ce qui est de la production, les transformateursassociés aux groupes en service dans le scénario analysé ont été considérés. Quant aux transformateurs225-90 kV, ils sont généralement tous en service et ont, par conséquent, tous été considérés. Dans lespostes HT-MT où il y a plusieurs transformateurs de même rapport de transformation, les transformateurssont généralement utilisés à tour de rôle, en conservant hors service ceux qui n'alimentent pas de charge.Seule les pertes à vides des transformateurs en service ont été considérées.

3.4 Pertes par effet couronne des lignes de transport. Ces pertes ont été évaluées enutilisant 0,75 kW/km pour les lignes à 225 kV et 0,16 kW/km pour celles à 90 kV. Il s'agit de valeursmoyennes reconnues pour de telles lignes. Le nombre total de kilomètres des lignes de transport enservice a été utilisé pour déterminer globalement ces pertes.

3.5 Pertes en charge. L'évaluation des pertes en charge sur le réseau de transport a étéréalisée pour l'ensemble du réseau par des simulations effectuées à l'aide du logiciel CYMFLOW. Laplupart des données requises pour utiliser ce logiciel provenaient des relevés de l'EECI. Lescaractéristiques des lignes à 225 kV et à 90 kV étaient toutes disponibles. Quant aux transformateurs,plusieurs relevés de plaques signalétiques ont été faits et seuls quelques rapports d'essai ont été obtenus.Les pertes en charge de la plupart des transformateurs n'étant pas disponibles, une évaluation a été faitepar la mission tout comme pour les pertes à vide. L'annexe 4 donne le détail des valeurs iztenues. Seulsles équipements normalement en service ont été s5mulés.

- 25 -

3.6 Trois scénarios de production ont été retenus pour effectuer ces analyses: moyenne,thermique et hydraulique. Ces scénarios de production ont été fournis par l'EECI de façon à étrereprésentatifs de la situation réelle du réseau.

3.7 Le scénario de production moyenne répartit la production entre l'hydraulique et lethermique. Ce plan de prosuction requiert une part importante d'importation du Ghana. Il s'agit de lacondition d'exploitation la plus fréquente que l'on retrouve de la mi-avril à la mi-août et de la mi-octobreà la mi-février. C'est donc celle qui comporte le plus de jours lors du calcul des pertes en énergie. Lapointe maximale du réseau peut être alimentée dans un tel scénario.

3.8 La production thermique implique une production maximale des groupes de Vridi et uneimportation maximale. Ce scénario est requis de la mi-février à la mi-avril, lorsque le niveau d'eau desréservoirs est à la baisse. Selon ce cas, la production hydraulique provient seulement des centrales Taaboet Buyo, tandis que la centrale Kossou agit en compensateur synchrone. Il s'agit du scénario le plusprobable pour alimenter la pointe du réseau.

3.9 Pour la saison des pluies, un scénario de production hydraulique a été retenu. Ce cass'applique habituellement de la mi-août à la mi-octobre. Dans ce cas, la centrale de Vridi est à l'arrêt eton exporte vers le Ghana quand l'appel de puissance du réseau n'est pas trop élevé, car, en cette période,il arrive même qu'il y a des déversements à certaines centrales où le réservoir est à remplissage annuel.Ce plan de production se présente à une période où la pointe du réseau est réduite. L'appel de puissancemaximale dans ce cas est inférieur à la pointe synchrone annuelle du réseau. Les écoulements depuissance ont donc été réalisés pour une charge inférieure aux cas précédents.

Figure 3.1: Monotone de puissance - Réseau global

92 - l X - - -

90 -

G2 4 - 42 1 20 24

Hetra du jour

- 26 -

3.10 A l'aide des données qui ont permis de tracer la courbe monotone de puissance du réseauglobal (voir figure 3.1), tirée des statistiques de l'EECI pour l'année 1988-1989, des courbes semblablesont réalisées pour chacun des scénarios de production retenus (figures 3.2, 3.3 et 3.4). Huit niveaux decharges représentatifs de la méme courbe ont été retenus pour chacun des scénarios étudiés. Dessimulations de réseau ont été réalisées pour tous ces niveaux de charge retenus pour chacun des scénariosde production. Lors des simulations, la production a été réduite en fonction de la charge pour chaquegroupe de production en service. Le nombre de condensateurs a également été réduit selon le niveau decharge, mais il ne fut pas possible de déterminer ce qui se passe réellement sur le réseau de l'EECI, caril n'y a pas de statistiques sur le temps d'utilisation des condensateurs. Le nombre maximum decondensateurs disponibles a été relevé par l'EECI pour chacun des postes où il y a des condensateurs.Les échanges avec le Ghana (importation O'J exportation selon le scénario retenu) ont également étémodifiés avec la diminution de la charge. Pour les plus bas niveaux de charge, aucun échange n'a étéconservé, tout comme pour la charge maximale du scénario de production hydraulique. L'annexe 6 donneun exemple des écoulements de puissance réalisés pour l'appel de puissance maximal de chacun desscénarios de production retenus.

Fieure 3.2: Monotone de puissance - Alimentation moyenne

350' - _ __ ____ __

30 - -_ = = =- ~-

Æ 150

0 2 48ecMI« I t iar5*

H.ur,

- 27 -

Figure 3.3: Monotone de puissance - Alimentation thermique

I o 150 -

400-

30-

HourGo

f1gjur 3!4~ Monotone de puissance - Alimentation hydraulique

250-

0 0,2 0,4 0.a 0I a 1,2 1,4cm( Il

- 28 -

3.11 Les simulations réalisées ont permis de déterminer les pertes en puissance pour lesconditions analysées. Ces pertes ont été calculées pour chaque composante du réseau. Un regroupementa permis de déterminer les pertes des transformateurs de groupes, des lignes à 225 kV et à 90 kV, destransformateurs 225-90 kV et de ceux HT-MT 90-30 kV et 90-15 kV (le la zone d'Abidjan et del'intérieur. Les pertes en énergie pour chacune de ces composantes ont ét« calculées, dans un premiertemps, à partir des huit pointes déterminées précédemment et selon les scénarios de production. Dans unsecond temps, à l'aide de la pointe de chaque scénario, un facteur de pertes pour chaque cas a été évaluéà l'aide de l'équation de "HOEBEL", qui s'exprime comme suit:

Facteur de pertes = c(facteur de charge) + (1-c)(facteur de charge)2

dans laquelle "c" se situe entre 0,15 et 0,3 selon les particularités de la charge et des composantes dusystème considéré. En l'absence de données qui permettraient de fixer ce paramètre, une valeur de 0,2pour "c" a été utilisée. Cette équation, qui est le fruit d'une longue observation du comportement desréseaux, permet d'exprimer les facteurs de pertes en fonction des facteurs de charge. Il a donc étépossible de faire une autre évaluation des pertes en énergies et de comparer les résultats entre eux et avecles statistiques de l'EECI.

3.12 Les pertes de la ligne d'interconnexion avec le Ohana ont été comptabilisées sur le réseaude l'EECI lors des cas d'importation d'énergie, mais non lors de l'exportation.

Calculs et résultats

3.13 Production. Le tableau 3.1 illustre la situation de pointe pour chacun des trois scénariosde production considérés lors de l'analyse.

- 29 -

Tableau 3.1: Scénario de production1990-1991

Production Moyenne Thermique Hydraulique

Charge pointe (MW) 394 394 340

Nombre de jours 244 60 61

Energie produite (MWh) 1 599 245 444 116 356 639

Production (MW)

Ayame I 10 0 10

Ayame II 15 0 15

Taabo 80 80 173

Buyo 100 86 140

Kossou 30 Q Q

Total hydraulique 235 166 338

Vridi vapeur 40 100 0

Vridi gaz 60 60 Q

Total thermique 100 160 0

Production totale EECI 335 326 338

Importation du Ghana 59 68 -2

3.14 Les tableaux 3.2, 3.3 et 3.4 indiquent la répartition de la production d'énergie pour lesniveaux de charge qui ont été retenus pour chaque scénario de production. Cette répartition a été réaliséeà partir des courbes monotones de puissance des figures 3.2, 3.3 et 3.4.

- 30 -

Tableau 3.2: Répartition de production d'énergie 8 pointes - Production moyenne

Pourcentage de la pointe Pourcentage Nombre

de à d'énergie d'heures

100,0% 89,1% 4,1% 27989,1% 83,8% 7,0% 50183,8% 74,5% 19,6% 1 54974,5% 66,5% 16,9% 1 49066,5% 57,2% 13,1% 1 30957,2% 51,9% 3,0% 34551,9% 39,9% 2,9% 383

100,0% 39,9% 66,6% S 855

Tbleau 3.3: Répartition de production d'énergie 8 pointes - Production thermique

Pourcentage de la pointe Pourcentage Nombre

de à d'énergie d'heures

100,0% 97,1% 0,2% 1097,1% 87,8% 4,8% 32587,8% 78,5% 6,9% 51778,5% 70,5% 4,3% 35370,5% 65,2% 1,1% 9965,2% 57,2% 0,9% 9657,2% 49,2% 0,4% 42

100,0% 49,2% 18,5% 1 440

- 31 -

Tableau 3.4: Répartition de production d'énergie 8 pointes - Production hydraulique

Pourcentage de la pointe Pourcentage Nombre

de à d'énergie d'heures

100,0% 95,4% 0,3% 2095,4% 89,2% 1,0% 7889,2% 80,0% 4,0% 34380,0% 70,8% 4,3% 417

70,8% 63,1% 3,3% 35863,1% 56,9% 1,0% 11656,9% 41,5% 0,9% 135

100,0% 41,5% 14,9% 1 465

3.15 Pertes, Des simulations de réseau ont été effectuées pour chacun de ces niveaux decharge. Comme la mise en service des condensateurs dans les postes rehausse le facteur de puissance dela charge MT de 86% à 94%, un calcul de pertes a également été fait en considérant tous lescondensateurs hors service afin d'en évaluer l'impact. Les pertes détaillées obtenues par ces analyses setrouvent à l'annexe 7. Les tableaux 3.5, 3.6 et 3.7 donnent le sommaire de ces pertes en énergie.

- 32 -

Tableau 3.5: Sommaire des pertes 1990-1991 (MWh) - Estimation à l'aide des 8 pointes

Production

Moyenne Thermique Hydraulique Total

Charge EECI MW 394 394 340Production EECI MW 335 326 338Réception du Ghana MW 59 68 -1Nombre d'heures 5 855 1 440 1 465 8 760

Transfo. de groupes Charge 1 862 492 789 3 143Vide 7202 1 714 1 743 10659Total 9 064 2 206 2 532 13 802

Services auxiliaires 60 000Pertes production 73 802

Lignes à 225 kV Charge 9 406 2 982 9 488 21 876Effet Couronne 6 411 1 577 1 604 9 592

Total 15 818 4 558 11 092 31 468

Lignes à 90 kV Charge Il 613 2 785 4 059 18 457Effet Couronne 2 512 618 628 3 758

Total 14 125 3 403 4688 22 215Total lignes de transport 29 943 7 961 15 780 53 683

Traiqfo. 225-90 kV Charge 1 415 319 410 2 144Vide 6 683 1 644 1672 10Q0Total 8 098 1 963 2 082 12 143

Transfo. 90-30 kV Charge 719 249 147 1 116Vide 2 670 657 3 995Total 3 389 906 815 5 110

Transfo. 90-15 kV - Abidjan Charge 2 590 730 497 3 817Vide 1 610 396 403 2 409Total 4 200 1 126 900 6226

Transfo. 90-15 kV - intérieur Charge 1 303 391 351 2 045Vide 1979 487 495 2 961Total 3 282 878 846 5006

Total transfo. HT-HT et HT-MT 18 969 4 873 4 643 28 485Services auxiliaires 9 000

Pertes réseau de transport 91 169

Pertes réseau interconnecté 164 971

- 33 -

Iableau 3.6 Sommaire des pertes 1990-1991 (MWh) - Estimation avec l'équation de Hoebel

Production

Moyenne Thermique Hydraulique Total

Charge EECI MW 394 394 340 394Production EECI MW 335 326 338 326Réception du Ghana MW 59 68 -2 68Nombre d'heures 5 855 1 440 1 465 8 760Energie % 66,6 18,5 14,9 100,0Facteur de charge % 70,3 79,4 72,3 69,5Facteur de pertes % 56,3 66,3 56,3

Transfo. de groupes Charge 1 789 477 660 2 926Vide 7 202 1 714 174 3 659Total 8 990 2 191 2403 13 584

Services auxiliaires 60-000Pertes production 73 584

Lignes à 225 kV Charge 11 077 3 314 7 330 21 721Effet Couronne 6 411 1 577 1 604 9 592

Total 17 489 4 890 8 934 31 313

Lignes à 90 kV Charge Il 925 3 142 3 496 18 562Effet Couronne 2161 628 3 S

Total 14437 3 759 4 124 22 320

Total lignes de transport 31 925 8 650 13 058 53 633

Transfo. 225-90 kV Charge 1 349 325 363 2 037Vide 6683 1 644 1 672 10 000Total 8 033 1 968 2 035 12 036

Transfo. 90-30 kV Charge 1 192 363 173 1 728Vide 2 670 657 M 22Total 3 862 1 020 841 5 723

Transfo. 90-15 kV - Abidjan Charge 2 228 668 445 3 342Vide 1 610 h 403 2409Total 3 838 1 064 848 5721

Transfo. 90-15 kV - intérieur Charge 1 192 363 338 1 893Vide 1 979 487 421 2961Total 3 171 850 833 4 854

Total transfo. HT-HT et HT-MT 18 905 4 902 4 558 28 364

Services auxiliaires 9 000Pertes réseau de transport 90 998

Pertes réseau interconnecté 164 582

- 34 -

Tableau 3.7: Comparaison des résultats - Calcul des pertes 1990-1991 (MWh)

Huit HOEBEL Condens. Statistiquespointes hors service 1987-1988

Production brute 2 400 000 2 400 000 2 400 000 2 309 880

Transfo. de groupes Charge 3 143 2 926 3 731Vide 10 659 10 659 10 659Total 13 802 13 584 14 389 12663

Services auxiliaires 60 000 60 000 60 000 59715Pertes production 73 802 73 584 73 389 72378

Pertes % 3,08% 3,07% 3,06% 3,4

Lignes à 225 kV Charge 21 876 21 721 29 486Effet Couronne 2:592 9 592 9 592

Total 31 468 31 313 39 078

Lignes à 90 kV Charge 18 457 18 562 25 403Effet Couronne 3 758 3758 3758

Total 22 215 22 320 29 162

Total lignes de transport 53 683 53 633 68 240 104705

Transfo. 225-90 kV Charge 2 144 2 037 3 189Vide 10 000 10 OOQ 10 000Total 12 143 12 036 13 189

Transfo. 90-30 kV Charge 1 116 1 728 1 697Vide 3 995 3 995 3 995Total 5 110 5 723 5 692

Transfo. 90-15 kV - Abidjan Charge 3 817 3 342 4 367Vide 2409 2409 2409Total 6 226 5 751 6 776

Transfo. 90-15 kV - intérieur Charge 2 045 1 893 1 862Vide 2961 2961 2 961Total 5 006 4 854 4 823

Total transfo. HT-HT et HT-MT 28 485 28 364 30 480 23264

Services auxiliaires 9 000 9 000 900 l

Pertes réseau de transport 91 169 90 998 107 720 136777Pertes % 3,80% 3,79% 4,49% 5,9

Pertes réseau Interconnecté 164 971 164 582 182 109 209155Pertes % 6,87% 6,86% 7,59% 9,1

- 35 -

Analyse des résultats

3.16 Les résultats obtenus permettent de constater qu'une part importantes des pertes sur leréseau interconnecté provient des services auxiliaires, particulièrement ceux de la production. Une autrepartie importante des pertes est due aux pertes à vides des équipements. Ces pertes ne sont pas facilesà évaluer, particulièrement celles des transformateurs lorsque leur rapport d'essai ne sont pas disponibles,comme ce fut le cas ici. Ces données peuvent varier beaucoup d'un transformateur à l'autre, ce qui faitque cette évaluation n'est pas très précise. Bien que ces valeurs soient très importantes pour l'évaluationdes pertes sur le réseau actuel, elle ne sont toutefois pas très importantes pour la réduction des pertes àcourt terme. On aurait cependant intérêt à en tenir compte lors de l'achat de l'appareillage futur.

3.17 Les écoulements de puissance ont été réalisés en considérant la compensation de la chargeà un facteur de puissance le plus près possible de l'unité dans les postes où des condensateurs étaientdisponibles. Les condensateurs hors d'état de fonctionner ont été considérés comme non disponibles.Puisqu'il n'a pas été très facile de connaître le niveau de charge où les condensateurs étaient en service,des simulations ont été réalisées en considérant tous les condensateurs hors service, de façon à en analyserl'impact. Comme les résultats le démontrent, les condensateurs ont un effet très important sur les pertesen charge. Toutefois, comme les pertes à vide et celle dues aux services auxiliaires sont considérables,l'impact des condensateurs sur les pertes totales est moins important.

3.18 Les résultats obtenus identifient des pertes sur le réseau interconnecté moins importantesque les statistiques de l'EECI. Plusieurs facteurs peuvent expliquer ces écarts. D'abord, on peut sedemander si les statistiques elles-mêmes sont fiables quand on connaît les problèmes de mesurage àl'EECI. Il y a également l'évaluation des pertes à vide qui peut modifier beaucoup les résultats. Demême, l'évaluation des pertes en charge des transformateurs peut également avoir un influence, quoiquebeaucoup moindre. Le mode d'exploitation du réseau a également son influence sur les résultats. Dansle réseau analysé, par exemple, la ligne Bouake 2 - Ferkessedougou est exploitée à 225 kV pour lapremière année, ce qui réduit beaucoup les pertes en charge de cette ligne. L'examen des résultats, autableau 3.5, permet également de constater que les pertes en charge des lignes à 225 kV du scénario deproduction hydraulique sont les mêmes que dans le cas de production moyenne, bien que la productiond'énergie du scénario hydraulique soit seulement de 14,9% de l'énergie annuelle comparativement à66,6% pour la production moyenne. Une année de production hydraulique supérieure pourra donc voirdes pertes nettement supérieures sur le réseau de transport. Une réduction de l'importation du Ghanapourrait également avoir comme effet d'augmenter les pertes sur le réseau interconnecté, si l'énergierequise devait être produite par les centrales hydrauliques, par exemple.

3.19 Dans les statistiques de l'EECI, les pertes du réseau interconnecté sont mesuréesglobalement. La consommation en énergie des services auxiliaires est mesurée dans presque tous lespostes. Les pertes dans les transformateurs sont calculées en fonction de leur nombre d'heuresd'utilisation. Quant aux pertes des lignes de transport, on considère qu'elles sont la différence entre lespertes totales du réseau interconnecté et de celles qui ont été déterminées, soit les pertes des servicesauxiliaires qui sont mesurées et celles des transformateurs qui sont estimées. On ne connaît donc pasexactement le niveau de ces pertes.

- 36 -

Réseau de distribution

Méthode utilisée

3.20 Réseau moyenne tension. Le réseau de distribution moyenne tension de la Côte d'Ivoireest composé d'un peu plus de 250 lignes. Compte tenu de ce nombre élevé de lignes et de l'absence d'unebase de données informatisée, l'évaluation des pertes techniques a été basée sur un échantillonreprésentant environ 10% du réseau.

3.21 Un relevé de chacun des départs choisis a été réalisé par le personnel de l'EECI. C'estainsi que les distances, les sections des conducteurs et les capacités installées ont été répertoriées etreportées sur des schémas de type unifilaire. Cela était nécessaire étant donné l'absence de donnéescomplètes et à jour du réseau moyenne tension. Ensuite, ces informations ont été transcrites dans une basede données sous une forme acceptable pour étude à l'aide du logiciel d'analyse de réseau CYMEDPA.En outre, les valeurs pointes de ces lignes ont été déterminées, de même que le facteur de puissance deleur poste source respectif.

3.22 Les simulations, à l'aide du logiciel CYMEDPA, ont permis principalement de déterminerles pertes en puissance et les chutes de tension. Du même coup, une information sur le taux d'utilisationdes conducteurs a été produite. L'évaluation des pertes en énergie s'est faite à partir de l'équation de"HOEBEL" en utilisant des paramètres moyens. Finalement, les facteurs de charge ont été calculés àpartir des rapports statistiques disponibles.

3.23 Il est à noter que tous les calculs ont été faits en traitant séparément le 15 kV et le 30 kV.Conséquemment, l'évaluation des pertes globales est obtenue en pondérant les résultats de chaque niveaude tension selon les proportions réelles de transit d'énergie de chaque réseau.

