Memoire Online - Stratégie de croissance des unités territoriales du Cameroun, production décentralisée d'électricité

1ére PROMOTION FORMATION ELearning
MEMOIRE DE FIN DE FORMATION EN VUE DE L'OBTENTION DU
DIPLOME D'ETUDES SUPERIEURES SPECIALISEES (DESS) EN
PLANIFICATION, PROGRAMMATION ET GESTION DU
DEVELOPPEMENT

STRATEGIE DE CROISSANCE DES UNITES

TERRITORIALES DU CAMEROUN, PRODUCTION

DECENTRALISEE D'ELECTRICITE

E-mail : lekaalain@yahoo.fr

TABLE DE MATIERES

CHAPITRE I : Stratégie d'Intégration énergétique des pays de la CEMAC

I.1 STRATEGIES DE DEVELOPPEMENT ENERGETIQUE DE LA CEMAC................... 13
1.1.1 Interconnexion des réseaux électrique de la CEMAC pour une intégration

énergétique........................................................................................... 14

1.1.2 Potentiel énergétique de la CEMAC.......................................................... 17

I.2 DEFICITE EN ENERGIE ELECTRIQUE FACTEUR LIMITANT LA CROISSANCE

ECONOMIQUE................................................................................................ 21

1.2.1 Consommation de l'énergie électrique en zone CEMAC................................ 23
1.2.2 L'impact de l'efficacité énergétique sur la consommation en énergie dans la

zoneCEMAC 25
1.2.3 Electrification rurale décentralisée conséquence de la production

CONCLUSION...................................................................................................... 27

CHAPITRE II : Production décentralisée et centralisée de l'énergie électrique pour une croissance économique locale.

INTRODUCTION

II.1 STRATEGIE DE PRODUCTION CENTRALISEE D'ENERGIE ELECTRIQUE POUR

UNE CROISSANCE ECONOMIQUE LOCALE...................................................... 28

2.1.1 Influence de la production centralisée sur Les collectivités locale................... 29

2.1.1.1 Le fond d'électrification rurale au service des collectivités locales... 30

2.1.1.2 Politique de financement d'ER au Cameroun................................ 31

2.1.1.3 Micro finance sur le marché des services énergétiques ruraux......... 32

2.1.2 Plan Directeur d'Electrification Rurale (PDER) outil de développement des

collectivités locales .. 33
2.1.2.1 PDER 2016-2031 pour amélioration de la production centralisée

électrique............................................................................... 34
2.1.2.2 Le délestage dans un système de production centralisée

d'électricité ............................................................................ 42
II.2 PRODUCTION DECENTRALISEE DE L'ENERGIE ELECTRIQUE

2.2.1 Les techniques de production décentralisée de l'énergie électrique locale... 47

2.2.1.1 Les petites centrales hydroélectriques.......................................... 47
2.2.1.2 L'énergie solaire au sein d'une collectivité territoriale décentralisée...........................................................................

décentralisée........................................................................... 65

2.2.2 Implication de la CTDs à la production décentralisée de l'électricité......... 67

2.2.2.1 Contraintes liées à la mise en place d'un projet d'ERD.................. 70
2.2.2.2 La planification énergétique intégrée outil de développement des

CTDs..................................................................................... 73

DEUXIEME PARTIE :
modernisation du réseau électrique camerounais pour une
production électrique favorable a la croissance économique
des collectivités territoriale décentralisées (CTDs).
CHAPITRE III : Modernisation du réseau électrique du
Cameroun et croissance économique CTDs

3.1.1 Développement du secteur de la production électrique au Cameroun 92
3.1.1.1 Situation actuelle du réseau de transport haute tension du

Cameroun............................................................................... 95
3.1.1.2 Le Réseau Interconnecté du Cameroun : Sud (RIS), Nord (RIN), Est

3.1.2 FACTS solution pour l'extension des réseaux haute tension........................... 101

3.1.2.1 Evaluation de la Sécurité d'un Système d'Energie Electrique 104

électriques nationaux................................................................ 110

III.2 Modernisation des équipements électriques pour une meilleure ERD 114

3.2.1 Analyse des postes de transformation dans le réseau décentralisée d'un

3.2.1.1 Structure des réseaux électriques en zone rurale............................ 116

3.2.1.2 Comment moderniser les lignes existantes.................................... 118

3.2.2 Reforme de la politique d'ER pour une meilleure Production décentralisée...... 123

3.2.2.1 L'autosuffisance énergétique par une production décentralisée

d'électricité............................................................................. 124
3.2.2.2 Le partenariat public-privé à la production décentralisée

d'électricité............................................................................. 125

IV.1 EFFICACITE ENERGETIQUE ET PRODUCTION DECENTRALISEE..................... 128

4.1.1 Systèmes de coordination intelligente pour une production décentralisée......... 130

4.1.2 Analyse causale croissance économique et consommation d'énergie pour une

meilleure production décentralisée d'électricité.......................................... 134

IV.2 PLANIFICATION DES RESEAUX INTERCONNECTES, EXECUTION ET

EVALUATION DES PROJETS ENERGETIQUES.................................................. 137

4.2.1.1 Approche multicritère pour le choix de la ressource énergétique

d'une CTD.............................................................................. 141

4.2.1.2 Maîtrise de la demande (MDE) en Electricité pour une Efficacité 144

4.2.2 Exécution et évaluation des projets d'efficacité énergétique..................... 145

4.2.2.2 Processus d'appel à projet, Passation de marché, suivi et de l'évaluation.............................................................................

4.2.2.3 Suivi et l'Evaluation (S&E) axée sur le résultat........................ 152

Glossaire des termes et expressions utilises pour l'énergie rurale au Cameroun .. 159

Remerciements

Je remercie tous les membres du Jury à travers leur critique pertinente, ainsi que tout le temps consacré pour l'avancer des travaux de cherches dans le domaine du développement énergétique au sein des collectivités territoriales pour une croissance économique ; l'administration entière de l'Institut Panafricain pour le Développement de l'Afrique Centrale (IPD/AC).

Mon encadreur à IPD-AC Mr EYAMBE EKALLE Adolphe ; Mon encadreur ENSET Ph-D NNEME NNEME Leandre

Tous les formateurs ayant dispensés les enseignements au cours de cette formation ;

Mr MBALLA Richard maintenant Directeur des Energies Renouvelables et de la Maitrise de L'Energie de m'avoir accueilli à la Sous-direction de la Production de L'Electricité où il exerçait avant et de m'avoir aidé dans mon travail ;

Mr OFFA Engelberg Désiré cadre contractuel au Ministère de l'Eau et de l'Energie ;

Je remercie le Ministre de l'Eau et de l'Energie du Cameroun qui a autorisé que ce travail puisse se dérouler au sein de son département ministériel dans le cadre du partenariat Ministère de l'Eau et de l'Energie (MINEE) et L'Institut Panafricain pour le Développement en Afrique Centrale (IPD-AC) ;

Je remercie Mr et Mme FOSTING Blaise pour tous les sacrifices qu'ils ont deployé pour me permettre de disposer de ce document.

Enfin, je remercie ma très chére et tendre Epouse Mme LEKA Née MISSE NOMO Estelle Fleur,

ma maman Mme AMBASSA Née MBALLA Appolonie mes parents, frères et soeurs, tous mes amis et mes élèves qui m'ont toujours soutenu.

Comme tout est grâce, je remercie l'Eternel Dieu tout puissant pour le souffle de vie qu'il nous a tous offert au cours de cette formation. Et implore sa misericorde sur tous.

Résumé

Ce mémoire du Diplôme d'Etudes Supérieur Spécialisé (DESS) option Planification Programmation Gestion de Développement porte sur la stratégie de croissance des unités territoriales du Cameroun à travers le développement de la production décentralisée d'électricité.

L'objectif ici est de présenter comment les collectivités territoriales au sein des communes ou l'intercommunalité peuvent monter une stratégie, un projet énergétique de développement locale, régionale tout en restant en phase avec les enjeux de développement national.

Le développement d'un pays en vue d'une croissance économique satisfaisante, conduisant à la réduction de la pauvreté comme le Cameroun ne peut être réalité à la condition qu'une politique énergétique définie sur une stratégie de planification intégrée des ressources énergétiques, basé sur une approche participative tout en mettant en valeur l'approche genre soit mise en exergue.

Le Document Stratégique pour la Croissance et l'Emploi (DSCE) constitue pour le Cameroun le levier en matière de stratégie de développement des secteurs favorables à l'émergence du Cameroun d'ici 2035. Mais il réside un problème : la prise en compte des petits producteurs des ressources ou la non mise en valeur des capacités des petits producteurs peu importe leur secteur d'activité.

Avec la politique de décentralisation il se pose un autre regard sur le principe de développement des collectivités territoriales principalement dans le secteur énergétique.

Dans le cadre de ce travail il nous a paru utile de ressortir les atouts des collectivités territoriales comme principale acteur et le cadre légal pour le développement du secteur de l'énergie électrique à travers la production décentralisée de l'électricité. Par un partenariat de la collectivité avec d'autres acteurs ou communes investies dans ce secteur, les communes peuvent développer leur collectivité en mettant au premier plan les ressources susceptibles d'accroître leur recettes par conséquence entrainer l'émergence de plusieurs projets sources de développement de celle-ci induisant celui du Cameroun.

L'innovation technologique dans le domaine de la production-transport-distribution de l'énergie électrique contribue à la réduction des coûts de production d'électricité et la diminution de la main d'oeuvre grâce à l'automatisation des systèmes d'exploitation d'électricité modernes.

Abstrat

This report of the Upper Diploma of Studies Specialized (MASTER DEGREE) option Planning Programming Management of Development concerns the growth strategy of the territorial units of Cameroon through the development of the production decentralized by electricity.

The objective here is to present how regions with a measure of autonomy within the municipalities or the links between local authorities can take up a local, regional strategy, an energy project of development while staying in phase with the stakes in national development.

The development of a country with the aim of a satisfactory economic growth, leading to the reduction of the poverty as Cameroon cannot be reality on condition that an energy policy defined on a strategy of planning integrated by energy resources, based on a participative approach while emphasizing the approach genre is highlighted.

The Strategic Document for the Growth and the Employment (DSCE) establishes for Cameroon the lever regarding strategy of development of sectors favorable to the emergence of Cameroon before 2035. But it lives a problem: the consideration of the small producers of the resources or the not development of the capacities of the small producers no matter their business sector.

With the decentralization policy it settles another look on the principle of development of regions with a measure of autonomy mainly in the energy sector.

Within the framework of this work it seemed to us useful to rerelease the assets of territorial regions as main actor and the legal frame for the development of the sector of the electrical energy through the production decentralized by the electricity. By a partnership of the community with other actors or municipalities were invested in this sector, the municipalities can develop their community by putting in the foreground the resources susceptible to increase them receipts by consequence entrained the emergence of several projects springs of development of this one inferring that of Cameroon.

The technological innovation in the field of the production-transport-distribution of the electrical energy contributes to the cost cutting of electricity production and the decrease of the hand of work thanks to the automation of the modern operating systems of electricity.

Liste des abréviations Définitions

AES-SONEL Applied Energies Services-Sociéte Nationale d'Electricité du Cameroun

COPPER Comité de planification et de programmation de l'énergie rurale

FINPLAN Modèle d'analyse financière des projets et plans de développement de l'énergie électrique

IMPROVES-RE IMPROVing Economic and Social Impact of Rural Electrification

MESSAGE Modèle d'étude des systèmes d'offre d'énergie et de leur impact général sur l'environnement

MINEPAT Ministère de l'économie, du plan et de l'aménagement du territoire

ONUDI Plan d'Action National Énergie pour la Réduction de la Pauvreté

UPDEA Union des Producteurs, transporteurs et Distributeurs d'Energie électrique d'Afrique

SIMPACTS Approche simplifiée pour l'estimation de l'impact environnemental et des coûts externes de la production

Liste des tableaux Pages

Tableau 1.1 : projets de construction des centrales électrique en zone CEMAC 19

Tableau 1.2 : Projets répertoriés d'électricité thermique (centrales gaz) 19

Tableau 1.3 : Projets d'énergies renouvelables et d'efficacité énergétique 20

Tableau 2.1: Programme d'électrification rurale envisagé dans le PDER 34

Tableau 2.2 : Scénario pour améliorer le taux d'accès à l'électricité dans les zones rurales et urbaines en Afrique pour la
période 2007-2050 [28]

Tableau 2.4 : Fonctions attendues par chacun des acteurs intervenant dans l'électrification rurale des Pays En
Développement

Tableau 2.7 : Tableau 2.7 : système de planification pour une électrification rurale 80

Tableau 3.1 : résultats RIS, RIN, RIE consommation d'énergie GWh et production d'énergie (MW) [25] 93

Tableau 3.2 : Prévision d'accroissement de la production par rapport à 2005 [25] 93

Tableau 3.3 : Potentiel hydroélectrique en fonction des bassins du Cameroun [24] 94

Tableau 3.5 : Postes hydrologiques recommandés pour le Réseau Hydrométrique Minimal (Rivière / Site) [24] 95

Tableau 4.1: les acteurs dans le choix de sources d'énergie électrique 141

Tableau 4.3 : options énergétique dans une Collectivité territoriale 142

Figure 1.1 : Evolution de la puissance électrique installée 2008 - 2025 (en MW) [9] 19

Figure 1.2 : Schéma simplifié du flux d'électricité. Source : AIE (2005) 20

Figure 1.3 : Schéma d'interconnexion prévu dans le cadre du PEAC [9] 21

Figure 2.1 : schéma institutionnel de délégation de la gestion d'électrification rurale ; Source :De Gouvello (2002) 46

Figure2.3 : Schéma de principe d'une installation raccordée au réseau proposé par la société Apesud 50

Figure 2.4 : raccordement au réseau MT des systémes de production PV 50

Figure 2.5 : La carte représente la terre divisée en cinq catégories à différents facteurs régionaux d'ensoleillement
Source SIEMENS

Figure 2.6 : schéma électrique de principe d'une installation PV raccordée au réseau [40] 62

Figure 2.7: Schéma électrique d'une centrale PV avec poste integré [41] 63

Figure 2.8b : mode de câblage des différents postes de livraison (N+1) avec N=7 au poste de livraison principal 64

Figure 2.10 : Synoptique vers les choix des réseaux électriques décentralisés 67

Figure2.11: Le guide de sélection des techniques d'électrification rurale approprié. Source René Massé dans «Promoting Rural
Decentralized El ectrification in Africa : Best Pratices Paper» ESMAP publication, 2000.

Figure 2.12 : Cartographie des objets et des acteurs intervenant dans l'électrification rurale d'une zone [34] 71

Figure 2.13: Caractéristiques des deux types de centre de production envisagés pour l'ERD[34] 72

Figure 2.14: Descriptif d'un processus de dimensionnement par la méthode d'essai et d'erreur[34] 72

Figure 2.15 : Méthode de dimensionnement pour choisir l'équipement à installer pour une configuration prédéfinie de
système ERD [34]

Figure 3.3 : Les différentes composantes de la fiabilité de système production-transport 92

Figure 3.5 : classement de différentes formes de stabilité de systèmes production-transport[38] 102

Figure 3.6 : Evaluation hors - ligne, Evaluation en ligne de sécurité de système électrique[38] 105

Figure 3.9 : Différents modules du système de l'évaluation en ligne de la sécurité statique/dynamique des systèmes
électriques [38]

Figure 3.10: configuration du réseau électrique interconnecté de la CEMAC 110

Figure 3.11: Grand système électrique interconnecté divisé en trois sous systèmes Interne-Frontière - Externe 112

Figure 3.12 : Réseau électrique simple divisé en trois sous-systèmes (externe, interne, frontière) [38] 113

Figure 4.15: Les liaisons CCHT perdent moins d'énergie sur la distance que leurs homologues CAHT 123

Figure 4.1 : modèle de reconstruction d'un réseau électrique [47] 133

Figure 4.2 : Illustration géographique des zones d'électrification 138

Annexe 1 Eléments de calcul d'une installation PV autonome et désignation des paramètres 165

Annexe 3 Plan d'infrastructures dans le secteur énergie électrique 167

Annexe 4 Synthèse du cadre juridique des marges de manoeuvre des communes dans la gestion de leurs ressources
naturelles

Annexe 6 Les données collectées précédemment indiquent une puissance minimale de 50 W pour les panneaux solaires
au Cameroun.

Annexe 7 Définition des unités de mesure et de comptabilité énergétique 176

Introduction Générale

Dans le cadre d'une analyse de l'Agence Internationale de l'Energie, la majeure partie des infrastructures énergétiques qui existent aujourd'hui dans le monde devront être remplacées d'ici 2030 (World Energy Outlook, 2008, 39). A l'occasion du changement climatique et de la raréfaction des ressources énergétiques fossiles, les pouvoirs publics comme les investisseurs ont intérêt à déterminer quelles sources d'énergie seront les plus efficaces et les plus fiables pour soutenir la croissance à l'avenir.

Dans le but de soutenir l'expansion des énergies renouvelables, les pouvoirs publics des pays d'Afrique en particulier ceux de la CEMAC pourraient prendre des mesures pour stimuler l'investissement dans ce secteur de la production décentralisée et accroître les transferts de technologies propices à l'essor de ces formes d'énergie dans les zones eloignées des sites de production. Cela contribuant ansi à une interconnexion transfrontaliére. Les énergies renouvelables sont abondantes et diversifiées, mais elle ne disposent pas d'un cadre ou des structures adaptées pour soutenir les collectivités en vue du montage des projets énergetiques et la mise en place d'un schéma directeur communal, regional ou national de développement des infrastructures. En plus de cela les industries implantées au sein des collectivités territoriales de se voient point imposer des mesures ou un cadre legislatif permettant d'investir dans le domaine énergetique ou d'économiser l'énergie qu'elle consomme. Les énergies renouvelables ont pour avantage de diminuer la dépendance à l'égard des ressources finies ou importées. Elles renforcent la sécurité énergétique, en particulier dans les pays qui ne produisent pas de pétrole, créent des emplois et contribuent à la lutte contre la pauvreté en améliorant l'accès à l'énergie, notamment dans le cas des populations rurales ou isolées.

Dans le souci d'accroitre la capacité électrique des pays de la CEMAC afin de favoriser une croissance économique, il importe de comprendre aujourd'hui, qu'environ un tiers de l'humanité qui n'a pas accès à des services modernes dans le domaine de l'énergie ou bien leur approvisionnement en énergie électrique se trouve dans l'incapacité de subvenir aux besoin élementaires telles que l'éducation, la santé...etc. Non seulement l'accès à ces services doit être garanti, mais encore ceux-ci doivent être propres et abordables. Par ailleurs, de telles initiatives nécessitant l'augmentation de cet accès requiert des outils de gestion de projets électriques conduisant à une planification énergetique integrée minutieuse. Avec l'intégration sous-régionale faisant pression pour constituer un marcher fort, les Etats regroupés au sein d'un organisme voient à travers le processus d'intégration une opportunité de beneficier de la part des organisations internationales, les ressources intellectuelles et financières que les faisaient défaut, certains Etats peuvent être amenées à s'associer en formant l'intercommunalité. Le Cameroun pour parvenir à sortir du sous-developpement, le pays a presenter sa stratégie de développement dans un document de planification présentant la vision du Cameroun d'ici 2030 ou 2035 (Le Document de Stratégie pour la Croissance et l'Emploi : DSCE.) qui a pour objectif la réduction de la pauvreté, la croissance économique du pays et se structure en trois grandes parties principales, la première consacrée aux infrastructures et à l'énergie, la deuxième au transport et communications puis la dernière à la production agricole.

1. Contexte et justification

Un diagnostic effectué par le FMI en 2008 sur la situation en énergie électrique des pays de la CEMAC nous demontre que les infrastructures en Afrique demeurent largement insuffisantes, de sorte que le décalage entre l'offre et la demande ne cesse de se creuser. Dans l'UEMOA, l'écart négatif entre l'offre et la demande exprimée atteindrait entre 205 et 324MW en 2008, soit presque la totalité de la

capacité électrique installée au Sénégal. Dans la CEMAC, l'écart entre l'offre et la demande est 190 à 270MW, soit plus de deux fois la puissance totale installée du Congo.

Le taux d'accès à l'électricité est très faible: 15% en CEMAC et 17% en UEMOA (contre 24,6% en moyenne en Afrique Subsaharienne et 37,4% en moyenne dans les pays à faible revenu hors Afrique). Les taux d'accès montrent des disparités entre pays. Ainsi, dans la zone CEMAC, le Gabon (70%) se distingue nettement du Cameroun (22%),de la RCA (2%) et du Tchad (1%). De même en UEMOA, la Côte d'Ivoire (60%) et Sénégal (40,7%) présentent des taux d'accès très supérieurs au Burkina Faso (17%), Mali (14%), Guinée Bissau (8%) et Niger (7%).

Dans ce diagnostique il importe de remarquer la prise en compte des ressources énergetiques telle que le pétrole et le gaz, mais sur le plan de la production d'électricité à base d'énergies renouvelables, les pourcentages ici présentés sont nettement different.

Malgré le développement des grands projets industriels visant le développement des pays de la CEMAC le Cameroun en particulier, la pauvreté en milieu rural perdure. Les problémes d'électrifications rurales décentralisés sont mal élaborés et souvent pas realisés ou mal executé conduisant l'exode des populations vers les zones disposant des ressources en énergies propices au developpement des activités generatrices de revenues. Mais il est important de remarque que les problémes d'électrification rurale décentralisées differts selon les pays de la CEMAC. Cela nous oblige ici d'encourager la politique d'intégration régionale et la mise sur pied des projets communs visant à soutenir les pays qui connaissent déjà une nette amelioration dans leur stratégie de développement du secteur de l'électrification rurale.

Le manque de planification énergétique est un handicap significatif dans le processus de croissance des pays de la CEMAC. Compte tenu du coût important des infrastructures nécessaires pour combler le déficit énergétique, et du manque de financements, une évaluation rigoureuse des besoins et des ressources énergétiques disponibles devrait pourtant être à la base de chaque décision d'investissement.

Vue le contexte d'insuffisance de compétence au sein des communes en matiére de mise au point de stratégie de développement énergetique de leur collectivité territoriale, la maîtrise des outils visant le développement de projets d'électrification rurale s'avére nécessaire au sein d'une commune. Pour cela il importe de savoir repondre aux questions inerantes à la bonne mise en oeuvre d'une planification énergetique territoriale.

L'outil de planification en vue d'une production décentralisée est importante afin de mieux élaborer un systéme d'ordonnancement efficace. Dans le but de clarifier les enjeux et ainsi mieux comprendre les spécificités des différentes approches et outils existants, il convient cependant de signaler que nous tentons de presenter une analyse systématique des principaux sujets au coeur des démarches de planification en balayant les sept questions de la méthode dite QQOQCCP (Qui fait Quoi, Où, Quand, Comment, Combien et Pourquoi).

2. Délimitation de l'étude

Cette étude sur la strategie de croissance des unites territoriales du cameroun à partir de la production decentralisee d'electricite doit nécessairement être délimitée par souci de faisabilité et surtout d'efficacité. A cet effet, la délimitation revêt trois dimensions : spatiale, temporelle et matérielle.

Afin de mieux cerner les problémes liés à la production décentralisée, un detour a étè fait dans le domaine de la conception d'une centrale solaire, les contraintes liées à la stabilité du réseau électrique, la nécessité de constituer un réseau électrique intelligent afin de mieux de ressource les problémes associés à l'efficacité énergetique.

3. Définition de certains concepts

? Le politique dans une stratégie énergétique intervient en tant qu'organe d'orientation et de

régulation. L'Etat définit la politique énergétique et la structure de flux de dépenses qui coïncide le mieux avec l'intérêt général.

? La production décentralisée de l'énergie électrique (ou production distribuée) est l'électricité
produite localement et injectée au réseau électrique de distribution. Il s'agit généralement d'installations de puissance inférieure à 12 MW, correspondant à la consommation moyenne 5000 foyers par an.

? L'électrification rurale désigne le processus de mise à disposition de l'énergie électrique aux
populations de régions rurales et/ou éloignées.

? La production décentralisée d'électricité est un processus de production d'énergie électrique à
base des énergie primaire locale (les chute d'eau, le soleil, la biomasse). Cette énergie contribue à la satisfaction en besoins électrique de la collectivité et le surplus de production peut-être revendu par la collectivité à l'opérateur en charge du réseau de transport national.

? La croissance économique est l'élément moteur du développement socio-énergétique. La
demande de croissance entraîne une augmentation des besoins en énergie, qui à son tour impose la mise en oeuvre des moyens supplémentaires de production. La croissance des besoins en énergie primaire

implique une explosion des moyens de production qui à son tour implique une amélioration des technologies. Cette amélioration implique une meilleure efficacité des moyens de production qui entraîne la diminution des besoins en énergie primaire. L' augmentation des moyens de production qu'impose la croissance économique entraîne des nuisances à l'environnement qui accentuent la critique des entreprises de production.

? Qui planifie l'électrification rurale décentralisée (ERD) (quels sont les acteurs de la
planification) ? Il est convenu que l'élaboration de la politique sous-sectorielle en matière d'électrification rurale décentralisée est une affaire d'État, dont la responsabilité revient souvent légalement à l'Administration en charge de l'Électricité. Cependant, avant les réformes qui ont conduit à une réorganisation du secteur électrique incluant quelques fois la privatisation des sociétés nationales

d'électricité, l'étape de planification a parfois été menée par ces dernières, alors intégrées verticalement. Les politiques de décentralisation donnent de plus en plus une place de choix aux collectivités locales en matière de planification énergetique, de même que la tendance au multisectoriel induit progressivement un décloisonnement de la planification de l'électrification, désormais menée en coordination avec d'autres secteurs clés du développement rural.

? Que planifie-t-on (quels sont les objectifs de la planification) ? À partir d'objectifs d'accès à
l'électricité définis par la stratégie d'électrification rurale décentralisée, la planification consiste à établir un schéma cohérent qui optimise une fonction objective, le plus souvent un critère économique plus ou moins sophistiqué de choix d'investissement (Coût actualisé du kWh, Coûts-Bénéfices, Taux de Rentabilité Interne, Valeur Actualisée Nette, etc.), sous un ensemble de contraintes qui peuvent être à la fois politiques, techniques, financières, stratégiques, etc.

? Où planifie-t-on (sur quels espaces) ? Quelle que soit la définition adoptée au plan national, dans
les pays où coexistent à la fois une société nationale d'électricité et des structures en charge de l'électrification rurale, la zone rurale au sens de l'électrification renvoie souvent à l'ensemble des territoires non encore électrifiés, y compris lorsqu'il s'agit d'embryons urbains ou d'ensembles d'ores et déjà urbanisés.

? Quand planifie-t-on (à quels moments et à quel horizon) ? La planification intervient en début de
processus d'électrification rurale, dès lors que la stratégie et donc les objectifs et les responsabilités institutionnelles sont fixés. Elle est consubstantielle de la notion de temps (moyen et long termes) et précède la programmation des investissements (court terme). L'horizon temporel de la planification de l'électrification rurale ne doit pas être trop lointain (par exemple, de 10 à 20 ans), pour limiter les incertitudes sur les paramètres/hypothèses. Dans tous les cas, il est suggéré une programmation quinquennale au maximum, et une mise à jour régulière du plan. Le choix de l'horizon n'est pas sans impact sur les décisions d'investissement : un horizon court pourra plaider en faveur d'une option moins onéreuse en investissement, en raison d'un retour sur investissement plus rapide. Un horizon lointain pourra justifier la mise en place de solutions d'attente souvent désignées « pré-électrification » pour des localités programmées tardivement.

? Comment planifie-t-on (quelles sont les approches de planification)? Il est proposé de distinguer
principalement deux approches de planification de l'électrification rurale décentralisée à un horizon donné, étant donnés des objectifs (généralement liés à l'accès à l'énergie sur un territoire donné) et des contraintes qui peuvent être à la fois politiques, techniques, financières, stratégiques : l'approche dite technico-économique qui cherche uniquement à optimiser un critère économique (fonction objective) permettant le choix des investissements en maximisant le placement de l'énergie produite par différentes technologies comparées entre-elles, et l'approche dite multisectorielle, qui opère une optimisation économique identique à la précédente, avec cependant l'introduction d'une dimension qualitative à l'énergie placée (les kWh placés ne se valent pas, au sens du développement humain). Ces différentes approches requièrent l'élaboration de modèles plus ou moins sophistiqués permettant de simplifier

des systèmes électriques complexes, et facilitant la simulation de différents scénarios. Des outils informatiques (systèmes experts ou outils d'aide à la décision) permettent alors la réalisation aisée de simulations numériques, basées sur des calculs puissants.

? Combien cela coûte-t-il (quel est le coût de la planification) ? La planification de l'électrification
rurale a mal-heureusement un coût qui peut se révéler prohibitif si les nécessaires mises à jours récurrentes et la possibilité d'opérer aisément différentes simulations ne sont pas convenablement anticipées. Ces coûts comprennent essentiellement des charges de collecte des données socioéconomiques, techniques et économiques, mais aussi des coûts d'expertise, internes ou externes, liés au traitement et à l'analyse de ces données. Les processus de mise en commun des données multisectorielles permettent de diminuer très significativement les coûts liés à la collecte et la mise à jour des données. La mise à jour des résultats de la planification par ailleurs très sensibles à la modification de paramètres et hypothèses de calculs et de la programmation des investissements exige un renouvellement régulier et une appropriation interne des démarches de planification. La maîtrise d'un outil de planification de l'électrification rurale peut constituer une alternative durable au recours récurrent et coûteux à une expertise externe. Cependant l'outil doit pouvoir s'adapter à la vision et aux objectifs souverains de planification de l'électrification rurale, et présenter un bon rapport qualité-prix dans la durée.

? Pourquoi planifie-t-on (qu'est-ce qui justifie le fait de planifier) ? La planification de
l'électrification rurale vise à répondre aux objectifs généraux définis par la stratégie sectorielle, par exemple la maximisation de l'accès à l'électricité sur un territoire donné et à un horizon donné, pour un niveau de subvention donné : une démarche souveraine pour laquelle, il est de plus en plus convenu d'intégrer une dimension d'aménagement du territoire et de renforcement de l'impact économique et social de l'électrification rurale. Cet exercice permet de valider la faisabilité des objectifs fixés, et ouvre la voie à la phase plus opérationnelle de programmation des investissements. C'est un instrument de transparence et de visibilité dans le secteur notamment pour les opérateurs privés. Les résultats de la planification peuvent également être utilisés pour argumenter en faveur de mesures correctrices visant à accélérer le développement de l'électrification rurale, étant donné le cadre réglementaire existant (poli - tiques en faveur des énergies renouvelables, normes techniques, fiscalité, politique tarifaire, conditions d'accès des tiers au réseau, etc.).

4. Intérêt de l'étude

La politique d'électrification rurale avait longtemps gérée dans un contexte de politique de deconcentration. Avec la mise en place de la décentralisation, l'Etat devenant simplement le gendarme des activités au sein des CTDs tout en respectant la politique nationale des investissement, contraint les collectivités à s'impliquer de maniére participatif au développement de leur cité. A ce effet l'élaboration des projets de développement communaux dans le secteur de la production décentralisée de l'électricité et le raccordement des populations au réseau local ou national devient la premiére preoccupation de développement des CTDs. Ainsi notre étude ressort plusieurs intérêts :

Le développement de nouvelles technologies favorable à l'augmentation du taux de croissance d'électrification rurale, constitue un apport favorable à la reduction du côut des infrastructures d'électrification. Avec la production de l'énergie électrique à base des panneaux photovoltaîques ou la valorisation des courts d'eaux conduisant à la construction des mini barrages hydroélectriques, ou bien l'exploitation des dechets menagers pour produire l'énergie électrique ou du butane gaz nécessaire à la cuisson des aliments, les populations ayant constituées un projet communal de développement

énergetique ne devraient plus rester orphelins car leur dévellopement repose en leur main. Sur le plan national conduisant à une intégration sous-régionale, la mise en place d'une politique visant à interconnecter les trois grands réseaux natioanux du Cameroun et leur transformation en réseau intelligent afin de maîtriser la demande en énergie électrique, reduire les pertes lors du transport d'électricité et la normalisation des équipements installées, conduisant à une planification satisfaisante et une interconnection avec les pays de la sous-région pour une meilleur ouverture du marché de l'électricité représente les grands enjeux de ce travail.

Avec des grands projets de développements en vue ou bien en cours de réalisation et des politiques incitative encourageant les groupements de développement locaux, et l'instauration des outils de lutte contre la corruption, le citoyen vivant en zone rurale ne semble par ressentir les retombés du développement dans les secteurs des infrastructures, la santé , l'éducation...etc. Conscient que tout développement véritable n'est possible que si une planification énergetique locale est bien élaborée pour une fourniture en énergie électrique suffisante, la formation des cadres communaux spécialisés en énergie électrique, la création d'un service au sein des communes en charge des problémes de production-transport-distribution d'énergie électrique, le partage d'expérience entre commune dans le domaine de développement, la maîtrise des problémes liés à l'éfficacité énergetique au sein de la commune, les voies de communications entres différentes localités à l'intérieur du pays existent ou bien entre les Etats de la CEMAC. La mise en vigueur d'une stratégie de gestion de la politique énergetique des collectivités territoriale dite décentralisée présage des lendemains meilleurs. Mais cette force d'agir des communes sur les richesses disponibles au sein de leur territoire avec l'accord du pouvoir centrale constitue un atout de développement réel de ces dernières surtout pour celle qui maîtrise le montage des projets de développement et comment disposer des recettes fiscales nécessaires aux financement des projets communaux.

5. Problématique de l'étude

Au regard des grands projets de développement industriels et miniers engagés au Cameroun, les CTDs ne parviennent pas à greffer des projets internes à leur CTD et à constituer des projets d'électrification rurale décentralisée pouvant permettre au bailleurs de fonds à travers le cadre logique, de pouvoir soutenir leur initiative de développement. Compte tenue de ces insuffisances en ressources competentes dans le domaine, il nous a parrue important malgré la complexité du travail, de presenter les outils nécessaires à l'élaboration d'une stratégie énergetique communale visant à la mise au point d'un projet d'électrification décentralisé communal, la mise place d'un schéma directeur d'infrastructure de production d'électricité, la valorisation de la notion d'efficacité énergetique communale et les technique d'installation des centrales photovoltaïques autonome et industrielle puis les contraintes de raccordement du réseau électrique local au réseau national.

A cet effet la question générale de recherche nous pousse à effectuer le constat telque : au regard du fort potentiel énergetique de la CEMAC et du Cameroun en particulier, les pays connaissent un déficite en énergie électrique très perceptible par les populations en milieu ruale ce qui ne favorise pas leur croissance économique. Quelle stratégie de planification énergetique devrait t-elle être associé au commune afin de favoriser leur croissance économique. Et de maniére spécifique, est-ce-qu'une stratégie de planification énergétique intégrées au sein des Collectivités Territoriales Décentralisées d'un pays basée sur la contruction des petits barrages hydroélectrique, des centrales électriques solaire et le développement de la biomasse pourraient être un moyen de resorber le déficite énergétique des pays de la CEMAC et du Cameroun en particulier conduisant à une croissance économique locale ?

6. Revue de la littérature

L'article publié par Chérif Sidy KANE [1] furent pour ce mémoire une source d'inspiration dans la perspective d'apporter une contribution dans le processus d'intégration des Etats membres de l'Afrique Centrale à partir de leur unités territoriales décentralisées en matière énergétique et croissance économique à travers la production décentralisée d'énergie électrique. Ce dernier présente comme de nombreux autres auteurs un lien entre l'énergie électrique consommée et la croissance économique à partir d'un panel hétérogène d'indicateurs économiques. Mais la particularité ici est de relever l'aspect communautaire au sein d'une localité et de recenser les facteurs de son implication à l'essor de la localité, tout en prenant en compte l'intercommunalité et les espaces frontaliers constituant une ouverture du marché sous régional. Notre préoccupation dans ce sens repose sur le faite que, les gournements dans l'élaboration des grands projets industriels ne vont pas en profondeur sur les difficultés que vivent les population de la région, mais de l'execution de leur projet. A cela, certains grands projets nationaux empechent l'essor d'une multitude de petits projets locaux souvent dans le même sens que ce dernier et lorsque celui-ci tire à connaitre sa fin, les populations locales ne tire aucun bénefice réel. Pour cela il nous a semblé utile ici d'exposer cette situation et comment les CTDs peuvent greffer des projets énergétiques à petits échelle (exp : électrification rurale décentralisée) au grands projets nationaux afin de connaitre une croissance économique locale.

On estime qu'en 2002, 1,6 milliard d'individus, soit 27 % de la population mondiale, vivent sans électricité. La très grande majorité d'entre eux (80 %) se situe dans les zones rurales des pays pauvres. Le problème est particulièrement sévère en Afrique subsaharienne , où le taux d'électrification rurale (ER) stagne depuis plus de trente ans, à moins de 10 %, alors qu'il atteint plus de 50% pour la moyenne des pays en développement. En comparaison, les taux de raccordement en milieu urbain avoisinent les 60% sur le continent (AIE, 2002) . Au total, et malgré l'important potentiel énergétique du continent, on compte aujourd'hui 226 millions d'Africains sans accès à l'électricité en milieu rural. Pourtant, l'électricité est généralement perçue comme la clé du monde moderne. Sans elle, les individus et communautés se voient privés d'un grand nombre de services et conforts, considérés comme élémentaires dans le mon de développé [44].