3.24 Transformateurs MT-BT. L'évaluation des pertes à vide et des pertes en charge destransformateurs de distribution à été faite à partir de l'inventaire des appareils installés sur les trentelignes de l'échantillon moyenne tension. Des valeurs typiques de pertes dans le fer et le cuivre ont ététirées des rapports d'essai de transformateurs utilisés sur le réseau de la Côte d'Ivoire. Les charges depointe affectées à chaque transformateur tiennent compte des pertes de lignes MT et d'un facteur defoisonnement évalué à 80%.

3.25 A l'instar des lignes moyenne tension, l'évaluation des pertes en énergie s'est faite à partirde l'équation de "HOEBEL". Les facteurs de charge des transformateurs ont été calculés en tenant comptedes facteurs de charge des lignes moyenne tension et du facteur de diversité retenu.

3.26 Il est à noter que chaque transformateur de l'échantillon a été l'objet d'un calcul séparé.L'extrapolation à l'ensemble du réseau s'est faite de la même m..anière que pour le réseau moyennetension.

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3.27 Réseau basse tension. Pour des raisons pratiques de réalisation, un échantillon de 12départs basse tension a été retenu dans le centre régional d'Abengourou. Pour des motifs administratifs,seulement 10 départs ont effectivement été traités. Un relevé complet a été fait pour chacun des départschoisis. Des appareils de mesure d'énergie active et réactive de même que de mesure de puissance activeont été installés sur chaque départ.

3.28 Une campagne de lecture répartie sur quatre semaines a permis de recueillir un ensemblede données sur la puissance et l'énergie débitées par les départs. Les consommations individuelles desclients furent aussi relevées.

3.29 L'évaluation des pertes se fait à partir des différentiels entre l'énergie débitée par undépart et l'énergie consommée par les clients qui y sont raccordés. Une validation peut être faite à l'aided'une simulation au moyen du logiciel CYMEDPA. L'extrapolation à l'ensemble du réseau s'est faite auprorata de l'énergie livrée par l'échantillon et la totalité du réseau basse tension.

Calculs et résultats

3.30 Représentativité de l'échantillon M-T. Dix-neuf départs 15 kV et onze départs 30 kVont été relevés. Cet échantillon, répartit sur l'ensemble du territoire et qui se veut représentatif de laglobalité du réseau, a été déterminé de concert avec les responsables de l'EECI. Le tableau de l'annexe 8fournit la liste et les caractéristiques de ces départs. Les critères de choix de l'échantillon ont été lessuivants:

- Proportion des lignes 15 et 30 kV conforme à la réalité.- Proportion des lignes respectant le rapport des charges entre Abidjan

et l'intérieur.- Lignes représentatives de leur milieu.- Lignes réparties sur l'ensemble du territoire.

3.31 La répartition réelle de l'échantillon par rapport au réseau est présentée au tableau 3.8.

Tableau 3.8: Echantillon moyenne tension - Nombre de lignes

ISkV 30kV total

Réseau 169 90 259

Echantillon 19 il 30

Proportion 11,2% 12,2% 11,6%

Source: Rapports mensuels EECI.

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3.32 L'analyse statistique des caractéristiques électriques de l'échantillon a permis de conclureà la représentativité réelle des départs choisis. En effet, en considérant que la longueur, la capacitéinstallée ainsi que la demande de pointe répondent à une distribution statistique normale, la valeurcalculée de l'écart type pour ces différents paramètres permet de conclure que les valeurs réelles despertes d'énergie seront à l'intérieur d'un intervalle de ± 0,3% quatre fois sur cinq. On peut donc croireque les valeurs dérivées de cet échantillon auront la même valeur statistique.

3.33 En fait, le choix de l'échantillon ne répond pas entièrement aux règles de la statistiqueen ce sens qu'il n'est pas tout à fait aléatoire. Par contre, le choix ayant été guidé par des critères dereprésentativité, l'on peut présumer que l'échantillon est représentatif avec une précision au moins égaleà celle évaluée. Par conséquent, l'ensemble des trente lignes sera considéré comme un modèle valableet représentatif de la globalité du réseau.

3.34 Moyenne tension. Le tableau de l'annexe 9 fournit un résumé des analyses de pertes surle réseau moyenne tension. Les pertes en puissance et les chutes de tension proviennent directement dessimulations à l'aide du logiciel CYMEDPA. Le facteur de puissance utilisé est celui propre à chacun despostes, tel que tiré des rapports statistiques de l'EECI.

3.35 La détermination des facteurs de charge a été faite à partir des rapports mensuels defévrier et mars 1990. Le tableau 3.9 résume les résultats et indique les valeurs retenues.

Tableau 3.9: Facteur de charge - Lignes moyenne tension

Nombre de Facteur de Nombre de Facteur dedéparts 15 kV charge départs 30 kV charge

analysés moyen analysés moyen

Février 1990 44 56,3% 18 47,0%

Mars 1990 49 55,9% 19 49,0%

Facteur retenu 56,0% 48,0%

Source: Rapports mensuels EECI.

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3.36 Les facteurs de pertes calculés à l'aide de l'équation de "HOEBEL' sont les suivants:

Facteur de pertes 15 kV = 0,363

Facteur de pertes 30 kV = 0,280

3.37 Les résultats présentés au tableau de l'annexe 9 montrent un taux de pertes d'énergie de1,8% pour le réseau 15 kV et de 2,3% sur le 30 kV. Il est à noter que ces pourcentages représentent lespertes sur un réseau donné par rapport à l'énergie qu'il reçoit. Afin d'obtenir une valeur représentativepour l'ensemble du réseau moyenne tension, il faut faire une moyenne pondérée en fonction desproportions relatives des énergies livrées par les réseaux 15 kV et 30 kV. Le tableau 3.10 résume lesdonnées pertinentes.

Tableau 3.10.. Répartition des énergies livrées - Moyenne tension

Nombre de Energie Nombre de Energiepostes 15 kV livrée % postes 30 kV livrée %

analysés 15 kV analysés 30 kV

Février 1990 22 79,4% 30 20,6%

Mars 1990 23 80,6% 29 19,4%

Facteur retenu 80,0% 20,0%

Source: Rapports mensuels EECI.

3.38 L'analyse des énergies livrées à partir des rapports statistiques disponibles permet doncde fixer un ratio de quatre entre les livraisons d'énergie via le 15 kV par rapport au 30 kV.Conséquemment, le taux global des pertes d'énergie sur le réseau moyenne tension de l'EECI peut êtreétabli à 1,9%.

3.39 Transformateurs MT-BT. Le tableau de l'annexe 10 résume les résultats de l'analysedes pertes dans les transformateurs MT-BT. On y trouve, pour chacune des lignes de l'échantillonmoyenne tension, le pourcentage des pertes d'énergie dans le fer (à vide) et dans le cuivre (en charge).De plus, la moyenne et l'écart type sont fournies pour chacun des niveaux de tension et globalement.Finalement, une moyenne pondérée, représentative des pertes sur cet élément du réseau, est indiquée.

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3.40 Le calcul nécessite la connaissance du taux de pertes individuel de chacun des types detransformateur. L'absence d'inventaire mécanisé et la grande variété des équipements obligentl'établissement de valeurs types, Ainsi, à partir des résultats d'essai et de documents techniques sur lesappareils utilisés à l'EECI, les valeurs consignées au tableau 3.11 ont été retenues.

Tableau 3.11: Pourcentage de pertes en puissance retenu - Transformateurs MT-BT

kVA 15 kV 30 kVFe Cu Fe Cu

25 0,46 2,70 0,57 2,8050 0,38 2,20 0,52 2,56100 0,33 1,80 0,42 2,30160 0,28 1,51 0,38 2,00250 0,26 1,34 0,34 1,60400 0,23 1,15 0,30 1,40630 0,20 1,03 0,25 1,20

3.41 Le calcul des pertes à vide d'énergie est relativement direct, alors que le calcul des pertesen charge est effectué de la même manière que pour le réseau moyenne tension. L'évaluation des valeurspointe des transformateurs de distribution a été faite en utilisant le facteur d'utilisation propre de chaqueligne et en supposant un facteur de foisonnement de 80%, ce qui est relativement conservateur. Letableau 3.12 fournit les taux de pertes d'énergie en fonction de l'énergie reçue par chacun des niveauxde tension.

Tableau 3.12: Pertes d'énergie - Transfo. MT-BT - Fonction de l'énergie reçue

15 kV 30 kV

Pertes à vide 1,3% 2,7%

Pertes en charge 0,6% 0,7%

Pertes totales 1,9% 3,4%

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3.42 Une moyenne des pertes d'énergie a été établie pour chacun des niveaux de tension autantpour les pertes à vide que pour celles en charge. Le tableau 3.13 fournit les résultats des taux de pertesen fonction du bilan global de l'énergie.

Tableau 3.13: Pertes d'énergie - Transfo. MT-BT - Fonction de la production totale

15 kV 30 kV

Pertes à vide 1,0% 0,5%

Pertes en charge 0,5% 0,2%

Pertes totales 1,5% 0,7%

3.43 Finalement, une moyenne pondérée, basée sur la proportion relative des énergies livrées,permet d'établir à 2,2% les pertes d'énergie totales dues aux transformateurs de distribution. Il est à noterque ce résultat inclut aussi bien les transformateurs des clients que ceux de l'EECI.

3.44 Réseau basse tension. Toutes les activités prévues pour l'évaluation des pertes techniquesdans le réseau basse tension n'ont pu être complétées. Les résultats détaillés ci-après sont basés sur unéchantillon de 10 départs aériens situés dans la ville d'Abengourou. Cette ville de taille moyenne peutêtre considérée comme un moyen terme entre les grandes villes et le milieu rural. A ce titre, l'échantillonpeut étre tenu comme représentatif de l'ensemble du réseau basse tension. L'analyse d'un réseau bassetension est très laborieuse et un gain de précision, même très faible, nécessiterait beaucoup de temps etd'énergie. Le tableau 3.14 met d'avantage en évidence la représentativité de l'échantillon en comparantdeux ratios de base pour ce type de réseau.

Tableau 3.14: Caractéristiques - Réseau basse tension

Exercice Exercice Exercice Echantilon1986-1987 1987-1988 1988-1989 1990-1991

kWh par client, par jour 5,71 5,90 5,90 6,26

Mètres de réseau BT par 19,0 19,9 19,7 22,7client

Source: Rapports annuels EECI, exercices 1987-1988 et 1988-1989.

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3.45 L'analyse des lectures d'énergie a fait ressortir un certain nombre d'incohérences entreles quantités fournies par les départs et les consommations des clients. Par mesure de prudence, il a étédécidé d'utiliser le moins possible ces données. Par contre, les informations fournies par les relevés detopographie du réseau sont très détaillées et suffisantes pour permettre un calcul de pertes. C'est donccette dernière méthode qui a été retenue. Les calculs de pertes ont été réalisés à l'aide d'un chiffrierélectronique (Lotus 123) en utilisant un modèle simplifié de chacun des réseaux basse tension relevés.La convergence a été réalisée manuellement par essais successifs.

3.46 Le tableau 3.15 résume les résultats de l'analyse des pertes dans le réseau basse tension.On y trouve, pour chacun des départs, la longueur du réseau, la charge pointe, le nombre et la longueurmoyenne des branchements ainsi que le pourcentage global de pertes d'énergie.

Tableau 3.15: Pertes d'énergie - Réseau basse tension

Depart Longueur Charge Branch- Br. Moy. % PertesMetres kW Nombre Metres Energie

1-101-2 1408 80 80 35 2,44%1-101-3 795 205 55 30 6,77%1-102-1 2776 75 201 30 3,41%1-110-1 2536 130 124 27 3,20%1-110-2 2518 150 125 30 2,28%2-106-1 952 25 7 22 0,40%2-106-2 521 25 20 55 1,36%2-131-2 2251 130 55 40 4,11%2-232-1 1765 70 36 32 6,65%2-232-2 1717 250 59 20 4,70%

Moyenne 1724 114 76 32 3,53%

3.47 Le calcul a été fait séparément pour les branchements et le réseau principal basse tension.Cela a été réalisé en utilisant des valeurs moyennes pour la longueur, le type de conducteur et la charged'un branchement. Il est donc possible de préciser que les pertes totales de 3,53% se décomposent commesuit:

Pertes réseau basse tension 3,32%

Pertes branchements 0.21%

Pertes totales 3,53%

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3.48 Les résultats montrés au paragraphe 3.47 représentent le taux de pertes d'énergie sur labasse tension en fonction de l'énergie qui y est injectée. Pour obtenir la part des pertes de ce réseau dansle bilan global, il faut pondérer en fonction de l'énergie transitée en basse tension et de l'énergie globale.Le tableau 3.16 permet de fixer ces proportions.

Tableau 3.16: Energie vendue - Proportion BT

EXERCICE Ventes totales Basse tension % BT

1988-1989 2 014 532 859 920 42,7%

1987-1988 1 934 212 822 625 42,5%

1986-1987 i 868 461 777 2511 41,6%

Valeur retenue 42,0%

Source: Rapports annuels EECI, exercices 1987-1988 et 1988-1989.

3.49 L'analyse des énergies vendues à partir des rapports d'activité de l'EECI permet de fixerà 42% la proportion de l'énergie livrée en basse tension. Conséquemment, la contribution de la bassetension dans le bilan global des pertes peut être établi à 1,48%. De cette valeur, 1,39% est attribuableau réseau basse tension et 0,09% aux branchements.

3.50 Notons finalement que le facteur de puissance moyen de l'échantillon est de 83%, ce quiest légèrement plus bas que la moyenne globale du réseau. D'autre part, le facteur de charge calculé àpartir des relevés se situe à un niveau inférieur à 25%. C'est pour cette raison que les pertes enpuissance, propres au réseau basse tension, se situent à un niveau aussi élevé que 9,85%, alors que lespertes en énergie atteignent 3,53%.

Analyse des résultats

3.51 Réseau moyenne tension. Le niveau cible3' des pertes en puissance, pour le réseaumoyenne tension, devrait être de l'ordre de 2,5% avec un maximum tolérable de 5,0%. Les équivalencespour le réseau de la Côte d'Ivoire, en termes de pertes d'énergie, sont résumés au tableau 3.17.

3/ Selon un docament technique (Energy effcency: Opfindzadon of electric power System Losses, Ener8y department, 77e WoridBank, July 1982).

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Tableau 3.17: Taux de pertes d'énergie - Valeurs de référence

Niveau Maximum Valeurcible tolérable réelle

15 kV 1,6% 3 2% 1,8%

30 kV 1,5% 3,0% 2,3%

3.52 Les valeurs calculées pour les réseaux 15 kV et 30 kV de la Côte d'Ivoire sont donc au-dessus des valeurs recommandées, mais en dessous des maximums tolérables. De prime abord, il n'y adonc rien de très inquiétant à ce niveau, même si une amélioration demeure souhaitable. L'analyseéconomique de projets d'amélioration pourra apporter plus de lumière à ce dossier.

3.53 L'analyse du facteur de puissance vient cependant ternir quelque peu ce tableau. En effet,le facteur de puissance moyen de l'échantillon est de 84% pour le 15 kV, alors qu'il est de 94% pour le30 kV. En réalité, le taux de pertes acceptable provient surtout du faible niveau de charge des lignesmoyenne tension avec une pointe des lignes 15 kV, qui se situe autour de 4 MW, alors qu'elle est de2 MW sur le 30 kV.

3.54 Le taux de pertes est supérieur sur le 30 kV même si la charge moyenne est nettementinférieure au 15 kV et que le facteur de puissance est meilleur. Cela se comprend aisément dès que l'onconstate que, pour l'échantillon retenu, les lignes 30 kV sont environ dix fois plus longues que les lignes15 kV et souvent munies de conducteurs de plus faible section. Cela n'est cependant pas très conséquentcar, seulement 20% de l'énergie transite via le réseau 30 kV.

3.55 Le tableau 3.18 résume les valeurs de pertes ainsi que le coût annuel basé sur une valeurmarginale de 26,54 FCFA pour le kilowattheure.

3.56 Il est évident que toutes ces pertes ne sauraient être éliminées. Par contre, à titred'exemple, si le taux réel des pertes était ramené au niveau cible identifié précédemment, l'économieannuelle serait de l'ordre de 176 MFCFA au coût marginal ae 26,54 FCFA/kWh.

3.57 Devant ces résultats, l'on peut déjà entrevoir que les études devront principalement portersur l'amélioration du facteur de puissance du réseau 15 kV. Il est aussi très pertinent d'évaluer les

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pratiques actuelles et de les réviser en fonction des niveaux cibles de pertes. Toute modification ou projetdevra cependant être justifié sur une base économique.

Tableau 3.18: Pertes d'énergie - Réseau moyenne tension1988-1989

Réseau Energie transitée Pertes CoûtMWh MWh MFCFA

15 kV 1 659 214 29 866 792,6

30 kV 414 803 9 540 253,2

Total 2 074 017 39 406 1 045,8

3.58 Transformateurs MT-BT. L'analyse rapide des résultats, tels que consignés àl'annexe 10, fait ressortir trois points. Premièrement, le niveau des pertes est élevé. Il est même plusélevé que sur le réseau moyenne tension. Deuxièmement, les pertes à vide sont plus élevées que les pertesen charge. Finalement, les niveaux de pertes sont plus élevés sur le 30 kV. De ces trois points, c'est leniveau des pertes à vide qui frappe le plus.

3.59 Globalement, le taux des pertes à vide est trois fois supérieur à celui des pertes en charge.Cela peut être relié directement au faible taux d'utilisation des transformateurs de distribution. Ce tauxest de 45,8% pour le 15 kV alors qu'il descend à 38,8% sur le 30 kV. Il y a donc une sous-utilisationmarquée de ces appareils. Un calcul rapide permet d'évaluer que le taux des pertes à vide passerait de1,5% à 0,9% si le facteur d'utilisation global était porté à 75%. Les économies résultantes seraientsubstantielles. Avec une gestion serrée, il serait sans doute possible de faire mieux.

3.60 Comme un transformateur avec des caractéristiques données a des pertes à videconstantes, le rapport entre ces pertes à vide et la charge du transformateur diminue proportionnellementà l'augmentation du facteur d'utilisation. Les pertes en charge, quant à elles, augmentent selon le carrédu méme facteur. La recherche de l'optimum n'est donc pas aussi directe que cela parait à première vue.

3.61 A un autre niveau, une attention particulière aux caractéristiques des appareils permettraitd'optimiser les achats. En effet, les taux de pertes nominales peuvent varier beaucoup d'un manufacturier

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à l'autre. Il en est de même pour différentes productions d'un même manufacturier. En général, les coûtssont conséquents de la qualité et, seule une étude sur le ratio coût/bénéfice peut permettre un choixéclairé.

3.62 L'analyse un peu plus détaillée du tableau de l'annexe 10 permet de constater que certainsdéparts ont un taux de pertes à vide nettement plus élevé que la moyenne. Le départ RAZ 3 du posteRIVIERA en est un exemple. Des discussions avec les responsables de l'EECI ont permis de mettre enévidence que ce phénomène est dû à une pratique établie d'installer, dès le départ, un transformateursatisfaisant la charge ultime telle qu'estimée. Dans les faits, l'on observe, dans les nouveaux quartiers,un délais significatif entre l'implantation du réseau électrique et le raccordement des nouvelles charges.C'est donc toute la politique d'extension des réseaux et de l'estimation des charges qui est en cause à ceniveau-ci.

3.63 Réseau basse tension. Le premier élément à faire ressortir est la très faible proportiondes pertes d'énergie due aux branchements. Ces pertes ne représentent que 5,4% des pertes attribuablesà la basse tension. Cela s'explique facilement à partir de la puissance moyenne appelée par branchement.En effet, pour l'échantillon retenu, la puissance maximum synchrone par branchement est de 1,91 kW,soit 8,7 ampères. Cette valeur est basse et génère peu de pertes, même avec des conducteurs debranchement de petit calibre.

3.64 Le réseau basse tension parcoure des distances importantes. Pour l'échantillon retenu, lalongueur moyenne est de 1724 mètres auxquels il faut ajouter quelque 2432 mètres de branchements.Avec des réseaux d'une telle longueur, les pertes augmentent rapidement dès que la charge devientsignificative. D'autre part, l'absence de suivi systématique ne permet pas d'initier les travaux derenforcement au moment opportun. En fait, la plupart des réseaux de l'échantillon débordent les valeurscibles recommandées pour l'optimisation des pertes.

3.65 L'architecture du réseau basse tension, telle qu'appliquée à l'EECI, peut être la cause deces pertes élevées. L'utilisation de postes cabines équipés de transformateurs de capacité variant, engénéral, de 100 kVA à 630 kVA obligent la construction de longs réseaux secondaires dans des zonesoù la charge moyenne des clients est inférieure à deux kilowatts. Une alternative serait d'avoir plus depostes mais de plus faible capacité. Cette solution parait, à priori, très coûteuse avec des postes de typecabine. Par contre, des transformateurs montés sur poteaux ou en cabinet blindé sur socle de bétonmériteraient d'être considérés. Il serait sûrement possible de réaliser des économies d'échelle à ce niveau.

Tableau récapitulatif

3.66 Afin de donner une image globale des pertes techniques, une projection des pertes pourl'exercice 1990-1991 a été faite et basée sur une production totale anticipée de 2 400 000 MWh, selonla prévision retenue. Le tableau 3.19 fournit les facteurs de charge et de pertes qui ont été évalués parla mission.

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Tableau 3.19: Facteur de charge et facteur de pertes

Jours par Facteur FacteurRéseau année de charge de pertes

TransportProduction moyenne 245 70,3% 53,6%Production thermique 60 79,4% 66,3%Production hydraulique 60 72,3% 56,3%

DistributionRéseau 15 kV 365 56,0% 36,3%Réseau 30 kV 365 48,0% 28,0%Basse tension 365 43,6% 24,3%

3.67 Les tableaux 3.20, 3.21, 3.22 et 3.23 fournissent respectivement le détail des pertes pourles réseaux de production, de transport et de distribution ainsi qu'un résumé global. On y trouve pourchaque élément, les pertes en MWh, le taux de pertes par rapport à la production totale ainsi que la partde chaque élément par rapport aux pertes globales.

Tableau 3.20: Pertes de production1990-1991

Pertes énergie % du PartMWh brut %

Transformateurs de groupeEn charge 2 926 0,12% 1,0%A vide 10 659 0,44% 3,6%

Total 13 585 0,57% 4,6%

Services auxiliaires 60 000 2,50% 20,1%

Pertes de production 73 585 3,07% 24,7%

No Ces risulats ne tiennent pas conpte des cenrales isolées, qui n'ont pas d'iMact significaf

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Tableau 3.21: Pertes de transport1990-1991

Pertes énergie % du PartMWh brut %

Lignes à 225 kVEn charge 21 721 0,91% 7,3%Effet couronne 9 592 0,40% 3,2%Total 31 313 1,30% 10,5%

Lignes 90 kVEn charge 18 562 0,77% 6,2%Effet couronne 3 758 0,16% 1,3%Total 22 320 0,93% 7,5%

Transformateurs 225-90 kVEn charge 2 037 0,08% 0,7%A vide 10 000 0,42% 3,4%Total 12 037 0,50% 4,0%

Transformateurs 90-30 kVEn charge 1 728 0,07% 0,6%A vide 3 995 0,17% 1,3%Total 5 723 0,24% 1,9%

Transformateurs 90-15 kV AbidjanEn charge 3 342 0,14% 1,1%A vide 2 409 0,10% 0,8%Total 5 751 0,24% 1,9%

Transformateurs 90-15 kV IntérieurEn charge 1 893 0,08% 0,6%A vide 2 961 0,12% 1,0%Total 4 854 0,20% 1,6%

Services auxiliaires 9 000 0,38% 3,0%

Total réseau de transport 90 998 3,79% 30,5%

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Tableau 3.22: Pertes de distribution

1990-1991

Pertes énergie % du Part

MWh brut %

Réseau moyenne tension

15 kV 34 560 1,44% 11,6%

30 kV Il 040 0,46% 3,7%

Total 45 600 1,90% 15,3%

Transformateurs

MT-BT 15 kVEn charge il 520 0,48% 3,9%

A vide 24 960 1,04% 8,4%

Total 36 480 1,52% 12,2%

Transformateurs

MT-BT 30 kV

En charge 3 360 0,14% 1,1%

A vide 12 960 0,54% 4,3%

Total 16 320 0,68% 5,5%

Réseau basse tension 35 520 1,48% 11,9%

Total réseau de distribution 133 920 5,58% 44,9%

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Tableau 3.23: Pertes globales

1990-1991

Pertes énergie % du EECI Part

MWh brut 1987-1988 %

Pertes de production 73 585 3,07% 3,2% 18,9%

Pertes de transport 90 998 3,79% 5,9% 23,3%

Pertes de distribution 133 920 5,58% 3,4% 34,3%

Pertes techniques totales 298 503 12,44% 12,4% 76,5%

Pertes non techniques 91 440 3,81% 3,8% 23,5%

Pertes totales 389 943 16,25% 16,2% 100,0%

Note: Less alisdques de l 'EECInedifférenaent pas les pertes non techniques des pertes de distribudon. Afin de puvoir comparer,

une valeur égale à 3,81%, calculée par la mission et expliquée un peu plus loin, a été retenue.

3.68 Les pertes de production s'élèvent à 3,07% et représentent 24,7% de l'ensemble despertes techniques. Elles sont dues en grande partie aux services auxiliaires qui comptent, à eux seuls,pour 20,1 % du bilan des pertes techniques. Quant aux transformateurs des groupes, les pertes à vide sontprès de quatre fois supérieures aux pertes en charge, bien que le total des deux reste faible.

3.69 Les pertes de transport s'élèvent à 3,79% et représentent 30,5% du bilan total des pertestechniques. Elles proviennent principalement des lignes 225 kV et 90 kV, avec respectivement 1,30^o et0,93% de taux de pertes. Cela représente près de 60% de toutes les pertes de transport. Au niveau destransformateurs, les pertes à vide sont plus élevées que les pertes en charge, sauf pour les transformateurs

- 51 -

90-15 kV de la zone d'Abidjan. On peut voir dans ce résultat le reflet du faible taux de charge deséquipements de l'intérieur.

3.70 Le réseau de distribution se taille la part la plus importante, avec 5,58% de pertes pourune part de 44,9% dans la situation totale des pertes techniques. Les transformateurs de distribution sontune cause importante avec, au total, 2,2% pour le 15 kV et le 30 kV réunis. Les pertes à vide sont plusimportantes que les pertes en charge. L'écart est plus significatif sur le 30 kV et reflète le faible tauxd'utilisation de ces appareils. Vu d'une autre façon, c'est la conséquence d'un surdimensionnement destransformateurs par rapport à la charge. La partie moyenne tension représente moins de 35% des pertestechniques du réseau de distribution.

3.71 Les pertes techniques totales se situent au niveau de 12,44% pour une énergie annuellede 298 503 MWh. Au coûts marginaux, tels qu'établis à l'annexe 12, ces pertes représentent quelque7 806 MFCFA annuellement.

3.72 Le rapport annuel de l'EECI pour l'exercice 1987-1988 indique un taux de pertes globalde 16,3%, alors qu'il était de 16,2% pour l'exercice précédent. En considéiant un taux moyen de16,25%, le différentiel entre ce taux et le taux calculé des pertes techniques est constitué de pertes nontechniques. Conséquemment, le niveau des pertes non techniques à l'EECI s'élèverait à 3,81%. L'énergiecorrespondante représente environ 91 440 MWh pour l'exercice 1990-1991. Au tarif actuel moyen devente, soit 44 FCFA du kilowattheure, c'est 4 023 MFCFA qui échappent à la société. En fait, tout cetargent n'est pas récupérable, car seulement une partie des pertes non techniques provient de la fraude.La correction de pertes non techniques, telles que la précision du comptage sur le réseau et la nonconcordance entre le cycle de facturation et le cycle de production, n'auraient pas d'effet sur les revenusd.- la société.

3.73 La comparaison des résultats calculés par la mission et ceux produits par l'EECI pourl'exercice 1987-1988 permet de constater que le niveau des pertes de production est, à toutes finspratiques, le même. Par contre, des écarts existent au niveau des pertes de transport et de distribution.

- 52 -

IV. REDUCTION DES PERTES TECHNIQUES

Réseau de transport

Méthode utiI'fée

4.1 La réduction des pertes sur le réseau a été étudié pour une période de dix ans en fonctiondes plans d'investissement connus pour l'EECI. Le calcul des pertes elles-mêmes a été réalisé de la mêmemanière que l'évaluation des pertes sur le réseau, soit par des simulations de réseau pour chacun des troisscénarios de production retenus, ce qui a permis de connaître les pertes en puissance qui ont ensuite étéconverties en énergie en utilisant l'équation de "HOEBEL". Les simulations ont été faites pour six annéesde pointe, dans un premier temps pour le réseau prévu et, dans un second temps, en considérant lesmodifications envisagées pour la réduction des pertes sur le réseau. Les pertes des années où le réseaun'a pas été simulé ont été évaluées par interpolation linéaire.

Hypothèses de travail

4.2 Charge. La charge a été répartie sur chacune des barres à 15 kV et à 30 kV en fonctiondes statistiques de l'EECI, tout comme pour le facteur de puissance. La prévision retenue a été utiliséepour faire la projection de la charge jusqu'à la pointe 2000-2001 sur chacun des postes. Les statistiquesrelevées donnent un facteur de puissance moyen pour chaque poste calculé avec les moyennes d'énergieactive et réactive. Ce calcul tient compte des condensateurs installés. Pour évaluer le facteur de puissancenaturel de chaque poste, les condensateurs disponibles à chaque endroit ont été considérés en service 75%du temps. La prévision de la charge retenue est présentée à l'annexe 11.

4.3 Tous les postes HT-MT ont été simulés en considérant les transformateurs qui sontnormalement en service dans chacun d'eux. La charge a toujours été indiquée sur la moyenne tension despostes de façon à refléter la réalité.

4.4 Production. Le plan d'investissement futur prévoit que le surplus de production requisjusqu'à l'année 2001 proviendra de nouvelles installations situées à la centrale de Vridi. Les scénariosde production retenus pour toutes les simulations des réseaux futurs sont donc demeurés les mêmes, saufpour la centrale de Vridi, qui fournissait le surplus de la demande.

4.5 Echange avec les réseaux voisins. Les importations d'énergie prévues avec le Ghana sontdemeurées les mêmes pour chacune des années de l'étude. Le début des exportations avec le Burkina Fasoa été prévu pour 1994. La ligne d'interconnexion à 225 kV est donc simulée pour tous les cas réalisésà partir de cette date. La charge considérée est indiquée sur le tableau de la prévision de la demande enpuissance à l'annexe 11. La charge du Burkina Faso a été considérée avec, un facteur de puissance de95% à 225 kV.

- 53 -

4.6 Modifications du réseau. En 1994, la ligne d'interconnexion à 225 kV avec le BurkinaFaso, Bobo Dioulasso - Ferkessedougou, est ajoutée au réseau et une inductance de 40 MVAR a étésimulé au poste Bobo Dioulasso. Comme il s'agit d'une ligne d'exportation seulement, les pertes de cetteligne ne sont pas comptabilisées dans les pertes EECI. La même année, avec la nouvelle ligned'interconnexion du Burkina Faso, l'inductance de 20 MVAR a été remplacée par un compensateurstatique de 40 MVAR au poste Ferkessedougou à 225 kV afin de maintenir la tension à un niveauacceptable.

4.7 Calcul des pertes. Les services auxiliaires et les équipements étant à toutes fins pratiquesles mêmes pour chaque solution considérée, les charges des services auxiliaires et les pertes à vide duréseau n'ont pas été modifiées dans l'évaluation des pertes de chaque solution.

4.8 Coûts marginaux. La valeur des Coûts Marginaux à Long Terme (CMLT) pour lapuissance et l'énergie est habituellement dérivée du plan d'expansion, au moindre coût, du systèmeélectrique. Pour le cas de la Côte d'Ivoire, le Plan national de l'énergie, qui inclus le plan d'expansionau moindre coût, était en préparation au printemps 1991. Comme vérification préliminaire de la faisabilitédes différents projets de réduction des pertes, certaines hypothèses ont été faites par rapport à l'évaluationdu CMLT en puissance et en énergie, de façon à obtenir une évaluation raisonnable de la rentabilité desprojets potentiels.

4.9 Dans le cas du CMLT de puissance, la mission a assumé que toute additionsupplémentaire de puissance disponible aurait pour effet de différer un investissement constitué parl'implantation d'un cycle combiné, bi-combustible gaz naturel et HVO, d'une puissance de 150 MW.

4.10 Pour le cas de l'énergie, à peu près tous les scénarios de croissance future conduisent àl'utilisation des turbines à gaz pour répondre aux demandes d'énergie à la pointe. Conséquemment, leCMLT de l'énergie à la pointe est considéré être celui des turbines à gaz utilisant le carburant HVO. Voirl'annexe 12 pour plus de détails.

4.11 Les valeurs retenues des CMLT de puissance et d'énergie dans l'évaluation des économiesdes projets sont résumées au tableau 4.1.

Tableau 4.1: Coûts marginaux retenus

Puissance EnergieFCFA/kW/an FCFA/kWh

Production 29 092 25,00Transport 32 661 25,98Distribution MT 35 275 26,54Distribution BT 45 497 27,81

Source: Estimation de la mission.

- 54 -

Solutions considérees

4.12 Les solutions ont été analysées en considérant l'ensemble du réseau, incluant ladistribution. Aucune solution d'addition de lignes ou de remplacement de conducteurs n'a été retenuespour les analyses réalisées, car le pourcentage de charge des lignes est généralement très inférieur à leurcapacité. Le plus haut taux de pertes calculé sur les lignes peut atteindre 2 MW sur une des lignesAbobo-Taabo (scénario de production hydraulique, lorsque des condensateurs sont ajoutés) pour lespremières années de l'étude. La réduction des pertes d'un MW sur une ligne permettrait des économiesannuelles de 160 MFCFA, tandis que la construction d'une nouvelle ligne monoterne à 225 kV surstructure d'acier coûterait 6 milliards de FCFA, ce qui n'est pas rentable actuellement.

4.13 Les hypothèses émises précédemment permettent d'évaluer le facteur de puissance naturelde la charge MT à 85,9%. Ce facteur de puissance est très faible, et permet d'envisager une solutiond'addition de condensateurs de façon à l'augmenter. Le tableau 4.2 donne la liste des condensateursinstallés et de ceux qui sont disponibles actuellement dans les postes.

Tableau 4.2: Liste des condensateurs - MVAR

Poste kV Installés Disponibles

Abobo 15 7,2 0Bia-Nord 15 14,4 14,4Bia-Sud 15 28,8 14,4Plateau 15 14,4 9,6Riviera 15 7,2 7,2Vridi 15 21,6 14,4Yopougon 15 21L£ 2a

Total 115,2 81,6

4.14 La solution d'addition de condensateurs consiste d'abord à ajouter 77,7 MVAR decondensateurs sur le réseau de distribution à 15 kV, solution qui sera élaborée un peu plus loin. Cecipermettra d'augmenter le facteur de puissance sur le réseau de distribution à 93,9%. Conjointement àceci, l'utilisation des condensateurs sera optimisée dans la région d'Abidjan, zone la plus fortementchargée. Dans cette solution, on ajoute également des condensateurs au poste Treichville, seul poste dela région d'Abidjan où il n'y en a pas. Il faudra également remettre en état de fonctionner lescondensateurs qui ne le sont pas. Comme la charge de la région de Bouake est relativement élevée, il estégalement prévu d'ajouter des condensateurs au poste Bouake 1. Les condensateurs dans les postes sontinstallés à 15 lV, et un automatisme devrait permettre de les faire fonctionner de façon à compenser lacharge à un facteur de puissance le plus près possible de l'unité sur la barre MT.

- 55-

4.15 Si on exclu la région d'Abidjan, la charge sur le réseau est très faible par rapport à lacapacité installée. Il n'y a donc pas d'autres modifications de réseau qui ont été envisagées. Lessimulations de réseau réalisées ont toutefois été faites en optimisant l'échange de VAR produit par lescentrales. Le tableau 4.3 indiquent les condensateurs considérés pour le réseau tel que planifiéactuellement et le tableau 4.4, ceux requis par la proposition analysée.

Tableau 4.3: Liste des condensateurs - Réseau planifié (MVAR)

Poste kV 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000

Abobo 15 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Bia-Nord 15 14,4 14,4 14,4 14,4 14,4 14,4 14,4 14,4 14,4 14,4

Bia-Sud 15 14,4 14,4 14,4 14,4 14,4 14,4 14,4 14,4 14,4 14,4

Plateau 15 9,6 9,6 9,6 9,6 9,6 9,6 9,6 9,6 9,6 9,6

Riviera 15 7,2 7,2 7,2 7,2 7,2 7,2 7,2 7,2 7,2 7,2

Vridi 15 14,4 14,4 14,4 14,4 14,4 14,4 14,4 14,4 14,4 14,4

Yopougon 15 J. 16.8 16.8 192 1.2 21.6 2. 216,f 21.6 2L

Total 76,8 76,8 76,8 79,2 79,2 81,6 81,6 81,6 8196 81,6

- 56 -

Tableau 4.4: Liste des condensateurs - Solution analysée (MVAR)

Poste kV 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000

Abobo 15 7,2 9,6 9,6 9,6 9,6 9,6 12,0 12,0 12,0 12,0

Bia-Nord 15 12,0 14,4 14,4 14,4 16,8 16,8 16,8 16,8 19,2 21,6

Bia-Sud 15 12,0 14,4 14,4 14,4 16,8 16,8 16,8 19,2 19,2 21,6

Bouake 1 15 4,8 4,8 4,8 7,2 7,2 7,2 7,2 7,2 7,2 7,2

Plateau 15 7,2 7,2 7,2 7,2 7,2 9,6 9,6 9,6 9,6 12,0

Riviera 15 4,8 4,8 7,2 7,2 7,2 7,2 7,2 7,2 9,6 9,6

Treichville 15 14,4 14,4 14,4 16,8 16,8 16,8 19,2 19,2 19,2 21,6

Vridi 15 7,2 7,2 9,6 9,6 9,6 9,6 9,6 12,0 12,0 12,0

Yopougon 15 6 26 9 926 12.0 12.0 12.0 12.0Q 14_ 14.4

Total 79,2 86,4 91,2 96,0 103,2 105,6 110,4 115,2 122,4 132,0

1991: Réparadon des condensateurs actuels (7,2 MVAR) au poste Abobo.Addition de 7>2 MVAR à Bouake 1.Addition de 14,4 MVAR à Treichvile 15 kV.

1992: Addidon de 7,2 MVAR à Abobo 15 kV.

1994: Addition de 7,2 MYAR à Treichville 15 kV.

1995: Additon de 7,2 MVAR à Bia-Nord 15 kVRdparaton des condensateurs actuels (7,2 MVAR mininnum) à Nia-Sud 15 kV.

1999* Addtidon de 7,2 MVAR à Riviera 15 kV.

2000: Réparadon des condensateurs actuels (4,8 MVAR) à Plateau 15 kV

- 57 -

Analyse des solutions

4.16 Tel qu'il a été mentionné précédemment, les pertes en charge ont d'abord été évaluéesà la pointe pour chaque scénario de production retenue. La figure 4.1 permet de comparer le niveau despertes en puissance en fonction de la demande de pointe et des scénarios de production pour toute lapériode d'étude.

Figure 4.1: Pertes à la pointe

42 - - --

40 _ = - = = - - -X

Œ8 2-s = - = - g L _ -

34 --- ---

32

30

28

44

22

20

14-…1,00 1,04 1,08 1,12 1,20 1,26 1,33 1,39 1,46 1,54 1,62

Charge en p.u.: 1 p.u. 1990-1991

O Norm. sans cond. + Ther. sons concl. O Hydr. sans cond. 6 Norm. avec cond.X Ther. avec conal. V Hydr. avec cond.

4.17 Les pertes en énergie ont également été évaluées pour chaque cas analysés selon les troisscénarios de production. Les figures 4.2 et 4.3 illustrent les pertes en énergie calculées.

- 58 -

Figure 4.2: Tableau des pertes énergétiques - Sans condensateurs supplémentaires

180

150

460

120

120

110

100

80

la

70

50

50130 . } ffi

91-92 93-94 95-98 97-90 99-90A n n oe

3 Proanorale Me Pro4 tr*,mn14qu* Proa rNyarau 04u

Figure 4.3: Tableau des pertes énergétiques - Condensateurs ajoutés

150

140

130

110

lia

Ieon

70

40

90

10

el-92 93-94 95-19B 97-99 90An n o.

Pro.01 mOsw I* F ~Pw@ t horiniqu. E PrOO hydrau I qu.

- 59 -

4.18 La figure 4.4 montre globalement les pertes en énergie calculées pour les deux casanalysés et fait ressortir les économies d'énergie de la solution qui préconise l'addition de condensateurssur le réseau. L'ajout de condensateurs permet de réduire les pertes de près de 4,3 GWh la premièreannée de l'étude, pour atteindre des économies annuelles de près de 23 GWh la dixième année. Enutilisant le coût marginal du transport, les économies possibles sont évaluées à plus de trois milliards deFCFA pour la période d'étude. Les tableaux 4.5 et 4.6 donnent le détail des résultats obtenus.