Pour essayé de ressourdre ce probléme en Afrique car certains pays comme le Japon sont devenus autosuffisant en énergie électrique, il faut revoir tout le processus lié à la politique énergétique des pays Africain en revoyant leur méthode de planification en la rendant participatif et intégré aux besoin prioritaire des collectivités. De nos jours, les responsables de la planification énergétique doivent s'efforcer de trouver un équilibre entre de nombreux facteurs contradictoires. Au niveau le plus élémentaire, ils doivent tenter d'équilibrer les besoins énergétiques (la demande) et les ressources énergétiques (l'offre) en veillant à :

procurer un accès à des services énergétiques satisfaisants, abordables et sécurisés pour satisfaire les besoins humains et encourager le développement socio-économique ;

promouvoir la production et l'utilisation des services énergétiques par des moyens compatibles avec la recherche de la durabilité

On pense souvent que les ressources énergétiques stimulent le système énergétique essentiellement

de haut en bas. En fait, c'est l'inverse qui se produit, le système étant dominé par la demande de services énergétiques. Si la richesse d'un pays ou d'une collectivité en ressources énergétiques est un élément essentiel de la planification énergétique, c'est la technologie qui fait le lien entre les ressources et l'approvisionnement en services énergétiques. Les pays en développement sont de plus en plus préoccupés par la question de la sécurité énergétique. Les importations d'énergie grèvent l'économie locale;

elles rendent aussi le système d'approvisionnement vulnérable aux changements sur lesquels les planificateurs nationaux n'ont aucune prise. Il est possible de renforcer la résistance aux chocs externes en diversifiant les approvisionnements, en trouvant un meilleur équilibre entre production locale et énergie importée et en participant à des réseaux régionaux.

C'est aux gouvernements qu'incombe la responsabilité première de veiller à ce que la planification à long terme prenne bien en compte tous les aspects de l'offre et de la demande énergétiques. Ils jouent un rôle clé en élaborant des stratégies solides qui permettent aux acteurs du secteur énergétique de participer activement au développement, au fonctionnement et à l'évolution de systèmes énergétiques efficaces et efficients. Les gouvernements des pays en développement ont beaucoup à gagner en se dotant de compétences locales pour la planification énergétique. C'est un service très important pour toutes les parties prenantes du secteur énergétique (services publics et compagnies d'électricité, centres de recherche, investisseurs, etc.). Il contribue à impliquer tous les acteurs et à traiter plus efficacement l'ensemble des problèmes énergétiques. Des investissements en début de processus dans la création de capacités garantissent que les décisions concernant le court et le moyen terme appuient les objectifs à long terme. La planification énergétique intégrée est l'analyse systématique de tous les facteurs qui influencent l'évolution des systèmes énergétiques. Elle favorise le règlement des problèmes et permet de rechercher des liens, d'évaluer les avantages et les inconvénients des options et de

comparer leurs conséquences, aidant ainsi les pays à élaborer une stratégie énergétique efficace qui concourt à la réalisation de leurs objectifs nationaux en matière de développement durable.

Pour réaliser le grand potentiel énergétique de l'Afrique, l'UA/NEPAD s'efforcent, en partenariat avec des organismes nationaux, régionaux, continentaux et mondiaux, de promouvoir un programme intégré d'intégration régionale dans le secteur de l'énergie. Ces initiatives comprennent le développement et la mise en exploitation de marchés d'électricité régionaux et le développement de possibilités d'exporter la capacité de production énergétique excédentaire de l'Afrique au reste du monde.

Dans le développement des infrastructures énergétiques il importe de situer les principale ressources génératrice d'énergie électrique. Il existe les produits énergétiques tirés directement des ressources naturelle (appelés produits primaires) et ceux fabriquées à partir des produits primaires appelés produits secondaire. Ils se présentent sous plusieurs formes donc les principales sont : l'énergie mécanique, thermique, chimique, nucléaire et électrique.

L'énergie primaire est la première forme d'énergie directement disponible dans la nature : bois, charbon, gaz naturel, pétrole, vent, rayonnement solaire, énergie hydraulique, géothermique...

L'énergie secondaire est obtenue par la transformation d'une énergie primaire au moyen d'un système de conversion : par exemple, une centrale thermique produit de l'électricité (énergie secondaire) á partir de charbon (énergie primaire). Une énergie secondaire peut aussi résulter de la transformation d'une autre énergie secondaire ; c'est le cas d'une centrale thermique alimentée en gaz de haut fourneau.

Les combustibles fossiles (charbon) sont extraits des réserves naturelles, ils ont différentes valeurs énergétiques mesurées en tep (Annexe 7).

Le niveau économique des pays Africains constitue un handicape dans le développement des infrastructures énergétique en vue de l'électrification rurale décentralisée. Dans les années 1980 et au début des années 1990, les programmes d'infrastructures ne sont plus la priorité des politiques de développement internationales en Afrique subsaharienne. En effet, ces infrastructures financées par des prêts dans la période précédente n'ont pas généré les gains de croissance escomptés, et ont contribué à endetter les Etats. La crise des anné es 1980 et les programmes d'ajustements structurels qui suivent obligent alors à revoir l'efficacité relative des différents investissements. Cela concerne en particulier l'ER, dont les coûts sont élevés et les effets observés relativement décevants dans les rares cas où ils sont effectivement mesurés. [45]

L'Afrique a pris plusieurs engagements politiques visant à accroître l'utilisation des énergies renouvelables. Le Plan d'action à court terme du NEPAD pour les infrastructures inclut parmi ses projets prioritaires plusieurs grands projets d'investissement dans l'hydroélectricité. Conjointement avec la Banque africaine de développement, la Commission de l'Union africaine a lancé le programme de développement des infrastructures en Afrique (PIDA) visant à identifier des projets d'investissement prioritaires en matière d'énergies renouvelables, notamment d'énergie éolienne et de production mixte d'énergie hydraulique et biomassique à moyenne et grande échelle. Au niveau infrarégional, en Afrique, la Communauté économique des États d'Afrique de l'Ouest (CEDEAO) et la Communauté de l'Afrique de l'Est (CAE) ont adopté des documents politiques et stratégiques qui mettent l'accent sur l'importance de l'énergie renouvelable. Des centres régionaux travaillant dans les domaines de l'efficacité énergétique et de l'énergie renouvelable ont récemment été établis en Afrique du Nord et de l'Ouest.

Le Partenariat Afrique-UE pour l'énergie (PAEE) lancé à Lisbonne, en décembre 2007, en tant que cadre de long terme destiné à faciliter un dialogue politique et une coopération structurés entre l'Afrique et l'UE sur des questions énergétiques revêtant une importance stratégique permet de relever les points importants qui caractérisent l'essor social et économique des EnRs en Afrique.

La définition d'une nouvelle politique de gestion des collectivités territoriales baséé sur la décentralisation constitue une demarche participative des population à la construction de la cité.

La décentralisation se présente sous plusieurs types. Il y a un chevauchement de sens de ces termes, mais les définitions précises importent moins qu'une approche globale de la question.

La décentralisation politique vise à conférer aux citoyens ou à leurs élus plus de pouvoirs de décision. Elle est souvent liée au pluralisme politique et au gouvernement représentatif mais elle peut soutenir la démocratisation en donnant aux citoyens ou à leurs élus plus d'influence dans la formulation et l'exécution de la politique d'une administration. La décentralisation politique nécessite souvent des réformes constitutionnelles ou statutaires, la création d'un système politique pluraliste, le renforcement de la législature et l'encouragement de groupes d'intérêt public.

La décentralisation administrative vise à refaire la répartition, à différents échelons de gouvernement, de responsabilités et de ressources financières, pour assurer la fourniture de services publics. C'est le transfert de responsabilité de la planification, du financement et de la gestion liée à certaines fonctions du gouvernement central et de ses organes vers des unités d'administration sur le terrain, des cellules ou niveaux subalternes de l'administration, des autorités publiques semi-autonomes, des municipalités ou des régions. Les trois principales formes de décentralisation administrative : la déconcentration, la délégation et la dévolution ont chacune des caractéristiques différentes :

La déconcentration : souvent considérée comme la forme la plus faible de la décentralisation et plus fréquemment utilisée dans les pays à gouvernement unitaire, refait une répartition de pouvoirs de décision, de responsabilités financières et de gestion entre les différents échelons du gouvernement central. Elle peut être simplement le transfert de responsabilités du gouvernement central à des fonctionnaires qui travaillent dans les régions, provinces ou districts, ou bien elle peut être la création d'une administration sur le terrain dotée d'un pouvoir fort, ou encore une entité administrative locale sous la supervision de ministères.

La délégation de pouvoir : est une forme plus poussée de la décentralisation. Par la délégation, les gouvernements centraux transfèrent le processus de prise de décision et d'administration vers des organisations semi-autonomes qui, en dernier ressort, doivent lui rendre des comptes.

La dévolution : est une troisième forme de décentralisation. Lorsque les gouvernements délèguent les fonctions, ils transfèrent les pouvoirs de décision, l'autorité en matière de finances et de gestion vers des

unités d'administration locales quasi-autonomes avec statut de municipalité. Généralement, la dévolution s'opère en transférant les responsabilités pour la fourniture de services aux municipalités qui élisent leurs propres maires et conseils, perçoivent leurs propres impôts, et jouissent du pouvoir de prendre des décisions d'investissements.

Ces différents types de décentralisation peuvent revêtir plusieurs formes dans différents pays, au sein d'un même pays ou d'un même secteur.

Le terme de décentralisation englobe une variété de concepts. Généralement, c'est le transfert d'autorité et de responsabilités de fonctions publiques, de l'administration centrale, vers les organisations gouvernementales subordonnées ou quasi autonomes et/ou vers le secteur privé. Pour n'importe quel pays il est nécessaire d'analyser soigneusement la portée de la décentralisation avant d'entreprendre la réorganisation des systèmes financiers, administratifs ou de prestation de services. On doit distinguer ses multiples aspects parce qu'ils ont des caractéristiques, des conséquences administratives et des conditions de réussite différentes.

7. Hypothéses de recherche

Au regard de cette problématique, il en ressort un certain nombre d'hypothèses : une hypothèse principale

Hypothése 2 : La recontruction du réseau électrique en vue de la modernisation des équipement.

8. Cadre méthodologique

Notre étude basée sur une approche hypothético-déductive nous a permis d'énoncer les hypothèses de recherche ci-dessus. Elles nous permettront d'exprimer les paramétres devant mettre en évidence les relations entre les hypothèses de recherche. Elles sont des prédictions quant aux résultats des analyses statistiques à être réalisées à partir des données collectées, entrevues realisés, documents observés que nous nous proposons de recueillir.

Pour confirmer ou infirmer notre étude nous allons dans un premier temps présenter la politique énergétique actuelle du Cameroun comme présenté dans le DSCE, puis l'organisation du réseau électrique Camerounais. Ensuite nous présenterons le cas d'une politique énergétique conduisant à l'autosuffisanse énergétique ensuite comment est structuré un réseau électrique moderne. Au terme de cela nous verons si la production décentralisée de l' électricité est une solution pour la croissance économique des collectivités territoriales. La mise en garde s'impose d'ailleurs : le fait que l'hypothése soit confirmée ne prouve pas automatiquement que la théorie dont elle s'inspire soit vraie; tout au plus peut-on dire que cette confirmation augmente la vraisemblance de la théorie.

9. Techniques de collecte de données

? La consultation des documents à partir desquels on a extrait des informations factuelles sont : les publications, officielles, théses, dossiers sur internet, les archives au MINEE sur les projets énergétiques ;

? La lecture des ouvrages relatifs à la production décentralisée de l'énergie électrique et les textes reglementant le fonctionnement des collectivités territorials décentralisées.

9.1. Outils de collecte de données

Pour receuillir les informations, nous avons utilisé les tableaus statisques sur la croissance économique des pays de la CEMAC et sur les politiques nationales d'électrification rurales décentralisées. Ainsi que les cartes décrivant les situations actuels des collectivités par rapport aux projets d'électrification.

9.2. Résultats obtenus

Nous avons pu receuillir les informations par notre analyse du Ministére de l'Eau et de l'Energie ainsi que les sociétés para-publiques qui lui sont rattaché. Nous avons fait des suggestions au sujets de la politique énergétique se referent aux collectivités territoriales afin d'améliorer stratégie de planification des projets que les Collectivités Territoriale Décentralisées CTDs soumettent au ministére.

9.3. Limites dans l'utilisation de la méthodologie

Notre travail ayant une portée visant à ouvrir les débats sur la nécessité de prendre plus d'importance à la politique énergétique du pays qui influence le développement locale, nous ne constituons ici qu'un ensemble de propositions que le gouvernement se devrait de prendre comme point de vue à considérer dans les stratégies de planification énergétique.

10. Articulation et justification du plan

La stratégie de planification en vue d'une croissance des Collectivités Territoriale Décentralisées (CTDs) que nous voulons appliquer ici est celle basée sur une planification opérationnelle. L'analyse des points forts et faibles de développement de la CTD étant obtenus, une mise au point d'un processus de suivi et d'évaluation axé sur les résultats du projet d'électrification doit être élaboré afin de mieux exposer les atouts de cet outil de développement participatif. Dans le cadre de ce travail, il est présenté de maniére approfondie des outils et méthodes de planification énergetique au sein des CTDs. Il s'agit d'une analyse typologique des méthodologies actuellement utilisées dans le domaine de la planification de la production décentralisée d'énergie électrique en vue d'électrification des CTDs ainsi que d'un recensement d'outils technologiques disponibles :

Dans une optique de simplification, il est proposé de distinguer les méthodologies dites « guidées par la demande » de celles dites « guidées par l'offre » .

Trois catégories d'outils sont également identifiées : les outils de dimensionnement des options de production, de calcul de réseaux, et de planification territoriale. Si les deux premières catégories d'outils, plus abondantes, sont davantage dédiées aux études de conception et de faisabilité, les outils de planification intégrés restent peu nombreux, sans doute du fait du caractère non systématique des méthodologies utilisées, et d'une faible demande en plans d'électrification faciles à mettre à jour.

Ainsi nous avons organisé après une revue de la littérature notre travail autour de deux grandes parties chacune comportant deux chapitres.

PREMIERE PARTIE : stratégie de développement des infrastructures pour une intégration énergétique des pays de la CEMAC

Chapitre I : Stratégie d'Intégration énergétique des pays de la CEMAC;

Chapitre II : Production décentralisée et centralisée de l'énergie électrique pour une croissance économique locale.

Dans cette partie, après une présentation de la situation énergétique dans le secteur des énergies EnRs ainsi que le lien de celle-ci avec la croissance économique du pays partant à celle de la collectivité territoriale, une appropriation de ces concepts nous permettrons de cerner l'importance du choix d'une politique énergétique dans un pays.

DEUXIEME PARTIE : Modernisation du réseau électrique Camerounais pour Production électrique favorable à la croissance économique des Collectivités Territoriale Décentralisées (CTDs).

Chapitre III : Modernisation du réseau électrique du Cameroun et croissance énomique CTDs. Dans ce chapitre, nous présenterons l'impact de la modernisation d'un réseau électrique sur l'économie d'un pays, d'une région ou d'une localité.

Chapitre IV : Maîtrise du concepte d'éfficacité énergétique pour un développement de la Production décentralisée d'énergie électrique.

Dans ce chapitre nous présentons l'intérêt de l'élaboration d'une bonne politique énergétique visant une meilleure intégration de la production décentralisée de l'énergie électrique au sein des CTDs.

CONCLUSION GENERALE

Dans cette partie nous essayerons d'observer si les hypothéses présentées dans le cadre de cette étude sont verifiées. Enfin nous analyserons et interpréterons les résultats puis ferons des suggestions dans le sens générale de la croissance économique de la zone CEMAC grâce à la production décentralisée.

PREMIERE PARTIE :

stratégie de développement des infrastructures pour une

intégration énergétique des pays de la CEMAC

INTRODUCTION

Face aux analyses des économistes sur le sous-développement, les choix de stratégies de développement opérés par les PED (Pays En Développement) ont été le plus souvent dictés par les orientations idéologiques des régimes politiques prenant la relève du colonialisme. Avec la mondialisation et la recherche des marchés plus porteurs par les opérateurs économiques, la mise en commun des compétences et les échanges inter-états ne pourrait porter des fruits qu'a la condition ou les Etats entrent dans une philosophie d'intégration régionale. Le processus d'intégration en Afrique Centrale reste, depuis une décennie, handicapée par un faible niveau de coopération entre institutions régionales, la CEMAC et la CEEAC en particulier. L'intégration énergétique en Afrique Centrale est un processus qui est en cours il y a très longtemps. Les pays de la sous-règion Afrique Centrale dans d'autres secteurs favorables à la croissance économique sont très avancés à savoir l'agriculture, l'élevage...etc. Mais le domaine de la production d'énergie électrique évolue très lentement malgré l'importance qu'occupe l'électricité dans le développement d'un pays. Le Pool Énergétique de l'Afrique Centrale (PEAC), Organisme spécialisé de la Communauté Economique des Etats de l'Afrique Centrale (CEEAC) s'est engagé à devenir la passerelle entre Etat pour résoudre les problèmes d'électrification transfrontalier.

Le Cameroun pays en développement ne fait pas exception des difficultés en matiére de production-transport-distribution de l'énergie électrique. Dans ce chapitre, nous présenterons la politique énergétique de la sous-règion Afrique Centrale et la situation économique de ces Etats dans une perspective de développement des infrastructures productrice d'énergie électrique.

I-1 STRATEGIES DE DEVELOPPEMENT ENERGETIQUE DE LA CEMAC

L'élaboration d'une stratégie énergétique de développement d'un pays ou d'une sous-région comme la Zone CEMAC est un exercice qui vise tout d'abord à estimer le taux de croissance de la demande en énergie électrique par rapport à l'offre, le coût du kilo watt chez le consommateur, l'évolution des programmes d'électrification rurale et urbain visant à déterminer le taux d'électrification rurale (TER) des régions et le niveau des infrastructures électriques sur l'ensemble du territoire. Toutes ces opérations visent à effectuer des prévisions et une planification nationale ou sous-régionale dans le secteur énergétique afin d'estimer une comptabilité énergétique, entreprendre des opérations d'efficacité énergétique ou une modernisation du réseau électrique local ou national.

La zone CEMAC et le Cameroun en particulier connaîtront dans les années à venir un véritable boom de développement économique et social avec la réalisation de grands chantiers déjà lancés ou programmés : la modernisation de l'agriculture, la redynamisation de l'industrie, la transformation des matiéres prémiéres, l'extension et la multiplication des infrastructures autoroutières, portuaires et aéroportuaires, la

construction de nouvelles villes, les besoins en diverses formes d'énergie vont croître à un rythme annuel soutenu de 5% en moyenne.

Dans la volonté d'assurer une meilleure adéquation entre l'offre et la demande d'électricité, le Cameroun dans le PDSE a étudié des scénarios de développement des infrastructures dans le secteur de l'énergie électrique à horizon 2030, favorisant respectivement le jumelage entre les énergies renouvelables et non-renouvelables. La nouvelle stratégie énergétique nationale déclinée en plans d'action à court, moyen et long terme contenue dans le PDSE visant à relever les défis dans le secteur de l'électricité, devrait avoir pour objectifs majeurs d'assurer la sécurité d'approvisionnement et la disponibilité en énergie sur tout le territoire, l'accès généralisé à l'énergie à des prix raisonnables, la maîtrise de la demande, l'introduction des nouvelles technologie dans le but d'effectuer des économies l'énergie électrique à travers une stratégie d'efficacité énergétique dans différents secteurs (résidentiel et tertiaire, industriel, des transports) et la préservation de l'environnement.

La mise en oeuvre d'une politique résolue d'efficacité Energétique, véritable devrait être un axe prioritaire de la stratégie énergétique du Cameroun si elle est élaborée selon les objectifs ci-dessus. Car les

programmes qui suivraient l'efficacité énergétique devaient cibler les principaux secteurs
consommateurs. Ils devront également cibler nos villes, CTDs et de manière intégrée et concertée (planification urbaine; transports; habitat ; flux énergétiques des collectivités : éclairage, déchets,...etc.). Pour parvenir à atteindre cet objectif de développement du secteur de l'électricité avec un objectif d'efficacité énergétique, d'importantes actions doivent être menées en amont sur les plans institutionnel, législatif et financier exemple :

? Elaboration d'un projet de loi sur l'efficacité énergétique (audits énergétiques périodiques et obligatoires, contrôle technique, etc.)

? Signature entre le MINEE et des CTDs de conventions-cadres de partenariat afin de prolonger au niveau Régional les actions menées sur le plan national en matière d'efficacité énergétique et d'énergies renouvelables.

Le développement du secteur énergétique figure en première ligne parmi les axes prioritaires de la Vision Stratégique de la CEEAC et du Programme Economique Régional de la CEMAC. Mais celui d'une efficacité énergétique et de maîtrise de la demande n'est pas encore abordée dans ses documents. Les objectifs couvrent à la fois la mise en valeur du potentiel hydroélectrique existant, l'interconnexion des réseaux électriques des Etats membres et la création d'un marché régional de l'électricité. La CEMAC poursuit ainsi la mise en oeuvre du Plan d'Action pour l'Accès à l'Energie (PAEC) établit en 2007-2011 avec deux composantes : l'opérationnalisation dans les six Etats d'un système d'information énergétique communautaire (SIEC) et un projet pilote d'électrification intensive périurbaine. Le SIEC, ambitionne de doter les Etats de structures nationales de planification énergétique à mêmes d'élaborer des bilans triennaux. Le Programme d'Electrification Périurbaine Intensive comprend un volet `'Planification» et un volet `'Branchement» dont la mise en oeuvre est suivie par un Comité Régional de Coordination

(CRC) composé des représentants des Ministères en charge de l'Energie et des compagnies d'électricité des Etats membres, et une Cellule Facilité Energie (CFE-CEMAC) mise en place à Douala (Cameroun) avec le concours technique et financier de l'Union Européenne. Pour le volet `'Planification», les études en cours portent sur :

l'ouvrage hydroélectrique de Di moli (120 MW) destiné à l'alimentation des zones voisines, et injection dans les réseaux RCA-Cameroun-Congo ;

les ouvrages Memve'élé (20 MW) et FeII (36 MW) des régions frontalières et réseaux Cameroun-Gabon ;

l'interconnexion Gabon-Congo entre les ouvrages d'Imboulou et de Gand Poubara ; et

Le volet `'Branchement» du Programme Electrification périurbaine' porte su r la réalisation, dans le cadre d'une phase pilote, de 125 000 branchements dits `'économiques» dans des zones test périurbaines présentant des indicateurs avérés de pauvreté, la phase `'démultiplication» devant être assurée par les sociétés d'électricité. La mise en oeuvre de la première tranche du projet (57000) connaît toutefois une évolution très contrastée, en raison des retards enregistrés dans la mobilisation des contreparties financières nationales et CEMAC, seul le Tchad ayant libéré la totalité de sa contribution au 31/12/2010.

Au niveau de la CEEAC, la politique énergétique poursuivie a deux composantes majeures. La première porte sur l'élaboration du schéma directeur d'interconnexion des réseaux électriques dont le processus lancé en 2007 sur financement BAD de 3,5 millions de dollars a abouti, en novembre 2010, à la validation de l'étude préliminaire, de l'étude de faisabilité et de l'étude d'Avant Projet Détaillé. L'option d'interconnexion retenue à long terme est un réseau à courant continu associé au développement d'Inga, qui servirait au transport interrégional de grandes quantités d'énergie sur de longues distances. Sur le moyen terme, un réseau interrégional en courant alternatif (400 et 220 Kv) serait mis en place le long d'une dorsale dite `côtière' Angola-Cameroun, avec les interconnexions ci-après:

Mongo Kamba (Congo) - Chutes de l'Impératrice (Gabon) Ntoum (Gabon) - Bata (Guinée Equatoriale)

Bata (Guinée Equatoriale) - Memve'élé (Cameroun) Maroua (Cameroun) - Ndjaména (Tchad).

Le corridor ainsi choisi serait complété par les lignes Yokadouma (Cameroun) - Dimoli (RCA), Mobaye (RDC)-Kembé (RCA) et quelques chaînons faisant l'objet d'autres études ou laissés à la charge des Etats (Inga-Cabinda-Pointe Noire, Chutes de l'Impératrice-Ntoum au Gabon et Memve'élé-Maroua au Cameroun). Le Congo et le Gabon ont toutefois exprimé le besoin d'étudier une autre variante à l'interconnexion Mongo Kamba-chutes de l'Impératrice, eu égard aux implications de la stratégie de développement du secteur de l'électricité récemment adoptée au Gabon.

1.1.1. Interconnexion des réseaux électrique de la CEMAC pour une intégration énergétique

La région d'Afrique Centrale a moins d'interconnexions électrique que les autres régions. Géographiquement, cette région est dominée par la forêt tropicale centre-africaine qui complique les interconnexions. A l'exception de l'interconnexion électrique prévue entre le Cameroun et le Tchad, l'interconnexions électriques mineures entre la République Démocratique du Congo (DRC) et le Congo (Brazzaville) et entre la DRC et l'Angola, il n'y a aucune liaison entre les pays de la région. La DRC, qui est potentiellement la centrale électrique de la région, a été ravagé par les conflits politiques et les guerres et les autres pays de la région se sont concentrés sur les exportations de pétrole, laissant inexploité le potentiel énergétique du gaz naturel. Le géant des projets d'intégration du potentiel électrique de l'Afrique centrale est le projet Inga sur le Congo. Plusieurs voisins du Cameroun ont exprimé leur intérêt pour l'acquisition d'énergie hydraulique, le pays ayant de grandes possibilités dans ce domaine (799 MW de capacité en 1999).

Il existe une interconnexion entre la République Démocratique du Congo et le Congo Brazzaville. Mises à part les interconnexions déjà mentionnées, la plupart des pays de la région sont isolés et n'ont pas de liens avec les autres pays.

La réalisation des grands projets industriels de développement qui animent chaque Etat de la CEMAC énoncé dans le Programme Economique Régional (PER) nécessitera de fortes demandes d'énergie électrique. De telles exigences imposent à la CEMAC de valoriser au maximum son potentiel électrique dans une démarche de mutualisation. Pour ce faire, les projets d'interconnexions électriques retenus dans le cadre du PER ont été extraits de l'ensemble des projets du Pool Energétique de l'Afrique Centrale (PEAC). Ainsi, les projets d'interconnexions suivants ont-ils été retenus :

Afin d'approvisionner la sous-région CEMAC et éventuellement exporter, il est envisagé la réalisation

des études et la construction des barrages et centrales électriques ci-après :

Construction de la centrale de Chollet (600 MW) en partenariat avec le Cameroun ; Construction de la centrale hydroélectrique de Sounda (1000 MW) ; Construction de la centrale hydroélectrique de Kouembali (180 MW) ; Construction de la centrale à gaz de Pointe-Noire (900 MW) ; Etudes des sites aménageables le long du fleuve Congo (14000 MW).

Construction du barrage hydroélectrique Grand Poubara 1^ère phase 160 MW et 2ème phase portera la puissance à 280 MW ;

Construction du barrage hydroélectrique Impératrice de 42 MW sur le fleuve NGOUNIE

Construction d'une centrale à gaz d'une puissance devant aller progressivement à 1000 MW

Le Tchad s'alimentera à partir de l'interconnexion de la ligne Maroua-N'djamena, par l'utilisation des

excédents de LAGDO au Cameroun et de la ligne Ngaoundéré-Maroua. La construction du barrage de

Warak sur la Bini (46 MW) permettra d'alimenter les zones voisines des deux pays.

Pour établir ses orientations, en matière de définition de stratégies de développement, les pays de la

CEMAC doivent disposer d'un point de vue commun en matiére de politique d'aménagement du

territoire en vue du développement des infrastructures productrices d'énergie électrique. Il n'y a pas de

développement sans infrastructures. Ni d'intégration. C'est pourquoi, pour atteindre sa vision de bâtir

une économie émergente à l'horizon 2025, la CEMAC a décidé durant la décennie de relever le défi

des infrastructures. La CEMAC nourrit l'ambition de devenir une puissance énergétique d'ici 2025, au

regard de son énorme potentiel de génération d'énergie électrique propre, basé essentiellement sur

l'hydroélectricité, le gaz et la cogénération à partir des déchets de l'exploitation du bois. L'objectif est

d'atteindre le cap d'une puissance de production installée de 25 000 MW, couvrant la demande des pays

de la CEMAC et exportant sur le marché régional (Nigéria & pays d'Afrique de l'Ouest). Pour atteindre

cet objectif, des infrastructures interconnectant les réseaux des différents pays CEMAC entre eux, puis

6. l'aménagement des sites de Djibloho et Sendje en Guinée Equatoriale et enfin ;

L'interconnexion Brazzaville - Calabar devant relier notamment les quatre pays côtiers de la CEMAC ne devrait se réaliser qu'à l'horizon 2020, mais doit faire l'objet d'études de faisabilité technique, économique et environnementale, laquelle doit être lancée d'ici à 2012 et être finalisée avant 2015. Au-delà de l'infrastructure d'interconnexion, cette étude devra préciser les conditions de mise en place d'un véritable marché régional d'échanges d'énergie électrique de la CEMAC, avec les organes de régulation et de gestion des contrats d'échanges et de comptabilisation des mouvements d'énergie.

1.1.2. Potentiel énergétique de la CEMAC

La zone CEMAC est riche en sources d'énergie renouvelables, dont les plus massives sont

? L'hydro énergie répartie par ordre décroissant entre le Cameroun, le Gabon, le Congo, la République Centrafricaine et la Guinée équatoriale (seul le Tchad dispose d'un faible potentiel). Malgré un coût d'investissement élevé et des délais de réalisation importants, les cinq Etats qui en sont dotés pourraient assurer l'intégralité de leur développement électrique à partir de cette source, mais encore pourraient-ils optimiser l'exploitation de cette ressource et fournir le Tchad, en construisant un réseau régional planifié dans le cadre du PEAC ;

? L'énergie solaire, à son plus haut niveau au Tchad, puis au Nord Cameroun et en RCA, et encore d'un niveau intéressant dans les régions équatoriales. Du fait de son coût très cette technique est réservée à des applications spécifiques telles que le pompage pour le service collectif d'eau ou l'alimentation des relais de télécommunication, ainsi qu'aux usages de faible puissance tels que les lampes basse consommation, les radios et télévisions, la recharge de téléphone, la petite informatique. L'énergie solaire peut aussi être développée à moyenne échelle, sous forme de fermes solaires de quelques mégawatts dans le but d'injecter de l'énergie renouvelable sur le réseau public d'électricité ;

? La biomasse constituée de la production annuelle de bois et autres matières ligneuses telles que les

broussailles et grande herbes des forêts et savanes. Le bois énergie est le combustible domestique le plus intéressant dans le contexte rural. A condition d'assurer son cycle de renouvellement et en recourant aux techniques d'efficacité énergétique. Un important potentiel de déchets de biomasse existe également dans les agro-industries [17].

La CEMAC à l'horizon 2025 vise la création de 600 entreprises qui vont générer environ 15 000 emplois directs [9]. La production d'électricité sera le secteur phare de ce pilier. La valorisation du potentiel de la CEMAC permettra d'atteindre une production de 25 000 MW en 2025, assurant l'autosuffisance de la CEMAC, et l'exportation de l'excédent, essentiellement vers le Nigéria et toute l'Afrique de l'Ouest (accessible grâce au système d'échanges d'énergie électrique de l'Afrique de l'Ouest). Dans ce cadre, une cinquantaine de centrales de production d'électricité verra le jour, grâce en amont à d'importants investissements dans l'aménagement des barrages hydroélectriques, présentant les meilleurs conditions (coûts de production et durabilité) avec en aval l'insertion de producteurs privés indépendants (IPP, Independent Power Producer) dans l'exploitation.

Il est sans oublier que le développement de la production électrique ne peut se faire sans les énergies fossiles. Mais au regard des difficultés de tous ordres qui se présentent pour l'exploitation des énergies fossiles, il paraît opportun de se retourner vers les sources d'énergies renouvelables principalement (l'hydroélectricité, le solaire et la biomasse forestière.) pouvant produire 25 000 MW d'ici l'année 2025 pour accompagner le développement industriel et exporter vers le Nigéria et l'Afrique de l'Ouest. Cette

source d'énergie durable au combien proche des besoins quotidiens des ménages, moins dangereux pour l'environnement et moins coûteuse devrait être revalorisée à travers des stratégies de planification énergétiques permettant d'atteindre une efficacité énergétique. Elle conduirait à résorber l'offre électrique actuelle de la CEMAC très faible qui se situe à 1513 MW dont 1009 MW d'origine hydroélectrique et le taux d'accès à l'électricité est l'un des plus faibles au monde, avec moins de 17% de la population de la CEMAC qui a accès à l'électricité. Par ailleurs, avec 400 kWh par an de consommation électrique moyenne par habitant, la CEMAC est encore en dessous de la norme de 500 kWh par an définie par le Conseil Mondial de l'Energie (CME) pour prétendre à un niveau de vie décent.

Pour atteindre le cap des 25 000 MW de puissance installée en 2025, une production supplémentaire d'environ 18 000 MW est requise. Elle s'appuiera sur le potentiel hydroélectrique restant, mais également sur la génération d'électricité à partir du gaz grâce aux Turbines à Gaz (TAG) à cycle combiné. Elle profitera des importantes potentialités qu'offre la génération d'électricité à partir des énergies renouvelables comme le solaire et de la biomasse (notamment forestière) .Au total, 23 970 MW viendront s'ajouter d'ici 2025 à un parc existant de 1 513 MW dont 1/3 sera déclassé : + 1 975 MW pour la période 2008-2010, + 6 390 MW pour la période 2011- 2015, + 8 616 MW pour la période 2016-2020, + 6 989 MW pour la période 2021-2025 [9].

Tableau 1.1: projets de construction des centrales électrique en zone CEMAC

	Nom du projet	Pays	Nature	Puissance Installée (MW
2010 : +825	Centrale fuel lourd de Dibamba	Cameroun	Pétrole	85
	Centrale gaz de Kribi	Cameroun	Gaz	150
	Centrale gaz de Pointe Noire	Congo	Gaz	450
	MW Barrage hydroélectrique de Imboulou	Congo	Hydroélectricité	120
	Barrage hydroélectrique Boali 2 et Boali 3 Extension	Centrafrique	Hydroélectricité	20
2015 : +2 229 MW	Barrage hydroélectrique de Natchigal	Cameroun	Hydroélectricité	300
	Barrage de retenue de Lom Pangar	Cameroun	Hydroélectricité	130
	Barrage hydroélectrique de Memve'ele	Cameroun	Hydroélectricité	200
	Barrage hydroélectrique de Songmbengue	Cameroun	Hydroélectricité	1 000
	Barrage hydroélectrique du Grand Poubara	Gabon	Hydroélectricité	160
	Barrage hydroélectrique de Djibloho	Guinée Equatoriale	Hydroélectricité	120
	Barrage hydroélectrique de Lancreno	Centrafrique	Hydroélectricité	64
	Barrage hydroélectrique de Dimoli	Centrafrique	Hydroélectricité	180
	Aménagements hydroélectriques	Centrafrique	Hydroélectricité	75
2020 : +2 916 MW	Centrale gaz de Limbé	Cameroun	Gaz	400
	Barrage hydroélectrique de Kikot	Cameroun	Hydroélectricité	500
	Barrage hydroélectrique Song Ndong	Cameroun	Hydroélectricité	280
	Barrage hydroélectrique de Chollet	Congo	Hydroélectricité	600
	Barrage hydroélectrique de Liouesso	Congo	Hydroélectricité	13
	Barrage hydroélectrique de Sounda	Congo	Hydroélectricité	1 000
	Barrage hydroélectrique de Mourala	Congo	Hydroélectricité	50
	Barrage hydroélectrique de loufoulakari	Congo	Hydroélectricité	60
	Barrage hydroélectrique de Djoué II	Congo	Hydroélectricité	13

Tableau 1.2: Projets répertoriés d'électricité thermique (centrales gaz)

Tableau 1.3: Projets d'énergies renouvelables et d'efficacité énergétique

Figure 1.1 : Evolution de la puissance électrique installée 2008 - 2025 (en MW) [9]
Tableau 1.4 : Grands projets d'hydroélectricité

FILIERES	PROJETS	PUISSANCE (MW)	LOCALISATION	ECHEANCE
Electricité	Barrage hydroélectrique Boali 2 et Boali 3, Extension	20	Centrafrique	2010
	Barrage hydroélectrique de Imboulou	120	Congo	2010
	Barrage hydroélectrique de Natchigal	300	Cameroun	2015
	Barrage de retenue de Lom Pangar	130	Cameroun	2015
	Barrage hydroélectrique de Lancreno	64	Centrafrique	2015
	Barrage hydroélectrique de Dimoli	180	Centrafrique	2015
	Aménagements hydroélectriques divers	75	Centrafrique	2015
	Barrage hydroélectrique du Grand Poubara	160	Gabon	2015
	Barrage hydroélectrique de Djibloho	120	Guinée Equatoriale	2015
	Barrage hydroélectrique de Songmbengue	1 000	Cameroun	2017
	Barrage hydroélectrique Song Ndong	280	Cameroun	2020
	Barrage hydroélectrique de Meme'ele	200	Cameroun	2020
	Barrage hydroélectrique de Kikot	500	Cameroun	2020
	Barrage hydroélectrique de Warak	75	Cameroun	2020
	Barrage hydroélectrique de Chollet	600	Congo	2020
	Barrage hydroélectrique de Liouesso	13	Congo	2020
	Barrage hydroélectrique de Sounda	1 000	Congo	2020
	Barrage hydroélectrique de Mourala	50	Congo	2020
	Barrage hydroélectrique de loufoulakari	60	Congo	2020
	Barrage hydroélectrique de Djoué II	13	Congo	2020
	Projets Hydroélectricité additionnels	11 531	CEMAC	2025

L'ambition régionale dans le secteur de l'électricité baptisée « CEMAC, CAP 25 000 MW » cible trois objectifs stratégiques spécifiques :

Cependant, cela doit se faire dans le cadre d'une démarche proactive de négociation et de partenariat étroit avec les clients cibles que sont les pays limitrophes, le Nigéria en particulier. A cet effet, la CEMAC se doit d'être au fait des projets majeurs d'électricité de la zone Afrique subsaharienne et doit ainsi positionner comme un acteur de choix, présentant une offre compétitive et durable.