Figure 4.4: Tableau des pertes énergétiques totales du réseau interconnecté

240

220

200

190

190

140

120

100

80

60

40

20

e1-e2 93-94 95-96 97-98 99-00A oe

Avec concensat*urs 3 R:duct Ion de pertes

- 60 -

Tableau 4.5: Réduction des pertes pendant la période d'étude - Réseau de transport

Réseau actuel Condensateurs ajoutés Réduction de pertes

Année Puissance Energie Puissance Energie Puissance EnergieMW MWh MW MWh MW MWh

90-91 23,4 164 582 22,8 160 299 0,53 4 283

91-92 24,1 165 431 23,4 160 617 0,72 4 815

92-93 24,9 166 281 24,0 160 935 0,90 S 346

93-94 25,6 167 130 24,5 161 253 1,09 5 878

94-95 26,6 170 840 25,6 163 830 1,05 7 010

95-96 28,6 175 938 27,0 167 418 1,59 8 520

96-97 30,5 181 037 28,4 171 006 2,13 10031

97-98 32,1 185 991 30,0 175 815 2,09 10 176

98-99 33,6 190 946 31,6 180 625 2,06 10 321

99-00 37,4 204 794 34,0 188 242 3,36 16 552

00-01 41,2 218 643 36,5 195 860 4,67 22 784

-61 -

Tableau 4.6: Analyse économique de la réduction des pertes - Réseau de transport

Puissance Energie Economie Investissement_ _ _ __ __ totale requis

Année MW MFCFA MWh MFCFA MFCFA MFCFA

90-91 0,53 17 4 283 111 128 215

91-92 0,72 23 4 815 125 148 43

92-93 0,90 29 5 346 139 168

93-94 1,09 35 5 878 152 188

94-95 1,05 34 7 010 182 216 43

95-96 1,59 52 8 520 221 272 43

96-97 2,13 69 10 031 260 329

97-98 2,09 68 10 176 264 332

98-99 2,06 67 10 321 268 334

99-00 3,36 109 16 552 429 538 43

00-01 4,67 152 22 784 590 742

Total 656 2 740 3 396 387

1991: Riparadon des condensateurs acwels et instalation dautomnaistnes pour la manoeuvre.Addition de 7,2 MVAR à Bouake 1.Addision de 14,4 MVAR a Treichvitle 15 kV.

Addidon de 7,2 MVAR à Abobo 15 kV.

1994: Addidon de 7,2 MVAR à Treichv.lle 15 kY.

1995: Addition de 7,2 UVAR à lia-Nord 15 kl

L222i GAditdon de 7,2 VAR à Rivera 15 kV.

- 62 -

Réseau de distribution

Réseau moyenne tension

4.19 Le facteur de puissance moyen de l'éc.hantillon est de 84% pour le 15 kV, alors qu'ilremonte à 94% au niveau du 30 kV. La compensation réactive paraît donc peu appropriée pour le 30 kVmais il est intéressant d'en analyser l'effet sur le réseau 15 kV.

4.20 L'approche utilisée pour l'analyse consiste à compenser totalement le réactif à un certainpourcentage de la pointe de la ligne. Autrement dit, le facteur de puissance est ramené à 100% pour unecharge correspondant à un pourcentage donné de la valeur maximum atteinte par la ligne.

4.21 La figure 4.5 montre la variation du taux de pertes d'énergie sur le réseau moyennetension 15 kV en fonction du pourcentage de la pointe compensé à 100%.

Figure 4.5: Variation du taux de pertes en fonction de la compensation réactive

'1.0% - -…- 40

i% -,a _ nt* == = _

1,4%

0# 2 1# 40 # 0% 90% '100%

% Co la o Inie cotennco o '100%

4.22 Le fait de compenser pour un certain niveau de charge a des conséquences directes surle facteur de puissance à la pointe. La figure 4.6 montre la variation du facteur de puissance, pour uneligne à la pointe, résultant de la compensation à 100% d'un pourcentage donné de la pointe.

- 63 -Figure 4.6: Variation du racteur de puissance à la pointe

100.0% …-~~~~~~~~~~~~~~c 10f

99,0 - = - -= -

98,0 - - - _ - =- ==

& 83'0 …- <._

8 93.0= =-----_----…

3 Il t i n de e e n t r de _e _

charge cofespondan à 1%Sd la pite d'uneX lig ne 1 oV pemttriO'ttideuntuSe etsd

14623 ce qicrestipondàtan vaeu cibemarqentifie pl'on doit.C nivieau de curompensatio les relactiveme)ntcfaib,le etidvrait decmesatisfiolamsn gadoite duparagapheba porécédenter Nous retenrs phénomènee produise

''rsde2 ceu La figurge4.6nuiniuqulefcerdpusacréutnàlapitsrael'de

de2 L'5 e oniéantalesed laigneurue 4.5peret idvdule .co nstterq'nan comptdensatdvrité doées pourgneslhre fcturdepisponcerslant àl18% de la pointesnhoe d'un réseau 15 kV peretrait d'ateinremn sntuxepéreurtsd

à 93%.

4.26 Pour atteindre les résultats précédents, il faudrait installer 77,7 MVAR de condenlsateursrépartis sur l'ensemble du réseau 1S kV La répartition exacte des condensateurs ne peut être déterminéepar cette mission, car la présente analyse est basée sur des valeurs globales et générales. n sera doncnécessaire, le momnent venu, d'analyser le réseau départ par départ, pour déterrniner la répartition exacte.Toutefois, les résultats globaux peuvent être utilisés pour des fins d'estimation de coûts.

- 64 -

4.27 Le même genre d'analyse a été fait avec l'hypothèse de ramener le taux de pertesd'énergie à 1,5%. Les besoins résultants en condensateurs sont de 133,8 MVAR. Cette valeur a été jugéetrop élevée et pourrait causer des problèmes en période de faible charge. Elle n'a donc pas été retenue.

4.28 En ramenant le taux des pertes d'énergie sur le 15 kV de 1,8% qu'il est actuellement,à 1,6%, c'est 3 319 MWh qui aurait été épargné au cours de l'exercice 1988-1989. Cela correspond à88,1 MFCFA au coût marginal de 26,54 FCFA du kilowattheure. D'un autre point de vue, c'est1 134 FCFA par kVAR installé qui pourrait être épargné sur une base annuelle. La mission a retenu unevaleur d'achat et d'installation des condensateurs de 3 MFCFA par MVAR. L'investissement total s'élèvedonc à 222,1 MFCFA. Compte tenu des économies annuelles, l'investissement aurait été récupéré surun peu plus de deux ans et demi sans considérer les économies générées dans le réseau de transport. C'estdonc un investissement très rentable.

4.29 A un autre niveau, l'analyse de l'échantillon a permis de constater qu'environ 85% despertes sur le réseau 15 kV surviennent sur le tronçon principal. Ce taux descend à 80% pour le 30 kV.Conséquemment, le choix du conducteur sur cette partie de chaque ligne est de toute premièreimportance. Pour illustrer ce point, considérons l'histogramme de la figure 4.7, qui indique le taux relatifdes pertes pour les conducteurs aériens par rapport au plus gros conducteur utilisé, soit le 148 mi2 enAlmélec.

Figure 4.7: Taux relatif de pertes - Conducteurs aériens

a~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~

A

A2 tCU A 34a LU LM3t11 UTYPQ cto conctuciteur

.. I

- 65 -

4.30 Dans le cas des conducteurs souterrains, c'est l'histogramme de la figure 4.8 qu'il fautconsidérer.

Figure 4.8: Taux relatif de pertes - Conducteurs souterrains

!~~~~~~~~ as Mi 2 CU 5ZC 5 U C16

4.31 Cela met en relief toute l'.,mportance du choix des conducteurs sur les pertes d'énergie.En fait, c'est un rapport de presque sept en aérien et d'environ cinq et demi en souterrain qui existe auniveau des pertes relatives entre le plus et le moins performant des conducteurs, à ce point de vue.Giénéralement, le coùt différentiel de construction avec des conducteurs de calibre différent ne représentequ'une faible proportion du coùt total. Ce coût se limite, la plupart du temps, à la différence des coûtsd'achat des conducteurs proprement dit. Il serait donc pertinent de comparer ce montant supplémentaireaux économies reliées à la réduction des pertes. Il n'est toutefois pas de la responsabilité de cette midssiond'effectuer cette étude.

4.32 Par contre, un certain nombre de simulations de changements de conducteurs ont étéréaisés sur les départs de l'échantillon. Bien qu'il y ait des gains au niveau des pertes, les économiesréaisées ne suffisent pas à justifier de tels travaux sur une base économique. Du point de vue quantitatif,le coùt moyen des pertes annuelles sur la section principale des lignes 1S kV est inférieur à 4 MFCFAet il descend à près de 2 MFCFA pour le 30 kMl Dans ces conditions, l'on voit aisément que des coùtsde reconstruction, évalué-s sommnairement à 10 MFCFA du kilomètre, peuvent difficilement se justifiersur une base économique. Il est impossible de réduire à zéro les pertes, et la longueur à parcourir- pourcouvrir la moitié de la charge est de plus de S km en 1S kV et près de 80 km pour le 30 kV Il se peutcependant que des situations particulières puissent être identifiées par une analyse cas par cas. Le coùt

- 66 -

de remplacement doit donc surtout se justifier par des situations de surcharge qui en seront l'élémentdéclencheur. Dans ces conditions, les gains au niveau des pertes pourront constituer une justificationsupplémentaire.

4.33 Des simulations, visant à réduire de moitié la longueur du tronçon principal, ont étéréalisées. Encore là, les gains ne sont pas suffisants pour rentabiliser l'investissement requis. A titred'exemple, en utilisant les valeurs moyennes de l'échantillon, l'investissement requis sur un départ 15 kVest d'environ cinquante fois supérieur à l'économie annuelle qui en résulterait. Evidemment, il s'agit devaleurs moyennes et certains cas particuliers peuvent se démarquer. L'on peut penser, entre autres, à descas de lignes surchargées où les travaux requis seraient minimums en raison de la structure même duréseau. C'est seulement une étude cas par cas qui pourra mettre en lumière ces opportunités d'ordreéconomique.

4.34 Il est à noter que toute augmentation du calibre d'un conducteur entraîne nécessairementune augmentation de la fiabilité du réseau et de la qualité du service. En effet, des conducteurs plus grosauront moins de chance de se rompre sous l'effet d'une surcharge et pourront constituer des possibilitéssupplémentaires de transit en cas de report de charge. De plus, les tensions seront améliorées, ce qtiprocurera un meilleur service aux clients.

Transformateurs MT-BT

4.35 Quelques calculs sommaires ont permis de constater qu'il est peu probable que des projetsde remplacement de transformateurs se justifient sur une base économique. A titre d'exemple, la réductionde 50% des pertes à vide et en charge d'un transformateur de 250 kVA pourrait générer des économiesannuelles légèrement supérieures à 80 000 FCFA. Cette économie baisserait à 30 000 FCFA pour uneréduction plus réaliste de 25% des pertes. On voit donc que la voie la plus prometteuse est sans doutede réviser l'ensemble de la normalisation et des politiques d'achat à ce niveau. Il faut baser le choix desappareils sur des critères d'ordre économique faisant intervenir l'évaluation des pertes. D'autre part, ilfaudrait établir des guides pour le choix du transformateur à installer dans le but de ne pas suréquiperinutilement le réseau. Ce n'est qu'à moyen et long terme qu'il sera économiquement possible d'améliorerla situation.

4.36 Afin d'illustrer les gains possibles par un choix judicieux des caractéristiques destransformateurs, une évaluation des économies annuelles a été réalisée en fonction du pourcentage deréduction du taux de pertes des différents appareils, Le taux de référence utilisé est le même que celuiretenu pour l'évaluation des pertes. Les figures 4.9 et 4.10 traitent des pertes à vide alors que lesfigures 4.11 et 4.12 concernent les pertes en chlarge. Pour fins de calcul, un taux d'utilisation de 43%et un facteur de charge de 50% ont été retenus.

- 67 -

Figure 4.9: Réduction des pertes à vide- Transformateurs 15 kV

110 - _ __ __ z_

190

10 _ _ ____ _ __ _ _ __=_

30

10S 20X 30§S 40X 50X

TAUX OE REOUCT ON (ES PERTES0 830 kVA + 400 kVA o. 250 kVA b 160 kVA x 100 kVA v 50 kVA

FiAure 4,10: Réduction des pertes à vide - Transformateurs 30 kV

480

150

140 _ _ __ _ _

130 = =

400 _ _____

TAUX CE REOUCTION _eS PERTES

O 830 I<VA *400 KVA 250 kCVA à 180 cVA >c 100 cvA V 50 kCVA

- 68 -Figure 4.11: Réduction des pertes en charge - Transformateurs 15 kV

-100--

90 - _ _ _

80 -

80-

50 ___

40 -_ _ _

20

10% 20% 30S 40% S0$

TAUX OS REDUCT I ON 0ΠPEPTES

O S30 kVA i 400 kVA o 250 kVA a 180 kVA x 100 kVA V 50 kVA

Figure 4.12: Réduction des pertes en charge - Transformateurs 30 kV

.00 -

90 -___

A70

20

10S ~~20K 30X 40X 50V

TAUX DE REDUCOV ION OES PERTES

0 630 kVA + 400 kVA o 250 kVA & 180 kVA X 100 kVA V 50 kVA

- 69 -

4.37 Comme on peut le constater, en consultant les graphiques, des économies annuellesimportantes peuvent être réalisées par un choix d'équipement ayant des pertes réduites. Pour un appareildonné, il faudra totaliser les gains au niveaux des pertes à vide et des pertes en charge. A titre d'exemple,si un transformateur de 400 kVA 15 kV avait des caractéristiques améliorées de 10%, ce sont14 000 FCFA et 21 000 FCFA qui seraient épargnés respectivement au niveau des pertes en charge età vide. C'est donc une économie totale de 35 000 FCFA qui serait réalisée annuellement. Au niveau del'achat, un montant supplémentaire allant jusqu'à dix fois cette valeur (avec un taux d'actualisation de10%) pourrait donc être consacré à l'acquisition d'un appareil plus performant.

4.38 Généralement, la situation réelle consistera à choisir entre différents appareils ayant descaractéristiques et des coûts propres. Dans ce cas, il sera toujours possible de calculer les performancesindividuelles des appareils et de vérifier si le gain au niveau des pertes justifie un coût supplémentaireà l'achat. Evidemment, ce n'est pas le seul critère à considérer mais il n'en demeure pas moins important.

Réseau basse tension

4.39 La réduction des pertes sur le réseau basse tension peut être réalisée principalement parun grossissement des conducteurs existants et une réduction de la longueur des réseaux. Il va aussi de soique la position des transformateurs MT-BT peut être optimisée, c'est à dire centrée le plus possible parrapport à la charge. Sur ce dernier point, L'analyse des dix départs de l'échantillon ainsi que la visited'autres réseaux basse tension a permis de constater que le transformateur MT-BT paraît généralementbien centré sur sa charge. Les investigations n'ont donc pas été poussées plus loin dans ce domaine. Ilest à noter que l'on n'a pu valider si cette constatation s'appliquait au réseau souterrain.

4.40 Un certain nombre de simulations ont été réalisées pour refléter des grosbissements deconducteurs. Les quelques cas étudiés ont vite mis en lumière la non-rentabilité d'investir dans unprogramme de renforcement des conducteurs du strict point de vue de la réduction des pertes. Cependant,un certain nombre de cas de surcharge a été noté. Ce sont plutôt ces situations qui doivent être l'élémentdéclencheur du remplacement, par nécessité, des conducteurs. Il en résultera obligatoirement un gain auniveau des pertes qui apparaît alors comme un bénéfice secondaire.

4.41 Même si les remplacements de conducteurs ne respectent pas le critère de rentabilitééconomique, il est intéressant d'analyser l'effet d'implanter des conducteurs de plus gros calibre dès laconstruction initiale du réseau. En effet, le coût différentiel pour installer un conducteur de fort calibreest nettement inférieur au remplacement d'un conducteur proprement dit. Ce coût différentiel en aérienserait de l'ordre de 700 000 FCFA par kilomètre pour la construction initiale d'un réseau avec unconducteur de 70 mi 2 au lieu de 35 mm2 en aluminium. La figure 4.13 montre le taux relatif des pertespour les conducteurs aériens.

4.42 Du graphique précédent, l'on peut rapidement constater l'importance relative du choixdes conducteurs sur les pertes d'énergie. A titre d'exemple, implanter, pour un réseau donné, unconducteur 70 AL au lieu d'un 35 AL entraînerait en des pertes d'énergie deux fois moindre sur laportion de réseau concernée.

- 70 ^

Figure 4,13: Taux relatif de pertes - Conducteurs aériens

,

4,5

4

3,5

AL S5 AL S0 AL 70 AL 150 CU 38 CU 40

Tyfcb do conc uctour

4.43 Une simulation du remplacement du conducteur AL 35, sur les sections principales dudépart 2-232-2 par du AL 70, a permis de constater qu'une économie annuelle de 32 000 FCFA auraitpu 8tre réaisée. L'investissement initial supplémentaire requis aurait été de 160 300 FCFA. Il aurait fallucinq ans pour récupérer l'investissement supplémentaire. Il en est de même pour le départ 2-232-1, oùla période de récupération de l'investissement initial aurait été d'un peu plus de cinq ans et demi.

4 .44 Il serait très imprudent de généraliser les résultats précèdents, car les exemples ont étéchoisis pour illustrer un point précis. Par contre, cela permet de mettre en lumière toute 1'importanced'une normalisation basée, entre autres, sur des critères économiques qui tiennent compte des pertes.Comme note supplémentaire, il faut mentionner que le fait d'installer des conducteurs de plus fort calibreréduit de façon significative les risques de surcharge et de bris.

4.45 (Comme il a déjà été mentionné, les réseaux basse tension analysés sont généralementlongs, et c'est là un des facteurs prédominants pour les pertes d'énergie. Afin de voir l'impact d'uneréduction de la longueur sur le taux de pertes, une simulation a été faite en retirant de chacun des départsde l'échantillon le tiers le plus éloigné du transformateur MT-BT. Le réseau résultant correspond, engros, aux deux tiers du réseau réel, tant du point de vue des distances que de celui des charges. Lesrésultats du calcul de pertes sont consignés au tableau 4.7.

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Tableau 4.7: Pertes d'énergie - Réseau basse tension réduit d'un tiers

Depart Longueur Charge Branch- Br. Moy. % PertesMettes kW Nombre Metres Energie

1-101-2 934 53 61 35 1,56%1-101-3 530 137 30 30 4,16%1-102-1 1851 50 134 30 1,80%1-110-1 1697 87 83 27 1,83%1-110-2 1672 100 83 30 1,40%2-106-1 544 14 4 22 0,48%2-106-2 365 17 14 55 0,89%2-131-2 1514 87 37 40 2,89%2-232-1 1177 47 24 32 4,44%2-232-2 1164 169 40 20 3,29%

Moyenne 1145 76 51 32 2,28%

4.46 Les pertes d'énergie passent donc de 3,53% à 2,28%, soit un gain de 35%. Reporté auniveau global, la contribution du réseau basse tension passerait de 1,48% à 0,96% dans le bilan total despertes d'énergie. Les économies annuelles qui en résulteraient seraient de l'ordre de 280 MFCFA. Mêmesi ce montant est très significatif, les investissements requis pour les réaliser sont prohibitifs dans laperspective de restructurer le réseau actuel qui compte environ 5 000 postes MT-BT. A l'instar du calibredes conducteurs, ce sont les surcharges et la désuétude qui doivent être les éléments déclencheurs desrenforcements du réseau. L'augmentation de l'efficacité est quand même possible dans une perspectiveà plus long terme par l'introduction d'une architecture optimisée.

4.47 Le facteur de puissance moyen de l'échantillon est de 83,0%. Cette valeur est basse etil est pertinent de vérifier l'effet d'une amélioration de ce paramètre sur les pertes d'énergie. Unesimulation a été faite en portant le facteur de puissance à un minimum de 90% pour chacun des départs.Les résultats montrent que les pertes d'énergie passeraient de 3,53% à 3,09%, soit un gain de 12,5%.Ce gain pourrait être obtenu par l'installation d'une multitude de petits condensateurs directement chezles clients. Cette approche paratt cependant peu pratique et difficile d'application. Une autre solutionconsisterait à s'attaquer directement à la source du problème, soit les équipements à pauvre facteur depuissance. En effet, si les équipements vendus sur le marché ivoirien étaient sujets à une réglementationimposant une efficacité minimum, au niveau du facteur de puissance, ce facteur s'amélioreraitgraduellement au fur et à mesure du remplacement du parc d'équipements en place. Conséquenment, lespertes d'énergie seraient réduites sans aucun investissement de la part de l'EECI. Cependant, cettesolution déborde le cadre de l'EECI et devrait être discutée avec les responsables de l'administrationpublique.

- 72 -

Tableau récapitulatif

4.48 L'effet combiné d'installation de condensateurs sur le réseau de distribution et sur leréseau de transport permet de réduire les pertes, à l'année 1990-1991, selon les tableaux 4.8 et 4.9. Letableau 4.10 fournit une projection des économies et des investissements pour une période de dix ans.

Tableau 4.8: Amélioration des pertes techniques - Energie1990-1991

ACTUEL APRES TRAVAUX GAINMWh % du brut MWh % du brut %

Pertes production 73 585 3,07% 73 457 3,06% 0,2%Pertes transport 90 998 3,79% 86 842 3,62% 4,6%Pertes distribution 133 920 5,58% 130 080 5,42% 2,9%Pertes totales 298 503 12,44% 290 379 12,10% 2,7%Pertes totales des auxiliaires 69 000 2,88% 69 000 2,88% 0,0%Pertes totales nettes 229 503 9,56% 221 379 9,2^% 3,5%

Source: Estimation de la mission.

Tableau 4.9: Amélioration des pertes techniques - Puissance1990- 1991

ACTUEL APRES TRAVAUX GAINMW % dela MW % dela %

pointe pointe

Pertes production 9,8 2,49% 9,8 2,49% 0,0%Pertes transport 13,6 3,46% 13,0 3,30% 4,4%Pertes distribution 36,3 9,20% 35,4 8,99% 2,5%Pertes totales 59,7 15,15% 58,2 14,78% 2,5%Pertes totales des auxiliaires 9,4 2,39% 9,4 2,39% 0,0%Pertes totales nettes 50,3 12,76% 48,8 12,39% 3,0%

Source: Estimation de la mission.

- 73 -

Tableau 4.10: Résumé des investissements et des économies

Puissance Energie Economie Investissementtotale requis

Année MW MFCFA MWh IM1FCFA MFCFA MFCFA

90-91 1,36 49 8 123 213 262 43791-92 1,57 59 8 724 232 291 5092-93 1,79 67 9 326 248 314 893-94 2,00 74 9 931 263 337 894-95 1,99 74 11 184 296 370 5195-96 2,58 93 12 885 340 434 5696-97 3,17 113 14 592 385 498 1397-98 3,19 114 14 945 394 508 1498-99 3,20 115 15 307 404 519 1499-00 4,57 160 21 766 572 731 5800-01 5,93 205 28 238 740 944 16

Total 1 122 4087 5209 726

Source: Estimation de la mission.

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V. RECOMMANDATIONS

Réseau de transport

Compensation réactive

5.1 Dans l'analyse du réseau de transport, on a considéré les recommandations à faire sur ladistr;bution, ce qui fait que, avec un facteur de puissance amélioré, les recommandations de ce réseausont réduites à la réparation des condensateurs dans les postes existants à 15 kV et à en ajouter unecertaine quantité, toujours dans certains postes HT-MT. De plus, des automatismes permettant lamanoeuvre de ces équipements sont également requis, de façon à optimiser le rendement du réseau encompensant le facteur de puissance à une valeur le plus près possible de l'unité. Les recommandationssuivantes sont donc formulées.

Procéder le plus tôt possible à la remise en état d'exploitation descondensateurs défectueux qui sont actuellement dans les postes existants de la régiond'Abidjan. IF s'agit de 14,4 MVAR au poste Bia-Sud, 7,2 MVAR dans les postesd'Abobo et de Vridi et de 4,8 MVAR au poste Plateau. Le coût de cetterecommandation est d'environ 43 MCFA.

Installer le plus tôt possible des automatismes qui contrôlent l'opération descondensateurs dans les postes Abobo, Bia-Nord, Bia-Sud, Plateau, Riviera, Vridi etYopougon, de façon à ce que la charge soit compensée à un facteur de puissance leplus près possible de l'unité pour chacun de ces postes. Le coût de cetterecommandation est évalué approximativement à 43 MCFA.

Ajouter le plus tôt possible 7,2 MVAR de condensateurs à 15 kV aux postesBouake 1 et 14,4 MVAR au poste Treichville avec les automatismes de contrôlenécessaires. Le coût de ces additions est de 129 MCFA.

Ajouter, en 1992, 7,2 MVAR de condensateurs à 15 kV au poste Abobo avecles automatismes de contrôle nécessaires. Le coût de cette addition est de 43 MCFA.

Ajouter, en 1994, 7,2 MVAR de condensateurs à 15 kV au poste Treichvilleavec les automatismes de contrôle nécessaires. Le coût de cette addition est de43 MCFA.

AJouter, en 1995, 7,2 MVAR de condensateurs à 15 kV au poste Bia-Nordavec les automatismes de contrôle nécessaires. Le coût de cette addition est de43 MCFA.

Ajouter, en 1999, 7,2 MVAR de condensateurs à 15 kV au poste Riviera avecles automatismes de contrôle nécessaires. Le coût de cette addition est de 43 MCFA.

- 75 -

5.2 Ces recommandations, au coût global de 387 MCFA, permettront de réaliser deséconomies annuelles moyennes d'environ 6 000 MWh, soit plus de 200 MFCFA, en considérant unepériode d'étude de dix ans.

5.3 Considérant les recommandations sur la distribution, il n'y a pas d'autresrecommandations d'installation d'équipements sur le réseau de transport. Les simulations de réseau onttoutefois permis de constater que l'échange de réactif entre les centrales, de même que le niveau detension à la sortie des groupes, ont tout intérêt à être optimisés; les pertes peuvent ainsi être ramenéesà un seuil minimum. Il en est de méme pour les rapports de transformation des transformateurs degroupe.

Réseau moyenne tension

Compensation réactive

5.4 Comme on l'a largement expliqué précédemment, uni des éléments importants dans leniveau des pertes est le facteur de puissance. Celui affiché par l'EECI est très pauvre et mérite uneattention particulière. L'installation de 77,7 MVAR de condensateurs distribués adéquatement sur leréseau 15 kV permettrait de ramener le taux de pertes internes de ce réseau à l'intérieur des valeurs ciblesretenues. Cette installation permettrait d'économiser environ 3 800 MWh pour un peu plus de100 MFCFA annuellement. L'investissement requis de 222,1 MCFA est récupéré sur une période de 1,7année.

5.5 Les chiffres précédents sont significatifs. Cependant, il n'était pas de la responsabilité dela mission de déterminer la distribution exacte de ces équipements. Pour ce faire, il aurait fallu analyserchaque départ 1: kV, ce qui n'était pas possible avec la fin prématurée de la mission. Le projet demeuretoutefois tout à fait valable, ce qui permet de formuler les deux recommandations suivantes:

Procéder à l'analyse des départs 15 kV et déterminer l'emplacement exactd'installation des condensateurs afin de ramener le taux de pertes des départs à 1,6%en moyenne.

Acquérir et installer environ 77,7 MVAR de condensateurs sur le réseau15 kV aux endroits déterminés par l'analyse technique. Le coùt de ce programmeest de 222,1 MCFA.

5.6 La réalisation de ces deux recommandation peut être échelonnée selon les priorités et lescapacités de réalisation de l'EECI. Cependant, il est primordial que l'analyse technique soit basée sur desmesures et des données de bonne qualité. Autrement, l'exercice perd son intérêt et le résultat pourraitmême être problématique. Il en va de même pour l'entretien, qui doit être systématisé dès la mise enexploitation des équipements.

- 76 -

5.7 Les recommandations prAcédentes sont de nature technique. Il existe d'autres avenuesmoins techniques qui pourraient contribuer efficacement, à moyen et long terme, à régler plusdéfinitivement le problème d'un pauvre facteur de puissance. Ces avenues relèvent des domaines de latarification et de la normalisation.

5.8 Une grande partie de l'énergie distribuée via le réseau 15 kV, soit environ 60%, estconsommée directement par les clients moyenne tension. Dans leur cas, une pénalité est prévue pour unmauvais facteur de puissance. Cette pénalité monétaire s'applique progressivement dès que le facteur depuissance du client descend en dessous de 80%. C'est là que le bât blesse. Ce critère est trop bas et, àl'opposé, est trop généreux pour le client. L'exigence du distributeur devrait être rehaussée aux environsde 90% avec pénalités en conséquence. Si ce changement était effectué rapidement, une partie descondensateurs prévus aux recommandations précédentes ne seraient pas nécessaires.

5.9 Evidemment, rehausser le critère de facteur de puissance sans avertissement pourrait êtreperçu comme une pratique commerciale déloyale. De toute façon, elle serait difficile à soutenir etprovoquerait sûrement des réactions vives de la part de la clientèle concernée. Par contre, si lerehaussement est échelonné sur une période de quelques années et doublé d'un programme decompensation pour les clients qui choisiront de modifier leur installation, par l'ajout de condensateurs outout autre moyen, il est tout à fait possible de redresser la situation à un coût minimum pour l'EECI. Desdispositions tarifaires particulières pourraient contribuer au succès du programme. L'intérêt techniqued'une telle approche réside surtout dans le fait que le problème est corrigé à la source même. C'est doncune solution préférable à l'installation de condensateurs sur le réseau moyenne tension. A un autre niveau,la responsabilité de l'entretien incombera au client, ce qui n'est pas à négliger. Par rapport à cetteapproche, la recommandation suivante peut être formulée:

Etablir et mettre en application un programme de rehaussement du facteurde puissance exigé des clients moyenne tension, de 80% qu'il est actuellement à 90%,et l'appuyer par une proposition de compensation financière pour amortir le coûtdes modifications aux installations des clients.

5.10 Pour atteindre les clients basse tersion, il faut regarder du côté de la normalisation deséquipements. La pauvreté du facteur de puissance provient surtout des moteurs dont, entre autres, ceuxutilisés dans les climatiseurs. L'utilisation d'appareils plus efficaces ne pourrait être que bénéfique pourle réseau. Un facteur de puissance amélioré conduit à une réduction des pertes. Une approche intéressanteconsisterait donc à établir une normalisation nationale qui fixerait les critères de rendement des appareilsdevant être vendus sur le marché ivoirien. Une autre approche consisterait, soit à exonérer de taxe lesappareils performants, soit à l'opposé, de surtaxer ceux qui ne le sont pas.

5.11 L'adoption de l'approche précédente conduirait en une amélioration graduelle de lasituation au fur et à mesure du remplacement naturel du parc de climatiseurs et de moteurs. Encore unefois, cette solution corrige le problème directement à sa source et, cette fois-ci, les coûts supplémentaires,s'il y en a, sont absorbés g-aduellement par la clientèle. De cette approche, la recommandation suivantepeut être formulée:

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Elaborer et soumettre aux autorités compétentes une normalisation descritères de performance électrique des moteurs et des climatiseurs. Cette propositiondoit inclure les moyens de contrôle à mettre en place.

5.12 Les trois approches précédentes visent le même objectif et concourent individuellementà son atteinte. La première se différencie des deux autres en ce sens qu'elle est plutôt un palliatif qu'unecorrection du problème à la source. Par contre, son application demeure sous contrôle entier de l'EECI.De plus, elle peut étre appliquée rapidement et son effet est total et immédiat. Les deux autres approchesimpliquent d'autres intervenants et l'effet est graduel, même lent dans le dernier cas. Comme le problèmeest immédiat et qu'il vaut viser à éventuellement régler le problème à sa source, une approche combinées'impose. Dans ce sens, les recommandations globales suivantes peuvent être formulées:

Amorcer simultanément les trois approches, à savoir: installation decondensateurs sur le réseau 15 kV, rehaussement graduel du facteur de puissanceexigé à 90% et proposition d'une normalisation nationale de performance desmoteurs. L'installation des condensateurs doit être privilégiée.

Suivre annuellement l'évolution du facteur de puissance et ajuster la quantitéde condensateurs installés sur le réseau 15 kV selon les besoins.

5.13 L'application de l'ensemble de ces recommandations dans un plan intégré va conduire àun correctif rapide du facteur de puissance à court terme et à un redressement du facteur de puissancenaturel à moyen et long terme. La réduction des pertes qui en résultera ramènera le réseau moyennetension à l'intérieur des critères de performance souhaités. L'application de la première approche seulenécessiterait l'addition continuelle de condensateurs pour compenser la croissance. Par contre,l'application de l'ensemble permettra, au contraire, d'éviter cetie situation par un redressement natureldu facteur de puissance.

Planification

5.14 Une des difficultés qu'a connues la mission a trait à l'absence de données complètes etfiables sur l'architecture et l'état du réseau. A cause de cet état de fait, l'on a dû procéder paréchantillonnage pour établir le rendement du réseau de distribution. Cette lacune est un handicap sérieuxà la maîtrise de l'évolution du réseau. Cet aspect est encore plus crucial avec le nouveau rôle de l'EECI,qui la place en marge de l'exploitation quotidienne. Mais la disponibilité de données seule ne suffit pas.Il faut aussi disposer d'un système de planification qui permette d'exploiter efficacement ces informations.C'est seulement la combinaison de ces deux é!lments qui permettra d'améliorer l'efficacité du réseau etd'en programmer le développement harmonieux.

5.15 Il apparaît donc nécessaire de disposer d'une base de données informatisée reflétantl'architecture du réseau moyenne tension et compatible avec un logiciel éprouvé d'analyse. Il va de soiqu'une méthode efficace de mise à jour est essentielle à la survie de la base de données. Cela n'estcependant pas suffisant. Il faut connaître l'évolution des charges ainsi que la continuité du service. Dans

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ce sens, il faut que l'EECI dispose d'informations mensuelles sur le niveau de charge des départsmoyenne tension et sur les interruptions de s-,rvice.

5.16 Formulées sous forme de recommandation, les deux actions suivantes devraient êtreentreprises:

Implanter, en collaboration avec le concessionnaire, les bases de donnéenécessaires pour refléter l'architecture du réseau, les charges véhiculées ainsi que lacontinuit' éelle du service.

Implanter un cycle de planification annuel permettant de vérifier l'état duréseau moyenne tension pour chacun des départs et de proposer un programmed'équipement approprié.

Choix stratégiques

5.17 La mission a pu constater qu'il n'y avait pas réellement de normalisation baséesystématiquement sur des critères d'ordre économique. Au contraire, l'on observe beaucoup de disparitésdans les équipements, sans doute dues en partie aux contraintes de financement. Il est donc nécessaireque l'EECI amorce une réflexion sur les choix stratégiques au niveau de l'architecture du réseau moyennetension. Ces études doivent nécessairement inclure des critbres d'ordre économique incluant le coût despertes.

Transformateurs M1:BT

5.18 Un des constats qui ressort de l'analyse du rendement des transformateurs MT-BT est leurfaible taux d'utilisation. Cela entrafne, entre autres, un haut niveau de pertes à vide. D'autre part, le coûtsupplémentaire d'un appareil surdimmensionné n'est pas à négliger. Le remplacement d'appareils en placen'est pas économique. Par contre, une sélection optimum à l'installation initiale permet des économiesappréciables et justifie les efforts nécessaires pour faire le bon choix.

5.19 A un autre niveau, il a été démontré qu'il est important de tenir compte du coût des pertesdans le choix d'un appareil. Un coût supplémentaire d'achat peut très bien se justifier par desperformances supérieures, sans compter qu'il est peu probable d'être perdant en utilisant de la qualité.

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5.20 Compte tenu des éléments précédents, les recommandations suivantes peuvent êtreformulées:

Etablir des critèresW d'achat des transformateurs MT-BT basés sur desanalyses économiques et qui tiennent compte du coût des pertes.

Réviser la politique d'installation des transformateurs MT-BT de façon à enoptimiser le taux d'utilisation.

Réseau basse tension

5.21 La restructuration ou le renforcement du réseau basse tension ne peuvent être rentabilisésdu strict point de vue de la réduction des pertes. Ce sont plutôt les surcharges ou les bris qui seront leséléments déclencheurs de ce genre de travaux. Par contre, à l'instar des transformateurs, une ar ; ectureoptimisée pourrait permettre de ramener le taux de pertes à un niveau plus convenable.

5.22 Le premier élément à considérer serait la longueur du réseau basse tension afin d'enréduire la portée. Il en résulterait de plus petits réseaux alimentés par de plus petits transformateurs. Dansce dernier cas, il serait intéressant d'envisager l'installation de transformateurs blindés sur socle de béton,moins coûteux que les installations de transformateurs en cabine. En fait, à ce niveau, c'est toutel'architecture du réseau basse tension qui est à revoir, avec peut-être l'introduction de distributionmonophasée en milieu résidentiel. En outre, le choix des conducteurs devra se faire sur des considérationstechnico-économiques.

5.23 Conséquemment, la seule recommandation technique à formuler au niveau du réseau bassetension est la suivante:

Etudier différents types de distribution basse tension et adopter un typed'architecture qui réponde le mieux aux considérations technico-économiques queretiendra l'EECI. Cette étude tiendra compte du coût des pertes ainsi que de laqualité du service.

5.24 Dans un autre ordre d'idée, l'on ne peut ignorer le niveau élevé des pertes nontechniques. Même si la mission a dû abandonner ce dossier lors du réajustement des termes de référence,il est important de s'assurer que des actions seront entreprises par les intervenants concernés pour réduire

/ Etant donn/ que la Côte d'ivwire nefabrque pas de tranformseurs, il est possble que des contrintes de normlison etd'wvuuion des derges restMinent, dans cenas ca, l'applioeion de cette recomnatidon.

- 80 -

ces pertes à un niveau plus convenable. L'EECI y trouvera son profit par un report éventueld'investissements. Dans ce sens, la mission formule la recommandation suivante.

Réaliser les démarches nécessaires, de concert avec le conessionnaire, pourque des actions soient entreprises ou poursuivies afin de ramener le taux des pertesnon techniques, du niveau relativement élevé qu'il est actuellement, à un niveau plusacceptable sur le plan international.

-81 -

Annexe 1Page 1 de 5

ANNSEX t

Plan de trvail - septembre 1990

PLAN D'ACTION 1990-1992

-1990 -- i9 1 11992-111 ACUI . OCI. DEC. FEV. AVR. - 1 JUW FO.U.CI. DC.OECV.FEV. A». 1

ITEM w. Se« POV. li. Ma. mm . W. «OV. lA. MAm. mA

REDUCTION DES PERTES

RESEAU DE TRANSPORT

£aoeg de . .

E_.p_ .u u. .e "

AuJysa dconoaqine id d n d dop t...i..

RESEAU MOYENNÆ TENSION

Alyced au . ......

a «"......*|---|-.co

Reponde pta*

RESEAU BASSE TENSION - pertes ccbaiques

Cde df-n

PERTES NON-TECHNIQUE

tudua .odw 90....£nsmn pcovwe

eSuImo .. «. ..c..aadeeciaine M..~ceîu op. Upu.upu

Evemo picdfdue e....Sne.«_u o. s..... 4

RAPPORT GLOBAL DE PREINVESTISSEMENT ....

- 82 -

Annexe !Page 2 de 5

PLAN D'ACTION 1990-1992

11990 11991 11992JUN AOU. Ocr. Dec. DIV. AVR. JUIN AOU. oct. DOC. fnv. Va. JUI

ITE,M M. M. NOV. MN4. mmS. wm Wl. W. NOv. IN. MUS. mAi

PLANIFICATION ET EXPLOITATION

RECUEIL DE DONNEES*i(*.pcd.. icoc.> NOMTO )NltIL

0b..of. =... .............

Càliwdmoeg* srt,nP*fl46cwns .. ::: ....-.sPw" vB asd.dutp ...... ..-...

MONTAGE DU RESEAU POUR ECOULEMENT DE PUISSANCE ET COURT-CIRCUITMO.ag.CYMPLOW e.....Mos.. CYMFAULT

RESEAU DE TRANSPORTAubl f.P. a -p.

Aayu tooooqw du --.Sapp-c de psâ-YO0UAIyS- d1 tdSpAm. c.....

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Ala ooq du ......... .c......

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PLANIFICATION DU RESEAU MOYENNE TENSION

lapon os. ...0cc......Rà- et-" ",:O..... ..- .

Af,«yUS*pa<.. *CCC

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INTRRUPrION DE SERVICEAAJYsdup. s**::::C ccMèod .... slo Cc c....

Ptp ua.s - ....

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EXPLOITATION DU RESEAU BASSE TENSIONPmu.. m*» U .m . c T

lld_de.H..l *.A4A ccccC.--CCC.- ........ ccc....

Uappondpa *o-

NORMALISATION DE L'EQUIPEMENT@pmaouulmo ...Cc.....

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-84 -

Annexe IPage 4 de 5

PLAN D9ACTION 1990-1992

19 1199 1 1i992JUIW OU. OM. DSC. FEV. Afl. JUIN AOU. OCI. OEC. FEV. Avt. JUIN

ITEM M. SP. NOV. JA. AA. mAI JU1. * P. NOV. JAN. MA. mAI

PLAN COMPTAGE

RESEAU

Sioa.4 o. . . ....Vmwi. mahod.awus

0èuoamw tmm ........

ViJ."sbs«sz. ...... ~ ~~~~~~~~........OS@N. bo.UfaWp.

F"i"..od. .eo

REMPLACEMENT COMPTEURS BASSE TENSION

Qp".4>« mmot ........