La réussite de cette ambition nécessite donc une approche régionale à mettre en oeuvre à travers quatre leviers stratégiques. Cette approche n'est possible que s'il existe un marché régional et si la coopération avec les pays limitrophes est renforcée (Figure 1.2 ). Pour concrétiser cela, la CEMAC devra actionner quatre leviers d'actions :

? La régulation régionale des échanges d'électricité et les réformes institutionnelles

? L'environnement des affaires favorable au PPP (Partenariats Public Privé) et IPP

Utilisé pour les pompes à chaleur et chaudières électriques produisant de la chaleur vendue

Figure 1.2 : Schéma simplifié du flux d'électricité. Source : AIE (2005)

L'interconnexion électrique (Figure 1.3) intéresse d'abord les pays de la CEMAC mais également d'autres marchés cibles plus importants comme le Nigéria et au-delà toute l'Afrique de l'ouest accessible par l'interconnexion des réseaux électriques entrepris dans le cadre du West African Power Pool (WAPP). Elle est indispensable car seule permettant d'atteindre la demande d'un vaste marché régional. Cette disponibilité d'achat d'électricité permettra aux pays d'accéder à une pluralité d'offres lui permettant d'arbitrer entre le recours à une production locale et l`achat d'énergie électrique pour optimiser son mix d'énergie électrique.

1.2. DEFICITE EN ENERGIE ELECTRIQUE FACTEUR LIMITANT LA CROISSANCE ECONOMIQUE

Pour réaliser le grand potentiel énergétique de l'Afrique, l'Union Africaine (UA) et le Nouveau Partenariat pour le Développement Africain (NEPAD) travaillent en partenariat avec des organismes nationaux,

régionaux, continentaux et mondiaux, afin de promouvoir un programme détaillé d'intégration régionale

dans le secteur de l'énergie. Ces initiatives comprennent le développement et la mise en exploitation de marchés d'électricité régionaux et le développement de possibilités d'exporter la capacité de production

énergétique excédentaire de l'Afrique au reste du monde. L'avantage d'une approche d'intégration

régionale énergétique en Afrique créera une situation où tous les acteurs concernés seront gagnants. Cependant, l'utilisation relativement faible de l'énergie commerciale en Afrique n'est pas une

conséquence d'un manque de ressources énergétiques. Même si les ressources énergétiques de l'Afrique ne sont pas prédominantes à l'échelle mondiale, elles sont physiquement plus qu'adéquates pour satisfaire aux besoins à court et même à moyen terme.

Les pays d'Afrique en général et ceux de la CEMAC en particulier ont des infrastructures qui demeurent largement insuffisantes, de sorte que le décalage entre l'offre et la demande ne cesse de se creuser. Dans la CEMAC, l'écart entre l'offre et la demande est 190 à 270MW, soit plus de deux fois la puissance totale installée du Congo. Le taux d'accès à l'électricité est très faible: 15% en CEMAC. Ainsi, dans la zone CEMAC, le Gabon (70%) se distingue nettement du Cameroun (22%), de la RCA (2%) et du Tchad (1%).

En corollaire, l'accès à l'électricité reste un phénomène urbain, c'est -à- dire limité aux grandes villes et accessoirement aux petites villes et villages. Par exemple, au Cameroun et Congo, seulement 14% de la population rurale à accès au réseau contre 40% et 25% de la population urbaine, respectivement. Le coût de production de l'électricité, et donc les prix à la consommation, sont parmi les plus chers au monde et pèsent lourdement sur les finances publiques des Etats (centrales thermiques et groupes diesel), sur le bilan des entreprises (autoproduction, à base notamment de coûteux groupes électrogènes) et sur le portefeuille des ménages (l'énergie absorbe environ 10% du revenu selon la Banque mondiale). Les investissements nécessaires pour renouveler les réseaux et pour construire des nouvelles infrastructures apparaissent hors de portée des opérateurs publics d'électricité et des budgets des Etats membres de la zone. Ainsi, le coût d'un barrage hydroélectrique de 200MW est estimé à 200Mds

FCFA ; d'une centrale hydraulique de 85 MW est estimé à 20Mds FCFA ; d'une centrale thermique à gaz de 216MW est estimé à 137Mds FCFA ; et d'une centrale thermique à fioul de 86MW est estimé à 62Mds FCFA. Bon nombre de pays de la CEMAC ont pour source de consommation les énergies non-

renouvelables. A l'exception de quelque pays de cette sous-région, on constate une combinaison des énergies renouvelables et non-renouvelables. C'est ainsi que selon l' Agence Internationale de l'Energie l'on peut citer quelques pays ayant les quantités de consommation d'énergie électrique renouvelables en Afrique centrale : le Cameroun 2,7 TWh, le Congo (Brazzaville) 0,3 TWh, le Congo (République Démocratique) 2,2 TWh, Gabon 0,9 TWh.

Le manque de planification énergétique et de prévisions est un handicap significatif à la croissance économique des pays d'Afrique en général. Compte tenu du coût important des infrastructures nécessaires pour combler le déficit énergétique, et du manque de financements, une évaluation rigoureuse des besoins et des ressources énergétiques disponibles devrait pourtant être à la base de chaque décision d'investissement.

Il est connu de tous que l'ouverture d'un marché accroît la concurrence et pour que celle-ci soit saine, il faudrait l'existence d'un régulateur du marché dans le secteur en question. Les pays de la CEMAC se font

remarquer au sein du marché de l'électrique par le monopole d'un seul opérateur qui dicte aux consommateurs ses lois. Les sociétés concessionnaires n'ayant guère envie après avoir payé le prix de la concession d'investir lourdement dans la mise à niveau de l'infrastructure de production et de distribution et cela a pour effets la faiblesse de l'offre se justifiant en partie par l'insuffisance des investissements et des faiblesses dans la gouvernance du secteur à tous les niveaux. Ces sociétés d'électricité se caractérisent par des performances faibles à plusieurs niveaux. Elles se traduisent par: des retards d'investissement, la vétusté du parc de production et du réseau, les défaillances techniques liés à une maintenance insuffisante et peu rigoureuse avec un non respect des plannings , des pertes techniques et le développement de phénomènes de vol d'électricité, le non respect des planning de maintenance qui se traduit par un vieillissement accéléré du parc de production et une faible disponibilité des centrales, avec des pannes récurrentes et coûteuses en réparation.

Les besoins de consommation au niveau des ménages étant croissants à cause des développements technologiques entrainant l'usage des biens de consommation énergétivore, l'essor de grands projets minier dans la zone CEMAC. Au regard du niveau important de cette demande industrielle, les projets sont toujours adossés à des grands projets d'hydroélectricité (Lom Pangar pour le projet Alucam au Cameroun et barrage de Grand Poubara pour le projet d'ERAMET au Gabon). A ces deux segments de demande, s'ajoute une demande forte à l'export tirée par des besoins en électricité croissants dans la zone Afrique de l'Ouest, en particulier au Nigéria et accessible par le développement des interconnexions électriques assez avancé en Afrique de l'Ouest.

L'énorme potentiel hydroélectrique est évalué à 33 GW, ce qui fait de la CEMAC le 3ième potentiel en Afrique après celui de la RDC (100 GW) et de l'Ethiopie (40 GW). Moins de 3% du potentiel hydroélectrique est aujourd'hui exploité avec une capacité installée de 1 009 MW sur les 33 GW de potentiel hydroélectrique. Ce potentiel hydroélectrique se répartit entre le Cameroun avec près de 2/3 du potentiel (20 GW), le Gabon (6 GW), la Centrafrique (2,8 GW), le Congo (2,5 GW) et la Guinée Equatoriale (2,4 GW). Certains projets transfrontaliers comme le barrage de Chollet (400 à 500 MW) sur le Dja à la frontière du Cameroun et du Congo, proposé par le Congo dans le cadre du Pool Energétique d'Afrique Centrale (PEAC), s'inscrivent déjà dans une optique d'intégration régionale.

Il reste que l'essentiel des projets seront entrepris à l'échelle des Etats dans lesquels se trouvent la ressource mais elles seront des projets régionaux du fait de la mutualisation de l'énergie électrique produite grâce au développement des interconnexions électriques portée par le PER dans le cadre du programme PEAC. 23 grands projets de production d'électricité ont été répertoriés dans la zone CEMAC d'ici 2025 (aucun entre 2020 et 2025) : 5 projets majeurs d'ici 2010 répartis entre le Cameroun, le Congo et la Centrafrique procurant 825 MW de puissance additionnelle au système électrique de la CEMAC, 9 projets entre 2011 et 2015 soit 2 229 MW supplémentaires, et 9 projets entre 2016 et 2020 avec une puissance additionnelle de 2 916 MW. Ce qui fait un total de 5 970 MW de puissance installée additionnelle programmée d'ici 2025, mais qui ne suffisent pas à couvrir la demande [9].

1.2.1. Consommation de l'énergie électrique en zone CEMAC

Les analyses des flux commerciaux de trois Communautés économiques que sont le CEMAC avec un peu plus de 35 millions d'habitants et un PIB/Hab d'environ $ 2.000, se présentant aujourd'hui comme un marché en expansion, l'UEMOA et les pays francophones asiatiques du Mékong (Cambodge, Laos et Vietnam) révèlent des opportunités réelles d'échanges commerciaux non exploitées à cause de la présence de certains facteurs qui entravent la croissance du commerce intra et interrégional.

Le potentiel hydroélectrique d'Afrique centrale est estimé à 653,361 GWh, soit 57,7 % de celui du continent africain dans son ensemble, ce qui, avec les ressources en eau et le massif forestier du Congo, confère à la sous-région des avantages comparatifs majeurs, dans la perspective du projet africain

d'intégration économique [18]. Dans le même temps, la production d'électricité reste encore marginale (2,6 % des capacités), et la consommation électrique est l'une des plus faibles du continent, avec en moyenne 109 kWh par habitant et par mois, contre 739 en Afrique du Nord, et 1617 en Afrique australe. La mise en valeur du potentiel existant constitue donc à la fois un défi de développement régional, et une opportunité en termes de positionnement stratégique des institutions de coopération régionale d'Afrique centrale.

Sous-régions Potentiel		moyen en	Production d'électricité en	Consommation	en
GWh			MW	KWh /hab
Afrique du Nord	41 000		134 000	739
Afrique de l'Ouest	100 970		38 033	143
Afrique centrale	653 361		10 537	109
Afrique de l'Est	171 500		12 281	68
Afrique australe	151 535		208 458	1 617

La CEMAC et la CEEAC sont toutes deux engagées dans des programmes de valorisation de cette ressource, pour rattraper le retard de la sous-région en matière d'électrification. La CEMAC a adopté en juillet 2005 un Plan d'Action pour l'Accès à l'Energie (PAEC) 2007-2001, décliné en 11 actions stratégiques, dont la planification énergétique et l'électrification périurbaine intensive. L'objectif `Planification énergétique' est mis en oeuvre à travers le projet Système d'Information Energie Communautaire (SIEC), qui doit se traduire par la mise en place de cellules nationales dotées d'équipements et de logiciels performants, à mêmes d'élaborer des indicateurs fiables, et d'établir des bilans énergétiques triennaux.

Le réseau hydrographique dense de la Sous-région présente les conditions pour la création d'un pôle énergétique dynamique, pourvoyeur en énergie de qualité et à bas prix, développé notamment dans le cadre du partenariat public privé. Le développement du pôle énergétique et des infrastructures de transport constitue une condition nécessaire pour le développement des autres piliers retenus par le PER. Par ailleurs, le fort potentiel pour le développement des énergies alternatives n'est pas encore exploité à grande échelle. Pour assurer la gestion et le suivi du marché de l'électricité de la CEMAC élargit à la CEEAC, les états ont crée un organisme spécialisé à savoir la Banque de Développement des Etats de l'Afrique Centrale (BDEAC), comprenant en son sein le PEAC chargé de la mise en oeuvre de la politique électrique régionale. L'objectif principal de l'organisme est d'animer un marché d'échange d'énergie électrique pour satisfaire toutes les demandes énergétique en Afrique Centrale au travers d'un réseau électrique interconnecté. Le PEAC a cadrer ses activités vers une vision transfrontaliére des projets d'électrification rural à travers le Programme des Projets d'Electrification Transfrontaliére des Localités (PETL) préparé avec le concours de l'Union des Producteurs, Transporteurs et Distributeurs de l'Energie Electrique (UPDEA) et des sociétés d'électricité membres. Celle-ci appartenant aux cinq régions de l'Afrique centrale.

La consommation de l'énergie électrique dans un contexte d'intégration est un moyen favorable à l'intégration économique. L'intégration économique est définie comme étant l'élimination des

frontières économiques entre deux ou plusieurs économies. L'objectif ultime de l'intégration économique est d'augmenter les `echanges commerciaux à travers le monde. Ceux-ci élargissant le marché de la zone économique ainsi définie.

On désigne de façon différente les produits énergétiques selon le stade auquel ils apparaissent dans les filières énergétiques. Les deux principaux stades, que l'on retrouve dans les statistiques de production et

de consommation d'énergie, sont celui de l'énergie primaire et celui de l'énergie fi nale. Le stade de «l'énergie primaire » correspond aux formes sous lesquelles la nature livre l'énergie : énergie chimique

contenue dans une ressource fossile (charbon, pétrole, gaz naturel) ou dans la biomasse (bois, végétaux, déchets) ; énergie mécanique de l'eau ou du vent (hydraulique, éolien) ; énergie thermique de l'eau chaude du sous-sol (géothermie) ou du rayonnement solaire ; énergie photovoltaïque solaire ; énergie nucléaire du noyau de l'atome d'uranium...

Le stade de « l'énergie finale » correspond aux produits énergétiques qui sont livrés au consommateur : dans certains cas, le produit fi nal peut être identique au produit primaire (ou très proche : c'est le cas du

gaz naturel) ; dans la plupart des cas, le produit final résulte d'une transformation effectuée à partir des

produits primaires : c'est le cas de l'électricité produite par les centrales à combustibles fossiles et des carburants produits à partir du pétrole dans les raffineries. Les activités industrielles et commerciales du

«secteur énergétique » recouvrent la production, la transformation, le transport et la distribution des produits énergétiques qui sont fournis à l'usager : ces activités permettent le passage de l'énergie primaire à l'énergie finale. L'énergie consommée au sein de la CEMAC se repartie ainsi qu'il suit :

Pour les besoins socio-économiques de développement on consomme l'énergie électrique au sein de l'habitat et lieux de travail confortables, pour l'alimentation, habillement, éducation, santé, activités socioculturelles, les Communications, déplacements aisés et sûrs, transport des marchandises, Production de biens, de services Chaudières, fours, cuisinières, Lampes, appareils ménagers et audiovisuels, appareils électroniques, ordinateurs, ...etc ;

Pour des besoins de consommation Industrie, Résidentiel, Tertiaire, Transports, Agriculture, Usages non énergétiques. L'énergie est utilisée sous différentes formes : la chaleur, le froid, l'énergie mécanique (fixe

ou mobile), la lumière, l'énergie électromagnétique, l'énergie chimique. Chacune de ces formes d'énergie, comme les produits énergétiques susceptibles de les fournir, est mesurée avec une unité qui lui est particulière, par commodité ou par tradition (Annexe7).

La production électrique en 2008 des pays de la CEMAC est estimée à 8,43 TWh à base de l'hy-draulique. Pour satisfaire la demande qui augmente de 2 % par an depuis 1990. La structure de production de la CEMAC est fortement liée à celle du Cameroun dont la production représente environ 70 % de la production électrique de la région.

La consommation d'électricité finale en CEMAC a évolué d'environ 4,6 % annuel-lement de 1990 à 2008. Cette évolution ascendante observée dès 2005, est la conséquence de la consommation d'élec-tricité du secteur industriel qui a pratique-ment doublé entre 2005 et 2008 (2,10 TWh à 3,84 TWh). Avant cette période, la consommation de l'industrie était stable. L'évolution de la consommation d'électricité pour le résidentiel est de 7 % par an, celle du tertiaire reste stable sur toute la période. La consommation moyenne par habitant d'électricité primaire (hydraulique) des pays de la CEMAC (0,012 tep). La consommation de l'énergie électrique par secteur est telle que seuls la Guinée Équatoriale (92 %), le Congo (47 %) et le Gabon (38 %) ont une dépendance des énergies fossiles.

La mise en vigeur de la libre circulation des personnes et des bien en zone CEMAC vient accroître la consommation en énergie électrique car « le marché commun et diversification économique» vise à

accélérer la diversification des économies de la CEMAC, par un accès compétitif de ses

entreprises aux grands marchés : Le marché commun représente le premier marché pour les entreprises de la CEMAC. Les politiques communes dans les secteurs de diversification

permettront de mobiliser le secteur privé et les acteurs économiques de l'espace CEMAC dans la nouvelle dynamique de l'émergence : les politiques communes, notamment dans les deux domaines prioritaires que sont l'énergie et l'agriculture, bénéficieront de la synergie de plusieurs programmes du PER.

1.2.2. L'impact de l'efficacité énergétique sur la consommation en énergie dans la zone CEMAC

La maîtrise de la demande énergétique (MDE) permettrait face à ces grands projets en vue de reduire les pertes d'énergies et mieux orienter la consommation vers les acteurs demandant des quantités abondantes en énergie afin d'accroître leur production de biens et services. Des mesures sur la MDE devraient être prises de maniére conjointe au sein de la CEMAC. La valorisation de la production de l'énergie électrique à base des énergies renouvelables (EnRs), des dispositifs d'encadrement fiscale pour les entreprises pronnant l'éfficacité énergétique dans leur plan de développement, la mise en vigeur d'un certificat d'éfficacité énergétique pour les entreprises exersant dans le batiment, l'éclairage public, les investissements dans le domaine de la MDE et la promotion des technologies promoteuses soucieuses du respect de la protection de l'environnement sont là quelques initiatives pouvant inciter les mésures à prendre en compte sur la MDE. La puissance est un paramètre essentiel du dimensionnement d'un système électrique sous-régional ou national puisque l'énergie électrique ne se stocke pas. Or, depuis plusieurs années, la puissance appelée en pointe a augmenté deux fois plus vite que la consommation d'électricité. La croissance « naturelle » de la puissance appelée pourrait donc être considérable si aucune action de maîtrise de la puissance (MDP) n'est engagée.

Avec le développement des EnRs en Afrique Centrale et la necessité d'interconnecter les réseaux électriques de la CEMAC afin d'accroître le niveau de production en énergie électrique de ces pays, le système électrique va connaître un bouleversement important dans son mode d'exploitation et de pilotage. Par exemple, le développement du stockage couplé au maximum de production des EnRs supposera une forte évolution dans le pilotage du système électrique : régionalisation, développement des systèmes électriques dits dynamiques (Smart grids...).

Ce qui est fréquemment appelé « Smart grids » est souvent limité aux seuls réseaux (de transport et de distribution) et devra laisser la place à une nouvelle approche globale des « Systèmes Electriques Dynamiques », dont le développement doit être aussi prioritaire.

Mieux organiser et gérer les programmes de Maîtrise De la Puissance (MDP) et l'éffacement ; Mieux piloter les programmes d'éfficacité énergétique ; Mieux inciter le consommateur, à travers des offres commerciales adaptées, à la MDE et à la Maîtrise De la Puissance (MDP).

La CEMAC en mettant en application les mesures de MDE conduirait certainement au développement de la production décentralisée.

1.2.3. Electrification rurale décentralisée conséquence de la production décentralisée d'électricité.

Les pays de la sous-région Afrique centrale ayant des liens socio-culturel, économique et politique, les besoins d'électrification rurales d'une frontiére à une autre se feront perceptibles d'où la nécessité de passer de la production centralisée de l'énergie électrique, à une production décentralisée d'énergie électrique conduisant à l'électrification rurale décentralisée. Compte tenue du développement de la production décentralisée d'énergie électrique et de la reorganisation du réseau électrique prenant en

compte ce mode de production, Les systèmes d'électrification rurales décentralisées applicables peuvent être répartis en trois catégories :

? les systèmes d' électrification de processus destinés à alimenter "en direct" des procédés, dans des situations où il n' est pas souhaité ou pas possible de stocker de l'énergie et donc exclusivement en période de production. Les exemples d'application sont le pompage d' eau, la ventilation d'un local, l'approvisionnement d'une scierie ou d'une chambre froide, etc.

? les systèmes d' électrification individuels (SET) mono-utilisateurs, principalem e nt basés sur les systèmes photovoltaïques pour la satisfaction des besoins de base (éclairage et audiovisuel). On rencontre aussi les groupes électrogènes individuels installés chez des ménages plus aisés des zones rurales. Bien que ces systèm es permettent à l'utilisateur de gérer lui m ê me son énergie et m oduler sa consommation d'un jour à l'autre, les limites sont le plus souvent la logique « mono- produit », la puissance limitée qui ne favorise pas les usages productifs, l'absence ou le faible impact sur le développeme nt économique des zones rurales.

? les systèm es d'électrification collectifs (SEC) ou multi-utilisateurs sont en général des systèmes alimentés par une micro-centrale et desservant les habitants d'une localité par le biais d'un réseau de distribution.

Les systèmes d' électrification de processus ou d' électrification individuels sont composés seulement de deux sous-systèmes :

Les systèmes d' électrification collectifs sont en revanche constitués de trois sous-systèmes :

un sous-système de production d' énergie électrique appelé "micro-centrale", un sous-système de répartition /distribution de cette énergie appelé "micro-réseau", un sous-système d'utilisation constitué des circuits de distribution et appareils électriques de l'utilisateur.

Le choix du système d'électrification (SET ou SEC) dépend des facteurs tels le coût global d'investissement, d'exploitation, de maintenance, voire de renouvellement, actualisés sur la durée de vie économique choisie et des critères environnementaux et sociaux. Ces facteurs sont fortement influencés par les exigences qualitatives et quantitatives de l'utilisateur.

CONCLUSION

Les exigences énergétiques au sein de la zone CEMAC, obligent les gouvernements à prendre plus d'initiatives afin de couvrir les besoins présents et futures de la sous-région. La politique de libre d'échange déjà effective, nous améne à penser que le marcher énergétique de le CEMAC demeure une opportunité d'investissement pour les opérateurs économiques à la recherche de nouveaux marchés. Nous déplorons à la lecture des textes et projets d'intégration économique, les colloques et les seminaires demeurent la chose la plus partagée et non la mise en oeuvre des décisions adoptées lors de ces rencontres au sommet avec les experts nationaux et internationaux. Avec le systéme de production centralisée actuellement en vigueur, les projets d'électrification rurale sont toujours en cours de réalisation ou déjà executés avec un systéme de raccordement au réseau centrale. Mais cette forme d'électrification des population locale ayant ses limites, une nouvelle vision conduite vers une modernisation du réseau électrique de la sous-région avec des technologie modernes intégrant des production décentralisées font leur immertion ce qui obligera la reorganisation du réseau électrique sachant qu'en le rendant concurent face aux autres, l'ouverture du marché de l'énergie électrique de la zone CEMAC semble être une obligation naturelle.

CHAPITRE II : Production décentralisée et centralisée de l'énergie
électrique pour une croissance économique locale.

INTRODUCTION

La production de l'énergie pour des raisons de développement est un processus qui nécessite la mise au point d'une stratégie visant à accroitre la qualité des services favorables à booster l'essor économique d'un Etat ou d'une collectivité, mais aussi faciliter les conditions de vie des populations tout en améliorant les conditions de vie sociale élementaire. Dans ce chapitre, nous portons un regard sur le systéme de production de l'énergie électrique à travers le processus de production décentralisée ou centralisée devant conduire à la croissance économique local. L'influence de chaque mode de production sur le systéme d'électrification rurale principalement au Cameroun de maniére générale dans les pays de la CEMAC.

II.1. STRATEGIE DE PRODUCTION CENTRALISEE D'ENERGIE ELECTRIQUE POUR UNE CROISSANCE ECONOMIQUE LOCALE

Le Cameroun ainsi que beaucoup de pays de la CEMAC ont encore le mode production centralisée de l'énergie électrique. Celui-ci consiste en la production de l'énergie électrique par des centrales électriques très puissantes en majorité hydroéléctrique ou thermique. Celle-ci installée sur un site de production est interconnectée à d'autres sites grace aux postes d'interconnexion afin d'assurer un dispashing sur l'ensemble du territoire l'énergie nécessaire pour satisfaire la consommation.

Les productions centralisées d'électricité reposent, pour l'essentiel, sur trois types de centrales :

les centrales thermiques, les centrales hydrauliques, les centrales nucléaires .

Pour assurer un meilleur approvisionnement en énergie électrique vers les consommateur, une planification nationale de l'énergie électrique est élaborée. Elle ne tient pas compte simplement de la quantité d'énergie annuelle de telle ou telle centrale, il faut en plus que cette énergie soit fournie aux bons moments.

L'extension du réseau électrique constitue la solution la plus évidente pour la connexion de nouvelles habitations. Par définition, l'électricité est produite de façon centralisée à l'aide de centrales et est distribuée à l'aide de lignes haute, moyenne et basse tension. La mise en place d'une nouvelle ligne électrique ne se justifie que si la densité de consommation (en kWh/km²) de la zone desservie est suffisante. Cette condition est problématique dans les zones rurales des pays en développement, où la consommation individuelle et la densité de population sont très faibles, ce qui rend l'extension du réseau peu intéressante économiquement. Historiquement, l'électrification rurale s'est effectuée majoritairement au travers de la production centralisée. Les subsides pour l'électrification rurale ont également été principalement dirigés vers l'extension du réseau électrique. Cependant, les avancées technologiques en matière de production décentralisée permettent aujourd'hui de rendre ces technologies compétitives, même si leur utilisation implique des approches et des modes d'appropriation complètement différents.

? La production centralisée : Dans ce cas, une centrale de taille importante (typiquement

plusieurs centaines de kW) produit le courant à une tension de quelques dizaines de kV qui est ensuite distribué à l'aide de lignes moyenne tension. À l'autre bout de ces lignes moyenne tension, des sous-stations sont installées qui convertissent le courant à la tension d'utilisation. Les lignes basse tension connectent ces sous-stations à l'utilisateur final. La production centralisée possède généralement un rendement élevé (dû aux effets d'échelle). Les principaux inconvénients de cette

solution proviennent des lignes électriques : coût élevé (environ 40 000 €/km de moyenne tension pour l'Afrique de l'Ouest, environ 50 000 €/km pour l'Inde, pertes en lignes importantes (plus de 20 % dans certains pays en développement) ou encore connexions sauvages augmentent considérablement le coût du kWh électrique.

? Le mini-grid couvre les besoins d'une communauté ou d'un village et constitue en ce sens

une solution intermédiaire entre solutions centralisées et décentralisées. Un générateur est installé et fournit l'électricité au travers d'un mini-réseau électrique basse tension. Généralement les mini-grid sont alimentés par des générateurs diesel ou des petites centrales hydroélectriques. Il est cependant tout-à-fait envisageable de les alimenter par du photovoltaïque, de la biomasse ou de l'éolien. Ce système est bien adapté à l'hybridation (combinaison de panneaux PV et d'un générateur diesel par exemple). Il requiert généralement une certaine capacité de stockage (batteries) et permet, outre l'électrification individuelle, d'alimenter des installations communautaires telles que l'éclairage publique.

? La production décentralisée individuelle vise à couvrir les besoins d'un ménage, ou d'une

habitation non reliée au réseau électrique. Les systèmes les plus courants sont le générateur diesel, les panneaux photovoltaïques ou la gazéification de la biomasse. Dans le cas du photovoltaïque, un système de stockage (batteries électriques) doit être prévu afin de compenser le décalage entre la demande et l'intensité de la radiation solaire.

2.1.1. Influence de la production centralisée sur Les collectivités locale

Les programmes d'électrification rurale sont toujours définis dans le cadre d'un plan de développement de d'électrification rurale. Puis pour un besoin de planification énergetique nationale, il est élaboré un plan nationale de développement du secteur de l'électricité. Dans la plus part des cas, ces projets d'électrification rurale sont fiancés par des bailleurs de fond. Pour béneficier d'une alimentation en énergie électrique, la collectivité territoriale doit être raccordée au réseau de distribution national de l'énergie électrique et devient vulnérable à tous les phénoménes pouvant perturber le réseau. L'exemple est celui du projet financé par la coopération Cameroun-Banque Mondiale. C'est un projet de développement du secteur de l'énergie désigné PDSE, d'un montant total estimé à 65 millions de dollars US. Il importe de remarquer qu'il s'agit des projets à caractére national qui présentent la vision du Cameroun dans le domaine de la production en énergie électrique. C'est un document qui connait des revisions fréquentes et la plus recente porte sur l'appel à manifestation en vue de la mise à jour du PDER pour une période de 15 à 20 ans. Dans sont contenu, le PDSE souléve l'aspect du mécanisme de financement du secteur de l'ER et pour cela il préconise la création du Fond d'Electrification Rural au sein l'Agence d'Electrification Rurale (AER). Les agences électrification rurales (AER) sont au coeur des nouvelles stratégies de développement de l'électrification rurale en Afrique, avec les missions suivantes :

Stimuler la demande et l'offre de services d'électrification rurale par une large information des partenaires potentiels publics et privés ;

Établir le programme annuel de développement de l'électrification rurale et en assurer l'accompagnement et le suivi ;

Gérer les relations avec les bailleurs de fonds ainsi que le mécanisme de financement des investissements d'électrification rurale ;

Veiller à l'exécution des conventions conclues dans le respect des règles et des normes ;

Assurer pour le Ministère de l'énergie la maîtrise d'ouvrage déléguée pour l'exécution des Programmes Prioritaires d'Électrification Rurale (PPER) ;

Promouvoir enfin les projets d'Électrification Rurale d'Initiative Locale (ERIL) en les appuyant au plan technique et financier.

2.1.1.1. Le fond d'électrification rurale au service des collectivités locales

Afin de lutter contre la pauvreté, le gouvernement avec ses partenaires au développement ont élaboré la stratégie de financement de l'électrification rurale (ER). Pour cela une structure spécialisée s'occupe de recueillir les fonds et de les orienter vers les projets d'électrifications rural. D'autant plus que les besoins sont considérables, les budgets d'investissement public ne peuvent satisfaire toutes les localités. L'AER faisait l'analyse suivante : sur 30 000 localités au Cameroun, 9 000 ont une taille comprise entre 200 et 5 000 ha ; le coût moyen d'électrification par village était alors estimé à 40 millions de F CFA. Ces 25 dernières années, 1 700 localités ont été électrifiées et il reste 7 300 localités à desservir, ce qui représente un investissement d'environ 300 milliard de F CFA (40 millions multiplié par 7 300). Au rythme actuel d'un financement public d'environ 3 milliard de F CFA/an, il faudrait 100 années pour électrifier tout le pays. Compte tenu de l'exigence en matière d'électrification rurale devant être continu et durable, il paraît plus difficile de mobiliser les financements internationaux de façon continue pendant de nombreuses années, pour que le programme d'ER puisse atteindre une échelle significative. Le Fond d'Electrification Rural (FER) vient constituer un début de solution à ce problème de financement mais les problèmes d'exécution, suivi et d'évaluation de ces projets d'électrification rurale persiste.

Le FER mis en oeuvre dans le cadre d'une production centralisée de l'énergie électrique :

> Clarification de la stratégie d'Electrification Rurale (ER) et du processus de planification ;

b) Mise en place du dispositif visant à atteindre les objectifs de suivi, contrôle du développement et des

> Instrument unique de financement de l'Etat et des partenaires au développement ;

> Développement rapide de l'ER pour le plus grand nombre, la poursuite des OMD et de la

> Equité et transparence dans la couverture du territoire et l'attribution des marchés, sur la base

de critères et procédures clairs et vérifiables d'éligibilité et de sélection des projets et des

> Contribution au développement durable (énergies renouvelables, équipements/appareils basse

consommation, préservation de l'environnement développement de petites activités

2.1.1.2. Politique de financement d'ER au Cameroun

Les problémes d'ER au Cameroun sont la préoccupation de l'Etat tout entier. Ainsi on trouve dans ce domaine plusieurs structures publiques et parapubliques chacune ayant des missions differentes les unes des autres :

A. Acteurs publics

1. Politique générale de l'électrification rurale, comprenant en particulier :

B. Autres acteurs

L'exercice de cette fonction nécessite l'obtention préalable d'un acte juridique délivré par l'autorité compétente, à moins de bénéficier d'une liberté d'exercice : concession, licence, autorisation ou déclaration.

CONCESSION Toute activité de production notamment hydroélectrique, établie sur le domaine public, ainsi que de transport et de distribution d'électricité

2.1.1.3. Micro finance sur le marché des services énergétiques ruraux

Aujourd'hui, deux milliards de personnes ne bénéficient pas d'accès aux services énergétiques modernes. Nombre de communautés rurales des pays du sud (Afrique), voient de fait leur développement durable lourdement menacé par la difficulté d'accéder à une source d'énergie propre. D'autre part, les coûts de ces technologies « vertes » baissent progressivement grâce aux avancées technologiques et à l'expansion spectaculaire des marchés. La micro Finance, secteur performant et en pleine croissance, qui depuis plus de 20 ans jouent un rôle fondamental dans l'offre de produit financier adapté à ces populations, est active au coeur de ces communautés et appuie le développement économique de ces territoires dans plusieurs domaines. Mais celui du service énergétique reste jusqu'encore aujourd'hui peu connu par les micros finances à travers les EnRs alors que le potentiel de marché existe en ce sens que :

> Le besoin et le manque d'outil pour accéder au service énergétique est réel.

> L'accès aux services énergétiques via le microcrédit est un concept relativement récent et il présente certaines spécificités, dont il important d'avoir connaissance :

Les retours d'expériences ont montré que la définition d'un produit financier et du service énergétique associés requièrent :

> Une connaissance approfondie du contexte socio économique, institutionnel et législatif de la zone cible ;

> Un choix minutieux des acteurs responsables de la mise en oeuvre et garants de sa réussite ;

> Un suivi de la mise en place et une grande flexibilité pour ajuster au mieux l'ensemble des paramètres.

2.1.2. Plan Directeur d'Electrification Rurale (PDER)outil de développement des collectivités locales

Le Plan de Developpement du Secteur Electrique (PDSE) élaboré par le gouvernement est l'unique document présentant la politique d'électrification rurale. A cet effet les collectivités territoriales dans la perspective de connaître un taux d'électrification rurale en hausse, doivent faire recourt à leur élu à l'assemblé nationale ou à certaines relation avec certains autorités afin de voir valider un quelconque projet d'électrification rurale (ER).

Une telle politique d'ER orienté vers un certain copinage contraint à la favorisation d'un certain groupe de personnes tout en laisant d'autres. L'absence des plans énergétiques locaux visant à une électrification rurale validé par l'Etat pour un fiancement engendre une paupérisation accentuée et une exode des populations vers les centres urbains. Mais il importe de remarquer que les centrales de production d'énergie électrique surtout d'origine hydroélectrique se situent dans les zone rurales. Certaines de ces localités ne voient pas cette énergie produite sur leur territoire participer à leur développement. L'Etat dans la recherche de solutions visant à resoudre le probléme de satisfaction en énergie électrique en zone rurale, de nombreux programmes et projets sont envisagés mais demeurent sans succés. Parmis ces actions de l'Etat dans le secteur de l'électrification, on pourrait débuté par la mise en oeuvre de ces projets de réhabilitation du barrage d'Edéa et les études d'aménagement du barrage réservoir de Lom-Pangar, si elle est conduite à terme, permettra de résoudre le problème du déficit d'énergie du pays selon les prévisions.