A~MEIJORATION DU COMPTwAGE DANS LES POSI"E MT-BT

Ei xd. a....

£IfpOE p ps ,,JAo

85 -

Annexe IPage 5 de 5

PLAN D'ACTION 1990-1992

-1990 ! 199 1 1- 992- AOUU OU. ocr. OEC. MV. AV JUIN AO, D. c. FV. AI.

ITEM JO. W. NOV. MAN. MU.A MA JU1. SU?. NOV. JAN. MAR. Mm

AUTOMATISME ET PROTECTION

RESEAU DE TRANSPORT

4y&e. «pt«.c.* -.--Da__.. . *ba-sa._-«,4m. a.P..................

Ea_4,p,_, .. a........

PROTECTION DES INSTALLATIONS BASSE TENSION

Pvw-bd.u pua 14..

Pms. 4oWnfuisdu Posm"S

*an"d WVRtio ....

Uuist lacis. ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~

- 86-

Annexe 2Page 1 de 1

,ANNEXE 2

Plan de travail - février 1991

PLAN DE TRAVAIL (Jusqu'à juin 19î)

19 l990 119 9 1

ITEM JUIN AOU. ocT. DEC. FEV. AVR. JUIN_ JU1. SEP. NOV. JAN. MAR. mmî

iTUDE DUj RENDEMENT DU RESEAU

RESEAU DE TRANSPORT

CollectededonnéesMontage CYMFLOW et CYMFAULT (CC triphasé)Evaluer les pertes sur le réseauAnalyser le F.P. et la comp. réact.Etudier des modifications dc réseau ...e*ou

Estimer les solutionsAnalyses économiques des solutions

RESEAU MOYENNE TENSION

Procédure de pointe 89-90Coelecte de données - réseauMontage CYMDPAEvaluer les pertes ......Rapport de pointe 89-90Andyser le facur de pumnc Analyses économiques des solutions

RESEAU BASSE TENSION

Colecte de donnéeaMontage CYMDPACalcul des pertesAnalyses économiques des solutions

Prévision de la demande du réseau *os,,...Calcul des coûts marginaux - demande et énergie o*o s

Commentaire

RAPPORT GLOBAL ET RECOMMANDATION ....

i t

Lg i l i. Qu l E < 13 iul o _

-88 - Annexe 4Page 1 de 5

ANNEXE 4

Car etéristiques des transformateurs du réseau

Tension en kV Capacité Impédance Pertes théoriques (kW)NOM MVA

Gauche Droite Charge Vide

Transformateurs de groupes

Ayame 1 5,5 90,0 12,0 8,9 71 30

5,5 90,0 12,0 8,9 71 30

Ayame 2 5,6 90,0 19,0 9,7 88 60

5,6 90,0 19,0 9,7 88 60

Buyo 10,5 225,0 61,6 1i,5 178 130

10,5 225,0 61,6 10,5 162 130

10,5 225,0 61,6 11,5 178 130

Kossou 17,0 228,0 72,0 13,2 238 130

17,0 228,0 72,0 13,2 238 130

17,0 95,0 72,0 14,1 253 100

Taabo 13,8 235,2 82,5 12,6 259 130

13,8 235,2 82,5 12,5 258 130

13,8 235,2 82,5 12,5 257 130

Vridi 11,0 235,0 61,0 11,0 168 130

11,0 235,0 61,0 11,1 169 130

10,5 95,0 40,0 11,9 158 80

10,5 95,0 40,0 12,2 163 80

15,5 95,0 85,0 13,0 276 100

15,5 95,0 85,0 13,1 278 100

Total Production 1 082 1 940

- 89 - Annexe 4Page 2 de 5

Tension en kV Capacité Impédance Pertes théoriques (kW)

Gauche Droite M1VA % Charge Vide

Transformateurs de 225-90 kV

Abobo 225,0 93,0 70,0 10,0 175 80

225,0 93,0 70,0 10,8 189 80

225,0 93,0 70,0 10,0 175 80

Bouake 2 225,0 93,0 70,0 10,2 178 80

225,0 93,0 70,0 10,0 175 80

Buyo 225,0 93,0 70,0 16,2 284 80

Ferkessedougou 225,0 93,0 65,0 10,3 167 80

Kossou 225,0 96,0 65,0 10,3 167 80

San-Pedro 225,0 93,0 70,0 16,4 286 80

Soubre 225,0 93,0 70,0 14,2 248 80

Taabo 225,0 90,0 70,0 13,9 244 80

225,0 90,0 70,0 13,9 244 80

Vridi 225,0 93,0 70,0 14,0 245 80

225,0 93,0 70,0 14,0 245 80

Total 970 1 142

g 90 - Annexe 4Page 3 de 5

Tension en kV Capacité Impédance Pertes théoriques (kW)NOM MV__ _ __ ___ __ _ __ _

Gauche Droite MVA Charge Vide

Transformateurs de 90-30 kVAbengourou 90,C 33,0 10,0 10,0 67 15Abrobakro 90,0 33,0 5,0 6,1 30 10

90,0 33,0 7,5 9,7 73 15Agboville 90,0 33,0 7,5 9,0 46 10Agnibilekrou 90,0 33,0 10,0 10,1 67 15Attakro 90,0 33,0 7,5 7,7 57 15

90,0 33,0 10,0 10,2 68 15Ayame 2 90,0 33,0 5,0 5,9 29 10Bongo 90,0 33,0 5,0 6,0 30 10Bouake 1 90,0 33,0 7,5 8,6 64 15Boundiali 90,0 33,0 20,0 12,0 126 18Buyo 90,0 33,0 7,5 9,0 67 15Dabou 90,0 33,0 7,5 9,0 67 15Dalo4 90,0 33,0 10,0 10,0 67 15Danane 90,0 33,0 10,0 10,0 67 15Dimbokro 90,0 33,0 7,5 7,7 57 15Divo 90,0 33,0 10,0 10,0 67 15Ferkessedougou 90,0 33,0 20,0 12,0 126 18Gagnoa 90,0 33,0 7,5 9,0 67 15Korhogo 90,0 33,0 7,5 9,0 67 15Kossou 90,0 33,0 7,5 9,3 69 15

90,0 33,0 7,5 8,6 64 15Laboa 90,0 33,0 10,0 10,0 67 15Man 90,0 33,0 7,5 9,0 67 15Marabadiassa 90,0 33,0 10,0 10,0 67 15Odienne 90,0 33,0 10,0 10,0 67 15San-Pedro 90,0 33,0 7,5 9,0 67 15Seguela 90,0 33,0 10,0 10,0 67 15Serebou 90,0 33,0 10,0 10,0 67 15Soubre 90,0 33,0 7,5 9,0 67 15Taabo 92,3 33,0 7,5 9,9 74 15Yamoussoukro 90,0 33,0 7,5 9,5 71 15Yopougon 90,0 33,0 7,5 9,0 67 15Zuenoula 90,0 33,0 10,0 10,0 67 15

Total 303 481

-91 - Annexe 4Page 4 de ç

Tension en kV Capacité Impédance Pertes théoriques (kW)

Gauche Droite MVA % Charge Vide

Transformateurs de 90-15 kV - Abidjan

Bia-Nord 90,0 16,5 36,0 16,3 234 25

90,0 16,5 36,0 12,3 176 25

90,0 16,5 36,0 11,1 160 25

Bia-Sud 90,0 16,5 36,0 16,5 237 25

90,0 16,5 36,0 10,9 157 25

90,0 16,5 36,0 12,0 173 25

Plateau 90,0 16,5 36,0 17,0 245 25

90,0 16,5 36,0 17,0 245 25

Riviera 90,0 16,5 36,0 11,8 169 25

90,0 16,5 36,0 11,9 171 25

Treichville 90,0 16,5 36,0 16,3 235 25

90,0 16,5 36,0 12,4 179 25

90,0 16,5 36,0 16,5 '37 25

Vridi 90,0 16,5 36,0 12,3 177 25

90,0 16,5 40,0 12,6 201 25

Yopougon 90,0 16,5 36,0 12,0 173 25

90,0 16,5 36,0 12,0 173 25

Total 616 425

- 92 - Annexe 4Page 5 de 5

Tension en kV Capacité Impédance Pertes théoriques (kW)NOMMV%

Gauche Droite MVA Charge Vide

Transformateurs de 90-15 kV - intérieurAbobo 90,0 16,5 36,0 16,4 236 25

90,0 16,5 36,0 12,3 177 25Agboville 90,0 16,5 20,0 9,0 96 18Bouake 1 90,0 16,5 36,0 11,9 172 25

90,0 16,5 36,0 12,0 173 25Bouake 2 90,0 16,5 36,0 16,4 236 25

90,0 16,5 36,0 16,5 237 25Boundiali 90,0 16,5 10,0 10,0 67 15Daloa 90,0 16,5 10,0 10,0 67 15

90,0 16,5 10,0 10,0 67 15Dimbokro 90.0 16,5 15,0 8,0 70 15

90,0 16,5 20,0 8,5 89 18Divo 90,0 16,5 10,0 10,0 67 15Ferkessedougou 90,0 16,5 20,0 12,0 126 18

90,0 16,5 20,0 12,0 126 18Gagnoa 90,0 16,5 7,5 9,0 67 15

90,0 16,5 20,0 12,0 126 18Grand-Bassam 90,0 16,5 7,5 9,8 73 15Korhogo 90,0 16,5 20,0 12,0 126 18

90,0 16,5 20,0 12,0 126 18Man 90,0 16,5 24,0 12,0 137 20

90,0 16,5 36,0 12,0 173 25Odienne 90,0 16,5 10,0 10,0 67 15San-Pedro 90,0 16,5 20,0 12,0 126 18

90,0 16,5 20,0 12,0 126 18Seguela 90,0 16,5 10,0 10,0 67 15Yamoussoukro 90,0 16,5 20,0 12,5 131 18

90,0 16,5 20,0 12,5 132 1890,0 16,5 40,0 12,2 199 25

Total 626 553

. gboville 33,0 16,5 7,5 9,0 44 4,50

Total réseau de transport 2 515 2 601

Total réseau interconnecté 3 597 4 541

- 93 - Annexe 5Page l de 2

ANNEXE S

Liste des lignes du réseau de transport

NOM 1 NOM 2 km

Lignes à 225 kV

Abobo Prestea - Ghana 219,9

Abobo Taabo 169,0

Abobo Taabo 170,8

Abobo Vridi 28,5

Bouake 2 Ferkessedougou 233,8

Bouake 2 Kossou 109,9

Buyo Man exploitée à 90 kV 193,2

Buyo Soubre 82,2

Kossou Taabo 124,0

Laboa Man exploitée à 90 kV 151,8

San-Pedro Soubre 117,0

Soubre Taabo 195,8

Treichville Vridi expioitée à 90 kV 6,5

Treichville Vridi exploitée à 90 kV 6,5

Total 1808,9

Exploitée à 90 kV 358,0

-94- Annexe 5Page 2 de 2

NOM 1 NOM 2 km

Lignes à 90 kVAbengourou Agnibilekrou 53,0Abengourou Attakro 40,1Abobo Agboville 68,0Abobo Bia-Nord 5,0Abobo Bia-Nord 5,0Abobo Bongo 58,0Abobo Dabou 57,8Abobo Plateau 8,5Abobo Yopougon 13,8Abrobakro Ayame 2 58,7Abrobakro Grand-Bassam 25,0Agboville Taabo 100,0Attakro Dimbokro 103,9Ayame 1 Ayame 2 4,0Ayame 1 Bongo 66,0Bia-Nord Plateau 3,1Bia-Nord Riviera 10,3Bia-Sud Grand-Bassam 39,0Bia-Sud Riviera 11,0Bia-Sud Vridi 7,8Bia-Sud Vridi 7,8Bouake 1 Bouake 2 26,4Bouake 1 Kossou 115,3Bouake 2 Marabadiassa 81,7Boua'.:e 2 Serebou 131,2Boundiali Korhogo 103,5Buyo Daloa 112,0Daloa Kossou 110,6Danane Man 76,9Dimbokro Taabo 72,2Dimbokro Yamoussoukro 67,3Divo Gagnoa 90,0Divo Taabo 63,9Faye San-Pedro 38,0Ferkessedougou Korhogo 48,2Gagnoa Kossou 120,1Kossou Yamoussoukro 53,2Kossou Zuenoula 92,4Laboa Odienne 123,2Laboa Seguela 82,2SIR Vridi 2,5Vridi Yopougon 15,6

Total 2372,1

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- 98 - Annexe 6Page 4 de 7

PERTES DE LIGNE MOYENNE TENSIONLIGNE 15 kV TYPE

Départ : VILLE 1Poste : YAMOUSSOUKRO

Donnn de la ligne:

- lension phase à phase :15,0 kV

- Longueur de la ligne 27 593 mètres

- Facteur de charge : 56%

- Facteur de puissance 89%

- Facteur de pertes :36,3%

- Dimension des conducteurs : Aérien : 22, 34 et 93 irt 2 AlmélecSouterrain : 150 mm2 Aluminium

- Transformateirs de distribution: : 4 de 50 kVA 20 de 100 kVAl de 160 kVA 4 de 400 kVA5 de 630 kVA

- Demande de pointe : 3 000 kW

Pertes calculées:

kVA kW kVAR % Pertes(kW)

Demande à la pointe 3 371 3 000 1 537

Pertes à la pointe 94 84 42 2,8%

Estimation des pertes annuelles d'énergie: 267 110 kWh :1,8%

Cuaute de tension maximum : 4,8%

Charge des conducteurs (% de la capacité) : 60%

- 99 - Annexe 6Page 5 de 7

PERTES DE LIGNE MOYENNE TENSIONLIGNE 15 kV TYPE

Départ : A 25Poste : ABOBO

Donne de la ligne:

- Tension phase à phase :15,0 kV

- Longueur de la ligne :19 800 mètres

- Facteur de charge : 56%

- Facteur de puissance : 85%

- Facteur de pertes 36,3%

- Dimension des conducteurs : Aérien : 93 mm2 AlmélecSouterrain : 150 mm:i Aluminium

- Transformateurs de distribution: : 9 de 250 kVA I de 160 kVA15 de 400 kVA 9 de 630 kVA

- Demande de pointe : 5 200 kW

Pertes calculées:

kVA kW kVAR % Pertes(kW)

Demande à la pointe 6 118 5 200 3 223

Pertes à la pointe 440 374 232 7,2%

Estimation des pertes annuelles d'énergie: 1 189 275 kWh : 4,7%

Chute de tension maximum : 9,4%

Charge des conducteurs (% de la capacité): 90%

- 100 - Annexe 6Page 6 de 7

PERTES DE LIGNE MOYENNE TENSIONLIGNE 30 kV TYPE

Départ : TIASSALEPoste : DABOU

Données de la ligne:

- Tension phase à phase :30,0 kV

- Longueur de la ligne :108 120 mètres

- Facteur de charge :48%

- Facteur de puissance : 96%

- Facteur de pertes : 28,0%

- Dimension des conducteurs : Aérien 34 et 93 mm2 Almélec

- Transformateurs de distribution: : 44 de 50 kVA 6 de 100 kVA3 de250 kVA 5 de 400 kVA

- Demande de pointe : 2 400 kW

Pertes calculées:

kVA kW kVAR % Pertes(kW)

Demande à la pointe 2 500 2 400 700

Pertes à la pointe 112 108 31 4,5%

Estimation des pertes annuelles d'énergie: 264 902 kWh : 2,6%

Chute de tension maximum : 6,9%

Charge des conducteurs (% de la capacité) : 22%

- 101 - Annexe 6Page 7 de 7

PERTES DE LIGNE BASSE TENSION

Départ :1-106-2Ville :ABENGOUROU

Données de la ligne:

- Tension phase à phase : 380 volts

- Longueur de la ligne : l 621 mètres

- Facteur de charge : 34%

- Facteur de puissance : 77%

- Facteur de pertes :16%

- Dimension des conducteurs : Aérien :10, 16 et 70 me2 Aluminium

- Demande de pointe : 24,5 kW

Puertes calcul&s

kVA kW kVAR % Pertes(kW)

Demande à la pointe 31,8 24,5 20,3

Pertes à la pointe 0,9 0,7 0,6 2,9%

Estimation des pertes annuelles d'énergie 1 042 kWh :1,4%

- 102 - Annexe 7Page 1 de 3

ANNEXE 7

Pertes de transport

Sommaire des pertes 1990-1991 - Production moyenne

Charge EECI MW 394 348 327 292 262 263 227 207 162MVAR 220 199 188 170 155 155 137 127 103

Condensatours - postes MVAR 77 72 72 67 62 0 0 0 0

Inductance MVAR 63 63 63 63 63 63 63 63 63

Production EECI MW 335 292 276 249 231 232 211 205 160MVAR 54 8 -9 -37 -62 15 -16 -34 -70

Réception du Ghana MW 56 56 52 43 31 31 16 2 2Exportation Burkina Faso MW - - - - -

Nombre d'heures 279 501 1549 1 490 1 309 345 383

PPERTES A L,A POINTE (EN NW)Transformateurs de groupes Chargc 0,57 0,44 0,38 0,32 0,28 0,30 0,25 0,24 0,19

'ide 1,23 1,23 1,23 1,23 1,23 1,23 1,23 1,23 1,23

Lignes à 225 kV Chargc 3,53 2,07 2,03 1,60 1,37 1,59 1,27 1,07 0,50EffetCouronnc 1,10 1,10 1,10 1,10 1,10 1,10 1,10 1 o10 1,10

Lignes à 90kV Charge 3,80 2,80 2,45 1,93 1,57 2,05 1,63 1,37 1,00Effet Couronne 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43

Transformateurs 225-90 kV Charge 0,43 0,32 0,29 0,23 0,19 0,28 0,21 0,17 0,12Vide 1,14 1,14 1,14 1,14 1,14 1,14 1,14 1,14 1,14

Transformateurs 90-30 kV Charge 0,38 0,26 0,21 0,13 0,08 0,08 0,04 0,02 0,00Vide 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46

Transformateurs 90-15 kV - Abidjan Charge 0,71 0,57 0,52 0,43 0,36 0,48 0,40 0,34 0,24Vide 0,28 0,28 0,28 0,28 0,28 0,28 0,28 0,28 0,28

Transformateurs 90-15 kV - intérieur Charge 0,38 0,31 0,29 0,23 0,20 0,20 0,16 0,14 0,10Vide 0,34 0,34 0,34 0,34 0,34 0,34 0,34 0,34 0,34

PERTES A LA POINTE (EN MWh)Transformateurs de groupes Chargc 141 205 542 447 360 85 82

Vide 343 616 1 905 1 833 1 609 424 471

Lignes à 2S kV Chargc 780 1 027 2 811 2 213 1 871 404 301Effct Couronne 305 549 1 696 1 632 1 433 378 419

Lignes à 90 kV Charge 919 1315 3 392 2 608 2 408 518 454Effet Couronme 119 215 665 639 561 148 164

Transfornateurs 225-90 kV Charge 104 153 403 313 321 66 56Vide 318 572 1 768 1 701 1 494 394 437

Transfonnateurs 90-30 kV Charge 89 118 263 156 79 10 4Vide 127 228 706 679 597 157 175

Transformateurs 90-15 kV - Abidjan Charge 178 273 736 589 576 128 111Vide 77 138 426 410 360 95 105

Transformateurs 90-15 kV - intérieur Charge 96 150 403 320 236 52 46Vide 94 169 524 504 442 117 129

- 103 - Annexe 7Page 2 de 3

Sommaire des pertes 1990-1991 - Production thermique

Charge EECI MW 394 379 343 307 277 257 257 227 198MVAR 220 214 197 179 164 154 154 139 125

Condensateurs - postes MVAR 77 77 72 7_ 67 67 0 0 0Inductance MVAR 63 63 63 63 63 63 63 63 63Production EECI MW 322 311 280 253 233 226 227 211 197

MVAR 51 37 9 -26 -48 -64 11 -16 -38Réception du Ghana MW 68 68 63 54 44 31 31 16 1Exportation Burkina Faso MW - - - - - - -

Nombre d'heures 10 325 517 353 99 96 42

PERTES A LA POINTE (EN MW)Transformateurs de groupes Charge 0,50 0,47 0,38 0,32 0,28 0,27 0,29 0,25 0,23

Vide 1,19 1,19 1,19 1,19 1,19 1,19 1,19 1,19 1,19Lignesà225 kV Charge 3,47 3,15 2,56 1,91 1,46 1,19 1,28 0,91 0,88

Effet Couronn; 1,10 1,10 1,10 1,10 1,10 1,10 1,10 1,10 1,10Lignes à 90 kV Charge 3,29 2,99 2,32 1,74 1,38 1,20 1,41 1,13 0,99

Effet Couronne 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43Transformateurs 225-90 kV Charge 0,34 0,31 0,26 0,20 0,17 0,15 0,20 0,16 0,14

Vide 1,14 1,14 1,14 1,14 1,14 1,14 1,14 1,14 1,14Transformateurs 90-30 kV Chargc 0,38 0,34 0,23 0,15 0,09 0,06 0,06 0,03 0,01

Vide 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46Transformateurs 90-15 kV - Abidjan Charge 0,70 0,66 0,57 0,48 0,40 0,37 0,49 0,42 0,34

Vide 0,28 0,28 0,28 0,28 0,28 0,28 0,28 0,28 0,28Transformateurs 90-15 kV - intérieur Charge 0,38 0,36 0,31 0,26 0,23 0,20 0,20 0,17 0,14

Vide 0,34 0,34 0,34 0,34 0,34 0,34 0,34 0,34 0,34

PERTES A LA POINTE (EN MWh)Transformateurs de groupes Charge 5 138 181 106 27 26 10

Vide 11 387 615 419 118 114 49Lignesà225kV Charge 31 928 1155 594 131 105 37

Effet Couronne 10 356 566 386 108 105 45Lignes à 90 kV Charge 30 863 1 050 550 128 121 44

Effet Couronne 4 139 222 151 42 41 18Transfonnateurs 225-90 kV Charge 3 93 119 65 16 17 6

Vide 11 371 590 402 113 109 47Transformateurs 90.30 kV Charge 3 93 98 42 7 4 1

Vide 4 148 236 161 45 44 19Transformateurs 90-15 kV - Abidjan Charge 6 200 271 155 38 43 16

Vide 3 89 142 97 27 26 11Transfonnateurs 90-15 kV - int6rieur Charge 4 109 147 86 21 18 6

Vide 3 110 175 119 33 32 14

- 104 - Annexe 7Page 3 de 3

Sommaire des pertes 1990-1991 - Production hydraulique

Charge EECI MW 340 321 301 271 239 241 213 191 139MVAR 191 182 171 154 138 138 124 112 85

Condensateurs - postes MVAR 77 7_ 72 67 60 0 0 0 0Inductance MVAR 63 63 63 63 63 63 63 63 63Production EECI MW 338 330 324 309 277 281 235 194 140

MVAR 47 36 17 *7 -38 34 .10 *39 -84Réception du Ghana MW *2 -9 -23 -38 -38 .40 -22 -3 -1Exportation Burkina Faso MW - . -

Nombre d'heures 20 78 343 417 358 116 135

PERTES A LA POINT'E (EN N1W)Transfonnmateurs de groupes Charge 0,80 0,75 0,72 0,65 0,53 0,56 0,38 0,27 0,18

Vide 1,19 1,19 1,19 1,19 1,19 1,19 1,19 1,19 1,19Lignes à 225 kV Charge 8,89 8,62 8,36 7,67 6,17 7,65 4,86 3,11 1,72

Effet Couronne 1,10 1,10 1,10 1,10 1,10 1,10 1,10 1,10 1,10Lignes à 90 kV Charge 4,24 4,01 3,78 3,30 2,67 2,80 1,97 1,47 0,99

Effet Couromne 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43Transformateurs 225-90 kV Charge 0,44 0,41 0,35 0,29 0,24 0,32 0,25 0,21 0,14

Vide 1,14 1,14 1,14 1,14 1,14 1,14 1,14 1,14 1,14Transformateurs 90-30 kV Charge 0,21 0,19 0,16 0,12 0,09 0,09 0,06 0,05 0,02

Vide 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46Transformateurs 90-15 kV - Abidjan Charge 0,54 0,49 0,43 0,35 0,28 0,39 0,31 0,26 0,15

Vide 0,28 0,28 0,28 0,28 (,,28 0,28 0,28 0,28 0,28Transformateurs 90-15 kV - intérieur Charge 0,41 0,38 0,33 0,28 0,22 0,22 0,18 0,15 0,09

Vide 0,34 0,34 0,34 0,34 0,34 0,34 0,34 0,34 0,34

PERTFS A LA POINTE (EN MWh)Transformateurs de groupes Charge 15 57 235 246 168 38 30

Vide 23 93 408 496 425 138 160Lignes à 2-5 kV Charge 171 662 2 749 2 882 2 236 462 325

Effct Couronie 21 85 376 456 391 127 147Lignes à 90 kV Charge 80 304 1 214 1 243 853 200 165

Effet Couronne 8 33 147 179 153 50 58Transfonnateurs 2"'5-90 kV Charge 8 30 110 110 10( 27 24

Vide 22 89 392 475 408 132 154Timisfonnateurs 90-30 kV Charge 4 14 48 44 27 6 5

Vide 9 36 156 190 163 53 61Transformateurs 90-15 kV - Abidjan Charge 10 36 134 13i 125 33 28

Vide 5 21 94 115 98 32 37Transformateurs 90-15 kV - intérieur Charge 8 28 105 104 7_ 19 16

Vide 7 26 116 141 121 39 45

- 105 - Annexe 8Page 1 de 1

ANNEXE 8

Echantillon moyenne tension

ECHANTILLON MOYENNE TENSION

POSTE DEPART kV CAPACITE LONGUEUR CHARGEINSTALLEE mètres POINTE

kVA kW

RIVIERA BINGERVILLE 15 9114 74146 3700RIVIERA RAZ 3 15 10689 15725 1200TREICHVILLE 193 15 8013 4845 3300TREICHVILLE 702 15 12063 6797 3300VRIDI PALMIND 15 10323 5900 3200BIA SUD CICOGI 15 11625 12498 7900BIA SUD KOUMASSI 15 11505 11280 3200ABOBO DOKUI 15 9021 14519 7000ABOBO ABOBO 1 15 7767 16942 5200ABOBO A 25 15 14061 19800 5200BOUAKE 2 TSF 15 6858 15070 2300BOUAKE 1 OUEST 15 21081 27750 5100BOUAKE 1 EST 15 4959 19731 1500DALOA AMBASSADEUR 15 4455 20594 1200KORHOGO CENTRE VILLE 15 4251 15030 1900YAMOUSSOUKRO LYCEE 15 9234 9499 3300YAMOUSSOUKRO VILLE 1 15 7416 27593 3000YOPOUGON YSICO 15 18936 44600 6200YOPOUGON DCH 15 21489 14358 8000

MOYENNE 15 kV 10677 19825 3984ECART TYPE 15 kV 4969 15625 2080

ATTAKRO KOTOBI 30 8016 221103 1500AGNIBILEKRO TANDA 30 8409 434741 3200BOUAKE 1 SAKASSOU 30 8148 271555 1800DABOU TIASSALE 30 5553 108120 2400FERKE FERKE II 30 5001 38300 4600FERKE TAFIRE 30 2199 146423 600BOUNDIALI TINGRELA 30 3114 193895 800BOUNDIALI DIANRA 30 2940 169078 1300MAN DUEKOUE 30 6352 392366 1700LABOA TOUBA 30 3710 189250 1000DABOU JACQUEVILLE 30 8493 198366 3400

MOYENNE 30 kV 5630 214836 2027ECART TYPE 30 kV 2294 110298 1190

MOYENNE GLOBALE 8827 91329 3267ECART TYPE GLOBAL 4846 115960 2037

- 106 - Annexe 9Page 1 de 1

ANNEXE 9

Pertes moyenne tension

PERTES MOYENNE TENSION

POSTE DEPART kV kW PERTES CHUTES PERTEPOINTE kW TENSION kWh

RIVIERA BINGERVILLE 15 3700 3,6% 7,3% 2,3%RIVIERA RAZ 3 15 1200 0,8% 1,0% 0,5%TREICHVILLE 193 15 3300 1,1% 1,3% 0,7%TREICHVILLE 702 15 3300 1,7% 2,0% 1,1%VRIDI PALMIND 15 3200 1,5% 1,6% 1,0%BIA SUD CICOGI 15 7900 2,6% 3,8% 1,7%BIA SUD KOUMASSI 15 3200 1,6% 2,5% 1,1%ABOBO DOKUI 15 7000 4,5% 6,9% 2,9%ABOBO ABOBO 1 15 5200 4,9% 8,2% 3,1%ABOBO A 25 15 5200 7,2% 9,4% 4,7%BOUAKE 2 TSF 15 2300 0,6% 1,1% 0,4%BOUAKE 1 OUEST 15 5100 1,8% 2,7% 1,2%BOUAKE 1 EST 15 1500 0,2% 0,4% 0,1%DALOA AMBASSADEUR 15 1200 1,5% 2,3% 0,9%KORHOGO CENTRE VILLE 15 1900 2,5% 3,6% 1,6%YAMOUSSOUKRO LYCEE 15 3300 1,4% 1,7% 0,9%YAMOUSSOUKRO VILLE 1 15 3000 2,8% 4,8% 1,8%YOPOUGON YSICO 15 6200 8,4% 11,4% 5,4%YOPOUGON DCH 15 8000 3,4% 4,1% 2,2%

MOYENNE 15 kV 3984 2,7% 4,0% 1,8%ECART TYPE 15 kV 2080 2,1% 3,1% 1,4%

| ATTAKRO KOTOBI 30 1500 3,2% 4,3% 1,9%AGNIBILEKRO TANDA 30 3200 7,8% 12,5% 4,6%BOUAKE 1 SAKASSOU 30 1800 2,0% 3,8% 1,2%DABOU TIASSALE 30 2400 4,5% 6,9% 2,6%PERKE FERKE Il 30 4600 6,6% 7,9% 3,8%FERKE TAFIRE 30 600 1,6% 2,3% 0,9%BOUNDIALI TINGRELA 30 800 2,1% 3,2% 1,2%BOUNDIALI DIANRA 30 1300 5,5% 7,8% 3,2%MAN DUEKOUE 30 1700 4,9% 7,4% 2,9%LABOA TOUBA 30 1000 3,0% 3,8% 1,8%DABOU JACQUEVILLE 30 3400 2,1% 5,9% 1,2%

MOYENNE 30 kV 2027 3,9% 6,0% 2,3%ECART TYPE 30 kV 1190 2,0% 2,8% 1,2%

MOYENNE GLOBALE 3267 3,2% 4,7% 2,0%ECART TYPE GLOBAL 2037 2,2% 3,1% 1,3%

MOYENNE PONDEREE 2,9% 1,9%

- 107 - Annexe 10Page l de l

ANNEXE10

Pertes dans les transformateurs MT-BT

PERTES DANS LES TRANSFORMATEURS MT-BT

% DE PERTES D'ENERGIEPOSTE DEPART kV FER CUIVRE TOTAL

RIVIERA BINGERVILLE 15 1,2% 0,8% 2,0%RIVIERA RAZ 3 15 3,6% 0,2% 3,8%TREICHVILLE 193 15 0,9% 0,6% 1,5%TREICHVILLE 702 15 1,3% 0,4% 1,7%VRIDI PALMIND 15 1,1% 0,4% 1,6%BIA SUD CICOGI 15 0,6% 0,9% 1,4%BIA SUD KOUMASSI 15 1,6% O,4% 2,0%ABOBO DOKUI 15 0,5% 1,1% 1,6%ABOBO ABOBO 1 15 0,6% 1,1% 1,7%ABOBO A 25 15 1,0% 0,5% 1,6%BOUAKE 2 TSF 15 1,4% 0,6% 1,9%BOUAKE 1 OUEST 15 1,6% 0,3% 1,9%BOUAKE 1 EST 15 1,6% 0,5% 2,1%DALOA AMBASSADEUR 15 1,8% O,4% 2,2%XORHOGO CENTRE VILLE 15 1,1% O,8% 1,9%YAMOUSSOUKRO LYCEE 15 1,1% 0,4e 1,5%YAMOUSSOUKRO VILLE 1 15 1,0% 0,6% 1,6%YOPOUGON YSICO 15 1,2% 0,5% 1,7%YOPOUGON DCH 15 1,0% 0,6% 1,6%

MOYENNE 15 kV 1,3% 0,6% 1,9%ECART TYPE 15 kV 0,6% 0,2% 0,5%

ATTAKRO KOTOBI 30 4,4% 0,4% 4,7%AGNIBILEKRO TANDA 30 2,3% 0,8% 3,1%BOUAKE 1 SAKASSOU 30 3,9% 0,7% 4,5%DABOU TIASSALE 30 1,9% 0,8% 2,7%FERKE FERKE II 30 0,6% 1,1% 1,6%FERKE TAFIRE 30 3,1% O,5% 3,6%BOUNDIALI TINGRELA 30 3,4% 0,6% 4,0%BOUNDIALI DIANRA 30 1,5% 0,8% 2,3%MAN DUEKOUE 30 3,2% 0,6% 3,8%LABOA TOUBA 30 3,2% 0,5% 3,7%DABOU JACQUEVILLE 30 1,8% 0,7% 2,5%

MOYENNE 30 kV 2,7% 0,7% 3,3%ECART TYPE 30 kV 1,1% 0,2% 0,9%

MOYENNE GLOBALE | 1,8% 0,6% 2,4%ECART TYPE GLOBAL 1,1% ( 0,2% 1,0%1

MOYENNE PONDEREE 1,5% 0,6% 2,1%|

- 108 - Annexe 1 1Page 1 de 2

ANNEXE 11

Prévision de la charge des postes MT (MW)

POSTIE kV F.P. 89-90 90-91 91-92 92-93 93-94 94-95 95-96 96-97 97-98 98-99 99-00 00-01

Abobo 15 85,0 24,6 25,5 26,5 27,6 28,7 29,6 31,1 32,6 34,3 35,9 37,7 39,6Bia-Nord 15 76,0 27,0 28,1 29,2 30,3 31,5 32,5 34,2 35,9 37,7 39,5 41,5 43.6Dabou 30 96,0 6,6 6,8 7,1 7,4 7,6 7,9 8,3 8,7 9,1 9,6 10,0 10,6Plateau 15 76,1 15,1 15,6 16,3 16,9 17,6 18,1 19,0 20,0 21,0 22,0 23,1 24,3Riviera 15 71,1 11,0 11,4 11,8 12,3 12,8 13,2 13,9 14,5 15,3 16,0 16,8 17,7Yopougon 30 97,0 4,4 4,5 4,7 4,9 5,1 5,3 5,5 5,8 6,1 6,4 6,7 7,0Yopougon 15 30,4 22,6 23,5 24,4 25,3 26,3 27,2 28,6 29,9 31,5 33,0 34,6 36,4

Abobo 9G 80,5 111,1 115,5 119,9 124,7 129,6 133,7 140,6 147,4 154,9 162,3 170,4 119,0

Abrobakro 30 98,0 4,8 5,0 5,2 5,4 5,6 5,8 6,1 6,4 6,7 7,0 7,4 7,8Ayame 2 30 95,0 2,4 2,4 2,5 2,6 2,7 2,8 3.0 3,1 3,3 3,4 3,6 3,8Bongo 30 99,0 1,7 1,8 1,9 2,0 2,0 2,1 2,2 2,3 2,4 2,5 2,7 2,8Gmad-Bassam 15 90,0 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2

Ayame 1 et 2 90 97,5 9,1 9,4 9,8 10,2 10,6 10,9 11,5 12,0 12,6 13,2 13,9 14,6

Bouake 1 30 80,0 3,1 3,2 3,4 3,5 3,6 3,7 3,9 4,1 4,3 4,5 4,8 5,0Bouake 1 15 85,0 16,9 17,5 18,2 18,9 19,7 20,3 21,3 22,4 23,5 24,6 25,8 27,2Bouake2 15 84,0 5,6 5,9 6,1 6,3 6,6 6,8 7,1 7,5 7,9 8,2 8,6 9,1Marabadiassa 30 99,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 00, 000 0,0 0,0 0,0 0,0Serobou 30 99,0 0,9 0,9 1,0 1,0 1,1 1,1 1,1 1,2 1,3 1,3 1,4 1,5

Bouake 2 90 84,8 26,5 27,6 28,6 29,8 30,9 31,9 33,6 35,2 37,0 38,8 40,7 42,7

Buyo 30 91,0 0,8 0,8 0,8 0,9 0,9 0,9 1,0 1,0 1,1 1,1 1,2 1,2Daloa 30 97,0 2,6 2,7 2,8 3,0 3,1 3,2 3,3 3,5 3,7 3,8 4,0 4,2Daloa 15 91,0 4,4 4,5 4,7 4,9 5,1 5,3 5,5 5,8 6,1 6,4 6,7 7,0Danane 30 97,0 1,4 1,5 1,5 1,6 1,7 1,7 1,8 1,9 2,0 2,1 2,2 2,3Laboa 30 97,0 2,6 2,7 2,8 2,9 3,0 3,1 3,2 3,4 3,6 3,7 3,9 4,1Man 30 96,0 2,6 2,7 2,8 2,9 3,1 3,2 3,3 3,5 3,7 3,8 4,0 4,2Man 15 83,0 2,8 2,9 3,0 3,2 3,3 3,4 3,6 3,7 3,9 4,1 4,3 4,5Odienne 30 99,0 0,9 0,9 1,0 1,0 1,0 1,1 1,1 1,2 1,3 1,3 1,4 1,4Odienne 15 98,0 1,7 1,7 1,8 1,9 1,9 2,0 2,1 2,2 2,3 2,4 2,5 2,7Seguela 30 99,0 1,1 1,2 1,2 1,3 1,3 1,4 1,4 1,5 1,6 1,7 1,7 1,8Seguela 15 89,0 1,5 1,5 1,6 1,6 1,7 1,8 1,8 1,9 2,0 2,1 2,2 2,3

Buyo 90 94,1 22,3 23,2 24,1 25,1 26,0 26,9 28,3 29,6 31,1 32,6 34,2 36,0

Boundiali 30 91,0 2,0 2,1 2,2 2,3 2,4 2,5 2,6 2,7 2,9 3,0 3,1 3,3Boundiali 15 88,0 0,9 1,0 1,0 1,0 1,1 1,1 1,2 1,2 1,3 1,3 1,4 1,5Feerkssedougou 30 97,0 13,7 14,3 14,8 15,4 16,0 16,5 17,4 18,2 19,1 20,0 21,0 22,1Fcrkessedougou 15 80,0 1,1 1,2 1,2 1,3 1,3 1,4 1,4 1,5 1,6 1,7 1,7 1,8Korhogo 30 95,0 0,8 0,9 0,9 0,9 1,0 1,0 1,0 1,1 1,J 1,2 1,3 1,3Korhogo 15 82,0 3,8 3,9 4,1 4,2 4,4 4,6 4,8 5,0 5,3 5,5 5,8 6,1

Ferkessedougou 90 93,3 22,4 23,3 24,2 25,2 26,2 27,0 28,4 29,8 31,3 32,8 34,4 36,1

- 109 - Annexe 11Page 2 de 2

POSTE kV F.P. 89-90 90-91 91-92 92-93 93-94 94-95 95-96 96-97 97-98 98-99 99-00 00-01

Kossou 30 97,0 4,3 4,5 4,6 4,8 5,0 5,2 5,4 5,7 6,0 6,3 6,6 6,9Yamoussoukro 30 95,0 2,1 2,2 2,3 2,4 2,5 2,6 2,7 2,8 3,0 3,1 3,3 3,4Yamoussoukro 15 89,0 12,7 13,2 13,7 14,3 14,8 15,3 16,1 16,9 17,7 18,6 19,5 20,5Zuenoula 30 99,0 2,0 2,1 2,2 2.2 2,3 2,4 2,5 2,7 2.8 2,9 3,1 3,2

Kossou 90 92,7 21,1 22,0 22,8 23,7 24,7 25,5 26,8 28,1 29,5 30,9 32,4 34,1

San-Pedro 30 93,0 5,2 5,4 5,6 5,8 6,1 6,3 6,6 6,9 7,3 7,6 8,0 8,4San-Pedro i5 94,0 1,0 1,1 1,1 1,2 1,2 1,3 1,3 1,4 1,5 1,5 1,6 1,7

San-Pedro 90 93,2 6,2 6,5 6,7 7,0 7,3 7,5 7,9 8,3 8,7 9,1 9,6 10,1

Soubro 30 97,0 0,9 1,0 1,0 1,1 1,1 1,1 1,2 1,3 1,3 1,4 1,4 1,5

Soubre 90 97,0 0,9 1,0 1,0 1,1 1,1 1,1 1,2 1,3 1,3 1,4 1,4 1,S

Abengourou 30 912,0 3,5 3,6 3,8 3,9 4,1 4,2 4,4 4,6 4,9 5,1 5,3 5,6Agboville 30 98,0 1,5 1,6 1.6 1.7 1,8 1,8 1,9 2,0 2,1 2,2 2,3 2,4Agboville 15 90,0 8,2 8,5 8,9 9,2 9,6 9,9 10,4 10,9 11,5 12,0 12,6 13,2Agnibilekrou 30 99,0 3,3 3,4 3,5 3,7 3,8 3,9 4,1 4,3 4,6 4,8 5,0 5,3Attekro 30 98,0 3,7 3,9 4,0 4,2 4,3 4,5 4,7 4,9 5,2 5,4 5,7 6,0Dimbolro 30 93,0 3,1 3,3 3,4 3,5 3,7 3,8 4,0 4,2 4,4 4,6 4,8 5,0Dimbokro 15 84,0 4,2 4,4 4,6 4,8 4,9 5,1 5,4 5,6 5 9 6,2 6,5 6,8Divo 30 94,0 1,8 1,9 1,9 2,0 2,1 2,2 2,3 2,4 2,5 2,6 2,8 2,9Divo 15 90,0 1,0 1,1 1,1 1,2 1,2 1,3 1,3 1,4 1,5 1,5 1,6 1,7Gagnoa 30 97,0 1,4 1,4 1,5 1,6 1,6 1,7 1,8 1,8 1,9 2,0 2,1 2,2Gagnoa 15 82,0 2,1 _,2 2,3 2,4 2,5 2,5 2,7 2,8 2,9 3,1 3,2 3,4Taabo 30 99,0 0,6 0,7 0,7 0,7 0,7 0,8 0,8 0,8 0,9 0,9 1,0 1,0

Taabo 90 92,6 34,5 35,9 37,3 38,8 40,3 41,6 43,7 45,8 48,2 50,5 53,0 55,7

Fia-Sud 15 87,7 43,0 44,7 46,4 48,3 50,2 51,8 54,4 57,1 60,0 62,8 65,9 69,3Trcichville 15 84,0 37,4 38.9 40,4 42,0 43,6 45,0 47,3 49,6 52,1 54,6 57,3 60,2Vridi 15 80,5 19,7 20,4 21,2 22,1 22,9 23,7 24,9 26,1 27,4 28,7 30,1 31,7

Vridl 90 84,9 100,0 104,0 108,0 112,3 116,7 120,4 126,6 132,8 139,5 146,2 153,4 161,2

Total EECI 86,6 354 368 383 398 413 427 448 470 494 518 543 571

Bu"ina Faso 225 95,0 - - - - 18 19 20 21 21 22 23

Grand total 354 368 383 398 413 445 467 490 515 539 565 S94

- 110 - Annexe 12Page I de 2

ANNEXE 12Calcul détaillé des coûts marginaux

1 - Coùts marginaux de puissance

Les coûts marginaux à long terme pour la puissance sont basés sur l'implantation d'uncycle combiné de 150 MW au coùt de 29,7 milliards de FCFA. En utilisant un facteur deréduction de capacité de 8%, une vie économique de 25 ans et un coût du capital de 10% onarrive à un coût marginal de puissance de 23 710 FCFA par kW et par année. Ce coût doit êtremajoré de 22,7% soit: 0,7% pour les services auxiliaires, 2% pour l'entretien et l'exploitationet 20% à titre de réserve tournante et d'indisponibilités. Le coût résultant est donc de29 092 FCFA par kW par année au niveau de la production.