Dans le cadre de la mise en oeuvre des mesures permettant d'accélérer l'accès aux services énergétiques modernes, notamment dans les zones rurales, le gouvernement à envisager la mise en oeuvre des programmes suivants:

Le programme d'électrification rurale 4 porte sur l'approvisionnement en électricité des régions rurales isolées par le développement de micro et mini-centrales hydroélectriques. Les sites envisagés sont : Mbangmbéré, Gandoua et Mayo Djinga pour la région de l'Adamaoua ; Ndokayo pour la région de l'Est (frontière avec la RCA), Idenau et Baï pour la région ouest du Mont Cameroun, et le site de Deuk Ngoro pour la région isolée du Grand Mbam. Le coût du programme sur une période de 5 ans est évalué à près de 50 millions de dollars (annexe 11.1). L'ensemble des programmes d'électrification rurale est évalué à 177,5 millions de dollar, dont 50 millions pour la petite centrale hydroélectrique (Tableau 4.6). Ces projets seront réalisés dans le portefeuille de la société nationale d'électricité. Dans le sous-secteur des produits pétroliers, le Gouvernement entend poursuivre la clarification des rôles des différents intervenants et la promotion de l'investissement privé dans le secteur.

567 localités (90 Chefs lieux d'unités administratives, 454 villages intérieurs et 23 villages frontaliers)

32 localités rurales réparties dans les provinces du Centre, du Nord, du Nord-Ouest et du Sud-ouest

50 localités et unités administratives situées le long de la frontière Cameroun - Nigéria

Electrification des régions rurales isolées par le développement de micro / mini centrales hydroélectriques

2.1.2.1. PDER 2016-2031 pour amelioration de la production centralisée électrique

Le PDER est un document présentant la viosion du secteur d'électrification rurale du cameroun. Il est voué à connaître des changements dans son contenu selon les besoins et la situation économique du pays. Dans cette partie nous anticipons sur les projections en matiére de planification des projets d'électrification dans un mode de production centralisée d'électricité . Ainsi dans cet optique et selon les attentes des populations affichées par le MINEE, celui qui devrais être établit pour une période de 15 à 20 ans devrais faire ressortir le cadre legislatif, institutionnel, la structure tarifaire, la reglementation ainsi que les normes en matiére d'ER.

Dans l'aspect technique il devrait faire apparaître les differents systémes de production et de distribution d'électricité ainsi que les sources d'alimentation des réseaux MT/BT des localités l'estimation des coûts d'investissement d'exploitation de raccordement et de maintenance tout en tenant compte des solutions techniques envisageables pour alimenter par région et par communes enfin une planification d'extension des réseaux y compris une analyse statique des réseau.

Dans le contexte socio-économique, la maîtrise de la demande dans les localités devrait exister au moyens d'enquêtes.

Avant de mieux présenter nos suggestion sur le PDER à l'horizon 2016 à 2031, il importe de retablir que ce document ne peut connaître une réelle application de son contenu à condition que le MINEE en charge des activités sur l'électricité soit doté au sein de la direction de l'électricité d'une sous direction exersant sur les énergies renouvelables, d'un cadre juridique strict sanctionnant tous contrevenants à la loi. En plus la liberalisation du secteur de l'électricité étant déjà éffective, les futures producteurs ou demandeurs en énergie électrique peut importe leurs rangs devraient signer une close de respect des lois en la matiére (réglés portant le raccordement sur le réseau électrique national, respect de l'environnement , tarification et production). Enfin la priorité doit être portée sur les énergies propres (solaire ou l'hydroélectricité) qui sont bien implantées sur l'ensemble du territoire et un renouvellement de la base de données des differentes centrale créeés au courant de chaque année. Vu les lois en vigueures au Cameroun ci-dessus enoncées pouvant permettre à une commune, un syndicat de communes ou à l'Etat de conceder à une tiers personne d'assurer la distribution et la production d'électricité. La mise au point par chacun d'un schéma directeur d'électrification national ou communal semble être incontournable pour le suivit de la croissance économique.

Dans le cadre de la zone CEMAC, La fourniture des infrastructures énergétiques dont l'Afrique Centrale

aura besoin au cours des prochaines décennies nécessite une toute nouvelle politique en matière d'infrastructures, fondée sur une vision sous régionale. Cela implique également la reorganisation des réseaux électriques de la sous région en trois composantes gérés par des opérateurs independants pour des raisons de concurrence (gestionnaires de la production électrique, gestionnaires du réseau de transport, gestionnaires du réseau de distribution ). Cela conduit le gouvernement à savoir à qui s'adresser losqu'il a une longues listes de projets prédéfinies et rigides tout en laissant l'opportunité aux autres acteurs ayant des compétences à postuler à la realisation du projet. Une nouvelle méthode de planification stratégique en vue du développement des infrastructures est proposée et comprend les étapes suivantes:

Définir la carte des infrastructures énergétiques qui conduira à la mise en place d'un super-réseau intelligent dans la zone CEMAC interconnectant les réseaux à l'échelle de la sous-région. Sur la base d'une méthodologie convenue, définir des projets concrets, déclarés d'intérêt sous-région, nécessaires pour mettre en oeuvre ces priorités de manière souple et en s'appuyant sur la coopération régionale afin de répondre aux conditions changeantes du marché et au développement technologique.

Soutenir la mise en oeuvre de projets d'intérêt sous-régionaux au moyen de nouveaux outils, comme l'amélioration de la coopération sous-régionale, des procédures d'autorisation, des méthodes et des informations plus pertinentes pour les décideurs et les citoyens enfin des instruments financiers innovants.

La bonne gestion technique et financière du réseau de distribution s'appuie sur une vision cohérente et partagée de son évolution à moyen et long termes. C'est l'objet du schéma-directeur. Sur les ouvrages ayant de longues durées de vie, les décisions d'investissement ont un impact durable sur le développement du système électrique. Elles sont de nature différente : renouvellement, renforcement, extension, maintenance... Elles sont prises à divers niveaux de responsabilité et interagissent entre elles. Dans ce contexte, il ne suffit pas de s'assurer qu'un nouvel ouvrage est nécessaire à une année donnée ; il faut vérifier qu'il s'insère dans un projet de développement du système électrique cohérent garantissant un fonctionnement optimal à long terme.

Le schéma directeur oriente les études décisionnelles mais ne les structure pas. En revanche, tout choix important conçu dans le cadre d'une étude décisionnelle et qui ne serait pas en cohérence avec le schéma directeur donne lieu à une mise à jour de ce dernier. Plus généralement, une mise à jour est nécessaire lors de tout événement mettant significativement en cause les hypothèses qui ont prévalu au moment de son établissement, et à minima tous les 5 ans.

Les étapes de réalisation d'un schéma directeur d'ER peut être définit comme suit :

C'est l'analyse de l'ensemble des caractéristiques du système électrique permettant d'évaluer ses forces et ses faiblesses (qualité du produit, capacité électrique, sensibilité aux aléas climatiques, organisation structurelle du réseau) Cette phase comporte l'analyse de l'environnement externe et l'appréciation de la sensibilité de la clientèle raccordée au réseau.

Il s'agit de déterminer les taux d'accroissement des charges électriques à alimenter pour des zones englobant un ou plusieurs postes sources.

La construction de la cible à long terme est l'étape fondamentale de la réalisation du schéma directeur. La cible représente le schéma du réseau HTA nécessaire et suffisant, à terme, pour alimenter dans de bonnes conditions les utilisateurs du réseau (choix des structures de réseau HTA, taille des postes sources, caractéristiques physiques et électriques des ouvrages HTA - ces derniers paramètres ayant une influence forte sur la qualité de fourniture). L'élaboration de la cible à long terme s'effectue en restructurant les réseaux existants.

L'étape consiste à déterminer différentes stratégies de développement des ouvrages permettant de passer de l'état initial à l'état final (la cible à long terme) Chaque stratégie est constituée d'une succession d'opérations élémentaires. L'ensemble des opérations doit rester cohérent avec les règles de fonctionnement des réseaux.

L'utilisation de l'approche technico-économique permet de déterminer la date optimale de chaque opération élémentaire et d'en déduire le bilan actualisé de chaque stratégie étudiée. A l'issue de cette phase, on obtient un échéancier théorique (coût de l'opération, date optimale de réalisation) de l'ensemble des opérations étudiées. Il en découle un échéancier pratique des opérations à mener à moyen terme en y intégrant des opérations complémentaires telles que le traitement des contraintes électriques résiduelles ainsi que divers autres éléments tels que la qualité de fourniture constatée sur les départs HTA ou le respect des engagements ou des objectifs du distributeur.

La conduite des étapes précédentes permet d'évaluer l'évolution probable de la qualité de fourniture en fonction des investissements envisagés. L'évaluation est réalisée par départ HTA en termes de nombres de coupures longues, brèves, très brèves, de temps moyen annuel de coupure. Elle permet l'estimation par zone (petites agglomérations, zones industrielles, zones qualité des contrats CARD...) des performances attendues du réseau HTA.

Les niveaux de vision technique d'une installation sont fonction des réseaux sources de tension. Ainsi on peut énumérer quatre paliers techniques.

Le Cameroun devra adopter sa propre définition de ses zones rurales en combinant ces critères.

Le degré d'électrification d'un pays ou d'une région est synthétisé par un indicateur (Annexe 8) qui peut être Global ou Partiel d'une part, Potentiel ou Effectif d'autre part.

Il s'agit de définir clairement les objectifs poursuivis par le plan directeur d'électrification rurale. Ces objectifs peuvent être quantitatifs et/ou qualitatifs.

Les localités à électrifier sont caractérisées selon des critères qui tiennent compte :

Les localités qui bénéficient déjà d'infrastructure de développement seront privilégiées. On recherchera notamment la présence :

La taille de la population et le statut administratif de la localité peuvent servir à faire un premier tri des localités à électrifier. Chaque société devra retenir le critère le plus pertinent en fonction des objectifs locaux d'électrification et de la politique énergétique nationale. Cependant, la programmation définitive devra se faire à partir de critère économique qui synthétise plusieurs paramètres.

Le planning d'électrification rurale consiste à identifier des projets d'électrification et à programmer leur

exécution dans le temps en tenant compte de critère de rentabilité économique et du budget annuel alloué à

Une première liste de localités à électrifier est établie en plaçant en priorité 1 les localités ayant la plus forte valeur du critère de rentabilité retenu. Ce sont en général celles qui sont le plus proche du réseau MT et ayant un bon potentiel de consommation d'énergie électrique. Le développement du réseau électrique nécessaire au raccordement de ce premier lot de localités rapproche nécessairement de nouvelles localités du réseau. Ces nouvelles localités constituent la liste de priorité 2. On planifie ainsi de proche en proche l'électrification de l'ensemble des localités de la région en constituant des listes placées en priorité 3 et 4.

La planification multisectorielle ne prend pas en compte uniquement des paramètres purement électriques mais également de la présence ou non d'infrastructures de développement ainsi que l'appartenance à une zone à forte potentialité agricole ou industrielle. Les paramètres retenus sont ceux de l'Indice de Développement Humain (IDH), c'est-à-dire la Santé, l'Instruction et le niveau de vie. Ces paramètres se reflètent par la présence, au sein de la localité à électrifier, d'un centre de santé, d'un établissement éducatif

et d'une activité économique existante ou potentielle. Les priorités de programmation se déclinent de la manière suivante :

L'incidence du programme sur les indicateurs d'électrification retenus (Taux d'accès, Taux

Cette technique peut être envisagée pour le raccordement des localités situées en bordure de frontière et dont le raccordement au réseau électrique du pays limitrophe est moins coûteux.

Les moyens à mettre en oeuvre pour accompagner ce plan sont des moyens humains, techniques et des outils méthodologiques.

Les moyens humains sont constitués par le personnel en charge de la conception, de la mise en oeuvre et du suivi du Plan Directeur. Les compétences sont requises au niveau ingénieur, technicien supérieur et agents de maîtrise dans les spécialités suivantes :

Les centres africains de formation initiale et continue doivent être identifiés, répertoriés et sollicités en priorité au besoin.

Le système d'information géographique (SIG) est un puissant outil d'information et de planification de l'électrification rurale. Il est utile pour la cartographie du pays, la localisation des localités, le tracé du système électrique et la prise en compte de toutes les données socio économiques liées aux localités grâce à une base de données. Il contient également les outils informatiques de calcul divers et de simulation. Il permet une planification multi sectorielle.

Le matériel nécessaire à la mise en oeuvre du programme peut être constitué en différents lots de fournitures à soumettre à un appel d'offres international. Il convient donc de disposer d'un répertoire des sociétés africaines de matériel électrique pour l'électrification rurale.

Un tissu d'entreprises locales performantes de montage électromécanique doit être encadré, organisé et utilisé.

Les consultations doivent se faire par appel d'offres, international pour les fournitures et local pour les travaux de montage électromécanique afin de réduire les coûts. Des procédures claires et transparentes de passation de marchés doivent être élaborées et appliquées.

Les impacts attendus de l'électrification rurale sur la santé, l'éducation, le bien être social et le revenu des ménages ne peuvent être évalués et quantifiés qu'à travers un programme de mesure d'indicateurs précis, sur un échantillon de localités et selon une périodicité fixe. Il convient donc de mettre en place un système de monitoring basé sur un questionnaire permettant de suivre l'évolution de paramètres spécifiques au niveau des localités retenues.

L'impact des programmes d'électrification rurale sur l'environnement doit être mesuré. Notamment:

2.1.2.2. Le délestage dans un système de production centralisée d'électricité

A partir de l'année 1995, le Cameroun a connu une croissance. Cependant, cette croissance a été freinée par la pénurie d'énergie au début des années 2000. A la suite de l'atteinte du point d'achèvement de l'initiative PPTE, le Cameroun a besoin d'un approvisionnement énergétique adéquat pour soutenir les investissements et la croissance économique du pays. Pour atteindre cet objectif, le besoin d'augmenter le débit du fleuve Sanaga par sa régulation s'avère nécessaire afin d'accroître son débit à e porter son débit à 1040 m3/sec permettant ainsi d'augmenter la productivité énergétique des centrales existantes ou à construire en aval et celles devant connaître un aménagement (Song Loulou, Edéa).

Afin de mieux comprendre ce phénomène, nous allons considérer un cas d'étude théorique devant mieux explique les raisons de régulation du débit d'eau sur la Sanaga.

La ville de Yaoundé est dispose de deux grands types de consommateurs d'énergie électrique : les grandes entreprises de production de biens et de services et le secteur public. Deux types de centrales alimentent la ville de Yaoundé : la centrale hydroélectrique d'Edéa et la centrale thermique d'Oyomabang. La demande en énergie est représentée par les courbes suivantes :

Mois de l'année Décembre - Juillet Juillet - Septembre Septembre - Décembre

La pointe annuelle du système de la production est 400MW. Le premier type de client contribuant à 60%

de la pointe. Dans ce cas d'étude, nous envisageons présenter la monotone annuelle de la demande, ainsi

que celle de l'énergie permettant d'étudier l'équilibre entre l'offre et la demande.

b) De (Janvier - Juillet) on aura 07(Déc., Janv., Févr., Mars, Avril, Mai, Juin) mois donc un total de 212 jours

c) De (Juillet - Septembre) on aura 02 mois (Juillet - Août) donc 62 jours c-1) La puissance consommée durant chaque journée par tranche d'heure

d) De (Septembre - Décembre) on aura 03 mois (Sept, Oct., Nov.) donc 91 jours

On constate à travers cette monotone que tous les consommateurs sont alimentés dans la ville de Yaoundé en saison de pluies, c'est-à-dire que la pointe de puissance fournie par la centrale hydroélectrique est suffisante pout tous les utilisateurs.

On constate à travers cette monotone que tous les consommateurs ne sont alimentés dans la ville de Yaoundé en saison séche, c'est-à-dire que la puissance fournie qui est de l'ordre de 320MW fournie par la centrale hydroélectrique est insuffisante pout tous les utilisateurs. Alors la mise en fonctionnement de la centrale thermique est necessaire pour compenser le deficit énergetique.

Malgré la mise en fonctionnement de la centrale thermique de Yaoundé, la puissance nécessaire pour satisfaire les besoins en énergie électrique de cette région reste déficitaire, avec :

II-2 PRODUCTION DECENTRALISEE DE L'ENERGIE ELECTRIQUE POUR UNE CROISSANCE ECONOMIQUE LOCALE

Un des principaux défis auxquels les pays de la CEMAC doivent faire face est d'accroître le nombre de piliers de la croissance économique, en vue d'une part de réduire la vulnérabilité des économies face aux chocs externes et, d'autre part, d'accélérer la croissance économique. La production décentralisée d'électricité vient avec ses contrainte proposer une nouvelle vision en matiére de développement en partant des CTDs. La Production décentralisée d'électricité (PDE) aussi appelée production distribuée (calque de l'anglais), est la production d'énergie électrique à l'aide d'installations de petite capacité raccordées au réseau électrique à des niveaux de tension peu élevée : basse ou moyenne tension.

Au regard de cette forme de gestion des CTDs, reposant sur la délégation des services publics dans le secteur de l'ERD en un partenariat public/privé, à travers les subventions à l'investissement ou la

participation à certains postes de dépenses de l'Etat, il faut donc créer des conditions d'investissement pour les entreprises privées.

Il importe ici de souligner que la mise en place d'un mécanisme de délégation (Fig 2.1) nécessite un cadre législatif fort, notamment pour la définition du cahier des charges et responsabilités de chacun des partis. En pratique organiser la gestion décentralisée des services énergétiques complet et durable à grande échelle en milieu rural dispersé est coûteuse et difficile car la gestion des contrats et appels d'offres entraînent des coûts de transaction élevés qui s'ajoutent au coût total du projet sans oublier les problèmes financiers et logistiques. Ceci nécessite de larges réseaux de compétences techniques pour l'installation, l'exploitation et la maintenance qui n'existent pas toujours et restent à développer [35].

Figure 2.1 : schéma institutionnel de délégation de la gestion
d'électrification rurale

2.2.1. Les techniques de production décentralisée de l'énergie électrique locale

Les centrales électriques de petites puissance sont chargées d'alimenter 5000 foyer par an. Ces centrales fonctionnent soit aux énergies renouvelables, donc hydraulique, solaire, éolien, biomasse, géothermie, soit au gaz naturel , voire même au diesel pour les installations dites dispatchables, c'est-à-dire activables très rapidement en cas de pointe de consommation. Les exploitants sont des petits acteurs privés, tels des industriels, des collectivités locales, des gestionnaires de bâtiment ou des particuliers. Malgré leur volume de production d'électricité d'ordre marginal, leur fonctionnement pour les besoin de service local est très important.

2.2.1.1. Les petites centrales hydroélectriques

Comme la géographie des sources d'énergie ne correspond en aucune façon aux frontières politiques, les sources d'énergie les moins chères et les plus propres d'une zone donnée peuvent se trouver de l'autre côté de la frontière plutôt que dans le pays même.

Beaucoup de marchés internationaux sont trop petits pour justifier les investissements nécessaires au développement des possibilités particulières de fourniture d'énergie. Réunir les marchés nationaux à travers le développement des (PCH) peut fournir l'économie d'échelle et peut aussi remédier à cela. La

fourniture d'énergie transfrontalière offre une diversification beaucoup plus grande des sources d'énergie, un élément-clé de la sécurité énergétique. De façon moins tangible, mais tout aussi importante, le projet de développement de l'énergie jointe peut aider à tisser des liens plus étroits entre les pays à travers une collaboration et une interdépendance plus importantes.

Une PCH se définit comme une installation de production énergétique, d'une puissance inférieure à 10 000 kW. D'après l'UNIPEDE (Union Internationale des Producteurs et Distributeurs d'Energie Electrique) on classe les PCH en fonction de la puissance installée et on parle de :

Quatre grandeurs caractéristiques permettent d'évaluer l'importance d'un aménagement hydroélectrique:

Le débit d'équipement (Q) est le débit maximum susceptible d'être turbiné par la centrale, c'est-à-dire le

débit maximum absorbé par toutes les turbines lorsque celles-ci fonctionnent ensemble à pleine puissance.

Il s'exprime en m³/s. La hauteur de chute brute (Hb) est la différence d'altitude, exprimée en mètre, entre le

niveau de l'eau à la prise d'eau (cote de surface libre en eaux moyennes) et le niveau de l'eau au droit de la

restitution. La hauteur de chute nette (Hn) tient compte des pertes de charge hydrauliques dans les ouvrages d'amenée et de restitution. La puissance est une fonction combinée du débit d'équipement et de la hauteur de la chute. Elle est exprimée en kilowatts (kW) ou mégawatts (MW).

? la puissance maximale brute qui exprime la puissance potentielle de l'aménagement

? la puissance installée qui représente la puissance effective de l'aménagement

R : rendement de l'ensemble turbine-générateur, lequel varie principalement entre 0,6 et 0,9 selon la puissance. L'énergie électrique produite indique la capacité de production d'un aménagement hydroélectrique. Elle dépend de la puissance installée et du régime du cours d'eau.

f = coefficient lié aux variations saisonnières de débit pour des installations au fil de l'eau.

Les principales hypothèses de la modélisation économique et financière proposé par « intelligent Energy-Europe » dans le cadre du développement des PCH sont présentées ci-après :

Charges d'investissement initial : les budgets d'investissements résultent de l'analyse des schémas techniques. Pour le calcul des amortissements, la durée de vie des équipements est indiquée prise comme suit : 15 ans pour le bâtiment de la centrale, 4 ans pour le Groupe, 50 ans pour le Génie civil des PCH, 25 ans pour l'électromécanique des PCH, 25 ans pour les réseaux, 15 ans pour les raccordements.

Charges d'exploitation et de maintenance : les charges d'exploitation sont liées aux prestations assurées par le fermier. Elles se décomposent en prestations P1 et P2.

La grosse maintenance périodique : la grosse maintenance périodique ne rentre pas dans la définition de P2. Son coût a été estimé à 1% / an du budget d'investissement des réseaux et à 5% / an du budget d'investissement des groupes. Dans le cas des petites centrales hydroélectriques, la grosse maintenance périodique a été estimée à 2% / an du coût de la partie électromécanique.

Taxes et Douanes : les Taxes douanières comprennent (a) la TEC sur base du tarif extérieur commun qui varie suivant la catégorie du bien (10 ou 20% de la valeur CAF pour les équipements électriques), (b) un précompte (5% de la valeur CAF, réduit à 1% avec une carte de contribuable), (c) une taxe informatique (1,5 % de la valeur CAF), (d) une taxe SGS (0,95% de la valeur FOB), (e) d'autres taxes (ex-taxe ONPC : 1115 kg/tonne. Dans le calcul, elle a été estimée à 1% de la valeur CAF). En sus de ces taxes douanières, la Taxe sur la Valeur Ajoutée (TVA) a également été considérée au taux de 18,7%. La TVA s'applique sur la valeur imposable du bien. Dans le cas des équipements électriques, la valeur imposable est égale à la valeur CAF + la TEC.

Extensions futures : au niveau de la distribution, les charges d'extensions futures ne concernent que des nouveaux raccordements : les nouveaux abonnés sont situés dans le périmètre desservis par le réseau initial. Il s'agit donc essentiellement de densification. Cette modélisation est simplificatrice car il est acquis que des extensions de réseau seront nécessaires sur la période de 15 ans, mais celles-ci desserviront des nouveaux consommateurs qui ne sont pas pris en compte dans les prévisions de la demande. L'extension des groupes diesel est prévue, par l'ajout d'un groupe diesel de même puissance. Cela permettra la standardisation des matériels dans une même localité. Les nouveaux groupes diesel sont installés toutes les 20 000 heures de fonctionnement. Cette valeur de 20 000 heures est réaliste pour les petits groupes s'ils sont correctement maintenus (< 60 kVA), et pourrait être révisée à la hausse pour les plus gros moteurs.

Charges d'accompagnement, de suivi et de contrôle : idéalement, le prix de vente de l'électivité doit couvrir les frais de maîtrise d'ouvrage locale, ainsi que le coût d'appui / conseil dont pourra avoir besoin la maîtrise d'ouvrage. Le modèle intègre ces deux coûts, chiffrés à respectivement 1,0 et 2,0

FCFA / kWh. Il est vraisemblable que ces valeurs ne permettront pas de couvrir la totalité des frais de maîtrise d'ouvrage locale, qui devront être complétées par des ressources autres des Communes. Actualisation : l'analyse économique est effectuée sur une période de 15 ans, sauf dans le cas des PCH pour lesquelles la durée d'étude est portée à 25 ans. Les coûts sont actualisés, avec un taux d'actualisation égal à 5%.

2.2.1.2. L'énergie solaire au sein d'une collectivité territoriale décentralisée

Présente partout, l'énergie solaire est par nature locale. Produite par des panneaux solaires, l'énergie photovoltaïque est exploitée de multiples façons. On peut distinguer les installations autonomes et les installations raccordées au réseau. Les grandes centrales solaires de production sont installées sur des toitures de grands bâtiments ou au sol, alors parfois dotés de suiveurs (« trackers » en anglais) solaires sur un ou deux axes afin d`augmenter le rendement. La commune n'en est pas au sens strict producteur, mais elle peut, par son utilisation dans ses installations (éclairages publique, électrification des écoles ou lycées éloignés du réseau électrique), jouer un rôle d'incitation et de facilitation pour ses habitants faisant le besoin au sein de son service énergétique.

Les panneaux photovoltaïques, les boîtiers de jonction, les convertisseurs/onduleurs, le compteur, et les autres composants (protections contre la foudre, fusible, disjoncteurs, interrupteur programmable).

Le boîtier de jonction relie électriquement les différents panneaux entre eux (en série ou parallèle). Le compteur est nécessaire pour la revente de l'électricité.

Figure 2.3 : Schéma de principe d'une installation raccordée au réseau proposé par la société Apesud

Toutes ces ressources encadrés autours des lois applicables à tous ne devraient connaitre une applicabilité

effective à condition que la collectivité trouves un intérêt réel de se développer et disposer d'une autonomie

Un générateur photovoltaïque est constitué, sur le plan électrique, des composants suivants :

Pour un raccordement (Figure 2.3) à un réseau MT/BT des systémes de production à partir des PV, les potentiels opérateurs dans le secteur devraient specifier le type de branchement à effectuer parmi un panel de puissance : Puissance souscrite >250kVA avec une tension de livraison HTA (20kV) ; Puissance souscrite 36-250kVA avec une tension de livraison BT (230/400V) ; Puissance souscrite < 36kVA avec une tension de livraison BT (230/400V).

La Fig 2.4 ci-dessous illustre l'opportunité de la part du propriétaire de l'installation de vendre l'énergie produite. Pour une puissance de raccordement au réseau de distribution inferieur ou égale à 36 kVA, le disjoncteur de type AGCP avec fonction différentielle 500mA de type S assure la fonction de vente totale d'énergie électricité et à la consommation individuelle. Pour une puissance supérieure à 36 kVA devant être raccordée au réseau de distribution, un disjoncteur avec fonction différentielle, devra être installé à proximité du point d'injection en cas d'un raccordement en vente totale.

A. Etude de cas : Dimensionnement de centrales de production décentralisée par énergie solaire

La région de l'Est du Cameroun est popiste au développement des centrales hybrides c'est-à-dire solaires et groupe électrogène. Afin de tirer profit des équipements électriques producteurs d'énergie électrique à base de l'énergie fossile existent déjà dans la région, le jumelage à celui-ci des centrales solaire constituera une opportunité de renforcer la capacité de production du réseau de la région.

Lorsqu'on est vraiment très loin du réseau, des solutions d'extension ne sont plus envisageables pour alimenter les maisons ou même des villages isolés. La comparaison économique est alors faite entre plusieurs solutions d'électrification : un groupe électrogène (GE), une centrale hydroélectrique si le site le permet, une centrale à bois, une centrale solaire ou des générateurs solaires individuels.

Le système (Annexe 6) reproduit la structure d'un système de génération électrique hybride, une partie de l'installation est alimentée par un système photovoltaïque, l'autre partie comprenant les éléments de fortes puissances est alimentée grâce à un groupe électrogène (G.E.).

L'élément central de l'installation est un onduleur-chargeur connecté au panneau de contrôle non schématisé ici mais representé en (Annexe 5) qui gère pratiquement tout le transfert de l'énergie électrique, c'est à dire :

? La charge des batteries à partir des panneaux ou du 230 V AC généré par le G.E.

? La conversion de la tension continue de la batterie en 230 V AC destiné aux récepteurs.

? La surveillance des surcharges ou du bas niveau des batteries (dans ce cas démarrage automatique du G.E.)

Les services énergétiques qui alimentent ce modèle d'électrification découlent de trois sphères : les services Collectifs/Publics, les services domestiques, services productifs.

A travers la vulgarisation de l'usage des PV dans la région de l'Est il va apparaitre deux types de producteurs d'énergie : L'autoproduction est constituée de la production par groupe électrogène, par centrale photovoltaïque ou par centrale hybride (photovoltaïque/groupe électrogène) et le producteur électrique national.

Toutes les localités situées à une distance de l'ossature existante supérieure à (d) doivent être électrifiées avec la solution auto production la moins coûteuse ;

Toutes les localités situées à une distance inférieure à (d) doivent être interconnectées à l'ossature existante (ou celle née de la progression de ladite ossature).

Pour le développement de structures d'autoproduction, la conception et la planification du projet d'électrification rural s'appuie sur trois catégories-types de localités, «grands villages» de plus de 1000 habitants, «villages moyens» entre 500 et 1000 habitants et «petits villages» de mois de 500 habitants; ainsi que sur une typologie de consommateurs, les infrastructures sociales (type école, dispensaire, mosquée, etc...), l'éclairage public, le pompage et les autres usages moteurs. Les usagers de type commercial (commerces, services) sont considérés déjà pris en compte au sein des usagers domestiques.

L'électrification des consommateurs s'effectue soit par raccordement à un réseau classique de distribution (en principe en coeur de village), soit par système solaire individuel (dans les abords de village ou dans les communautés où la demande est excessivement faible et dispersée).

Dès lors qu'il y a réseau de distribution, celui-ci est alimenté par raccordement au grand réseau lorsque cela est économiquement viable, et sinon par autoproduction locale (prise en gérance ou rachat d'un équipement existant ou mise en place d'un groupe spécifique).

a) Calcules pour le dimensionnement d'une installation photovoltaïque autonome

Pour faire les bons choix quand on s'équipe d'une source d'énergie autonome, il est important de faire un bon dimensionnement. Pour une installation photovoltaïque autonome, il y a 6 étapes à respecter :

Etape 1 : La première d'entre elles consiste à déterminer le moment où vous avez besoin d'électricité, et à mesurer votre consommation. Cette étape comporte peu de calculs, mais demande relativement beaucoup de réflexion car une erreur à ce stade faussera vos résultats jusqu'à la fin. Si la consommation est surestimée, l'installation sera trop grande et vous coûtera cher. En revanche, si vous la sous-estimez, le matériel ne sera pas adapté et s'usera plus vite. Plus votre consommation est régulière, plus le dimensionnement sera simple.

Cas N^o1 : Cet exemple ne comporte qu'un seul cycle de consommation, de début juin à fin septembre. On peut considérer que la période de charge dure 8 mois (d'octobre à mai) et que la période de décharge dure 4 mois.

Il faut donc approfondir un peu, et se demander si quatre mois les habitants sont au même endroit ou s'il se déplacent durant cette période. Il faut également se demander à quelle fréquence est-il disposé à recharger les batteries (par le biais d'une borne ou de l'alternateur). Dans notre cas, les habitants restent rarement plus d'une semaine au même endroit en juin et septembre (ils font des visites, vont voir de la famille, ...), mais ils passent la totalité de juillet et août au même endroit. Durant cette période, ils sont disposés à recharger leur batterie tous les 10 jours.

L'installation photovoltaïque autonome permettra d'alimenter l'éclairage, un poste radio, une petite télévision, un petit réfrigérateur et la recharge d'un téléphone portable :

Les ampoules sont au nombre de 3, mais elles ne fonctionnent pas toutes autant et en même temps. On peut

cependant dire qu'elles sont utilisées en moyenne 2h chacune. La télévision est utilisée 2h par jour et le

poste radio 5h. Les besoins quotidiens en électricité sont donc les suivants :

En résumé, notre couple consommera 726Wh x 7j = 5082Wh par semaine en juin et septembre, et

Cas N^o2 : Prenons l'exemple d'une habitation de montagne dont les propriétaires n'y séjournent

Cette maison n'est habitée que ponctuellement, une semaine courant février, deux semaines début août et

parfois une semaine supplémentaire (fin octobre / début novembre). Les cycles de consommation sont donc

Il n'est pas utile de compter le nombre de jour exact pour chaque période. Avoir une durée de charge un

peu plus petite que la réalité permet de s'adapter aux aléas du calendrier (d'une année sur l'autre les dates

L'installation photovoltaïque permettra d'alimenter l'éclairage de la maison, la recharge des appareils

portables (téléphone et ordinateur), un poste radio ainsi qu'un petit réfrigérateur :

Les ampoules sont au nombre de 8, mais elles ne fonctionnent pas toutes autant et en même temps. On peut

cependant dire qu'elles sont utilisées en moyenne 2h chacune en Février et 1h en Juillet. L'ordinateur est

utilisé 2h par jour et le poste radio 6h. Les besoins en électricité pour une semaine sont donc les suivants :

En résumé, pour les vacances de février nous disposons de 85 jours de charge et 7 jours de décharge

pendant lesquels nous consommerons 9922Wh. Pour les vacances de juillet nous disposons de 150 jours

de charge et 15 jours de décharge pendant lesquels nous consommerons 9306 ×2 = 18612 Wh. Enfin, pour

les vacances d'Octobre nous disposerons de 65 jours de charge et 7 jours de décharge pendant lesquels

Etape 2 : Avec les données de la première étape, il vous sera possible de connaître la quantité de modules photovoltaïques nécessaires (2ème étape). L'ensoleillement varie selon la région et l'époque de l'année. Vous devez localiser votre installation sur une carte afin de savoir quelle quantité d'électricité vos modules peuvent produire. Une fois localisée, il suffit de relever le coefficient d'ensoleillement correspondant. Les modules vont produire de l'électricité qui sera stockée dans les batteries pendant toute la durée de la charge. Mais ils vont également en produire durant la décharge. Le temps dont vous disposez pour produire toute l'électricité est donc égal à la somme des deux (en reprenant notre exemple de la première étape : charge/décharge en 1 jour, charge/décharge en 7 jours, ou charge/décharge en 105 jours). Il faut donc diviser vos besoins en énergie (deuxième résultat de la première partie: 250Wh par jour, 500 Wh en un weekend, ou 3750Wh en deux semaines) par la durée du cycle charge/décharge. Exemple :

Vous venez de calculer la quantité d'énergie que les modules doivent produire chaque jour. Pour connaître la "puissance crête" à installer, il ne reste plus qu'à diviser ce nouveau résultat par le coefficient d'ensoleillement.

Dans les deux cas (utilisation continue et périodique), les calculs peuvent être affinés en tenant compte de l'inclinaison et de l'orientation des modules, ainsi que des pertes engendrées par la chaleur et le matériel. Nous vous recommandons de lire les articles consacrés à ces sujets.

Etape 3 : La première étape vous permettra également de calculer la quantité de batteries (3ème étape). L'énergie qu'il faut stocker dépend directement de la périodicité de votre consommation. Autrement dit, il vous faudra beaucoup moins de batteries si vous consommez un peu d'électricité tous les jours (consommation régulière) que si vous consommez tout en quelques jours (par exemple pendant les vacances), et cela même si dans les deux cas vous avez consommez la même quantité. Le calcul de la capacité des batteries.

Énergie stockée = (consommation pendant la décharge + pertes du système) - (production journalière des modules x nombre de jour de décharge)

L'énergie que doivent emmagasiner les batteries correspond à toute l'énergie produite par les modules pendant la période de charge. Quand les résidants consommeront de l'électricité, c'est à dire durant la

période de décharge (les vacances), les modules continueront à fabriquer de l'énergie qui sera directement utilisée. Ce qui doit être stocké ne correspond donc pas à la consommation totale.

Pour connaître cette quantité, il suffit de multiplier le nombre de jour de décharge par la production moyenne du module à cette époque, et de soustraire ce résultat à la consommation totale:

Quantité = Consommation totale (en Wh) - (durée de la décharge (en j) X puissance du module (en Wc) X coefficient d'ensoleillement)

On peut constater que le choix du module avait précédemment était fait en fonction des vacances de février, mais cette fois, le choix des batteries doit se faire en fonction des vacances de juillet. En effet, c'est pour cette période que le plus d'énergie doit être stockée. Nous avons besoins d'une batterie (ou d'un ensemble de batteries) d'une capacité de 16272Wh minimum.

La capacité s'exprime davantage en Ampère-heure (Ah). Pour convertir les Wh en Ah, il suffit de les diviser par la tension du système. Le choix de la tension fait partis du dimensionnement, et nous ne l'avons pas encore décidé. Cependant, puisqu'il s'agit d'une installation de petite taille, nous allons faire nos calculs avec une tension de 12VDC (ce qui est très courant comme valeur). Le résultat est donc de 16272Wh / 12V = 1356Ah.

Quantité d'énergie théorique à stocker = production journalière des modules Xdurée de la charge

Pour finir, nous allons choisir une profondeur de décharge à ne pas dépasser afin de prolonger la durée de vie des batteries. Le meilleur compromis se situe entre 60 et 80% de décharge, sachant qu'il sera toujours possible d'aller au-delà en cas de problème ou de consommation inattendue (situation à éviter au maximum car elles se rechargent lentement). Au final, nous choisirons donc une batterie d'une capacité minimum de 1356Ah / 0,75 = 1808Ah.

L'autonomie et la profondeur de décharge n'ont pas vraiment la même fonction, mais elles permettent toutes les deux d'avoir une marge de sécurité en cas de gros imprévu. Il n'est donc pas nécessaire de les cumuler. Par exemple, si on choisit une autonomie de 4 jours dans le cadre d'une utilisation continue, la profondeur de décharge ne dépassera jamais 20% étant donné qu'il y aura toujours 4 jours d'énergie stockée d'avance. En cas de problèmes, il n'est pas dramatique de vider entièrement les batteries à partir du moment où cela reste relativement rare. Pour les installations dont l'utilisation sera périodique (weekend, vacances), la profondeur de décharge peut également servir de réserve d'urgence et remplacer l'autonomie. En effet, rien n'empêche la batterie de se vider complètement : la profondeur de décharge n'est qu'un seuil que l'on

Jusqu'à présent nous avons utilisé le Wh comme unité dans nos calculs, mais la capacité d'une batterie s'exprime davantage en Ampère-heure (Ah). Pour convertir vos résultats, il suffit de les diviser par la

Etape 4 : La quatrième étape a pour objectif de dimensionner le régulateur de charge. Cette étape ne comporte aucun calcul, mais il existe une grande variété de régulateurs qui diffèrent selon leurs options, leurs fonctions et leur puissance. Il faudra donc prendre le temps de consulter et de choisir sur le marché celui qui sera le mieux adapté à votre situation. Il existe deux types de régulateurs : les régulateurs de charge, et les régulateurs de charge/décharge.

Etape 5 : Le choix du convertisseur de courant est la cinquième étape. Il s'agit avant tout de savoir si cet appareil vous est indispensable ou non. En effet, votre installation peut déjà fournir du courant continu 12, 24 ou 48VDC, et certains appareils fonctionnent avec du 12VDC. Il n'est peut être pas nécessaire de transformer votre courant continu en alternatif. Le convertisseur de courant se dimensionne en fonction de plusieurs critères :

? La tension d'entrée : c'est la même que la tension des batteries ou du régulateur (12, 24 ou 48V DC). ? La tension de sortie : nous utilisons du 220/230 VAC, 50Hz.

? La puissance nominale : c'est la puissance dont les appareils qui consomment votre électricité ont besoin pour fonctionner de façon "normale". Pour connaître cette puissance nominale, il suffit de faire la somme des puissances des appareils électriques. Il faut toujours choisir un convertisseur dont la puissance est légèrement supérieure à celle des appareils.

? La puissance maximale : l'onduleur est capable de fournir une grande puissance sur un court laps de temps (généralement 2 ou 3 fois la puissance nominale). Cette particularité est utile pour les appareils qui possèdent un moteur (réfrigérateur, micro-onde, lave linge, ...), car leur consommation augmente très fortement lors du démarrage. En général, si vous avez correctement dimensionné la puissance nominale, la puissance maximale est suffisante.

? Le rendement : Une partie de l'électricité transformée est consommée par le convertisseur de courant (entre 80 et 95% de l'énergie est restituée). Il est important de contrôler ce rendement, sachant qu'un bon produit se situe autour de 90%. De plus, la plupart des convertisseurs consomment de l'énergie même lorsqu'ils ne fonctionnent pas. Heureusement, certains sont équipés d'un système de marche/arrêt qui permet de grandes économies dans les petites installations photovoltaïques.

Etape 6 : Enfin, le dimensionnement de votre installation photovoltaïque autonome sera terminé lorsque vous aurez calculé la section des câbles électriques transportant l'énergie (6ème étape). Une section trop petite augmente la résistance et la température du câble, ce qui réduit la puissance de l'installation. Pour assurer le transport de l'énergie des modules jusqu'au régulateur de charge, on ne peut pas utiliser n'importe quel câble électrique. Les câbles solaires sont étudiés pour résister aux conditions spéciales liées à leur utilisation. Ils sont les seuls à pouvoir assurer une longue durée de vie (supérieure à 30 ans) tout en minimisant les pertes d'énergie. Les câbles ordinaires, même s'ils sont conçus pour un usage extérieur, ne supportent pas aussi bien les variations de température (pouvant aller de -20°C à 80°C à proximité des modules), ainsi que l'exposition aux rayons ultra violets et à l'ozone. Tout cela en restant souples et maniables. Ils sont équipés dans la majorité des cas d'une double isolation et ne possèdent pas de substances inflammables (halogène) ce qui accroît leur sécurité.

Pour faire ce dimensionnement, nous avons besoin de connaître l'intensité du courant qui circule dans ces câbles. Nous savons déjà qu'entre le module et les batteries, il ne peut y avoir plus de 3A. C'est le maximum que peut produire le module, et c'est la capacité que nous avons choisis pour le régulateur. Nous savons également que la puissance entre les batteries et les appareils électrique est de 630W maximum (lors des pics de consommation), soit 630/12 = 52,5A. Nous avons dimensionné l'onduleur pour cette intensité.

La configuration de l'installation photovoltaïque autonome est la suivante : les modules se trouvent à 5 mètres de l'habitation de montagne, pour profiter d'une bonne exposition. Les propriétaires ont prévu de placer le régulateur, les batteries et l'onduleur dans leur sous-sol, à proximité les uns des autres. Il y aura donc 8 mètres de câbles entre le module et les batteries, plus 2 mètres entre les batteries et l'onduleur. Le but est de réduire les pertes à moins de 3% de l'énergie produite (maximum conseillé).

Section du câble module/batteries :

La puissance du module étant de 40Wc, on ne doit pas dépasser 1,2W de pertes. En appliquant la formule P = R x 2 x I², on obtient 1,2 = R x 2 x 3² , soit R = 0,067 Ù . La résistance du câble ne doit pas dépasser 0,067 Ù.

Il ne reste plus qu'à calculer la section du câble offrant une résistance inférieure à 0,067 Ù . En utilisant l'équation R = ñ x L / s, on obtient 0,067 = 17x10-9 x 8 / s, soit s = 2.04 mm². C'est une section petite, et on trouvera aisément dans le commerce une section de ce genre, voir beaucoup plus grande (4mm² par exemple, ce qui divisera les pertes par 2). Il n'est donc pas nécessaire de modifier les caractéristiques de l'installation, en produisant du 24Vdc au lieu de 12Vdc.

Section du câble batteries/onduleur :

Il faut suivre exactement la même méthode, avec de nouvelles données : L'onduleur tolère jusqu'à 630W. Par conséquent, on ne doit pas dépasser 18W de pertes (3%). En appliquant la formule P = R x 2 x I², on obtient 18W = R x 2 x (52,5A)², soit R = 0,0033 Ù . La résistance du deuxième câble ne doit pas dépasser 0,0033 Ù.

En utilisant l'équation R = ñ x L / s, on obtient 0,0033 = 17 x 10 - 9 x 2 / s, soit s = 10,41 mm². C'est une section assez importante et relativement coûteuse, mais nous n'en avons besoin que sur une courte distance (2m). De plus, il est peu probable que le courant atteigne une telle intensité puisse qu'il faudrait que tous les appareils soient en fonctionnement, et qu'il y ait une pointe de consommation du réfrigérateur. Il n'est donc pas nécessaire de changer la tension que nous avions prévu dans les autres étapes du dimensionnement, mais nous approchons de la limite.

Continuons notre exemple avec notre couple de retraités qui voyage en camping car de juin à septembre. Nous avons obtenu de la première étape les données suivantes : en résumé, notre couple consommera 5082Wh par semaine en juin et septembre, et 7260Wh tous les 10 jours en juillet et août. Calculons maintenant la puissance du module à installer.

Connaissant l'ensoleillement heureusement, ont tendance à rechercher le soleil. Ainsi nous avons les coefficients d'ensoleillement minimum dans différentes régions géographiques comme il suit : 4,1 en juin, 4,4 en juillet, 4,1 en août et 3,8 en septembre. Coefficient d'ensoleillement minimum du Cameroun est estimé en juin : 3,4

Nos retraités consomment chaque jour 726Wh. C'est donc, en théorie, ce que devrait produire le module pour couvrir leurs besoins et stabiliser les réserves d'énergie. Pour cela, le coefficient le plus faible étant celui de la Belgique avec 3,4 , il nous faudrait un module de 214Wc ( = 726 / 3,4 ). Cependant, il n'y a pas assez d'espace sur le toit du camping car pour un module de cette taille. En général, on utilise des modules de 150Wc, voir 200Wc grand maximum. De plus, l'utilité de la batterie serait fortement réduite si on ne s'en servait pas pour stocker l'énergie produite pendant les déplacements. Nous choisirons donc un module de 150Wc.

Exemple résumant le dimensionnement d'une installation photovoltaïque autonome

Pour un site isolé, il est très important de bien connaître ses besoins afin de bien dimensionner le système.

Si on choisit des modules de 100 Wc, alors il faudra 12 modules soit 1200 Wc. (environ 6 000 €)

Imaginons que nous mettons ces 12 panneaux en parallèle : soit 12 branches et donc 12 x 7,16 = 86 A

Imaginons que nous mettons ces 12 panneaux en série : soit 1 branche donc 12 x 12 = 144Vc Ce n'est pas

possible pour un site isolé, car il faut limiter le voltage afin de limiter les pertes dans les câbles.

On décide donc de mettre 2 modules en série soit 6 branches. Cela fait donc 24V et 6 x 7,16 = 43 A

Il faut des batteries de capacité : Cb = 373 Ah soit Cb = (5 x 1344Wh/j)/(24V x 0,75)

Afin de respecter les 24V, il faut mettre 2 batteries de 12V en séries. On met également 2 séries de batteries

Il faut toujours sous dimensionner les batteries par rapport aux panneaux. On est donc bien inférieur à

On utilisera un régulateur de type 60A et 24V. Il faut absolument que l'intensité du régulateur soit

Attention aux sites isolés en 48V, en effet il existe peu d'équipements en 48V. Le 48V est préconisé pour

Les prix sont des ordres de grandeur afin de donner une idée au lecteur. En aucun cas ces calculs ne

On utilise toujours la puissance apparente pour dimensionner une installation, on l'appelle encore puissance dimensionnant. Attention, même si on utilise la puissance apparente on conserve quand même l'unité Wh

? Récapitulatif du dimensionnement sans les pertes On rentre dans notre tableur :

Pour calculer les pertes on va calculer l'énergie perdue. On distingue les pertes par effet joule qui sont dues

Pour cela, on calcul la puissance dissipée puis on calcul l'énergie perdue en multipliant cette puissance par

On prend en compte la longueur de retour du câble dans la formule de R ou bien on multiplie par 2 l'énergie perdue par effet joule.

La valeur du courant qui est calculée vient du fait que les courants des blocs de 2 panneaux montés en

? Faire le total des pertes énergétiques côté production en sommant les pertes par effet joule et les pertes dues aux éléments.

On procède au même calcul que précédemment en distinguant les pertes dues par effet joule des autres pertes. Cependant cette fois on devra définir un temps équivalent afin de calculer les pertes énergétiques au niveau de la batterie.

Où _Pcharge est la puissance mise en jeu durant l'intervalle de temps considéré.

Ex : On a une lampe qui consomme 10 W pendant 3h et une prise (230V) qui consomme 100W pendant 1h

? Calcul de l'énergie perdue entre : ? Batterie/ régulateur ? Régulateur/onduleur

Il est nécessaire de calculer le courant appelé par chaque charge car celui-ci varie d'une charge à l'autre.

? Faire le total des pertes énergétiques côté consommation en additionnant les pertes par effet joules et les autres pertes de l'autre.

? Faire le total des pertes côté consommation et des pertes côté production. Pertes de production et consommation

On avait _Cj,1 qui était la consommation journalière. Il faut maintenant ajouter _Cj,2 (les pertes) dans notre récapitulatif du dimensionnement.

Figure 2.5: La carte représente la terre divisée en cinq catégories à différents facteurs régionaux d'ensoleillement

Figure 2.6 : schéma électrique de principe d'une installation PV raccordée au réseau [40]

Pour des solutions économiquement adaptées aux besoins d'industrialisation, des systémes intégrés (Fig 2.6) de poste de transformations préfabriqués adaptés aux fonctionnement par PV, constitué de deux enveloppes en béton préfabriqué raccordées ensemble, l'une contenant la partie Basse Tension (boîtes de raccordement BT, onduleurs, filtres...) l'autre contenant la partie HTA (tableau HTA, transformateur...). Facilitent l'installation des centrales PV. L'un des avantages de ces postes est qu'ils sont faciles d'accès et le contrôle peut être effectué à distance à partir d'une connexion internet.

Figure 2.7 : Schéma électrique d'une centrale PV avec poste integré [41]

Le compteur d'énergie spécifique avec affichage est mis en place à la sortie du ou des onduleurs dans le cas de la vente d'énergie excédentaire. Le compteur interne à l'onduleur permet d'enregistrer le cumul d'énergie fournie par le générateur photovoltaïque. Le compteur d'énergie externe est optionnel dans le cas d'une vente d'énergie totale dans la mesure où le comptage de production est également effectué par le distributeur.

Une centrale photovoltaïque peut être installée sur terre, sur les toits ou les mûres d'habitats. Mais pour tirer grandement profit de l'ensoleillement, il importe de disposer les PV selon un certain angle et à des _{sin 180}

distances comme illustrées en Figure 2.7 . L'expression ci-dessous nous permet d'estimer la position

Les Production photovoltaïque pour des puissances >250kVA necessitent des études très minuscieuses et des équipements adaptés à la fonction de production devant être exécutée. Pour cette raison nous prenons le cas d'un branchement de plus de 24 modules. Cette production est répartie en parallèle sur des postes satellites (onduleur-transfo) d'une puissance de 12MW. Cette architecture ci-dessous de branchement des PV réalisée permet d'avoir le meilleur compromis (cout, ergonomie et facilité de construction, maintenance, supervision).

B. Schéma de câblage des panneaux solaires

Figure2.8b : mode de câblage des differents postes de livraison (N+1) avec N=7 au poste de livraison principal

L'architecture générale de la partie HTA (Figure 2.8a, 2.8b) de cette centrales illustre en Figure 2.8a le mode franchement d'une centrale PV à un poste de livraison. Sur la Figure 2.8b nous présentons le mode de raccordement d'un poste (Fig 2.8a) à d'autres postes de livraisons similaires disponibles dans la centrale PV. Un câblage en boucle est préféré à un câblage en artère. Le chapitre suivant expliquera mieux les modes de raccordement.

2.2.1.3. Gestion énergétique au sein d'une collectivité territoriale décentralisée

La politique énergétique national du Cameroun définie dans PDSE à l'horizon 2030 représente une vision générale du potentiel de production électrique du Cameroun ainsi que la consommation des grandes entreprises installées sur l'ensemble du territoire. Mais un problème se pose dans le cadre d'une politique régionale ou locale énergétique de gestion des CTD. La nécessité de la mise en place de stratégies conduisant à l'élaboration d'un plan de développement énergétique spécifique à chaque commune permet :

La somme des factures d'énergie d'une collectivité représente entre 5 et 10 % de son budget de fonctionnement, et plus de 10% si on déduit des frais de personnel de la collectivité. Par ailleurs leurs services industriels et commerciaux (station d'épuration, installations de traitement des déchets,...) sont également des gros consommateurs. Au regard de cette situation, la maîtrise de l'énergie semble important pour le développement durable de la collectivité territoriale.

La fonction de responsable énergie au sein du service énergie de la commune, devrait exister et être occupée par une personne dotée de compétences en matière de maîtrise de la consommation énergétique et de gestion financière. Afin d'effectuer un ratio entre ces deux éléments conduisant à l'élaboration d'un bilan annuel et d'indices de performance dans une collectivité car c'est un vrai métier, à la fois en termes de technique, de gestion et en termes de communication vis-à-vis des utilisateurs des installations municipales.

Cet énergéticien(e) communal(e) aura pour fonction le suivi des consommations, le choix des sources d'énergie adaptées au tarif raisonnable, le suivi technique des installations, la formation des utilisateurs, la mise en route et l'évaluation des actions et travaux. Selon les cas, il sera intégré aux services techniques où il aura une fonction plus horizontale et proche des élus.

En effet à travers ce métier, on observera l'ouverture des marchés élargie aux services énergétiques au sein des communes et qui poussera bon nombre de collectivités à réfléchir sur leurs consommations d'hydrocarbure et d'électricité et sur leurs relations avec les fournisseurs historiques par exemple AES-Sonel et autres. Le lancement de ce type d'appels d'offres est une occasion unique pour la collectivité de se poser les bonnes questions : Quels sont les besoins de la collectivité ? Comment peut-on les maîtriser ? Combien cela coûte ? Peut-on imposer une part d'électricité verte ? Peut-on déterminer un objectif d'économies d'énergies ? Pourrait-on produire soi-même cette énergie plutôt que de l'acheter à un fournisseur ? Ce métier peut difficilement se rentabiliser sur une seule commune. C'est là que la compétence communautaire prend tout son sens. La communauté peut créer, selon sa taille, un service énergie ou un responsable énergie, dont la fonction sera de mettre en place une politique de maîtrise de l'énergie pour l'ensemble des bâtiments et éclairages publics du territoire, qu'ils soient sous gestion communale (écoles, mairies, équipements sportifs,..) ou sous gestion intercommunale. Ce peut être une valeur ajoutée par la communauté pour aider les communes à gérer l'énergie dans leur patrimoine, chacune restant ensuite maître des travaux à effectuer.

La production d'énergie par les collectivités territoriales ne date pas d'hier. Depuis plusieurs décennies, dans les pays développés, elles ont installé ou participé à l'installation de chaudières au bois, de capteurs solaires thermiques et photovoltaïque, ou de microcentrales hydrauliques, incinéré les déchets, valorisé du biogaz de station d'épuration.

Avec la politique de décentralisation menée au Cameroun, les CTDs se doivent de plus d'ingéniosité afin de bénéficier des financements disponibles pour promouvoir les EnRs. Le développement d'énergie local

au Cameroun n'est pas nouveau. La preuve dans la région de l'Est par exemple, certaines collectivités territoriales isolées du réseau électrique du fournisseur d'énergie AES-Sonel sont électrifiés mais les coûts de fonctionnement sont énormes car les machines électriques utilisent des sources d'énergies fossiles pour produire l'électricité. Au regard de cette technique de production d'énergie électrique, Plusieurs activités municipales peuvent être productrices d'énergie à partir des ressources locales. Les communes sont souvent promotrices des énergies moins couteuses à long terme et résidant dans les EnRs qui, sans leur intervention, resteraient inemployées :

La création des sociétés d'Etat telle que l'AER et autres constituent un nouveau cadre d'expression légale des communes pour le développement des énergies renouvelables. Dans ce cadre, la collectivité peut produire elle-même pour la vente ou pour l'autoconsommation, ou faciliter les conditions de production par d'autres acteurs locaux (habitants, entreprises, associations, coopératives agricoles, écoles, lycées...).

Plusieurs activités municipales peuvent être productrices d'énergie à partir des ressources locales. Les communes sont souvent promotrices de ces énergies qui, sans leur intervention, resteraient inemployées. La collecte et traitement des déchets au sein de la commune constituent une ressource énergétique à valoriser. Elles conduisent à la production du biogaz et la méthanisation des déchets ce qui limite la déforestation, ceux-ci nécessaires à la cuisson des aliments des populations résidentes de la collectivité, leur incinération ou la thermolyse permettent la production d'énergie électrique propre.

Les petites centrales hydroélectriques au sein des communes peuvent être développées au sein de communes qui disposent de cours d'eau ayant une dénivellation importante.

Le bois de chauffage des communes forestières représente une source d'énergie à valoriser à travers les déchets issus de l'industrie du bois (sciures, écorces, chutes...). De nombreuses lois existent et imposent les exploitants forestiers locaux à traiter sur place une partie du bois coupé sur place, les déchets émis pour les raisons de protection de l'environnement, doivent être incinérés, et ce gisement de déchets constituent une source de revenue communale pouvant être revendue aux entreprises de recyclage des matières organiques.

Au Cameroun la distribution d'énergie au sein des populations est réglementée. Pour cette raison, la distribution du Gaz et de l'électricité sont réglementés par des lois visant à protéger le consommateur. Pour le moment il existe un monopole sur le marché de l'électricité assuré par AES-Sonel, mais le marché des hydrocarbures est ouvert et permet aux opérateurs d'intégrer le marché qui les semble opportun.

L'urbanisme et les déplacements font en général partie des compétences communautaires. Les choix qui sont faits en ce domaine sont déterminants sur les consommations d'énergie des habitants du territoire. Autant le constat est évident, autant les moyens d'action sont difficiles à mettre en oeuvre. Les communautés doivent mener une réflexion approfondie.

En matière de déplacement, les moyens de transport en commun (taxi, bus, moto...etc) sont une source de revenue aux différents communes car les stationnements aménagés pour eux doivent être payant.

Les choix en matière d'urbanisme ont des conséquences importantes en matière de consommation énergétique. En matière d'aménagement, on peut dire que l'urbanisme d'aujourd'hui représente les consommations et émissions de demain et ce, pour longtemps au vu des durée de vie des bâtiments

Pour convaincre les habitants et les opérateurs économiques, l'exemple de la collectivité est un préalable. L'animation passe d'abord par la valeur d'exemple d'une bonne gestion énergétique du patrimoine municipal et par une gestion efficace des délégations de service public de distribution (d'eau, d'hydrocarbure, d'électricité) à travers la dotation par les communes d'un plan de développement

énergétique disposant tous les renseignements conduisant à une planification programmée des projets de développement énergétique de la commune.

2.2.2. Implication de la CTDs à la production décentralisée de l'électricité

Parfois, les solutions décentralisées sont plus rentables que (Figure 2.10 ) les solutions centralisées . C'est le cas par exemple lorsque la distance du site rural au réseau national est importante ou encore lorsque l'Etat favorise ce type d'installation, en instaurant des mesures favorables aux bénéficiaires (populations concernées et communes rurales).

Connexion au réseau d'autant moins rentable que les usagers sont dispersés et pauvres - Cout de raccordement

- Cout d'exploitation : pertes en ligne, frais d'entretien et de gestion élevées pour de faibles
consommations

Figure 2.10 : Synoptique vers les choix des réseaux électriques décentralisés

Dans un contexte de décentralisation, il importe de définir une stratégie d'implantation de la solution envisagée pour une responsabilisation des activités par toutes les parties prenantes en faisant une distinction entre l'entité qui offre le service énergétique et celle propriétaire des moyens et infrastructures. Si l'on prend comme critère de distinction, la propriété des infrastructures, nous pouvons envisager quatre cas possibles :

Bien sûr, ces quatre situations ne sont pas exhaustives mais permettent de dresser les cas les plus courants. La capacité de mobiliser des financements adéquats pour le développement de services apparaît à chaque fois indispensable.

Plus que jamais, la nature du développement de l'électrification rurale décentralisée dans les pays d'Afrique passe par le soutien de l'Etat, ses partenaires au développement et des ONG. L'Etat oeuvre pour assurer la cohérence des schémas d'électrification, leur programmation, et surtout leur concrétisation en renforçant la législation et la réglementation. Celui-ci intègre la dimension économique par la mobilisation des forces économiques, sociales et administratives de la nation pour résoudre les problèmes qui se posent. Avec

l'accroissement de la défaillance de l'Etat dans des domaines dont il avait traditionnellement la responsabilité, les ONG, les acteurs privés et les organismes multilatéraux se sont spécialisées dans leur soutien aux « petits projets énergétiques participatifs », se démarquant ainsi de l'approche technicienne et productiviste des grands projets de coopération publique. « Le petit projet » est conçu comme un outil de promotion de solutions énergétiques décentralisées, outil initié par les acteurs de base (bottom up decisionmaking).

L'accès à l'électrification rurale demande à effectuer des choix technologiques appropriés. Les critères de sélection de ceux-ci sont les suivants :

L'accès sans discrimination à l'électricité est un des objectifs de la coopération internationale. Pour y parvenir, de nombreuses options techniques et organisationnelles maîtrisées parfaitement existent :

Pour une meilleure compréhension des options techniques envisageable en fonction de la localisation des populations il importe d'effectuer un choix judicieux (Fig 2.11). Le guide de sélection des techniques d'électrification rurale approprié à un contexte donné proposé ici n'a pas l'ambition d'être exhaustif et chaque solution regroupe plutôt une famille d'interventions, qui se distinguent par l'organisation du service ou de la délégation, le choix de la source d'énergie localement la plus adéquate, le pouvoir d'achat des populations... etc.

Fig 2.11: Le guide de sélection des techniques d'électrification rurale approprié. Source René Massé dans «Promoting Rural Decentralized Electrification in Africa : Best Pratices Paper» ESMAP publication, 2000.

Solutions spécifiques - Connexion au réseau - Systèmes de prépaiement - Délégation gestion client - Compteur collectif

- Fournisseur de « services électriques »à une clientèle regroupée (village, quartier)

- Raccordement privé et délégation de la gestion clientèle du réseau local compteur collectif

Parmi le large éventail de solutions techniques, on distingue les systèmes individuels d'électrification (SIE) et les systèmes collectifs (SEC).

? Les systèmes individuels d'électrification(SIE), comme les installations photovoltaïques, les groupes électrogènes individuels...etc. n'ont de perspectives durables que lorsque l'installation d'un réseau électrique local est impossible, en particulier lorsque l'habitat est très dispersé. Un système d'électrification collectif (SEC) distribuant l'électricité à travers un réseau électrique local leur est alors le plus souvent préférable.

? Un réseau électrique local n'a, lui d'intérêt que lorsque le raccordement au réseau électrique

national est impossible, en raison en particulier de la distance de l'agglomération au réseau

On a pris l'habitude ces dernières années à cause des développements technologiques dans le domaine des énergies renouvelables de distinguer, parmi les options d'ER, les solutions dites «décentralisées». L'Electrification Rurale Décentralisée (ERD) ne se réfère pas seulement à des choix technologiques (réseau ou hors réseau) ou géographiques (urbain ou rural). Cette nouvelle conception de l'ER se réfère le plus souvent à la production locale de l'électricité mais aussi surtout à la décentralisation de la décision d'entreprendre et de générer un schéma d'électrification, qu'il soit raccordé au réseau ou non, en zone rurale ou périurbaine.

Des facteurs critiques doivent être pris en compte dans le montage durable des projets d'électrification rurale décentralisée : choix de technologie ; garantie de l'accessibilité ; considérations sociales et environnementales ; opportunités d'activités productives ... Aussi, des principes doivent être suivis à cet effet. (Confère Banque Mondiale, Novembre 2008) [27].

Une fois la décentralisation envisagée implantée dans la collectivité territoriale grâce à l'essor de l'électrification rurale décentralisée, les populations déjà certaines que le développement local passe par leur capacité de regroupement et de bénéficier des moyens mises à leur disposition demanderont une reconstitution (Tab 2.2) de leur collectivité territoriale en commune par exemple afin d'avoir une identité institutionnelle.

Tableau 2.2: Scénario pour améliorer le taux d'accès à l'électricité dans les zones rurales et urbaines en Afrique pour la période 2007-

Ils sont nombreux les problèmes qui freinent la mise de l'électrification rurale décentralisée au service d'un vrai développement durable au Cameroun. On a notamment :

- Documentation et disponibilité des informations, surtout la cartographie, la cartographie,

Manque de coordination entre tous les acteurs, surtout absence d'une ligne directrice à suivre par les

2.2.2.1. Contraintes liées à la mise en place d'un projet d'ERD

Avant d'entamer une étude de projet d'ER, il importe ici que nous recensons tout d'abord les différents centres de production pouvant être utilisés dans le cadre de l'ERD.

1	Le système de production est constitué par deux sources complémentaires ; une source principale (éolienne, Moteur Synchrone avec un redresseur intégré dans la machine) et une source secondaire (groupe diesel). En complément, nous pouvons noter la présence d'une batterie pour le stockage et pour réaliser un tampon entre l'éolien et la charge.
2	Le système de production est constitué par un ensemble de panneaux photovoltaïques (PV) associés à un système de stockage par batterie. La batterie peut être chargée par un groupe électrogène. Ce système permet d'arriver à une meilleure fiabilité qu'un système PV sans groupe électrogène. Le diesel réduit la taille du PV et le PV réduit le temps de fonctionnement du diesel, la consommation en fuel, la maintenance et les coûts de remplacement.
3	Le système de production est constitué par une éolienne associée à un système de stockage par batterie. La non utilisation d'un groupe de secours oblige ici d'avoir un système de stockage de taille importante (environ cinq jours d'autonomie).
4	Le système de production est constitué par une éolienne et des panneaux PV associé à un système de stockage. Ce système n'utilise pas de groupe diesel.
5	Le système de production est constitué par un ensemble éolien + panneaux PV associé à des batteries. Un groupe électrogène est utilisé uniquement lorsque l'ensemble ne peut plus rien fournir. On utilise également une charge ballaste (dump load) dans le cas où l'ensemble du système à base d'EnR ne peut plus fournir l'énergie électrique nécessaire.
6	Le système de production est constitué par un ensemble de groupes électrogènes associés à un parc éolien et des panneaux PV (avec stockage) ; le tout alimentant l'île grecque de Kythnos. La présence des énergies renouvelables est là pour réduire la consommation en fuel des groupes électrogènes.
7	Le système de production est constitué par un ensemble de groupes électrogènes associés à un parc éolien et des panneaux PV (avec stockage) et une charge ballaste.
8	Le système de production est constitué par un groupe diesel associé à des panneaux PV et des batteries. Le groupe électrogène est éteint aux heures creuses lorsque les batteries peuvent fournir l'énergie électrique.

Le Tableau 2.3 fait apparaître deux types de centres de production ; les centres utilisant principalement les énergies renouvelables (de [1] à [5]) et les centres utilisant principalement l'énergie fossile comme source de production (de [6] à [8]). Les différents exemples présentés dans le Tableau 2.4 montrent qu'il existe un nombre très important de configurations de centres de production, que ce soit pour les systèmes basés sur les GE ou les systèmes basés sur les EnR. Pour mieux cerner la problématique portant sur les projets d'électrification en zone rurale, il importe de définir les différentes parties prenantes. Les acteurs intervenant dans l'électrification d'une zone sont ainsi cartographiés en figure 2.12. Pour chacun de ces acteurs, nous avons défini les différentes fonctionnalités qui peuvent être attendues du réseau de distribution. Le tableau 2.4 regroupe les principales fonctions attendues par chacun de ces acteurs.

Figure 2.12: Cartographie des objets et des acteurs intervenant dans l'électrification rurale d'une zone [34]

Tableau 2.4 : Fonctions attendues par chacun des acteurs intervenant dans l'électrification rurale des Pays En Développement [34]

Acteurs intervenant dans l'électrification	Fonctions attendues par cet acteur
Clients	- Recevoir un service électrique à un certain coût en fonction de besoins prédéfinis - Développer une activité économique rentable (clients tertiaires et industriels)
Autorités politiques	- Electrifier le plus vite possible le plus de monde possible afin de satisfaire la population - Pouvoir bénéficier d'aides internationales pour le projet d'électrification - Permettre un développement durable du pays - Minimiser le coût d'acquisition du système - Tenir compte des influences historiques (réseau HTA de type Nord Américain ou Européen)
Maître d'ouvrage	- Planifier le réseau en fonction d'architectures standardisées - Utiliser du matériel standardisé en gamme normalisée
Exploitant du réseau	- Gérer un réseau « facilement » exploitable - Assurer la sécurité des personnes et des biens - Faciliter le raccordement de nouveaux clients - Etre informé de l'état du réseau - Assurer la maintenance du réseau - Réduire le nombre de pièces nécessaires
Producteur d'énergie	- Produire de l'énergie électrique à moindre coût - Etre alimenté facilement en énergie primaire
Gestionnaire de l'énergie	- Gérer l'équilibre entre l'offre et la demande - Gérer la qualité de l'énergie électrique - Veiller au respect des normes - Privilégier éventuellement les sources d'énergie renouvelables - Acheter l'énergie électrique à bas coût
Gestionnaire clients	- Adapter le type de paiement au type de clients - Vérifier la bonne utilisation de l'énergie en fonction de ce qui a été prévu - Former les clients à la sécurité de leur installation - Vérifier le bon respect des règles de paiement définies
Financiers	- Financer des projets rentables en ayant un bon rendement des capitaux (banque commerciale) - Intervenir dans le développement durable (banque mondiale)

La figure 2.13 résume les caractéristiques principales de dimensionnement de deux types de centres Production d'Electrification Rurale Décentralisée (PERD) qui obeissent à une démarche méthodologique qui sera définie par la suite.

- utilisation de batteries pour gagner sur la durée de vie du GE aux heures creuses,

- utilisation d'un GE de puissance plus faible pour gagner en consommation et sur la durée de vie du GE,

- utilisation d'un système de stockage pour assurer une certaine fiabilité de fonctionnement au système,

- utilisation d'un GE pour réduire la taille du stockage ; différents types de fonctionnement (chargeur de batteries et donc de faible puissance, ou utilisation de celui-ci en secours et donc dimensionné pour passer la pointe),

Figure 2.13 : Caractéristiques des deux types de centre de production envisagés pour l'ERD[34]

La méthode de dimensionnement utilisée est la méthode dite « d'essai et d'erreur » ; il s'agit de tester un certain nombre de solutions potentielles jusqu'à l'obtention d'une solution adéquate. Pour cela, il est nécessaire de choisir les variables du problème (variation des paramètres), l'espace de recherche (limites de variation de ces paramètres), et la fonction objective (objectifs à atteindre) Figure 2.14.

*1) Analyse*		Définition du problème Contraintes Objectifs
		Définition du problème Contraintes Objectifs

*2) Synthèse*		Formulation des solutions potentielles
*2) Synthèse*

		Evaluation des solutions potentielles
*3) Evaluation*

Figure 2.14 : Descriptif d'un processus de dimensionnement par la méthode d'essai et d'erreur[34]

Pour dimensionner au mieux un centre de production pour l'ERD, Il est alors nécessaire de déterminer la combinaison des différents éléments de production (variables) minimisant son bilan actualisé (fonction objectif) sur la durée de l'étude (Figure 2.15).

Cette méthode choisie est adaptée pour dimensionner au mieux un centre de production pour l'Electrification Rurale Décentralisée. Il est alors nécessaire de déterminer la combinaison des différents éléments de production (variables) minimisant son bilan actualisé (fonction objectif) sur la durée de l'étude (D = 20 ans). Celui-ci est constitué par :

matériels de production permettant d'assurer l'équilibre
production - consommation

Figure 2.15: Méthode de dimensionnement pour choisir l'équipement à installer pour une configuration prédéfinie de système ERD [34]

Pour déterminer les coûts horaires de fonctionnement de chacun des systèmes, nous effectuons une analyse

temporelle du fonctionnement en discrétisant le temps (créneau d'une heure). L'équation de base

Dans ce cas, _PCharge représente la charge vue depuis le centre de production (charge des clients plus les pertes dans le réseau de distribution BT). La détermination des différents vecteurs PGénérateur

( _PGE , _PEolien^et_PBatterie ) s'effectue grâce à la programmation du fonctionnement envisagé. On peut ainsi déterminer les différents coûts horaires de fonctionnement des éléments de production puis enfin en déduire les coûts actualisés du système.

La taille de ces vecteurs (20 ans * 365 jours * 24 heures = 175 200 heures) est trop importante pour un calcul rapide ; il est donc nécessaire de le réduire. Pour cela nous devons faire des hypothèses sur une taille suffisamment représentative de ces paramètres. Pour la donnée d'entrée « charge », nous utilisons la courbe de charge moyenne, ainsi une évaluation sur 24 heures de la courbe de charge moyenne est suffisante.

Pour les éléments de production, la puissance fournie par les groupes électrogènes _(PGE) sera une donnée de «sortie » à calculer du bilan de puissance. Par contre, pour les sources de production renouvelables, la puissance ( _PEolien) est calculée implicitement grâce à la vitesse de vent disponible (donnée «d'entrée »). Il est cependant nécessaire de réaliser une hypothèse sur cette donnée d'entrée aléatoire. Trois niveaux d'hypothèses ont été considérés.