Le programme d'équipement au niveau du transport et de la distribution permet d'établirles coûts suivants pour chacun des sous éléments du réseau:

a) Transport : 2 340 FCFA par kW par annéeb) Distribution MT : 1 872 FCFA par kW par annéec) Distribution BT : 8 138 FCFA par kW par année

L'établissement des coûts marginaux de puissance se fait normalement à partir des tauxde pertes techniques par rapport à la production nette. Etant donné qu'une partie de l'énergie estvendue directement en haute et en moyenne tension, le taux de pertes à utiliser sera le rapportdes pertes sur un réseau donné par rapport à l'énergie entrant dans ce réseau. Les taux résultantsseront donc un peu plus élevés que ceux établis au chapitre trois. Par sous système, les tauxsuivants ont été déterminés.

Transport 3,91%Distribution MT 2,15%Distribution BT 4,80%

Finalement, les coûts marginaux à long terme pour la puissance s'établissent commedécrits au tableau suivant:

a) Production 29 092 FCFA/kW/anb) Transport (29 092+2 340) x 1,0391 32 661 FCFA/kW/anc) Distribution MT (32 661+1 872) x 1,0215 35 275 FCFA/kW/and) Distribution BT (35 275+8 138) x 1,0480 45 497 FCFA/kW/an

-1l1l1l - Annexe 12Page 2 de 2

2 - Coûts marginaux d'étnergie

Les coûts marginaux à long terme de l'énergie sont composés du coût du carburant desturbines à gaz ( 16,5 FCFA/kWh ) et des coûts d'exploitation et d'entretien fixés à8,5 FCFA/kWh contractuellement. En utilisant la même procédure que pour la puissance, onarrive aux coûts marginaux à long terme suivants.

a) Production 25,00 FCFA/kWhb) Transport 25,98 FCFA/kWhc) Distribution MT 26,54 FCFA/kWhd) Distribution BT 27,81 FCFA/kWh

- 112 -PROGRAMME D'ASSISTANCE A LA GESTION DU SECTEUR DE L'ENERGIE

ACTIVITES ACHEVEES

Pays Actirité Date Référence

AFRIQUE SUBSAHARIENNE

Région Affique Atelier sur l'énergie domestique pour 07/88 085/88l'Afrique anglophone

Séminaire énergétique régional sur la 08/88 087/88réduction des pertes des réseauxélectriques en Afrique

Evaluation institutionnelle de l'EGL 02/89 098/89Ateliers sur la cartographie des ressources 05/89 --

en biomasseAtelier sur l'énergie domestique pour 08/89 103/89

l'Afrique francophoneCollège d'ingénierie électrique interafricain: 03/90 112/90propositions de développement à court et long termesEvai ation de la biotmsse et cartographie 03/90 --

Angola Evaluation énergétique 05/89 4708-ANGBénin Evaluation énergétique 06/85 5222-BENBotswana Evaluation énergétique 09/84 4998-BT

Etude de préfaisabilité sur l'électrification 01/86 047/86des pompes

Examen de la politique de branchement des 07/87 071/87services d'électricité

Etude sur l'électrification des exploitations 07/87 072/87du Bloc Tuli

Etude des questions d'énergie domestique 02/88 --Etude sur la stratégie énergétique 05/91 132/91

pour les ménages urbainsBurkina Faso Evaluation énergétique 01/86 5730-BUR

Programme d'assistance technique 03/86 052/86Etude sur la stratégie énergétique pour 06/91 134/91les ménages urbains

Burundi Evaluation énergétique 01/92 9215-BUEvaluation énergétique 06/82 3778-BUGestion de la fourniture de pétrole 01/84 012/84Rapport d'activité 02/84 011/84Présentation des projets énergétiques pour

le Quatrième Plan quinquennal (1983-87) 05/85 036/85Stratégie pour l'améioration des fours 09/85 042/85au charbon de bois

Projet d'utilisation de la tourbe 11/85 046/85Cap-Vert Evaluation énergétique 08/84 5073-CV

Etude sur la stratégie énergétique domestique 02/90 110/90Comores Evaluation énergétique 01/88 7104-COMCongo Evaluation énergétique 01/88 6420-COB

Plan de développement de l'électricité 03/90 106/90

-113 -

Pays Actiit4 Date Référence

Côte d'Ivoire Evaluation énergétique 04/85 5250-IVCAmélioration de l'utilisation de la biomnasse 04/87 069/87Etude sur l'efficacité du système d'électricité 12/87 --

Ethiopie Evaluation énergétique 07/84 4741-ETEtude sur l'efficacité du système d'électricité 10/85 045/85Projet pilote de fabrication de briquettes 12/86 062/86

à partir de résidus agricolesEtude sur la bagasse 12/86 063/86Projet sur l'efficacité de la cuisson 12/87 --

d'alimentsGabon Evaluation énergétique 07/88 6915-GAGambie Evaluation énergétique 11/83 4743-GM

Projet de réadaptation pour le chauffagede l'eau par l'énergie solaire 02/85 030/85

Applications photovoltaTques solaires 03/85 032/85Assistance à la gestion de la fourniture 041QS 035/85

de IjétroleGhana Evaluation énergétique 11/86 6234-GH

Rationalisation énergétique dans le secteurindustriel 06/88 084/88

Etude sur l'utilisation des résidus de scierie 11/88 074/87Guinée Evaluation énergétique 11/86 6137-GUIGuinée-Bissau Evaluation énergétique 08/84 5083-4UB

Projets d'assistance technique recommandés 04/85 033/85Options gestionnelles pour les sous-secteurs 02/90 100/90

de l'électricité et de l'alimentation en eauRestructuration institutionnelle de 04/91 118/91

l'électricité et de l'eau (français)Kenya Evaluation énergétique 05/82 3800-Kli

Etude de l'efficacité du système d'électricité 03/84 014/84Rapport d'activité 05/84 016/84Plan d'action de conversion du charbon 02/87 --Etude sur le chauffage de l'eau par l'énergie 02/87 066/87

solaireDéveloppement périurbain du bois de feu 10(87 076187Plan directeur pour l'électricité 11/87 -

Lesotho Evaluation énergétique 01/84 4676-LSOLibéria Evaluation énergétique 12/84 5279-LBR

Projets d'assistance technique recotnmandés 06/85 038/85Etude sur l'efficacité du systèeme d'électricité 12/87 081/87

Madagascar Evaluation énergétique 01/o7 5700-MAGEtude sur l'efficacité du système d'électricité 12/87 075/87

Malawi Evaluation énergétique 08/82 3903-MALAssistance technique pour améliorer 11/83 009/83

l'efficacité de l'utilisation de boisde feu dans l'industrie du tabac

Rapport d'activité 01/84 013/84Mali Evaluation énergétique (français) 11/91 8423-MLI

- 114-

Pays Activité Date Référence

Maurice Evaluation énergétique 12/81 3510-MASRapport d'activité 10/83 008/83Audit de l'efficacité du système d'électricité 05/87 070/87Potentiel énergique de la bagasse 10/87 077/87

Républiqueislamique deMauritanie Evaluation énergétique 04/85 5224-MAU

Etude sur la stratégie énergétique 07/90 123/90domestique

Mozambique Evaluation énergétique 0l/87 6128-MOZEtude sur l'utilisation de l'électricité 03/90 113/90

dans les ménagesNiger Evaluation énergétique 05/84 4642-NIR

Rapport d'activité 02/86 051/86Projet de fours améliorés 12/87 080/87Conservation et substitution énergétiques 01/88 082/88

dans les ménagesNigéria Evaluation énergétique 08/83 4440-UNIOuganda Evaluation énergétique 07/83 4453-UG

Rapport d'activité 08/84 020/84Examen institutionnel du secteur 01/85 029/85

énergétiqueEfficacité énergétique dans l'industrie 02/86 049/86

de traitement du tabacEtude de faisabilité bois de feu/foresterie 03/86 053186Etude sur l'efficacité du système d'électricité 12/88 092/88Amélioration de l'efficacité énergétique 02/89 097/89

dans l'industrie de la fabrication debriques et de tuiles

Projet pilote de traitement du tabac 03/89 Rapportfinaldu PNUD

Rwanda Evaluation énergétique 06/82 3779-RWEvaluation énergétique (anglais et français) 07/91 8017-RWRapport d'activité 05/84 017/84Stratégie pour l'amélioration des fours 08/86 059/86

à charbon de boisTechnique améliorée de production de

charbon de bois 02/87 065/87Sao Tomé-et-Principe Evaluation énergétique 10/85 5803-STP

Sénégal Evaluation énergétique 07/83 4182-SERapport d'activité 10184 025184Etude sur la conservation énergétique 05185 037185

industrielleAssistance préparatoire pour une réunion 04186 056/86

des bailleurs de fondsStratégie énergétique pour les ménages urbains 02/89 096/89

- 115-

Pays Activité Date Référence

Seychelles Evaluation énergétique 01/84 4693-SEYEtude sur l'efficacité du système

d'électricité 08/84 021/84Sic rra Leone Evaluation énergétique 10/87 6597-SLSomalie Evaluation énergétique 12/85 5796-SOSoudan Assistance à la gestion destinée au 05/83 003/83

Ministère de l'énergie et des minesEvaluation énergétique 07/83 4511-SUEtude sur l'efficacité du système d'électricité 06/84 018/84Rapport d'activité 11/84 026/84Faisabilité à partir du bois/foresterie 07/87 073/87

Swaziland Evaluation énergétique 02/87 6262-SWTanzanie Evaluation énergétique 11/84 4969-TA

Etude de faisabilité du bois de feu dans 08/88 086/88les zones périurbaines

Etude d'efficacité pour le traitement 05/89 102/89du tabac

Télédétection et cartographie des zones 06/90 --boisées

Assistance technique pour l'efficacité 08/90 122/90énergétique industrielle

Togo Evaluation énergétique 06/85 5221-TORécupération du bois dans le lac Nangbeto 04/86 055/86Amélioration du rendement de l'électricité 12/87 078/87

Zaire Evaluation énergétique 05/86 5837-ZRZambie Evaluation énergétique 01/83 4110-ZA

Rapport d'activité 08/85 039/85Examen institutionnel du secteur 11/86 060/86

de l'énergieEtude sur l'efficacité du sous-secteur 02/89 093/88

de l'électricitéEtude de stratégie énergétique 02/89 094/88Etude sur la stratégie énergétique 08/90 121/90des ménages urbains

Zimbabwe Evaluation énergétique 06/82 3765-ZIMEtude sur l'efficacité du système d'électricité 06/83 005/83Rapport d'activité 08/84 019/84Projet d'assistance à la gestion dans le 04/85 034/85

secteur de l'électricitéAssistance à la gestion pétrolière 12/89 109/89Mise en place d'institutions de gestion 09/89 --

du secteur de l'électricitéEtude de préfaisabilité sur l'utilisation 06/90 119/90du charbon de bois

- 116 -

Pays Achvité Date Référence

ASIE ET PACIFIQUE

Région Asie Séminaire sur l'énergie en milieu rural et 11/90 --

des ménages dans la région du PacifiqueBangladesh Evaluation énergétique 10/82 3873-BD

Programme d'investissement prioritaire 05/83 002/83Rapport d'activité 04/84 015/84Etude sur l'efficacité du système d'électricité 02/85 031/8sEtude de préfaisabilité des emplois du gaz 12/88 -

à petite échelleChine Evaluation énergétique en milieu rural 05/89 101/89

au niveau des comtésEtude de préinvestissement bois de feu/ 12/89 105/89

foresterieFidji Evaluation énergétique 06/83 4462-FIJInde Possibilités de commercialisation de systèmes 11/88 091/88

énergétiques non conventionnelsEtude de préinvestissement sur la cogénération 07/90 120/90

de la bagasseIndonésie Evaluation énergétique 11/81 3543-IND

Rapport d'activité 09/84 022/84Etude sur l'efficacité de la production 02/86 050/86

d'électricitéEfficacité énergétique dans les industries de 04/87 067/87

la brique, des tuiles et de la chauxEtude sur l'efficacité des usines à groupes 12/88 095/88

électrogènes à dieselEtude sur la stratégie énergétique des ménages 02/90 107/90

en milieu urbainEtude de préinvestissement sur la gazéification 12/90 124/90

de la biomasseMalaisie Etude sur l'efficacité du système d'électricité 03/87 068/87

du SabahEtude sur l'utilisation du gaz 09/91/ 9645-MA

Myanmar Evaluation énergétique 06/85 5416-BANépal Evaluation énergétique 08/83 4474-NEP

Rapport d'activité 01/85 028/84Pacifique Sud Transport du pétrole dans le Pacifique Sud 05/86 --Papouasie-Nouvelle-Guinée Evaluation énergétique 06/82 3883-PNG

Rapport d'activité 07/83 006/83Document sur la stratégie énergétique - -

Examen institutionnel du secteur de 10/84 023/84l'énergie

Etude sur les tarifs d'électricité 10/84 024/84îles Salomon Evaluation énergétique 06/83 4404-SOL

- 117 -

Pays Activitd Date Référence

Samoa-Occidental Evaluation énergétique 06185 5497-WSO

Sri Lanka Evaluation énergétique 05/82 3792-CEEtude sur la réduction des pertes du système 07/83 007/83

d'électricitéRapport d'activité 01/84 010/84Etude sur la conservation de l'énergie 03/86 054/86

dans l'industrieThailande Evaluation énergétique 09/85 5793-TH

Questions et options énergétiques 09/85 044/85en milieu rural

Diffusion accélérée de fours et de foyers 09/87 079/87à charbon de bois améliorés

Etude de préinvestissement du bois de feu et 02/88 083/88de la foresterie villageoise dans leNord-Est

Impact d'une diminution des prix du pétrole 08/88 -

Etude sur l'exploitation et l'utilisation 10/89 --du charbon

Tonga Evaluation énergétique 06/85 5498-TONVanuatu Evaluation énergétique 06/85 5577-VA

EUROPE, MOYEN-ORIENT ET AFRIQUE DU NORD (EMENA)

Maroc Evaluation énergétique 03/84 4157-MORRapport d'activité 01/86 048/86

Pakistan Evaluation énergétique domestique 05/88 -

Evaluation des programmes photovoltaïques, 10/89 103/89des applications et des marchés

Portugal Evaluation énergétique 04/84 4824-POSyrie Evaluation énergétique 05/86 5822-SYR

Etude de l'efficacité de l'électricité 09/88 089/88Amélioration de l'efficacité énergétique 04/89 099/89dans le secteur du ciment

Amélioration de l'efficacité énergétique 06/90 115/90dans le secteur des engrais

Tunisie Substitution de carburants 03/90 -

Turquie Evaluation énergétique 03/83 3877-TUYémen Evaluation énergétique 12/84 4892-YAR

Priorités d'investissement énergétique 02/87 6376-YARStratégie énergétique des ménages: 03/91 126/91

Etude Phase I

- 118 -

Pays Activité Date Référence

AMERIQUE LATINE ET CARAIBES

Région Amériquelatine etCaraibes Sérninaire régional sur la réduction des 07/89 --

pertes du système d'électricité dansles Caraîbes

Bolivie Evaluation énergétique 04/83 4213-BOPlan énergétique national 12/87 --Plan énergétique national (espagnol) 08/91 131/90Assistance technique au secteur privé 11/90 111190

de l'électricité de La PazDistribution de gaz naturel 03/91 125/91Evaluation de préfaisabilité de 04/91 129/91

l'électrification ruraleet évaluation de la demande

Chili Examen du secteur de l'énergie 08/88 7129-CHColombie Document sur la stratégie énergétique 12/86 --Costa Rica Evaluation énergétique 01/84 4655-CR

Projets d'assistance technique recommandés 11/84 027/84Etude sur l'utilisation des résidus 02/90 108/90

forestiersEquateur Evaluation énergétique 12/85 5865-EC

Stratégie énergétique, Phase I 07/88 --

Stratégie énergétique 04/91Haïti Evaluation énergétique 06/82 3672-HA

Rapport d'activité 08/85041185Honduras Evaluation énergétique 08/87 6476-HO

Gestion de la fourniture de pétrole 03/91 128/91JamaTque Evaluation énergétique 04/85 5466-JM

Etude sur l'achat, le raffinage et la 11/86 061/86distrebution de pétrole

Code de renforcement de l'efficacité 03/88 --énergétique, Phase I

Normes d'efficacité ér.ergétique, Phase I 03/88 --

Système d'information de gestion, Phase I 03/88Projet de production de charbon de bois 09/88 090/88Etude sur l'utilisation des résidus de 09/88 088/88

scierie FIDCOMexique Production améliorée du charbon de bois

dans le cadre de la gestion forestièredans l'état de Veracruz 08/91 138/9a

Panama Etude sur l'efficacité du système 06/83 004/83d'électricité

Paraguay Evaluation énergétique 10/84 5145-PAProjets d'assistance technique recommandés 09/85 -

Rapport d'activité 09/85 043/85

- 119 -

Pays Activité Date Référence

Pérou Evaluation énergétique 01/84 4677-PERapport d'activité 08/85 040/85Proposition pour un Programme de diffusion 02/87 064/87

de fours dans la SierraStratégie énergétique 12/90 --

Républiquedominicaine Evaluation énergétique 05/91 8234-DO

Sainte-Lucie Evaluation énergétique 09/84 5111-SLUSaint-Vincent-

et-Grenadines Evaluation énergétique 09/84 5103-STVTrinité-et-

Tobago Evaluation énergétique 12/85 5930-TR

MONDIAL

Efficacité énergétique au niveau 11/89 --

de l'utilisation finale: recherche et stratégieGuide pour la gestion de la clientèle et des comptages

dans les entreprises de service public 07/91Les femmes et l'énergie: Guide des 04/90

ressourcesRéseau international: Politiques et

expérience

IBRD 18562Rl10~~~~~~~~~ 90 r ~~~~~~~~~~~~~~7' 60 50 03

CÔTE D'IVOIRE MALI J .r !P O W E R S Y S T E M ~ j Z , ; ' ~ '\J o , , ,.'gc-t B U R K IN A F A S OPOWER SYSTEM TfX

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