2.2.2.2. La planification énergétique intégrée outil de développement des CTDs

La planification d'un projet est un processus d'organisation du projet en fonction de l'analyse des problémes et des objectifs à atteindre (objectifs réalisés et réalisables pour apporter une solution aux problémes diagnostiqués). Compte tenu des différents modèles de planification existant, dans l'élaboration d'un projet d'électrification rural en particulier, le modèle de planification opérationnelle est le plus employé. Car il englobe les autres modèles dans sa réalisation et se définit à travers le Tab 2.5 ci-dessous. La planification opérationnelle est une série de processus itératifs à définir (le quoi (les extrants), le qui (organisation et RH), le comment (logique d'exécution), le quand (calendrier), le combien (ressources financières)). La tâche étant le point central, tout le processus vise à assurer que chacune d'entre elles soit réalisée dans les meilleures conditions en accordant une attention particulière aux paramètres de temps, de coûts et de contenu.

Autres processus de planification:
Planifier le management des risques,
mettre en oeuvre l'analyse quantitative et
qualitative des risques, planifier la
qualité, les approvisionnements et les
communications

La planification est d'une importance capitale pour un projet, car il implique de réaliser quelque chose qui n'a jamais été fait auparavant. Il en résulte un assez grand nombre de processus. L'ampleur de l'effort de planification doit être proportionnée aux objectifs du projet et à l'utilité des informations produites. Les relations entre les processus de planification sont nombreuses. Ces processus sont soumis à de nombreuses itérations, avant l'achèvement du plan. La planification n'étant pas une science exacte, on distingue ainsi des processus principaux et ceux de soutien.

Les processus de planification principaux sont celles qui imposent leur élaboration dans un ordre identique sur la plus part des projets. Ils sont susceptibles de plusieurs itérations au cours d'une même phase de projet comme illustré dans la Fig 2.16.

Les processus de planification de soutien connaissent leur interférence dans les autres processus mais dépendent de la nature du projet et se déroulent bien souvent de façon discontinue à la demande. Ils n'en sont pas pour autant facultatif, ce sont :

+ La planification de la qualité - pour identifier quelles sont les normes de qualité applicables au projet, et déterminer comment les respecter ;

+ La planification de l'organisation - pour identifier, rédiger et affecter les rôles, les

+ L'obtention des ressources humaines - pour trouver les ressources humaines nécessaires et les faire affecter au projet ;

+ La planification des communications - pour déterminer les besoins en information et en

communication des parties prenantes : qui a besoin de quelle information, quand, et sous quelle forme ;

+ L'identification des risques - pour déterminer quels risques peut encourir le projet, et établir les caractéristiques de chacun ;

+ La quantification des risques - pour évaluer les risques et leurs interactions afin d'estimer la marge de déviations possible du projet ;

+ L'élaboration des mesures de mitigation - pour définir les possibilités de profiter des opportunités et les parades aux menaces ;

+ La planification des approvisionnements - pour déterminer ce qui est à acquérir, et quand ;

+ La planification de l'invitation à soumissionner - pour établir la liste des fournitures nécessaires et la liste de leurs fournisseurs potentiels.

La planification constitue par définition l'élément central, le fil conducteur de toute stratégie de long terme, sans laquelle on ne peut envisager de résoudre durablement le déficit énergétique. La planification énergétique s'appuie sur un ensemble de techniques, de méthodes et d'outils d'aide à la décision visant à recenser les differentes offres en énergie électrique de la CTD afin de satisfaire la demande. Or tout défaut de planification peut conduire à mésestimer les investissements nécessaires, dans leur montant et/ou leur localisation, avec des conséquences à la fois douloureuses en termes d'équilibre financier de la filière et plus largement de potentiel économique.

La planification énergétique locale différente de celle nationale a pour objectif de proposer des stratégies en matière d'énergie sur une collectivité territoriale bien identifiée. Elle vise à renforcer l'utilisation optimale des ressources énergétiques locales, la recherche d'une efficacité accrue dans les processus de conversion de l'énergie, l'optimisation du coût des services pour l'usager final, l'amélioration de la qualité de l'air et la réduction des émissions de gaz à effet de serre. Pour son élaboration on procéde par la méthodologie de planification guidée par l'offre puis celle guidée par la demande.

Par sa dimension prospective, l'étude de planification énergétique locale donne aux élus les moyens d'exercer leur responsabilité en matière de choix énergétique. Elle s'inscrit dans une démarche active de développement local.

L'approche guidée par la demande est l'élaboration de « packages » technologiques permettant de cibler une demande particulière (santé, éducation, usages productifs, sécurité, confort...). Cette approche consiste à déterminer la pertinence technique et économique d'une solution à petite échelle, pour ensuite promouvoir sa réplication à grande échelle. L'étude s'appuie donc fréquemment sur des projets pilotes et des études de cas. L'objectif est ici de déterminer de façon pragmatique et opportuniste les meilleures options d'électrification avec un minimum de parti pris technologique (énergies renouvelables/fossiles, réseau/hors réseau) et idéologiques (centralisé/décentralisé), en se focalisant sur les usages les plus pertinents du service électrique en milieu rural.

Cette approche est donc fortement multisectorielle puisqu'elle sollicite les différents acteurs du développement rural ainsi que la (les) compagnie(s) d'électricité. La démarche générale consiste souvent à procéder en 3 étapes successives :

'?. Identifier les localités susceptibles d'être raccordées au réseau dans un avenir proche en concertation ou non avec les opérateurs du réseau ;

'?. Identifier les projets décentralisés à partir des ressources énergétiques (diesel, petites centrales hydroélectriques, biomasse, éolien etc.) et financières disponibles. Ces projets sont sélectionnés et

hiérarchisés selon des critères d'impact potentiel sur le développement social et économique.

'?. Proposer des solutions d'ERD (PV, plateformes multifonctionnelles) pour assurer l'accès aux services énergétiques de base dans les localités restantes.

Lorsqu'une collectivité a en esprit son essor, cela constitue un projet. Et comme tous projets, celui-ci doit repondre à une suite de questions :

chaque étape renvoie à des questionnements, des démarches et outils spécifiques.

Comme pour la nation toute entière, les collectivités peuvent se doter d'un plan énergétique communal

pour cela il importe que celle-ci soit dotée d'outils adéquat pour la formulation d'une politique de

> d'améliorer l'estimation de la demande d'électricité et la prévision de son évolution

> Maîtriser l'évolution de la demande et améliorer l'efficacité des systèmes électriques

Le Cameroun dispose d'un outil de développement du système énergétique exposé dans ses divers plans de

développement du secteur de l'énergie. Grâce à la gamme complète de ses modèles de planification

énergétique, l'AIEA propose des modèles de planifications énergétiques avec des outils associés à chacun.

Selon l'AIE, La planification énergétique intégrée est l'analyse systématique de tous les facteurs qui influencent l'évolution des systèmes énergétiques. Elle favorise le règlement des problèmes et permet de rechercher des liens, d'évaluer les avantages et les inconvénients des options et de comparer leurs conséquences, aidant ainsi les pays à élaborer une stratégie énergétique efficace qui concourt à la réalisation de leurs objectifs nationaux en matière de développement durable.

La planification énergétique intégrée permet aux pouvoirs publics de prendre en temps voulu et en connaissance de cause des décisions pour la gestion de l'offre et de la demande énergétiques. Elle permet : > de comparer les options et de calculer les coûts et avantages des différents scénarios ;

> de recenser les options et d'évaluer leurs points forts et leurs points faibles ;

> d'étudier les contraintes, d'analyser les limites des structures actuelles ou futures (financière, stratégique, etc.) ;

> d'évaluer les effets possibles, et d'apprécier la possibilité de réussite sur le court et le long terme.

La construction d'un projet d'Electrification Rurale Décentralisé (ERD) devrais faire appel à un outils « Le cadre logique ». C'est un outil de présentation dynamique d'un projet très utilisé actuellement dans le milieu de la coopération international. C'est-à-dire :

? Utilisable pour l'évaluation en cours et final (avec les indicateurs et les autres outils de suivi :

Bien qu'il soit élaboré au cours de l'étape de planification d'un projet, le cadre logique est un document vivant qui devrait être consulté et modifié tout au long de la durée du cycle de projet.

Le cadre logique ne montre pas chaque détail du projet. C'est une vue d'ensemble des facteurs clés. Les détails peuvent être donnés dans d'autres documents tels que la proposition, le budget et le calendrier d'activités qui accompagnent le cadre logique.

a) Le lancement d'un projet part d'un diagnostic. Celui-ci partagé avec les partenaires de la collectivité territoriale du pays permet de se fixer des idées qui vont du plus général au plus spécifique :

b) Après le diagnostic, on envisage les actions pour arriver à ce résultat. Elles seront programmées chaque année avec un devis programme (détail des actions et programmation fine de ces actions). Par exemple pour améliorer l'électrification, le projet pourra développer les actions suivantes : - Réduire le coût de branchement des ménages

- Soutenir les financements des projets d'électrification rurale par les partenaires internationaux

Quelques exemples d'outils (dont les spécifications sont disponibles), sont fournis ci-dessous et regroupés en 3 catégories :

Les outils de dimensionnement de systèmes énergies renouvelables ou hybrides sont nombreux. Parmi les plus diffu-sés, on trouve :

RETScreen ( www.retscreen.net), développé par la Division Énergie Électrique et Renouvelable des Ressources na -turelles du Canada (NRCan)

De même, de nombreux logiciels existent pour effectuer les calculs de dimensionnement et d'optimisation

Deux exemples de logiciels dédiés à l'électrification rurale (conception de plans locaux basse et moyenne

Si les outils dédiés aux études de conception et de faisabilité abondent, les outils de planification intégrés restent peu nombreux, sans doute du fait du caractère non systématique des méthodologies utilisées, et d'une faible demande en plans d'électrification rurale faciles à mettre à jour.

Quelques exemples d'outils permettant d'effectuer une planification à long terme sur un territoire donné : «Electrification Planning Decision Tool », développé par Rural Areas Power Solutions (RAPS)

SOLARGIS, Integration of renewable energies for electricity production in rural areas ( www-cenerg.cma.fr/~st/solargis/), développé par le Centre d'Énergétique (CENERG) - ARMINES (France) ;

ENERGIS, Planificácion Energética Regional utilizando tecnologia GIS, développé par l'INESC (Instituto de Engen -haria de Sistemas e Computadores, http://www2.inescporto.pt/);

GEOSIM ( www.geosim.fr), développé par Innovation Énergie Développement (IED).

La planification des réseaux de distribution à travers un systéme de planification d'ER (Tab 2.6) est une méthode permettant d'analyser de manière technico-économique le développement des réseaux. L'électrification de sites isolés dans les régions en développement constitue un marché potentiel pour les systèmes d'énergie photovoltaïque et petites centrales hydroélectiques. Toutefois, si ces systèmes ont été largement étudiés et améliorés au cours des deux dernières décennies, leur développement à une échelle significative ne sera possible que dans la mesure où l'on aura une idée claire du marché qui leur est ouvert en termes de compétitivité technico-économique. Or, la plupart des analystes classiques mettent en doute leur rentabilité économique, la mobilisation du capital nécessaire à l'investissement initial est présentée comme un obstacle rédhibitoire. Aussi, l'utilisation de ces systèmes d'énergie dans les sites isolés suppose une analyse préalable des conditions d'installation tant au point de vue technique que vis-à-vis de l'environnement.

Au Cameroun l'installation des systémes de production d'énergie repose sur les points suivants :

? Elle sera basée sur le Plan directeur de l'Electrification Rurale de 15 ans, à actualiser tous les 5 ans par le MINEE en vue d'identifier des programmes prioritaires par un Comité de planification de l'ER (COPER) et s'organise comme suit :

? La combinaison de deux types de planification est à adapter en fonction de l'échelle des zones à électrifier dont le but est d'optimiser les projets et programmes d'électrification rurale.

? L'amélioration des conditions de vie des populations dans les domaines de la santé, de l'éducation, de l'agriculture, de l'hydraulique rurale, de la promotion du genre et principalement des activités génératrices de revenus passe par les OMD.

? La déclaration du millénaire en septembre 2000 qui a défini les OMD, milite pour l'aide financière, le renforcement des capacités et le transfère de technologiques que les pays développés peuvent apporter aux divers projets des pays les moins avancés.

? En outre, l'atteinte de ces objectifs via l'ER impose un esprit d'anticipation, de collaboration, de concertation avec d'une part les partenaires privés, et d'autre part avec tous les partenaires au développement au niveau national (communes) et au niveau international [31].

2.2.2.3. Calculs économiques d' investissements énergétiques

L'investissement mobilise très souvent d'importants moyens financiers. Cette situation implique qu'un investissement ne peut se réaliser sans une étude préalable entraînant des hypothèses et des choix [3, 6].

Il existe plusieurs méthodes financières permettant le choix. Parmi elles, deux les plus couramment utilisées: + Méthode de la valeur actuelle nette ou VAN,

La Valeur Actuelle Nette repose sur la comparaison entre le capital investi et la valeur actuelle des cash-

flows dégagés par le projet. La détermination de la VAN d'un investissement appelle les étapes suivantes:

où j = 1, n (2.47)
Le Taux de Rentabilité Interne est le taux d'actualisation qui annule le bénéfice net actualisé.

B : Bénéfice actualisé, I0 : Investissement initial à l'exercice (0), Dj : Dépenses

Si a > r, le bénéfice est négatif, ce qui donne un investissement non rentable.

Après une étude économique permettant de motiver l'investissement, il importe de procéder à la gestion sur le terrain du projet. La conduite de projet est une démarche visant à structurer, assurer et optimiser le bon déroulement d'un projet. Gérer et animer un projet c'est d'abord savoir en négocier l'objectif mais aussi mettre en oeuvre les compétences et outils de l'analyse fonctionnelle, de planification (WBS, PERT, Gantt), gérer le budget disponible, maîtriser des risques, animer et motiver une équipe-projet tout cela en conciliant les intérêts du maitre d'ouvrage et des parties prenantes. Les livrables doivent être clairement définis pour un résultat conforme à des normes de qualité, pour le moindre coût et dans le meilleur délai possible.

La Fondation Énergies pour le Monde a mené des enquêtes détaillées auprès de la population pour connaître les besoins et moyens des futurs abonnés. Les ménages utilisent des équipements rustiques pour assurer leur confort énergétique : bougies et lampes à pétrole pour s'éclairer, piles pour alimenter une radio ou des torches électriques. Les durées journalières d'éclairage sont en moyenne de 5 h, en général tôt le matin et entre 18 et 22 h le soir.

Le montant moyen des dépenses énergétiques substituables par l'électricité est de 9 €. Les ménages ont donc la capacité de payer un service électrique.

La tarification doit répondre à un double impératif : être accessible à la population et assurer la pérennité du projet. Elle est segmentée en trois types d'abonnés :

? secteur domestique, avec 4 niveaux de services. Une tarification au forfait mensuel est préconisée, allant de 2 € à 9,2 € en fonction du service choisi ;

? secteur social (centres de santé, écoles, bâtiments administratifs, éclairage public) ;

« La solution photovoltaïque individuelle retenue pour le programme favorise le paiement de l'électricité au forfait, puisque pour chaque niveau de service, la consommation est limitée et connue. Ce système facilite de plus la gestion pour l'exploitant. »

Dans les projets d'accès à l'électricité en milieu rural, il est habituel de mener une analyse économique sur une durée de 20 ans. Ce choix est lié notamment à la durée de vie des équipements de production (20 à 30 ans). L'analyse économique prend aussi en compte un taux d'actualisation réel de 5 %, les coûts et recettes ainsi que les amortissements et impôts sur le bénéfice.

À partir de l'estimation des coûts et des revenus, il est possible d'analyser les cash-flows générés sur 20 ans et la rentabilité de l'opération. Seule la rentabilité économique est calculée, c'est-à-dire qu'il n'est pas tenu compte du montage financier (emprunts, fonds propres) permettant de financer la part d'investissement non subventionné.

Dans ce secteur nouveau et considéré comme risqué, un retour sur investissement significatif est un élément important pour convaincre des acteurs privés de s'engager.

L'hypothèse retenue, après consultation d'opérateurs privés déjà en activité, est donc de viser un taux de rentabilité interne (TRI) de 10 % sur 20 ans pour l'exploitant et de 6,5 % pour l'ensemble des investissements privés.

Comme critère de base d'évaluation, nous avons utilisé une méthode d`analyse qui est basé sur le calcul du TEC. Ce critère est bien connu et appliqué généralement par les économistes spécialistes des énergies renouvelables. Il permet de procéder de façon fiable et rapide aux analyses économiques (non financières) préalables des projets d'investissement industriels, particulièrement dans le domaine de l'énergie. TEC veut dire Taux d`Enrichissement en Capital et il est un index du profit par unité de capital investi.

? Durée d`observation de 30 ans : cette période couvre les temps de vie de toutes les composantes, en particulier des principales composantes comme les panneaux photovoltaïques, et sert à comparer les niveaux de rentabilité attendues entre les concessionnaires des Programmes Prioritaires d'Electrification Rurale (15 ans).

? Cash-flow non-constant : nous avons assigné uniquement dans les périodes réelles de renouvellement les coûts des composants qui sont nécessaires. Par exemple, les batteries sont renouvelées tous les huit ans et les onduleurs et régulateurs tous les dix ans.

? Influence de l'inflation de 2% sur le relèvement annuel des coûts des composantes et tarifs de paiement.

? Taux d`actualisation nominal de 10%, qui permet d'estimer la valeur actuelle du capital à acquérir ou dépenser dans le futur, et l'analyse de sensibilité des résultats pour les taux entre 2% et 15%. 10% est normalement pris comme le taux d'intérêt moyen réel pour le financement des fonds propres et emprunts.

? Augmentation annuelle du coût du combustible de 4%: les statistiques historiques de l'IEA montrent que le prix du pétrole a augmenté de manière extrême dans les 4 dernières années de 17 USD/bbl (2002) à 45 USD/bbl (2005). Pour maintenir un scénario réel, qui soutient que les combustibles fossiles seront plus rares et pour tant son prix deviendra plus cher, nous avons utilisé un 4% en

augmentation des prix de combustibles (voir la graphique suivant, 18USD/bbl en 1995 vers 25USD/bbl en 2003).

Entre les calculs d'annuités et le déroulement de cash flow dans cette étude, il résulte plus intelligent d'analyser les projets selon le cash flow. Le cash flow montre les avantages suivants : il permet d'intégrer l'augmentation du prix de combustibles séparément de l'inflation et il facilite la visualisation de la démarche du projet sur les temps du projet. De cette manière, le cash-flow aide les investisseurs à planifier les périodes où les dépenses attendues. Par exemple quand le financement additionnel est requis pour le renouvellement des composants spéciaux.

En suite, la définition des critères économiques qui ont été utilisées dans différents partis de cette étude.

? La Valeur Actuelle Nette (VAN) : cette valeur est un critère classique de faisabilité économique. Dans notre approche d'évaluation la VAN sert à calculer le TEC. La VAN d'un projet est la somme des cash-flows annuels actualisés, de l'année zéro à l'année n. Le cash-flow concerne les comptes de flux monétaires, qui se calculent avec la différence entre les recettes et les dépenses de chaque année. L'investissement (I) se réalise durant la période zéro. L'équation utilisée est :

Le Taux d'Enrichissement en Capital (TEC) : il est un outil de choix des projets les plus rentables. Ce critère traduit l'efficacité des fonds investis, en termes de génération de VAN, puisque il ne considère pas seulement la valeur nette de capital générée, mais aussi les avantages des projets qui requièrent moins d'investissement. A partir de la valeur du TEC, il est possible de calculer simplement le TRI (taux de rentabilité interne), le TRA (temps de retour actualisé) et le TRB (temps de retour brut) des projets ainsi que les niveaux de subventions éventuels pour que le projet atteigne un niveau de rentabilité économique donné.

Ainsi, un projet est rentable si son TEC est supérieur à zéro. Le TEC optimal d'un projet d'énergies renouvelables sans combustibles (ou sans coûts variables) doit être égal à au moins 0,3 ou 0,4. Cette valeur vient de la liaison entre le TEC et « la marge sur le prix de revient » : un TEC de 0,3 correspond à un 20% de marge entre le prix de vente et le prix de revient, qui est considéré comme le minimum nécessaire pour une stratégie industrielle et commerciale pérenne. Pour les investisseurs le TRI, est un critère de rentabilité plus connu. Pour cette raison, il est aussi important comprendre sa relation avec le TEC. Le TRI est tiré de la condition VAN = zéro, qui est la valeur du taux d'actualisation rendant nulle la rentabilité d'un projet. Pour qu'un projet soit rentable, son TRI doit être supérieur au taux d'actualisation. Par exemple, pour un TRI de 11%, qui est considéré actuellement par beaucoup des investisseurs privés comme la rentabilité minimale d'un projet, on peut voir que le TEC est de 0,35, ce qui correspond à une marge sur le prix de revient de 25%.[5]

Si le TEC est négatif ou est au dessous du niveau attendu, les subventions (Si) à l'investissement initial nécessaires pour obtenir la valeur de tel TEC attendu sont calculés comme suit (voir démonstration mathématique dans les annexes) :

Il est important remarquer que les projets avec un TEC actuel inférieur à -1 ne peuvent jamais être rendus rentables par des subventions à l'investissement initial, même à 100%. Dans ce cas, les subventions doivent être complétées par des subventions à l'exploitation [5].

? Le Coût Global Actualisé (CGA) : ce critère sert à la comparaison du coût des alternatives décentralisées et du coût de raccorder un village au réseau. Le CGA d'un bien ou d'un service est par définition le ratio entre la somme des dépenses actualisées relatives au projet, de l'année zéro à l'année n, et la somme des productions actualisées, elles aussi de l'année 1 à l'année n [5].

Les dépenses comprennent l'investissement (I), l'exploitation (Cexploitation), la maintenance (Cmaintenance) et le remplacement (CR) périodique des gros composants.

Selon le cabinet d'étude Sun Light Power Maroc une étude réalisée par le Ministère de l'énergie et des Mines et ses partenaires, les foyers ruraux non connectés au réseau utilisent : du gaz, du pétrole lampant, des bougies pour assurer leur besoin d'éclairage, des piles sèches pour alimenter les radiocassettes et des batteries de voiture rechargée au village le plus proche, généralement situé à une distance entre 2 à 15 km pour alimenter les téléviseurs. Ce cas qui fait référence aux foyers ruraux au Maroc n'est pas si différent de ceux de l'Afrique sub-saharienne à l'occurrence les pays de l'Afrique centrale particulièrement le Cameroun. L'importance relative de ces précédentes sources d'énergies diffère d'une région à l'autre. Des sources d'énergie comprises entre deux à trois mises en parallèles sont utilisées selon les combinaisons et généralement déterminées par le prix et la disponibilité dans la région pour alimenter les foyers ruraux.

La dépense de consommation énergétique des foyers ruraux est estimée à 85€/an/foyer, soit 7€/mois/foyer sans prendre en compte l'investissement en matériel d'usage. En prenant en compte l'amortissement du matériel, le budget annuel total sera de 120€/an/foyer.

En prenant l'hypothèse que l'Etat Camerounais subventionne les systèmes d'électrification par PV, PCH au sein d'une Direction des énergies renouvelable pas encore existante, ou bien des opérateurs privés actifs très impliqués dans le secteur offrent leur service et se voient soutenus par l'Etat. La dépense annuelle pour l'acquisition d'un kit PV standard de 50Wc ,4 lampes sur le marché en payant comptant ou en location serait de 180€/an/foyer par exemple. Si on note (a) taux d'actualisation,(D) les dépenses mensuelles en consommables énergétiques et (T) la durée de vie de l'équipement exprimée en nombre de mois, l'investissement maximal (I) est donnée par la formule :

CONCLUSION

Au terme de cette analyse de ces deux modes de production de l'énergie électrique à savoir centralisée et décentralisée, on constate que le développement de l'un par rapport à l'autre est fonction de la politique du pays, des moyens de financement dans le secteur énergétique et de la quantité de ressources que le pays pourrait disposer dans le domaine des Energie rénouvelables. Mais il importe de constater que dans la mise en place d'une politique de gestion de collectivités territoriales, les gouvernements doivent s'attelés à faire tous liés à politique choisie car le faite de voir celle-ci être appliquée dans un secteur de croissance économique et non dans l'autre, cela ne rassure point la recherche de la lutte de la pauvreté en milieu rural. L'efficacité de la production décentralisée est directement dépendante de l'évolution des réseaux de transport d'énergie intelligents de type Smart grid, capables de gérer la variété et la variabilité des sources. En l'état actuel de la technique, la production décentralisée présente, par rapport à la production centralisée, les caractéristiques suivantes :

Avantages : Possibilité d'alimenter en électricité des sites de consommation très éloignés du réseau existant, et dont les consommations ne justifient pas des installations de production de forte puissance. Valorisation de sources d'énergie primaire fatale (solaire, éolien) ou dérivée (chaleur produite à d'autres fins)

Inconvénients : Participation faible ou nulle au réglage de la fréquence et de la tension du réseau électrique. Faible capacité à participer à la reconstitution du réseau, risque d'îlotage non maîtrisé (un générateur décentralisé, qui se trouve déconnecté du réseau principal et qui continue à alimenter des charges, forme un îlot avec sa charge. On parle alors d'îlotage). Pour certaines énergies comme l'éolien ou le solaire, forte intermittence, faible prévisibilité, commandabilité faible ou nulle.

Aspects économiques et financiers : Les énergies décentralisées sont bien adaptées pour approvisionner les sites difficilement raccordables au réseau (sites isolés en montagne, îles...). Cependant, en l'état actuel de la technique, ces modes de production ont une rentabilité plus faible que les équipements de grande taille, pour les zones bien interconnectées au réseau. Pour celles de ces énergies qui s'appuient sur une énergie primaire renouvelable (éolien, solaire, hydraulique), les gouvernements de la plupart des pays développés mettent en place des dispositifs d'aide dont le coût est supporté par les usagers du système électrique.

DEUXIEME PARTIE :
modernisation du reseau électrique camerounais pour une production
électrique favorable a la croissance économique des collectivités
territoriale décentralisées (CTDs).

Chapitre III : Modernisation du réseau électrique du Cameroun et
croissance économique CTDs.

INTRODUCTION

La planification énergetique integrée est l'outil primordial pour la maîtriser des ressources en énergie électrique durable d'un réseau électrique.

Les réseaux électriques peuvent être organisés selon plusieurs types de structures :

structure maillée : les postes électriques sont reliés entre eux par de nombreuses lignes électriques, apportant une grande sécurité d'alimentation.

structure radiale ou bouclée (les postes rouges représentent les apports d'énergie) : la sécurité d'alimentation, bien qu'inférieure à celle de la structure maillée, reste élevée.

structure arborescente (les postes rouges représentent les apports d'énergie) : la sécurité d'alimentation est faible puisqu'un défaut sur la ligne ou sur le poste rouge coupe l'ensemble des clients en aval.

Chaque type de structure possède des spécificités et des modes d'exploitation très différents. Les grands réseaux d'énergie utilisent tous ces types de structure. Dans les niveaux de tension les plus élevés, on utilise la structure maillée : c'est le réseau de transport. Dans les niveaux de tension inférieurs, la structure bouclée est utilisée en parallèle de la structure maillée : c'est le réseau de répartition. Enfin, pour les plus bas niveaux de tension, la structure arborescente est quasiment exclusivement utilisée : c'est le réseau de distribution.

Les réseaux de transport sont à haute tension (HTB) (de 50 kV à 400 kV) et ont pour but de transporter l'énergie des grands centres de production vers les régions consommatrices d'électricité. Les réseaux de répartition sont à haute tension (de l'ordre de 30 à 150 kV) et ont pour but d'assurer à l'échelle régionale la fourniture d'électricité. L'énergie y est injectée essentiellement par le réseau de transport via des transformateurs, mais également par des centrales électriques de moyennes puissances (inférieures à environ 100 MW). Les réseaux de répartition sont distribués de manière assez homogène sur le territoire d'une région.Les réseaux de distribution ont pour but d'alimenter l'ensemble des consommateurs. Il existe deux sous niveaux de tension :

les réseaux basse tension(anciennement BT devenu BTB de 110 à 600 V), sur lesquels sont raccordés les utilisateurs domestiques.

Dans ce chapitre l'objectif nous aborderons l'aspect de modernisation des réseaux électrique en Zone CEMAC et au Cameroun en particulier. Après une présentation des avantages et incovenients du mode de production décentralisée et centralisée de l'énergie électrique, nous cherchons ici à exploiter les outils technologiques modernes afin d'observer si leur implication pourrait ressourdre les problémes que posent l'un des modes de production d'électricité. Cette modernisation passe par le développement des projets portant sur des réseaux électriques intelligents (smart-grids). les réseaux de transport et de distribution d'électricité et des consommateurs, les unités de production d'énergie font partie intégrante des smart grids.

Le développement de la production décentralisée (installation de petite capacité à des niveaux de tension peu élevés) est l'un des moteurs principaux de l'évolution vers les smart grids. En effet, la nature même (de faible puissance, décentralisée et souvent intermittente) de cette production exige une forte flexibilité de fonctionnement du réseau, une reaction en temps réel sur les problémes d'offre et demande d'énergie électrique. L'intégration de la production décentralisée passe par une optimisation de sa contribution dans le réseau électrique en la faisant participer aux marchés de l'électricité et à la fourniture de services aux réseaux pratiquement au même titre que la production centralisée.

III-1 APERÇU GENERAL SUR LES SYSTEMES ELECTRIQUES MODERNES

Les premiers réseaux électriques sont apparus dans la première moitié du XX^ème siècle. Leurs développements furent d'abord anarchiques, chaque gestionnaire de réseaux développant ses moyens de distribution. Le Cameroun conscient d'organiser ce secteur d'activité, s'est doté de la loi n° 98/022 du 24 Décembre 1998 régissant le secteur de l'électricité. Elle s'applique aux activités de production à partir de toute source primaire ou secondaire d'énergie, de transport, de distribution, de fourniture, d'importation, d'exportation et de vente de l'électricité, réalisées par toute entreprise sur le territoire Camerounais. Au Cameroun, l'arrêté N°00000013/MINEE DU 26 JAN 2009 portant approbation du Règlement du Service de distribution publique d'électricité de la société AES-SONEL, octroie à ce dernier le pouvoir de satisfaire la demande des consommateurs des services électriques. Celui-ci lui donne l'autorisation d'exploiter les installations de production et transport d'électricité sur l'entendu du territoire national.

Le système électrique est piloté continuellement à différents niveaux. Géographiquement, on distingue les gestionnaires de réseaux de transport (GRT) et les gestionnaires de réseaux de distribution (GRD). Le pilotage des réseaux est assuré dans des centres de dispatching. Ces centres doivent ou sont répartis sur le territoire national dans une structure hiérarchique, depuis un dispatching national (GRD) gérant le système électrique au niveau du pays vers des unités régionales (GRD) puis locales (GRD) gérant les réseaux de transport et de distribution. Les centres de dispatching assurent le réglage de la tension, rapatrient les informations mesurées sur les réseaux (télémesures et télé informations). Ces données sont traitées par un système informatique appelé SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) pour les réseaux intelligent puis visualisées et interprétées par des opérateurs responsables de la conduite et de la supervision. Les opérateurs utilisent un système informatique appelé EMS (Energy Management System). Ce système est un ensemble de logiciels qui permettent aux opérateurs de réaliser des études de sécurité et de stabilité prédictives ou en temps réel et offrent une aide à la décision dans le contrôle et la conduite.

Lors de l'étude d'un réseau électrique principalement en haute tension, les spécialistes se basent sur les points suivants :

Les réseaux maillés, soumis à des boucles de puissance indésirables entre zones interconnectées, subissent des surcharge de lignes, des problèmes de stabilité, de sécurité statique et dynamique et de toute manière un accroissement des pertes. Les moyens classiques de contrôle des réseaux (transformateur à prises réglables en charge, transformateurs déphaseurs, compensateurs série ou parallèle commutés par disjoncteurs, modification des consignes de production, changement de topologie du réseau et action sur l'excitation des générateurs...etc.) pourraient dans l'avenir s'avérer trop lents et insuffisants pour répondre efficacement aux perturbations du réseau, compte tenu notamment des nouvelles contraintes. Il faudra vraisemblablement, dans l'avenir, compléter leur action en mettant en oeuvre des dispositifs fonctionnant à base d'équipements en électroniques de puissance à grande vitesse de réponse, récemment développés et connus sous l'appellation FACTS (Flexible Alternative Current Transmission System) et HVDC (High Voltage Direct Current) pour le contrôle des réseaux.

A l'exemple des pays à forte croissance démographique et à l'économie florissante, comme le Brésil, la Chine et l'Inde. Ils connaissent une importante progression de leur demande en électricité, le Cameroun en particulier l'Afrique centrale dans cette perspective et pour les besoins d'attirer plus les investisseurs, se doit d'anticiper en se dotant des équipements de haute technologie permettant d'acheminer d'importantes quantités vers les centres urbains et ruraux des pays faisant la demande à partir de centrales électriques parfois situées à plusieurs milliers de kilomètres. Le réseau électrique du Cameroun actuel est doté des dispositifs de compensation de puissance appelés compensateur statique affiche ses limites dans une perspective d'efficacité énergétique. L'ultra- haute tension promet d'apporter une réponse au phénomène de compensation d'énergie à travers l'utilisation des dispositifs FACTS (Flexible Alternatif Current Transmission Systems).

L'ultra-haute tension est une solution pour fournir de l'électricité aux villes sans augmenter le nombre de lignes de transmission. Dans des centres urbains en expansion où la demande est en hausse mais où l'espace manque pour l'installation de lignes de transmission supplémentaires, cette technologie est essentielle. En effet, elle ne nécessite qu'un seul corridor de lignes au lieu de plusieurs.

Les principaux défis se posant au développement des réseaux électriques dans un contexte de décentralisation reposent sur :

La sécurité statique s'intéresse à la qualité du point de fonctionnement atteint dans la configuration post-incident. On vérifie typiquement que les capacités thermiques (CT) des équipements ne sont pas dépassées et que les tensions restent dans des intervalles spécifiés

La sécurité dynamique s'intéresse à la transition du système vers un nouveau point de fonctionnement, en particulier sa capacité à répondre de manière stable. En effet, pour ce type de sécurité, les trois paramètres électriques évalués sont la tension (TEN), la fréquence (FRE) et l'angle rotorique des générateurs (ANG). Les deux sous composantes de la sécurité sont surveillées et évaluées à plusieurs échelles de temps pendant les deux phases de la conduite et de la préparation à la conduite et cela dans le but d'éviter tous les problèmes d'instabilité liés à cette composante de fiabilité.

L'adéquation concerne la capacité du système production-transport à fournir et à transporter la puissance et l'énergie totale demandée à long terme par l'ensemble des consommateurs, compte tenu des indisponibilités programmées ou inattendues de composants du système électrique (ligne, générateur, etc.). A son tour, l'adéquation qui est la première composante de la fiabilité, a deux sous-composantes qui sont :

Figure 3.3 : Les différentes composantes de la fiabilité de système production-transport[38]

En effet, l'ouverture du marché de l'énergie électrique à la concurrence n'est pas sans impact sur la sûreté de fonctionnement des systèmes électriques, essentiellement du fait qu'elle pousse les compagnies de production de l'énergie électrique ainsi que les gestionnaires de réseaux de transport (GRT) à exploiter leurs systèmes avec des marges de sécurité réduites. Les premiers afin de rester concurrentiel avec les autres fournisseurs de l'électricité. Les seconds afin de permettre à cette concurrence de se réaliser dans une vaste région. Pour satisfaire cette ouverture de marché, il faudra s'équiper de nouveaux transformateurs, commutateurs de puissance et autres dispositifs associés et concevoir de nouvelles lignes de transmission destinées à l'ultra-haute tension. L'ultra-haute tension représente donc un défi technique pour les producteurs et les entreprises de service public et une question réglementaire pour les gouvernements.

3.1.1. Développement du secteur de la production électrique au Cameroun

Le DSCE manuel de référence du gouvernement dans son contenu, présente la politique à long terme de développement du secteur électricité. L'objectif du gouvernement dans le développement du secteur de l'énergie électrique est de voir passer l'accroissement du PIB/habitant d'environ 1 000 dollars US en 2005 à plus de 5 000 dollars US en 2030). Pour y parvenir, la mise en place d'une stratégie de développement dans ce secteur s'avérait nécessaire en s'appuyant sur les importantes ressources énergétiques que dispose le pays :

- Potentiel hydroélectrique considérable, dont moins de 3% sont utilisés à ce jour ;

- Importantes réserves de gaz naturel offshore, suffisantes pour le développement économique du pays sur le long terme.

L'accroissement du PIB recherché doit être généré par un développement économique soutenu, basé entre autre sur une croissance du secteur industriel gros consommateur d'énergie électrique (industrie aluminière

en particulier) ayant pour effet de porter la demande en énergie électrique à 10 000 MW à l'horizon 2025, contre une offre de moins de 1000 MW en 2005.

Après cette présentation, une interrogation évidente apparaît directement : qu'est-ce-que le PDSE ? C'est un outil de planification dynamique, qui devra être pertinent et mis à jour par le ministère chargé de l'électricité et l'ARSEL. Le PDSE doit par ailleurs traduire, en termes de planification et de programmation, la volonté politique des Autorités camerounaises de développer le potentiel économique du pays. Enfin, le PDSE participe de la volonté du Gouvernement de développer un programme d'actions efficaces de croissance et de lutte contre la pauvreté, notamment en replaçant la question de l'accès aux services énergétiques de base au centre du développement économique et social du pays.

Vu cette volonté profonde, il importe de rappeler que dans la perspective d'augmenter la production et la consommation d'électricité au Cameroun à travers ses trois principaux réseaux interconnectés RIS, RIN, RIE (Tableau 4.7) pour la recherche de la croissance de son PIB, le Cameroun envisage faire bénéficier aux autres pays de cette richesse à travers des échanges transfrontalières, notamment vers le Tchad, Congo, Guinée Equatoriale, interconnexion avec le Nigeria...etc. Plusieurs scénarios ont été développés dans le PDSE pour obtenir le tableau ci-dessous:

> Le scénario dit « Minimal » correspond aux hypothèses de croissance économique retenues par le « FMI » pour la consommation « service public » et à un statu quo pour la production d'aluminium au Cameroun ;

> Le scénario dit « Médian » correspond aux hypothèses de croissance économique du «DSRP » pour la consommation « service public » et au doublement de la production d'aluminium à Edéa. Ce scénario noté « S1 » est définit sur le terrain par :

+ En 2017/21 : Kikot aval (430 MW) en 3 phases (214 MW en 2017 puis 108MW en 2019 puis 108 MW en 2021);

> Le scénario dit des « Grandes Ambitions » correspond au scénario « Médian » pour le Service public (SP) plus les développements de la filière « bauxite-alumine-aluminium » et d'exportation d'électricité. Ce scénario noté « S2 » est définit sur le terrain par :

> Enfin, le scénario « Bas » correspond au scénario « Médian » pour le Service Public (SP) avec le maintien du statu quo pour la HT et l'aluminium. Ce scénario noté « S0 » est définit sur le terrain par :

En matière d'analyse de la prévision d'accroissement de la production par rapport à 2005, elle est exprimée ci-dessous (Tableau 4.8).

Comme la production électrique, le réseau de transport n'est pas en retrait dans cette grande volonté de développement du secteur de l'énergie électrique. Les projections dans le développement des lignes de transport d'électricité sont les suivantes :

+ Kribi - Edéa, 330 kV, 2x1140 (100 km) simple terne pour scénario S1, double terne pour le

+ Nachtigal - Yaoundé, 330 kV, 2x431 double terne (75 km) pour les scénarii S1 et S2.

+ Nachtigal - Yaoundé, 330 kV, 2x431 double terne (75 km) pour le scénario S0 (éventuellement

+ Kribi - Memvé Elé, 330 kV, 2x431 double terne (250 km) pour tous les scénarii (éventuellement

+ Edéa - Kikot - Yaoundé, 330 kV, 2x1140 double terne (175 km), pour les scénarii S1et S2,

+ Ligne d'exportation vers le Nigeria : Yaoundé - Bafoussam - Mandilla, 330 kV, 2x1140 double

+ Nachtigal - Lom Pangar, 330 kV, 2x1140 double terne (265 km), pour le scénario S2,

+ Ligne d'exportation vers le sud : Bata - Memvé Elé, 330 kV, 2x431, simple terne (165km), pour

+ Ligne d'exportation vers le Nigeria (et Tchad) : Nachtigal - Yola, 330 kV, 2x1140 double terne

+ Ligne d'exportation vers le Nigeria (et Tchad) : Lom Pangar - Yola, 330 kV, 2x1140 double terne

+ Eventuelles lignes supplémentaires 330 kV de connexion au réseau des nouveaux centres de

Tableau 3.1 : résultats RIS, RIN, RIE consommation d'énergie GWh et production d'énergie (MW) [25]

Tableau 3.2: Prévision d'accroissement de la production par rapport à 2005 [25]

3.1.1.1. Situation actuelle du réseau de transport haute tension du Cameroun

En Afrique centrale, le réseau haute tension du Cameroun est le plus grand et se repartie en trois réseaux distincts ce dernier présente assez de difficultés surtout au niveau de la maintenance de équipement et leur adaptation par rapport à l'évolution technologique.

Le Cameroun compte cinq grands bassins de puissance différentes, mais le plus important et ayant la majorité du potentiel hydroélectrique du Cameroun se situe dans le bassin de la Sanaga, tant en terme de production que de régulation. Les différents bassins d'eau en plus celui de la Sanaga cité ci-dessus sont les suivants (Tab 3.3 ; Tab 3.4 ):

Les bassins du Sud-Ouest (Nyong et Ntem) se caractérisent par des sites de production intéressants, mais les possibilités de régulation restent très limitées. Ces bassins ont également l'avantage d'être dans la zone soumise à une double saison des pluies : ils peuvent donc apporter un complément intéressant aux ouvrages situés plus au Nord, en particulier en début de saison des pluies.

Les bassins de l'Ouest sont généralement de petites dimensions, mais la forte pluviométrie qui les caractérise leur confère une hydraulicité très intéressante. Le relief montagneux de la zone Ouest est également propice à la valorisation des volumes d'eau ruisselés.

Les bassins de l'Est présentent quelques sites intéressants, mais ils sont pour l'instant très éloignés des centres de consommation.

Enfin les bassins du Nord proposent un potentiel décentralisé valable, mais soumis à la plus forte variabilité inter annuelle de la pluviométrie des régions sahéliennes.

Tableau 3.3 : Potentiel hydroélectrique en fonction des bassins du Cameroun [24]

Répartition du potentiel hydroélectrique du Cameroun par bassin (inventaire de 1983)

Le développement de l'énergie électrique nécessite la construction ou l'aménagement croissance de centrales hydroélectriques, thermiques, des lignes de transport haute et moyenne tension pour la production - transport - distribution d'énergie électrique. Mais il n'est pas sans oublier que tous ces infrastructures ne connaîtront leur exploitation optimale à condition que les ouvrages de régulation (retenues ou déviations) des cours d'eau soient construits pour les centrales hydroélectriques (Tab 3.5 ). Compte tenue de l'importance de la régulation des cours d'eau pour la production hydroélectrique, celle-ci induit des impacts de plusieurs types : Impacts sur les écosystèmes aquatiques, Impacts sur les écosystèmes terrestres, Les impacts hydrogéologiques et géologiques, L'impact atmosphérique, Impact climatique, L'impact atmosphérique, Impact sur les infrastructures...etc.

Au regard du potentiel hydrologique le projet de la mise en place d'une agence responsable de la gestion des eaux de la Sanaga prévue sera la bienvenue au Cameroun. Une telle agence permettra un suivi des prévisions hydrométréologiques et la gestion des ouvrages de régulation afin d éviter les déficits d'eau entrainant d'énormes conséquence :

Une faible attractivité de certains projets hydroélectriques pour les investisseurs, Des risques de surcoûts lors de la réalisation des ouvrages,

Tableau 3.5 : Postes hydrologiques recommandés pour le Réseau Hydrométrique Minimal (Rivière / Site) [24]

Les observations faites sur les bassins hydrologiques d'Afrique tropicale s'appliquent à ceux du Cameroun. Ainsi, si l'on prend l'exemple de la Sanaga à Edéa, les données disponibles montrent que les apports des années 50 ont été 32 % plus élevés que les apports des années 80 (Figure 3.4). Depuis la rupture de 1970, les apports des années les plus humides sont restés inférieurs à la moyenne des années 40-50.

Le bassin de la Sanaga représentant le plus grand de tous, des études sur la régulation du débit d'eau ont été

effectué et un classement au sujet de quelques ouvrages de régulation appelle les commentaires suivants: L'ouvrage de Pont-Rail a un coût relatif faible, ce qui en fait un site candidat intéressant. Toutefois, cet ouvrage n'a jusqu'à présent fait l'objet d'aucune étude détaillée, et l'incertitude sur son coût réel ainsi que sur son impact environnemental reste forte.

? L'ouvrage de Lom Pangar est également compétitif. C'est par ailleurs le plus important des ouvrages de régulation recommandés, et celui dont les études sont les plus avancées. En particulier, cet ouvrage de régularisation est le seul dont les études environnementales aient été réalisées. De par sa taille, le barrage de Lom Pangar semble incontournable pour une amélioration significative de la capacité de régularisation de la Sanaga

Enfin, le projet Bankim+Mapé apparaît également comme un site intéressant, avec un impact environnemental probablement limité

Les sites de Bankim (seul) et Meseki apparaissent comme étant moins intéressants que les 3 précédents d'un point de vue financier.

Le potentiel de production de la Sanaga est très important. Les sites candidats ont été triés en trois classes: moins de 500 GWh, 500 à 2000 GWh, plus de 2000 GWh (Tableau 3.6 ; 3.7 ).

3. Productible inférieur à 500 GWh: l'ouvrage de Bangangté amont (245 à 330 GWh) est l'un des plus attractifs. On note que, dans cette zone, de nombreux projets n'ont jamais été suffisamment étudiés pour être chiffrés.

Commentaire

1er avis

Lom Pangar est l'un des ouvrages de régulation les plus important qui puissent être réalisés dans le bassin de la Sanaga. C'est également celui dont les études techniques et environnementales sont les plus avancées.

positif

Ces deux projets sont incompatibles avec Lom-Pangar, car les volumes qu'ils retiendront empêcheront le remplissage de Lom-Pangar en année sèche. Leur coût total est également supérieur à celui de Lom Pangar, pour une capacité moindre

négatif

L'impact de cet ouvrage sur l'aval serait très important s'il venait s'ajouter à l'ouvrage de Lom Pangar, à moins d'en limiter considérablement le volume pour préserver un débit réservé assez élevé. La retenue de Tête d'Eléphant empièterait également sur le Parc National de Mbam et Djérem.

négatif

Il serait possible de réaliser à Pont-rail un ouvrage dont le remplissage serait garanti (volume utile inférieur à 3,5 km3). L'interaction chemin de fer/barrage n'a pas été étudiée en détail.

positif

La possibilité de surélévation de Mbakaou se heurte à de nombreux problèmes techniques: étanchéité des ouvrages existants, protection de Tibati, création de nombreuses digues: les coûts et les impacts sociaux ne donc pas maîtrisés. Une surélévation a déjà été tentée, mais des problèmes de fuite sont apparus.

négatif

Rivière
(poste de
référence)

Site

Bassin
versant
(km²)

Apport annuel
moyen et
minimum
(hm³)

Cotes
aval
& amont
(m)

Capacité
utile
garantie et
maximale

Lom
(lom à
bétaré oya)

Lom-Pangar

19 700

8 000 (5 400)

634/665

5 400 / 7 000

Touraké

11 080

4 500 (3 000)

665/705

2 175 / 2 175

Litala

6 700

2 700 (1 800)

804/846

1 800 / 2 000

Djérem
(djérem à
mbakaou)

Tête d'éléphant

28 100

16 000 (10 500)

635/670

7 700 / 7 700

Pont Rail

10 400

5 900 (3 900)

846/874

3 500 / 4 900

Surélévatio n de

Mbakaou

20 200

11 500 (7 600)

non évaluées

Ce site est une alternative intéressante au site de Pont Rail, quoique de taille nettement plus limitée.

positif

L'hydrologie est mal connue. La capacité maximale de ce site excède largement les apports garantis qui n'atteignent certainement pas 1 km3 par an.

négatif

La retenue de Bankim qui en soit est un projet de régularisation intéressant, pourrait être valorisé en créant une dérivation des eaux du Mbam vers La Mapé. Cela permettrait de garantir le remplissage de La Mapé, avec une retenue de Bankim stockant au minimum 1000 hm3.

positif

Meng
(djérem à
mbakaou)

Meseki

400

500

(1 650)

850/874

1 650 /

2 050

Ndjeke

Mpem

720

300

(850)

560/585

850 / 2

100

(Sanaga à

Edéa)

Mbam
(La Mapé)

Bankim seul

700

400

(3 200)

696/730

2 550 /

2 550

Bankim + dérivation dans La

700

400

(3 200)

696/716

1000 /

1 300

Mapé

3.1.1.2. Le Réseau Interconnecté du Cameroun : Sud (RIS), Nord (RIN), Est (RIE) Le Réseau Interconnecté du Sud (RIS)

Le RIS se compose de 480 km de lignes 225 kV et 870 km de lignes 90 kV, et de 17 postes (4 postes dits d'interconnexion et 13 postes sources alimentant les réseaux de distribution) et s'étend dans six provinces : Centre, Sud, Littoral, Ouest, Nord-Ouest et Sud-Ouest. Il se subdivise en 3 grandes régions : le Centre (Région Centre et Sud), le Littoral et l'Ouest (Région Ouest, Sud-Ouest et Nord-Ouest).

Ce réseau est constitué des centrales de productions hydroélectriques ayant des aménagements hydroélectriques alimentant le RIS concentrés sur la Sanaga et composés de deux centrales de production et de trois barrages réservoirs permettant une régularisation saisonnière des apports puis des centrales thermiques tous interconnectés ainsi que des barrages et centrales thermiques nouvellement créées ou cours de construction. Ainsi à la date d'aujourd'hui on a le parc de production hydraulique et thermique du RIS est constitué des ouvrages suivants:

? 2 centrales hydroélectriques: Song Loulou (394 MW, modulation journalière), Edéa (263 MW, fil de l'eau),

? 3 barrages-réservoirs pour la régularisation du fleuve Sanaga totalisant 7,3 km³ de capacité de stockage : Bamendjin sur la rivière Noun : sa capacité utile est de 1675 hm³ (pour une capacité totale de 1800 hm³) ;

Mbakaou sur la rivière Djérem : sa capacité utile est de 2500 hm³ (pour une capacité totale de 2600 hm³) ;

La Mapé sur la rivière la Mapé : sa capacité utile est de 3100 hm³ (pour une capacité totale de 3200 hm³) ;

En projet la construction du barrage de Lom-Pangar avec une centrale au fil de l'eau pour relever le debit d'eau permettant d'augmenter la production de la centrale de Song Loulou.

? 6 centrales thermiques « diesel » connectées aux réseaux : Oyomabang1 et 2 (32 MW, dont 19,5 MW en HFO), Bassa 2 et 3 (18 MW), Logbaba (18 MW), Bafoussam (14 MW), et Limbé (85 MW) qui fonctionne au HFO. L'ensemble du parc de production thermique du RIS est actuellement de 168 MW. Les centrales thermiques sont réparties principalement sur les quatre localités de Douala, Yaoundé, Bafoussam et Limbé. Avec en projet la construction d'une centrale à Kribi d'une puissance unitaire maximale comprise entre 30 et 60 MW.

Le réseau de transport interconnecté Nord (RIN) permet d'évacuer vers les centres de consommation (Garoua, Maroua, Ngaoundéré et Meiganga) l'énergie produite par la centrale hydraulique de Lagdo et la centrale thermique de Djamboutou. Le RIN se compose de 400 km de lignes 110 kV et 200 km de lignes 90 kV, et de 4 postes sources alimentant les réseaux de distribution. Le RIN s'étend dans trois Régions du « Grand Nord ».

Le Réseau Interconnecté du Nord (RIN) est alimenté essentiellement par l'aménagement hydroélectrique de Lagdo a pour but :

? assurer la navigation fluviale et le développement du port fluvial de Garoua,

Elle se situe sur le cours d'eau de la Bénoué à 66 km en amont de la localité de Garoua. Il dispose d'une capacité totale de stockage importante et inter-annuelle de 6300 hm³ pour une surface de 700 km2. La centrale de Lagdo, qui a été mise en service en 1983-84, comprend quatre groupes de 18 MW chacun, soit un total de 72 MW pour un productible de 250 GWh. Puis d'une centrale thermique situé à Djamboutou près de la ville de Garoua La puissance installée sur le site de Djamboutou est de 13,7 MW. Il existe aussi une petite centrale de 1 MW à Ngaoundéré en secours qui ne fonctionne plus. Trois petites centrales isolées (3,8 MW) alimentent les localités de Kousseri, Poli, et Touboro.

Il n'y a pas à proprement parler de réseau de transport interconnecté. Seules deux lignes 30 kV permettent d'évacuer l'énergie vers les centres de consommation autour de la centrale de Bertoua.

Ce réseau est alimenté uniquement par une centrale thermique d'une puissance installée de 9,6 MW (dont la disponibilité est actuellement de 60%) à Bertoua alimentant les principales localités urbaines gérée par AES-Sonel et cinq petites centrales thermiques en zone rurale raccordées au réseau principal de AES-Sonel alimentant les centres isolés de Bétaré-Oya, Garoua-Boulaï, Lomié, Yokodouma et Moloundou. La capacité totale de ces six centrales de production est de 12 MW.

L'offre en électricité dans cette région du pays est notoirement insuffisante par rapport à la demande existante et potentielle. Cette situation qui s'aggrave oblige les consommateurs qui le peuvent à investir dans des moyens thermiques de production ou de secours. On constate un nombre important d'auto producteurs qui totalisent une puissance installée dans la zone couverte par le réseau d'AES-Sonel d'environ 3 MW et hors zone de 25 MW, à laquelle on doit ajouter une puissance additionnelle de 12 MW à Bélabo pour la société d'exploitation du pipeline Tchad -Kribi (Cotco). Cette unité de 12MW existe déjà et pourrait se raccorder au réseau d'AES SONEL si une garantie de qualité de service et de disponibilité lui est donnée. L'alimentation hors zone (et éloignée) implique par ailleurs la réalisation de lignes de transport très capitalistique pénalisant toute option thermique. Seule la réalisation d'un moyen de production hydroélectrique ou d'un raccordement au RIS permettrait de répondre économiquement à cette situation de déficit. Les autres localités de Garoua Boulaï (0,3 MW), Bétaré Oya (0,1 MW) et Yokadouma (0,1 MW) fonctionnent en centre isolé.

3.1.2. FACTS solution pour l'extension des réseaux haute tension

Dans les systèmes électriques actuels on distingue, selon le niveau de tension, la fonction et la topologie trois

De la même manière les consommateurs se classent en suivant les trois catégories :

Pour les plus gros sites industriels, en raison de la consommation très importante, le client est directement

raccordé en HTB (63 ou 90 kV) voire THT (225 kV). Dans ce cas, le client possède un réseau interne

comprenant un poste de transformation HTB/HTA un réseau HTA, des postes HTA/BT et différents réseaux

Dans les installations de taille moyenne, le client est directement raccordé au réseau HTA.

C'est le cas par exemple pour un hôpital ou un fabricant de matériel électronique. Ici, la structure du réseau électrique comprend une station HTA/BT et différents réseaux BT. Ce type d'installation intègre de plus en plus des sources d'alimentation autonomes.

Cette catégorie comprend tous les consommateurs tels que les consommateurs domestiques, les petits sites industriels, etc. Dans ce cas, les consommateurs sont directement raccordés au réseau BT (230 V, 400 V). Les réseaux électriques sont des systèmes non linéaires. La stabilité de leur fonctionnement est assurée au voisinage d'un point d'équilibre. Ainsi nous distinguons différentes formes de stabilités (Figure 3.5) que nous présentons sous l'angle de phénomènes de l'amplitude de la perturbation et des échelles de temps.

Figure 3.5 : classement de différentes formes de stabilité de systèmes production-transport[38]

Pour un système électrique donné, cette stabilité est définie comme la capacité de ce système à maintenir le cDonnéts dtnquêtt

synchronisme entre ses générateurs. En effet, selon la nature de la perturbation provoquant cette instabilité,

Dans un grand système interconnecté, la fréquence subit des variations relativement faibles, même lors d'incidents sévères. L'instabilité de fréquence concerne essentiellement les situations où la perte de plusieurs 2. 'attraction

lignes de transport conduit à un morcellement du système. Si un bloc se détache du reste du système, il évolue vers une fréquence propre et le contrôle de celle-ci peut être difficile en cas de déséquilibre important entre production et consommation au sein de ce bloc. En cas de déficit de production, la chute de la 2

fréquence peut être arrêtée par un délestage de charge (en sous-fréquence). Par contre, en cas de surplus de production, la hausse de la fréquence du système est arrêtée par une déconnexion rapide de certaines unités de productions de sorte que l'équilibre production-consommation soit rétabli.

On peut définir la stabilité de tension comme la capacité d'un système d'énergie électrique à maintenir des tensions stables à tous ses noeuds après avoir été soumis à une perturbation à partir d'une condition initiale de fonctionnement de ce système. Dans un certain nombre de réseaux, l'instabilité de tension est considérée comme une importante contrainte d'exploitation. Il existe différents types d'instabilité de tension :

Il n'est pas rare que les lignes de transport soient exploitées bien en dessous de leur capacité thermique en raison des contraintes de tension, de stabilité ou d'exploitation du système électrique. Plusieurs technologies peuvent alors améliorer le transit de puissance. Le transformateur déphaseur est le dispositif le plus utilisé pour repousser les limites thermiques liées aux flux de bouclage ou à la mise en parallèle des lignes. La compensation série est une autre technique couramment employée sur les liaisons CART longues distances. L'exploitation de ce type d'équipement permet d'effectuer une évaluation hors ligne de l'analyse de sécurité (déterminer si oui ou non un système électrique peut satisfaire aux critères de fiabilité et de sécurité pour les deux phases statique et transitoire de post contingence, et cela pour toutes les contingences crédibles) des systémes électriques. Dans l'environnement d'exploitation, un système est donc considéré comme sécurisé si les critères d'exploitation (les limites de stabilité statique/dynamique) sont respectés pour les conditions de pré- et de post contingence. En effet, les calculs nécessaires pour évaluer correctement la sécurité d'une seule condition de fonctionnement prédéfinie du système électrique sont techniquement rigoureux et exigent des efforts considérables. En conséquence, l'évaluation de la sécurité a toujours été menée hors ligne via la procédure de planification d'opération des systèmes électriques. En effet, cette procédure détermine de façon exhaustive, en utilisant des outils tels que le calcul de répartition de charge, la simulation dynamique (temporelle), etc, les performances statiques et dynamiques des conditions de fonctionnement prévisibles à court terme du système électrique.

Le débat sur la construction de nouvelles lignes ou la réhabilitation des couloirs existants pour un développement d'interconnexions entre systèmes électriques nationaux en zone CEMAC, ne soulève pas que des questions techniques. En prenant pour exemple l'Europe à travers l'UCTE (Union pour la Coordination du Transport de l'Electricité) qui assure la gestion globale du réseau de transport européen. C'est à dire l'interconnexion à l'échelle européenne pour permettre une solidarité entre partenaires en mutualisant les secours lors des défaillances d'un équipement de transport ou de production. Les conditions politiques doivent être réunies ainsi que des lois établies qui permettraient de résoudre les litiges avenir face aux différentes difficultés que présagent le choix technique de conception du réseau interconnecté en zone CEMAC.

Le Cameroun fort de sont poids au sein de la sous région à définit un cadre légal d'exercions de l'activité de production, transport et distribution de l'énergie électrique à l'intérieur ou extérieur du Cameroun. Elle est énumérée par les textes ci-dessous :

- La loi n° 98/022 du 24 décembre 1998 régissant le secteur de l'électricité

- L'Arrêté n° 061/CAB/MINMEE du 30 Janvier 2001 fixant la composition des dossiers et les frais d'instruction des demandes de concession, de licence, d'autorisation et de déclaration en vue de l'exercice des activités de production, de transport, de distribution, d'importation, d'exportation et de vente d'énergie électrique.

Malgré les avantages techniques et économiques incontestables réalisés grâce au développement des interconnexions entre les systèmes électriques nationaux, ce développement met la sûreté de fonctionnement de chaque système électrique national à la merci des aléas originaires des autres systèmes électriques nationaux auxquels il est interconnecté.

Pour satisfaire la sûreté de fonctionnement d'un grand réseau électrique interconnecté, les pays de la CEMAC doivent définir un centre de contrôle moderne de système électrique en partant de la fonction d'analyse en ligne de sécurité de ce système électrique considéré dépassé aujourd'hui, à l'exécution de la fonction de modélisation en ligne du système électrique.

Cette fonction consiste à construire à partir des mesures prises en temps réel de ce système par le biais du système SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition), un modèle complet qui reflète les conditions d'opération actuelles de ce système (une fonction exécutée périodiquement et automatiquement tous les 3 à 5 minutes par l'estimateur d'état). Celui-ci doit prend en compte non seulement les contingences internes du système, mais aussi les contingences externes originaires des autres systèmes voisins. Le modèle ainsi construit en ligne dans le centre de contrôle de ce système doit donc comprendre non seulement le modèle du système considéré, mais aussi les modèles de tous les autres systèmes interconnectés à ce dernier pour une analyse de sécurité en ligne compréhensive du système.

3.1.2.1. Evaluation de la Sécurité d'un Système d'Energie Electrique

L'ouverture du marché de l'électricité au Cameroun entrainera plusieurs contraintes tant au niveau de l'offre en énergie électrique, qu'au niveau de la demande. Les règles du jeu du secteur électrique ont ou vont évoluer en profondeur : ouverture à la concurrence de la production d'électricité, production décentralisée, possibilité pour les (gros) consommateurs d'électricité de choisir leur fournisseur, déregulation du marché à cause de nouvelles technologies. Le contexte de la libéralisation du marché de l'énergie, la recherche de la compétitivité par les compagnies d'électricité fait que la qualité est un facteur différentiateur. Sa garantie peut être, pour un industriel, un critère de choix d'un fournisseur d'énergie. La qualité de l'électricité devient ainsi un sujet stratégique pour les compagnies d'électricité. Pour cela, les compagnies d'électricité devraient chercher à se conformer aux régles en matiére d'évaluation de la sécurité des systémes d'énergie électrique. Disposer une certification de conformité en la matiére en est une preuve marketing pour attirer plus de gros consommateurs. Disposer d'un réseau électrique moderne recommande l'usage d'un outils assurant intelligent devant resoudre des problémes complexes sur le réseaux électrique. Cest ainsi que le systéme SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) repondant à plusieurs normes en matiére de qualité d'électricité rendre en jeu. La figure ci-dessous essaye de décrire ses fonctionnalités.

Dans le nouvel environnement concurrentiel et de décentralisation, l'incertitude liée à la prédiction de conditions de fonctionnement futuristes des réseaux électriques a créé un besoin pour une nouvelle approche de l'évaluation de la sécurité des systèmes électriques : l'évaluation en ligne (Figure 3.6 ). Cette approche est bien différente de l'évaluation hors ligne utilisée. En effet, dans cette nouvelle approche, l'analyse de sécurité pour le point de fonctionnement actuel du système électrique est presque effectuée au moment où il se produit, et avec une vitesse suffisante pour déclencher une action de contrôle automatique (action préventive), ou pour donner un temps suffisant aux opérateurs pour qu'ils réagissent s'il découle des résultats de l'analyse de sécurité qu'au moins une des contingences analysées a le potentiel de faire migrer leurs systèmes de l'état normal à l'état critique. Puisque cette approche effectue les analyses de sécurité sur un « snapshot » représentant les conditions actuelles de fonctionnement du système, l'incertitude liée à l'analyse de sécurité effectuée hors ligne en utilisant les conditions prévisibles de fonctionnement du système électrique est largement éliminée. Cette approche fournit un mécanisme, semblable à celui du radar,

qui balaie continuellement le système afin de détecter des problèmes potentiels qui peuvent survenir à la suite de l'occurrence d'une contingence.

Estimation d'état construit un modèle représentant l'état actuel du système

Chercher les tables des
limites de sécurité pour tous
les états possibles du système

Figure 3.6 Evaluation hors - ligne, Evaluation en ligne de sécurité de système électrique[38]

Procéder continuellement à l'évaluation de la sécurité des réseaux électriques conduit à:

Déterminer le degré de sécurité (sûr, critique, dangereux) de l'état présent.

Déterminer le degré de sécurité de l'état présent en rapport avec une éventuelle faille de quelque composant du système. (Analyse de Contingences)

Proposer les actions de contrôle appropriée pour conserver ou retrouver une situation de sécurité acceptable.

Dans cette optique il importe de moderniser les réseaux en les rendant plus intelligent au point où il seraient capable d'anticiper face aux problémes pouvant survenir. C'est là qu'apparaît les smart grids, Les réseaux intelligents ou « smart grids » sont des réseaux d'électricité qui, grâce à des technologies informatiques, ajustent les flux d'électricité entre fournisseurs et consommateurs. En collectant des informations sur l'état du réseau, les smart grids contribuent à une adéquation entre production, distribution et consommation.

Il est nécessaire de différencier smart grid et compteur communicant (ou « smart meter »), qui renseigne le consommateur sur sa demande en électricité. Smart grids est une appellation générale pour l'ensemble des technologies et des infrastructures « intelligentes » installées. Chez le particulier, le compteur communicant est une première étape dans la mise en place des Smart grids.

intégrer de manière efficiente les actions de l'ensemble des utilisateurs (producteurs et consommateurs) afin de garantir un approvisionnement électrique durable, sûr et au moindre coût». Les Smart grids associent les technologies de l'information et de la communication (TIC) aux réseaux.

Les systèmes communiquant, en parallèle des réseaux de distribution, ainsi que l'intelligence embarquée doivent permettre un meilleur ajustement entre production et consommation d'électricité et l'intégration des énergies renouvelables.

L'inconvenient ou limites des Smart grids est leur vulnerabilité face au pirats informatiques et autres spécialistes aux TIC pouvant acceder facilement. D'où la nécessité de créer des Smart grids bien sécurisés comme les systémes SCADA ; Le coût des investissements reste élevé. En effet, les smarts grids doivent être implantés sur l'ensemble du réseau et impliquer tous les acteurs pour être efficaces ; L'autre obstacle est la diversité des acteurs, car ils doivent mettre au point des systèmes communicants variés avec des logiques convergentes. De plus, les données recueillies sont complexes à gérer et à stocker, compte tenu de l'importante quantité d'informations à traiter. Enfin, les informations sur les horaires ou les activités des consommateurs et des producteurs sont confidentielles. Des normes sur la protection des données doivent être appliquées.

Les réseaux intelligents peuvent être définis selon quatre caractéristiques :

Flexibilité : ils permettent de gérer plus finement l'équilibre entre production et consommation. Fiabilité : ils améliorent l'efficacité et la sécurité des réseaux.

Accessibilité : ils favorisent l'intégration des sources d'énergies renouvelables sur l'ensemble du réseau.

Economie : ils apportent, grâce à une meilleure gestion du système, des économies d'énergie et une diminution des coûts (à la production comme à la consommation).

Au sens large, un réseau intelligent associe l'infrastructure électrique aux technologies numériques qui analysent et transmettent l'information reçue. Ces technologies sont utilisées à tous les niveaux du réseau : production, transport, distribution et consommation.

? Un contrôle des flux en temps réel : des capteurs installés sur l'ensemble du réseau indiquent instantanément les flux électriques et les niveaux de consommation. Les opérateurs du réseau peuvent alors réorienter les flux énergétiques en fonction de la demande et envoyer des signaux de prix aux particuliers pour adapter leur consommation (volontairement ou automatiquement).

? L'interopérabilité des réseaux : l'ensemble du réseau électrique comprend le réseau de transport et le réseau de distribution. Le premier relie les sites de production d'électricité aux zones de consommation : ce sont les grands axes qui quadrillent le territoire. Le réseau de distribution s'apparente aux axes secondaires. Il achemine l'électricité jusqu'aux consommateurs finaux. Par l'échange instantané d'informations, les smart grids favorise une interopérabilité entre les gestionnaires du réseau de transport et ceux du réseau de distribution.

? L'intégration des énergies renouvelables au réseau : les réseaux intelligents reposent sur un système d'information qui permet de prévoir à court et à long terme le niveau de production et de consommation. Les énergies renouvelables qui fonctionnent souvent par intermittence et de façon peu prévisible (ex : l'éolien) peuvent ainsi être mieux gérées.

? Une gestion plus responsable des consommations individuelle : les compteurs communicants (ou compteurs évolués, "Linky") sont les premières versions d'application du réseau intelligent. Installés chez les consommateurs, ils fournissent des informations sur les prix, les heures de pointe de consommation, la qualité et le niveau de consommation d'électricité du foyer. Les consommateurs peuvent alors réguler eux-mêmes leur consommation au cours de la journée. De leur côté, les opérateurs du réseau peuvent détecter plus vite les pannes.

À long terme, le développement des smart grids devrait s'étendre à l'ensemble des réseaux interconnectés du Cameroun. Toutefois, l'implantation des réseaux intelligents dépend de l'efficacité des dispositifs techniques et de l'implication des parties prenantes.

Parmi elles, les consommateurs auront un rôle clé. En effet, l'équilibre du système électrique sera davantage géré par l'utilisateur final. Une sensibilisation du public sur les enjeux du système sera alors nécessaire pour en comprendre l'utilité. Cela exigera aussi un accès aisé aux informations via des interfaces multiples et simples (Smartphones, ordinateurs, etc.).

Au niveau politique, la Plateforme Technologique des Etat de la CEMAC devrait financer le développement des réseaux intelligents pour favoriser l'interconnexion. Aux Etats-Unis par exemple, M. Barack Obama a décidé d'un investissement de 3,4 milliards de dollars dans le développement des smart grids.

Les smart grids devraient changer les habitudes de consommation et la relation des consommateurs avec le système de production. Ils devraient favoriser une modération de la demande tout en contribuant à la protection de l'environnement. Car ces systémes permettent de reduire les coupures d'énergie sur le réseau.

Le concours de plusieurs acteurs est nécessaire dans le processus de développement des réseaux intelligents:

Les consommateurs, en régulant eux-mêmes leur consommation d'électricité, participent à l'efficacité du système.

Les producteurs d'électricité comme AES-SONEL, alimentent les réseaux de transport d'électricité et doivent être capables de répondre en temps réel à la demande. Le développement des smart grids permet également aux producteurs décentralisés de petites capacités (ex : les éoliennes ou les panneaux photovoltaïques appartenant à des particuliers) d'être raccordés.

Les gestionnaires des réseaux de transport et de distribution, ainsi que les constructeurs de matériel électrique gèrent et installent les équipements de mesure assurant la sécurité et le fonctionnement des réseaux. Ils sont les acteurs techniques majeurs du développement des smart grids.

Les gestionnaires de processeurs et de systèmes informatiques comme Info vista, Intel, Google ou Cisco System, développent les technologies d'information indispensables au fonctionnement des réseaux intelligents.

Les pouvoirs publics soutiennent et encadrent le développement des réseaux intelligents notamment par la définition de normes de communication et la protection des systèmes contre les intrusions ou détournements.

Tous ces efforts de développement ont été possible grâce aux progrès de l'électronique de puissance qui ont donné naissance aux dispositifs FACTS qui permettent de mieux maîtriser le transfert d'énergie dans les lignes et matériels électriques, tels que les transformateurs. Les plus simples de ces composants sont le condensateur à thyristors et le compensateur statique d'énergie réactive SVC (Static Var Compensator), qui équipent en grand nombre des points stratégiques du réseau de transport. De même, le TCSC (Thyristor Controlled Series Capacitor) conjugue compensation de puissance réactive et amortissement des oscillations de puissance. Le fleuron des FACTS est le compensateur statique synchrone STATCOM (STATic

COMpensator), qui injecte et absorbe de la puissance réactive sur le réseau, en fonction des fluctuations de tension du système électrique. Enfin, le nec plus ultra de la technologie est le régulateur universel UPFC (Unified Power Flow Controller), qui peut agir sur la puissance active et la puissance réactive de la ligne indépendamment l'une de l'autre, soutenir rapidement la tension et gérer le flux d'énergie. Toutes variantes confondues, les FACTS sont susceptibles d'augmenter de 20 % à 40 % la capacité de transit des lignes jusqu'ici bridées par des contraintes de tension ou de stabilité.

Différents modules de cet outils d'analyse en ligne existent, une brève présentation est faite en dessous (Figure 4.9 ) :

Le système informatique de conduite, connu dans la littérature technique anglo-saxonne sous le nom de SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition), est conçu pour assurer une très haute disponibilité des fonctions de supervision et de décision. En effet, les réseaux de télécommunication sécurisés de ce système acheminent, jusqu'au centre de conduite, les informations captées via les concentrateurs distants (RTUs, Remote Terminal Units en anglais) localisés dans les postes et les centrales. Puis, au centre de conduite, ces informations sont filtrées et traitées pour être présentées en temps réel à l'opérateur et pour être utilisées par l'estimateur d'état dans le but de construire un modèle d'aide à la décision. Le deuxième principal rôle du SCADA consiste à réacheminer les ordres de contrôle vers les matériels télécommandés existants dans les postes et les centrales électriques en utilisant les mêmes réseaux de télécommunication sécurisés.

Puisque la fonction d'analyse de la sécurité en ligne est effectuée d'une manière cyclique.

Il faut donc disposer à intervalles réguliers de quelques minutes d'un modèle détaillé du réseau, obtenu à partir de mesures faites dans le réseau, sur lequel l'analyse de sécurité peut s'effectuer. Dans ce contexte, l'estimateur d'état joue un rôle essentiel, car il est parfaitement capable d'exploiter les télémesures et les télésignalisations acquises à un instant donné par le biais du système SCADA, et après en avoir vérifié l'observabilité, pour construire le modèle qui correspond le mieux avec les mesures prises à cet instant. Selon le type d'analyse de sécurité effectuée (statique ou dynamique) le modèle obtenu de l'estimateur d'état doit être complété par :

L'analyse de sécurité statique/dynamique se fait normalement d'une manière déterministe en utilisant les outils analytiques comme le calcul de répartition de charge la simulation dynamique, etc. En effet, ces outils utilisent un modèle détaillé du système électrique pour déterminer la réponse statique/dynamique de système à l'égard de chacune des contingences analysées. Ainsi, étant donné le temps de calcul considérable des outils analytiques, l'analyse de sécurité en ligne cherche à compléter ces outils analytiques par des outils synthétiques. Les outils synthétiques sont basés sur des techniques d'apprentissage automatique dont le but principal est d'accélérer la procédure d'analyse des contingences en déterminant uniquement les contingences dangereuses pour une analyse détaillée effectuée par les outils analytiques.

Si le module d'analyse de sécurité en ligne détermine que les marges de sécurité évaluées par rapport à des incidents plausibles ne sont pas suffisantes pour garantir que le système électrique continue de fonctionner en état normal si l'un ou l'autre de ces incidents plausibles a lieu alors des actions préventives doivent être prises pour augmenter ces marges de sorte que la vulnérabilité du système soit éliminée à l'égard de toutes

les contingences plausibles. En effet, le contrôle préventif de la sécurité peut conduire un gestionnaire de réseau à ajuster les capacités de transfert « Available Transfer Capabilities » annoncées, à modifier un schéma de production, à imposer le maintien en service d'un groupe (afin, par exemple, de disposer de son contrôle de la tension et de sa réserve de puissance réactive) voire, dans des situations extrêmes, de délester préventivement de la charge. Toutes ces actions ont un coût. De plus, dans le contexte de l'ouverture du marché de l'électricité, ces décisions doivent être prises de manière plus transparente en s'appuyant sur des critères et des outils de calcul appropriés.

Figure 3.9 : Différents modules du système de l'évaluation en ligne de la sécurité statique/dynamique des systèmes électriques [38]

3.1.2.2. Contraintes mathématiques d'interconnexion des réseaux électriques

Figure 3.10 : configuration du réseau électrique interconnecté de la CEMAC

L'exploitation dans le domaine de conduite en ligne des grands systèmes électriques interconnectés ainsi que la conduite des informations détaillées disponibles sont normalement limitées à une zone de réglage qui forme seulement une partie du système interconnecté, dénommée le système interne ou bien le système étudié. En effet, l'analyse de sécurité statique à l'égard du système interne doit prendre en compte l'influence et la réaction du système externe auquel le système interne est interconnecté via les lignes d'interconnexion. Cette méthode de gestion de réseau de transport se ramène à une philosophie précédemment définie et dénommée décentralisation des réseaux interconnectés. En supposant que seulement un minimum

d'informations sur le système externe est disponible, dans ce cas aussi les modèles statiques réduits apparaissent indispensables pour remplacer les modèles complets indisponibles des systèmes externes.

La connexion du modèle statique réduit des systèmes externes au modèle complet du système interne en vue de la construction d'un modèle compact, mais représentatif du système interconnecté pour l'étude du système interne, ne doit pas modifier l'état déjà connu du système interne. Cela veut dire que les puissances actives/réactives arrivant aux (ou sortant des) noeuds frontières des équivalents doivent correspondre exactement aux puissances circulant dans les lignes d'interconnexion.

Dans le cas où l'équivalent est déterminé à partir d'un état connu du système externe, certains modèles réduits peuvent être connectés directement aux noeuds frontières du système interne tout en préservant sans modification les puissances dans les lignes d'interconnexion. Autrement dit, lors de la connexion de certains types d'équivalents au système interne, la somme algébrique des puissances aux noeuds frontières est intrinsèquement nulle. Pour d'autres types d'équivalents, la connexion au système interne nécessite une procédure d'ajustement qui implique simplement l'addition des injections des puissances fictives aux noeuds frontières afin de préserver les valeurs connues des puissances dans les lignes d'interconnexion.

Dans un réseau électrique un meilleur écoulement de puissance permet d'optimiser le réseau tout entier et de pallier aux problèmes creux ou d'écroulement de puissances. Compte tenu de la croissance des besoins énergétique, des systèmes technologiques sont installés pour mesurer les différents problèmes inérants à un réseau et les études entreprises dans les bureaux d'études par les spécialistes pour résorber aux défaillances. Les consommateurs étant dispersés et le plus souvent distant des centres de production, ceux-ci sont dans la majorité des cas installés prés de centres de consommation importante et pour pallier aux éventuelles défaillances sur le réseau local, des moyens locaux sont constitués le plus souvent par des centrales thermiques, groupes électrogènes ou autres. Dans le cas des réseaux très vastes on est contraint de les interconnecter afin de satisfaire les consommateurs.

Le système électrique d'un réseau haute tension peut être résumé par le schéma ci-dessous.

En supposant le transfert de puissances du point 1 vers le point 2 on aura les équations générales de la puissance active, réactive et apparente sur la ligne de transport en haute tension suivante :

Si la ligne de transport est purement inductive on aura les équations simplifiées des puissances actives et réactives suivantes :

L'équation matricielle représentant la valeur de la tension à un noeud correspondant à la circulation du courant dans le réseau, utilise la valeur de l'admittance du circuit de la branche.

Les éléments de la diagonale de la matrice sont déterminés par avec et les autres éléments

extérieurs à la diagonal sont définies par d'où nous pouvons écrire la matrice de notre réseau.

Dans un grand système électrique interconnecté (constitué de plusieurs zones de réglage) l'ensemble des noeuds peuvent être partitionnés en trois groupes de noeuds (Figure 3.11):

noeuds du réseau interne (I) formant l'ensemble des noeuds de la zone de réglage étudiée.

noeuds frontières (F) entre le système interne et le reste du système interconnecté.

noeuds externes (E) : tous les noeuds du système interconnecté sauf les noeuds du système interne et les noeuds frontières.

Avec cette subdivision (systèmes externe, frontière et interne), on veut écrire l'équation matricielle décrivant les relations courant-tension aux différents noeuds des trois sous-systèmes comme suit :

_{E EE EF E}? ?_ _{YEF FF
FI}LIIJ L0 _{YIF YII}? _?UI
IF= _{YFE FF +YFF +YFF}YFI UF

YFF : Première sous-matrice admittance des noeuds frontières qui ne contient que les admittances des lignes

YFF :deuxième sous-matrice admittance des noeuds frontières qui ne contient que les admittances des lignes

YFF :troisième sous-matrice admittance des noeuds frontières qui ne contient que les admittances des lignes

U_E, U_F, : représentent respectivement la matrice des tensions nodales aux noeuds frontières, aux noeuds

, , : représentent respectivement la matrice des courants injectés aux noeuds frontières, aux noeuds

Figure 3.11: Grand système électrique interconnecté divisé en trois sous systèmes Interne-Frontière - Externe

Pour une analyse d'un cas de réseau interconnecté, nous considérons une interconnexion entre le Cameroun et la RCA à travers la centrale au fil de l'eau de Lom Pangar (Figure 3.12 ). Le schéma illustré ci-dessous est cas d'étude théorique qui pourrait illustrer un cas pratique sur le terrain.

Figure 3.12: Réseau électrique simple divisé en trois sous-systèmes (externe, interne, frontière) [38]

Pour cet exemple, on construit les sous matrices d'admittance du réseau ci-dessus, comme il suit:

?+ _{17 12 12}
? ?
_{Y Y} + _Y + _Y + _Y ? _Y ? _{21 12 23 28 27} 23 ? FF
? ?
? ₀ ? _{Y Y} + _Y
_{32 39 32} ?

Une présentation futuriste du réseau électrique sur le plan technique dans une perspective d'intégration à travers l'interconnexion des réseaux nationaux de la CEMAC, mérite un temps lieu d'être effectif afin de promouvoir la croissance des économie et la réduction de la pauvreté dans un contexte de promotion des initiatives locales de développement au travers d'une gouvernance décentralisée des activités de développement.

Il importe de relever pour une bonne fonctionalité du réseau, un systéme de protection adéquat doit être mieux étudier puis installé. Mais il différe selon la configuration du réseau. Le système de protection des réseaux maillés (ou bouclés) est plus complexe que celui qui protège les réseaux en antenne, car en cas de défaut sur une ligne d'un réseau maillé, le courant se répartit sur les différentes branches du réseau.

III.2 Modernisation des équipements électriques pour une meilleure ERD

3.2.1. Analyse des postes de transformation dans le réseau décentralisée d'un système interconnecté

Le réseau électrique Camerounais est hiérarchisé en trois parties dont les fonctions actuelles sont très différentes. Le réseau de transport a pour rôle de transporter l'énergie en très haute tension depuis les centres de productions jusqu'au premières zones de consommation. Le réseau de répartition alimente directement les gros consommateurs industriels puis achemine l'énergie jusqu'aux réseaux de distribution chargés d'approvisionner les consommateurs moyenne et basse tension. Ces trois niveaux de réseau sont délimités grâce à des transformateurs. Ces transformateurs permettent d'acheminer l'énergie à différents niveaux de tension. Dans une vision plus détaillée, le réseau électrique du Cameroun manque d'analyse claires sur les GED marquant le développement de la production décentralisée d'électricité. Pour les raisons importantes d'une telle analyse, le Cameroun risque être confronté à de nombreux problémes de stabilité et de qualité dans la fourniture d'nergie électrique. A cet effet les postes de transformation barriére incontournable entre deux réseaux ou entre un réseau et les consommateurs, leur analyse ici profonde s'avére necessaire pour comprendre leur imortance.

Les postes électriques Hautes Tension servent à transformer la tension, aiguiller le courant électrique et protéger les installations et les personnes. Il existe deux grandes catégories de postes Haute Tension :

Les postes d'interconnexion sont les noeuds du réseau électrique d'un pays. Ils permettent de relier entre eux plusieurs sections d'un réseau. Les postes électriques Haute Tension peuvent raccordés à des lignes électriques, à des câbles ou également directement à une centrale électrique (on parle alors de poste « sortie de centrale »).

Les fonctions de transport et d'interconnexion sont assurées essentiellement par le réseau à 400 kV, parfois encore par le réseau à 225 kV. Des transformateurs alimentent, aux tensions de 225, 90 et 63 kV, des réseaux régionaux de répartition qui fournissent l'énergie aux réseaux de distribution à moyenne tension (20 kV, essentiellement).

Pour une interconnexion entre les différentes unités de productions du réseau électrique, la création des postes de transformation est nécessaire pour assurer une meilleure distribution et un bon transport de l'énergie produite au sein des centrales de production. En fonction de leur disposition, Ceux-ci jouent quatre rôles important :

Les postes de sortie de centrale qui servent à relier les centrales au réseau.

Les postes d'interconnexions qui servent à interconnecter plusieurs lignes électriques.

Les postes élévateurs qui servent à augmenter la tension à l'aide de transformateur.

Les postes de distribution qui diminuent le niveau de tension afin de le distribuer aux

L'énergie produite doit être acheminée sur tout le territoire. Ainsi cette énergie transportée sur des lignes aériennes ou souterraines doit appartenir à un certain domaine de tension alternative présenté à travers le tableau ci-dessous :

Figure 3.14 : répartition de différents niveaux de tension sur un réseau électrique norme UTE C 18 18-510

Les réseau électriques décentralisés sont dans la plus part distribuent l'énergie en MT/BT. Ainsi on distingue quatre types de réseaux :

Réseau en antenne : un centre de production dispose de plusieurs lignes en parallèles qui alimentent un centre de consommateur ;

Réseau en faisceau : un centre de production dispose d'un ensemble de lignes qui desservent plusieurs centres de consommation ou bien plusieurs centres de production alimentent un centre important de consommation ;

Réseau d'interconnexion pure : les centres de production sont reliés entre eux par un certain nombre de lignes ou des centres de consommateurs. Les deux précédents réseaux constituent des réseaux de transport ; Réseau de type mixte : le réseau interconnecté assure à la fois des fonctions de transport d'énergie et des fonctions d'interconnexion.

A partir de postes sources alimentés par le réseau de transport, la société en charge de la distribution d'électricité distribue par voie aérienne l'énergie en moyenne tension (MT) à des puissances de 25, 50, 100, 160, 250 kVA. Ceux-ci sont plus répandus dans deux zones :

- Réseau en zone rurale : Ce sont essentiellement des lignes aériennes assez longues, assurant une distribution avec une faible puissance à des utilisateurs très dispersés.

- Réseau en zone urbaine : La puissance installée est beaucoup plus importante par unité de surface. Lors de la conception d'un réseau de transport d'énergie, plusieurs configurations de réseaux sont possibles à installer selon la situation des utilisateurs :

Réseau simple dérivation : utilisé surtout pour la distribution rurale ou périurbaine. Tout défaut provoque la coupure de toutes les abonnées concernées par le départ du poste source.

Réseau en double dérivation : chaque poste est alimenté par deux câbles avec permutation automatique en cas de manque de tension sur l'une des arrivées. Ce type de dispositif est utilisé dans les zones urbaines.

Réseaux en coupure d'artère : tous les postes HTA/BT sont branchés en dérivation sur une boucle ouverte en un point proche de son milieu. En cas de défaut sur une partie de la boucle, il est possible d'alimenter tous les postes en ouvrant la boucle à l'endroit du défaut.

Les postes source HTB/HTA sont parfois alimentés en antenne mais, le plus souvent, ils sont alimentés avec un jeu de barre recevant plusieurs arrivées (ou lignes) HTB. Un ou plusieurs transformateurs HTB/HTA sont raccordés sur ces jeux de barre HTB simples ou multiples. A l'aval de ces transformateurs, des départs moyens tension partent d'un ou plusieurs jeux de barres HTA. Le tab 3.8 ci-dessous présente les differentes avantages, inconvenients et mode d'untilisation de réseaux.

Postes où la continuité de service est le critère prioritaire (peu courant en Europe, très utilisé en Amérique).

Permet de garder une moitié de poste en fonctionnement en cas de défaillance sur le jeu de barre ou de maintenance.

Flexibilité, continuité de services en cas de défaut sur un jeu de barres ou d'intervention de maintenance.

Continuité de services (toutes les travées sont alimentées par les deux jeux de barre)

Risque de perte totale de l'installation ne cas de défaut sur le jeu de barres.

Risque de défaillance sur défaut plus élevé (il faut deux disjoncteurs pour couper une arrivée ou un départ).

Dans le cas des réseaux en milieu rural, conduisant vers une perspective de développement local, on trouve des architectures arborescentes bouclables mais exploitées en radial. Les boucles peuvent se situer entre les postes HTB/HTA ou entre départs voisins (du même poste source).

Au regard de toutes ces observations effectuée sur les postes de transformation, leur raccordement constitue un autre probléme à resoudre car il existe differents types comme présenté ci-dessous. Mais le choix du type est fixé par l'autorité en charge de la gestion des problémes d'électrification. Dans le cadre d'une production décentralisée, les sources de production aussi nombreuses quelles seront vont impliquer des choix. Soit un câblage en boucle ou un câblage en aetére des postes de livraison.

Dans les besoins de continuité de service, il importe que le réseau dans sa configuration soit structuré c'est-à-dire limiter les temps de realimebtation en cas d'indisponibilité.

La structuration d'un réseau est différente selon qu'on aura à faire à un réseau en zone rurale ou en zone urbaine. Cela implique l'existence de deux types départs à savoir les départs de type urbain et les départs de type rural.

3.2.1.1. Structure des réseaux électriques en zone rurale

Les structures des réseaux en zone urbaine sont le plus souvent les structures en coupure d'artère (Figure 3.13a : Cette structure permet à chaque poste d'être alimenté à un instant donné en schéma normal ou en schéma de secours) ou les structures en double dérivation (Figure 3.13b : Dans cette structure, chaque poste peut être alimenté soit par un départ, soit par un autre. En cas d'indisponibilité, une permutation automatique équipée d'une temporisation bascule le poste sur le deuxième départ) pour les zones urbaines denses.

La structure des réseaux en zone rurale (Figure 3.14) sont le plus souvent d'artère principale de source à source. Ils peuvent également présenter des départs bouclant avec un départ alimenté par le même poste source, lorsque la densité de charge n'est pas homogène sur le territoire. Les départs peuvent présenter des antennes (dérivation non bouclée).

Toutes ces opérations d'ordre technique entrainnent sans doute des dépenses qui contraint la prise en compte d'un dimensionnement économique des installations.

Ce principe de dimensionnement économique, en lieu et place du seul dimensionnement technique, est

largement répandu chez tous les exploitants de réseau électrique, qu'il s'agisse de réseaux publics ou de réseaux privés. Les principes du calcul du dimensionnement économique figurent d'ailleurs très fréquemment dans les catalogues des fournisseurs de matériel : câbles, transformateur, etc.

Le principe de dimensionnement économique revient à choisir un palier technique (il faut entendre par là les différentes sections de câble retenues par la structure en charge de l'ER, la puissance unitaire des transformateurs HTB/HTA, etc.) qui présente l'optimum technico-économique. Le calcul est réalisé avec les hypothèses suivantes :

- le palier technique retenu est celui qui présente le coût minimal sur la durée de vie de l'ouvrage (N),

ce coût étant égal à la somme du coût d'établissement (E) et du coût d'exploitation (D) actualisé ;

- le coût d'établissement (E) de l'ouvrage est constitué de la somme des coûts d'achat du matériel, de ses accessoires y compris leur mise en oeuvre et leur pose ;

- le coût d'exploitation annuel de l'ouvrage (d) prend en compte les coûts de maintenance, les coûts de défaillance, ainsi que le coût des pertes électriques générées : pertes Joule dans les câbles, pertes Joule et fer dans les transformateurs. Ces pertes dépendent du dimensionnement de l'ouvrage (palier technique retenu) et du transit dans l'ouvrage.

- les dépenses d'établissement et d'exploitation n'ayant pas la même échéance, elles ne peuvent être additionnées sans actualisation. Le taux d'actualisation financière a pour objectif de ramener les coûts annuels à des dépenses engagées à l'année initiale de la période d'utilisation ;

- l'expression du coût d'exploitation (D) sur la durée de vie de l'ouvrage (N), actualisé à l'année initiale d'établissement est (en considérant que le coût d'exploitation annuel (d) est payé en fin d'année tout au long de la durée de vie N de l'ouvrage) :

(t) : taux annuel d'actualisation 8 %, (N) durée d'amortissement de l'ouvrage (par exemple 40 ans pour les câbles). Le dimensionnement économique de l'ouvrage est celui qui minimise la valeur de (E +D) sur la durée de vie N. La section économique de câble sera utilisée systématiquement pour optimiser les pertes Joule. Pour toute création et remplacement d'ouvrages existants. Pour déterminer les sections économiques, on définit le nombre d'heures d'utilisation de la pointe Pour un utilisateur, il est défini comme le rapport suivant : Durée d'utilisation de la Pmax = Energie annuelle / Puissance de raccordement [43].

3.2.1.2. La libéralisation du réseau électrique pour une meilleure modernisation

Une étude menée par Hugo A. Gil et Geza Joos en 2008 a montré que la production décentralisée peut amener des avantages économiques pour tous les acteurs du système électrique.

Les consommateurs, en installant leurs propres GED, peuvent augmenter la fiabilité de leur approvisionnement. Ils peuvent aussi diminuer leur facture électrique en consommant l'électricité produite, voire en la revendant au distributeur à des tarifs de rachat supérieurs aux tarifs de vente, comme c'est le cas pour l'instant en Europe.

Les gestionnaires des réseaux de distribution peuvent, grâce aux GED, différer leurs investissements sur le réseau. La production décentralisée, à condition qu'elle ne dépasse pas en puissance la consommation locale, permet de produire localement l'électricité consommée par les charges proches, les pertes en lignes sur les réseaux et les appels de puissance dans les postes sources sont donc diminuées. Cela permet aussi entre autre d'effacer les pointes de consommation importantes. L'installation généralisée de production décentralisée au niveau régional voire national permettrait aussi de diminuer globalement les prix de l'électricité, quelques soient les marchés.

Ces avantages économiques de la production décentralisée sont attendus dans un marché économique idéal, où les différents acteurs pourraient être en position de concurrence équivalente.

Il apparaît aujourd'hui que ce cas de figure est loin d'exister car le marché de l'électricité est contrôlé par les anciennes sociétés qui se trouvent en situation de monopole car le marché de l'énergie électrique étant un marché fortement capitalistique nécessitant de forts investissements, l'établissement d'un marché concurrentiel prend du temps.

Les réseaux de distribution ont été à l'origine conçus pour des flux de puissance active descendants depuis le poste source vers les consommateurs. La présence de production décentralisée peut créer des flux bidirectionnels de puissance active à l'intérieur des réseaux de distribution, voir aussi, quand la production dépasse la consommation, pourquoi pas des flux ascendant vers les réseaux de transport. La première conséquence de ces flux de puissance bidirectionnels est qu'il devient nécessaire de modifier le plan de protection des réseaux de distribution. Les GED apportent en effet de la puissance de court-circuit en aval des protections, ce qui a pour effets potentiels de les aveugler ou de les déclencher de manière intempestive. La sécurité des biens et des personnes peut donc être en jeu. Les GED modifient aussi le plan de tension des réseaux de distribution.

Dans une perspective de gestion décentralisée des CTD, les collectivités territoriales doivent multiplier d'ingéniosité pour se doter de suffisamment d'énergie électrique pour susciter l'intérêt des investisseurs.

A l'exemple d'une initiative l'échelle du Département des Hauts-Plateaux, qui avait sollicité une étude à CODEA (Communes et Développement en Afrique), l'APADE (Association Panafricaine pour le Droit à l'Energie) et le Bureau d'études camerounais EED (Etudes Engineering et Développement) au courant de l'année 2009, en collaboration avec les Communes de Baham, Bamendjou, Bangou et Batié pour une planification territoriale de l'électrification rurale au sein de cette région.

Les évolutions attendues, décrites ci-avant, transforment les réseaux électriques en profondeur. De nouveaux acteurs et de nouvelles fonctions sont en train d'apparaître. Le système électrique, naguère passif, se métamorphose progressivement en un système plus dynamique, plus actif et plus intelligent. Cet ensemble de réseaux électriques intelligents est appelé depuis peu Smart Grids. Ce terme, popularisé en 2009 par le plan de relance américain ARRA, est aujourd'hui communément admis pour parler des réseaux électriques du futur. En français, les termes de réseau intelligent ou réseau actif pourra aussi être utilisé. La direction vers laquelle évoluent les réseaux électriques est aujourd'hui commune à tous les pays. Dans le cadre de développement de Smart Grids, les étapes de développement seront différents selon que les pays soient développés ou en voie de développement. Les premiers ayant un système électrique fiable et fortement développé verront des processus de transformation par étapes. Alors que les suivants dont l'infrastructure électrique est déficiente et peu développée verront certainement, au contraire, si les investissements financiers sont présents, la construction directe, c'est-à-dire sans étape intermédiaire, de réseaux intelligents ou smart grids.

L'utilisation de dispositifs technologiques modernes de contrôle des réseaux permet de répondre à l'amélioration de la qualité de la fourniture en énergie électrique. Les FACTS rentrent dans cette mouvance innovante du développement du secteur des réseaux hautes tensions (THT).

Le concept de systèmes flexibles pour réseau de transport alternatif en courant (FACTS) couvre un certain nombre de technologies destinées à renforcer la sécurité, la capacité de transit et la flexibilité des réseaux de transport d'énergie. On augmente ainsi la quantité d'énergie électrique acheminée jusqu'aux centre de consommation avec un impact minimum sur l'environnement, avec des projets beaucoup plus rapides à mettre en oeuvre et des dépenses d'investissement réduites par rapport aux autres solutions, construction de nouvelles lignes de transport ou de nouveaux moyens de production.

Les FACTS en Anglais (Flexible Alternatif Current Transmission Systems) permettent d'accroître la capacité du parc existant, tout en maintenant ou en améliorant les marges d'exploitation indispensables à la stabilité des réseaux. Souvent lorsque l'on évoque la libéralisation du secteur de l'électricité et les contraintes imposées au marché par le réseau, la première solution évoquée consiste à préconiser l'utilisation des FACTS pour résoudre tous les problèmes.

Le système monopolistique ayant dominé dans le secteur des hydrocarbures a connu son basculement vers la concurrence à travers l'ouverture du marché énergétique à cause des crises successives dans le secteur. Dans le cas des énergies électriques, la libéralisation est un phénomène complexe qui remet en cause l'ensemble de l'organisation de ces secteurs industriels, fondée sur une protection contre la concurrence et des relations très étroites entre opérateurs. La libéralisation des marchés électriques repose sur le morcellement des chaînes techniques afin d'introduire la compétition partout où cela est possible. Ainsi les réseaux électriques hautes tension sont des structures stratifiées où se succèdent production, transport et distribution, entre lesquels des liens très étroits doivent être tissés pour permettre la satisfaction de la demande en temps réel.

On définit les réseaux de transport électriques comme des réseaux permettant l'acheminement de fortes quantités de puissance à partir des sources vers les régions consommatrices d'électricité. Ces réseaux sont soumis à de fortes contraintes en termes de structure puisqu'il faut garantir une bonne sécurité d'alimentation. Celui du Cameroun est subdivisé en plusieurs réseaux, celui de la région de l'Est à travers son barrage de Lom-Pangar et sa centrale au fil de l'eau révèle les nombreux avantages à exploiter pour soutenir le réseau interconnecté sud et si possible soutenir les pays environnant connaissant des déficits énergétiques. Ces défis devraient connaître une réelle mise en oeuvre à condition que l'Etat en libéralisant le secteur sache définir les cota de production électrique entre les opérateurs exploitant les ressources énergétiques pour produire l'électricité à base des énergies fossiles et ceux exploitant les énergies renouvelables. Le réseau étant une interface systématique entre producteurs et consommateurs, cela implique pour réduire les pertes lors du transport et limiter les perturbations, l'usage des technologies (HVDC) adaptés à la conception des réseaux maillés modernes nécessaire conte tenu des distances considérables de transport entre le site de production et les réseaux voisins devant le relier. Le développement d'un tel projet entre le réseau isolé de l'Est et les autres réseaux peuvent constituer pour le Cameroun et les pays d'Afrique centrale un nouveau départ pour constituer le premier réseau électrique de l'intégration sous régional à base du courant continu. Le développement d'un tel type de réseau est de pouvoir définir à tout moment quelle puissance transite dans le réseau. Il peut s'agir de planifier un évènement prévu (maintenance par exemple), faire face à une situation de crise (perte d'une ligne, etc.) ou bien d'étudier les coûts relatifs aux transports.

L'ouverture du marché de l'électricité à travers la création de nouvelles lignes de transport d'énergie ainsi que la construction de nouvelles centrales électriques et la pression sur les prix qui en découle, impliquent une utilisation plus intense des réseaux de transport et une libéralisation du marché ce qui fut effectif avec la création d'Hydro Mekin entendez, Mekin Hydroelectric Development Corporation. D'après le décret présidentiel, la société Hydro Mekin a pour mission de concevoir, financer, construire et exploiter la centrale hydro-électrique de Mekin et d'autres aménagements sur le bassin du Dja ainsi que la mise en place des équipements et infrastructures associés, liés à leur exploitation. A ce titre, la nouvelle société d'énergie électrique sera chargée «d'assurer la production, et éventuellement le transport, la distribution, la vente, l'exportation et l'importation de l'énergie électrique ; d'exercer toutes les activités ou opérations industrielles, commerciales, financières, mobilières ou immobilières dans la République du Cameroun sous quelle que forme que ce soit, dès lors que ces activités peuvent se rattacher directement ou indirectement à son objet social ou à tous objets similaires, connexes ou complémentaires». Ce texte de création d'Hydro Mekin est une première du genre au Cameroun. Il vient ainsi mettre fin au monopole que AES-Sonel détient depuis 2001 sur la distribution, mais surtout sur la vente de l'énergie électrique.

Par ailleurs, il est de plus en plus difficile d'obtenir des autorisations pour de nouveaux ouvrages. Il est donc indispensable d'accroître la performance des liaisons HT existantes. Cela nécessite à la fois l'amélioration de

la disponibilité et de la fiabilité des équipements existants par une gestion appropriée de leur maintenance et l'augmentation de leurs capacités de transport. Les FACTS viennent répondre à ces nouvelles exigences à travers l'usage des équipements conçus à base des composants en électronique de puissance qui augmentent les performances des équipement et la possibilité de transporter tout en réduisant les pertes en ligne une grande quantité d'énergie. FACTS sont des dispositifs pour accroître la qualité de la puissance, deux secteurs principaux d'application :

? Pour améliorer le contrôle, augmenter les capacités de transfert de puissance et assister la récupération du réseau consécutive à un défaut dans les systèmes de transmission AC.

? Pour améliorer la qualité de la puissance fournie en un point précis du réseau AC en présence de fluctuations de charge, e.g. compensation du flicker pour les fours à arc. Gamme de puissance inférieure à celle d'un réseau de transmission.

Parmis les dispositifs de technologie en vigueur, il est développé le mode de transport d'énergie en courant continue. Un HVDC est un équipement d'électronique de puissance utilisé pour la transmission de l'électricité en courant continu haute tension. Le nom est le sigle anglais pour High Voltage Direct Current, c'est-à-dire Courant continu haute tension (on voit parfois rarement CCHT en français). Les HVDC représentent certainement le summum de l'électronique de puissance : les puissances unitaires se comptent couramment en gigawatts.

Une liaison HVDC est, la plupart du temps, insérée dans un système de transmission en courant alternatif. Elle est donc constituée de trois éléments: un redresseur, une ligne de transmission, un onduleur. Généralement, le redresseur et l'onduleur réalisés avec des thyristors, quelques fois avec des IGBT sont symétriques et réversibles (c'est-à-dire qu'ils peuvent échanger leur rôle). On parle quelquefois d'autoroute électrique pour ce type d'outils technologique. De nos jours, ces systèmes de transmission de l'énergie électrique sont utilisés pour trois principales raisons.

Grandes distances : conçu pour transporter sur des distances supérieures à 600-1000 km, sur des lignes aériennes et avec une capacité 2 à 5 fois celle d'une ligne à courant Alternatif de même niveau de tension et des puissances très importantes, souvent supérieures à 1000 MW, il est préférable pour des raisons technico-économiques d'adopter une liaison à courant continu au détriment d'une liaison alternative classique (HVAC). Le CCHT investit aussi les liaisons sous-marines de longueur supérieure à 50 km. Si le coût de l'électronique de puissance est élevé, elle apporte néanmoins deux avantages décisifs:

? deux conducteurs sont nécessaires au lieu de trois en tension alternative (voire un seul, si l'on utilise la terre ou l'eau de mer comme deuxième conducteur), ce qui peut compenser le surcoût pour des liaisons longues ;

? au delà d'une certaine distance, (50 à 100 km environ pour des liaisons sous-marines, 500 à 1000 km pour les lignes électriques aériennes), les chutes de tension le long d'une liaison alimentée en courant alternatif sont trop importantes pour permettre la transmission.

En Chine, l'utilisation de ces liaisons se généralise pour transporter l'électricité produite à l'intérieur du pays (barrage des Trois-Gorges par exemple), vers les régions côtières, principales zones de consommation du pays.

La plus longue liaison HVDC du monde, Cahora Bassa (1420 km), se trouve en Afrique, entre le Mozambique et l'Afrique du Sud. La réalisation de liaisons sous-marines par câble sur de longues distances (typiquement plus de 50 km) en courant alternatif impose de compenser l'effet capacitif des câbles, faute de quoi la tension de ce câble est mal contrôlée. À cet effet, on installe dans les liaisons classiques des réactances de compensation à des points intermédiaires (postes électriques) de la liaison. Dans une liaison

sous-marine, on ne peut pas envisager un poste électrique à un point intermédiaire (sous la mer). En courant continu, cet effet capacitif n'existe pas, et justifie l'utilisation des HVDC pour ce type de liaison. Pour les zones situées en mer et loin des sites de production, telles que Bakassi, Youpouet, l'usage de cette technologie serait la bienvenue pour l'essor de ces régions.

Changement de fréquence : Interconnecter des réseaux électriques non synchrones ou présentant des fréquences différentes (50 Hz ou 60 Hz dans la presque totalité des cas) nécessite un dispositif spécifique, et un HVDC est la réponse la plus courante. Par exemple, l'Arabie saoudite et le Japon utilisent les deux fréquences. Le projet d'interconnexion des pays du golfe Persique, majoritairement en 50 Hz, prévoit une liaison HVDC de 1800 MW avec ce pays. C'est aussi le cas de la France et du Royaume-Uni, qui bien que tous deux à 50 Hz, ne sont pas considérés comme synchrones.

Contrôle du transit de puissance : Le troisième intérêt des HVDC est le contrôle du transit de puissance entre deux parties d'un réseau électrique. Les équipements HVDC destinés à cette application ne comportent généralement pas de ligne de transmission, et les deux extrémités sont sur le même site: on parle de HVDC dos à dos (en anglais : back to back). Dans certains cas ces équipements peuvent être en parallèle avec une liaison alternative.

Les pertes d'un système CCHT apparaissent à deux niveaux : en ligne et aux bornes des convertisseurs CA-CC. Ces dernières représentent environ 1 à 1,5 % de l'énergie transitée, ce qui est peu comparativement aux pertes en ligne, qui sont fonction de la résistance des conducteurs et de l'intensité du courant. Sachant qu'il n'y a pas de transfert de puissance réactive sur les liaisons continues, les pertes en ligne du CCHT sont inférieures à celles du Courant Alternatif (CA). Dans la quasi-totalité des cas, les pertes totales en régime continu sont, à transit de puissance égal, inférieures à celles de l'alternatif.

En fait une grande partie des HVDC en service dans le monde sont des back to back. Des grands pays, comme la Chine, l'Inde, les États-Unis par exemple, présentent plusieurs « régions électriques » difficilement interconnectables entre elles, bien que synchrones.

' Interconnexions : Les projets de l'Union Européenne et des Etats-Unis pour améliorer le transport d'énergie, suite aux coupures des années antérieurs, se sont traduits par le développement de plans supplémentaires pour de nouvelles interconnexions et davantage d'interconnexions transfrontalières ainsi que par des demandes de réseau plus fiable. L'élargissement de l'Union Européenne en mai 2004 a ouvert la porte à de nouveaux réseaux d'énergie transnationaux. La volonté des Etats Baltes, par exemple, de créer un système en boucle qui permette de connecter tous les réseaux de cette région montre l'importance des interconnexions et le rôle vital que le HVDC peut jouer. Des interconnexions entre l'Europe et l'Afrique du Nord sont également envisagées.

' Prévention des coupures : Les lignes HVDC ne peuvent pas être mises en surcharge. La technologie HVDC permet de maîtriser le débit de l'énergie transportée. Avec le HVDC, l'énergie peut ainsi faire l'objet de transactions commerciales entre des réseaux indépendants, supprimant les défaillances et compensant les fluctuations de tension.

' Retour d'alimentation rapide : Outre les avantages du HVDC traditionnels, le HVDC Light offre également une possibilité appelée 'black start' qui permet d'alimenter des réseaux qui ont connu une coupure d'alimentation totale. Par exemple, le câble Cross Sound HVDC Light qui relie Long Island et le Connecticut, a été mis en fonction très rapidement après les coupures d'énergie qu'a connu l'Est des Etats-Unis à la mi-août 2003, permettant un retour rapide et efficace de l'électricité chez des milliers de consommateurs locaux.

? Transport performant sur longues distances : Des exemples en Australie, au Brésil, en Chine, en

Europe et aux Etats-Unis démontrent l'efficacité sur longue distance de la technologie HVDC. Les

pertes en ligne sont nettement moins importantes qu'avec la technologie CAHT classique. L'intégration de sources d'énergie renouvelables dans les réseaux. Le HVDC est la technologie idéale pour une intégration efficace dans les réseaux de l'électricité générée par les sources d'énergie renouvelables. Elle est particulièrement adaptée au transport de l'énergie produite par des éoliennes offshore à des réseaux terrestres et pour les connexions :

? avec des installations offshores, telles que des plates-formes pétrolières avec les réseaux terrestres.

? Avantages pour l'environnement. En favorisant un transport d'énergie souterrain et sous-marin, le système HVDC Light offre des avantages indéniables vis-à-vis de l'environnement.

3.2.1.3. Comment moderniser les lignes existantes

Il y a trois façons de doper la capacité des lignes actuelles : accroître le niveau de tension, augmenter la section et/ou le nombre de conducteurs par phase, utiliser des matériaux conducteurs à haute température. La première solution réduit d'autant l'intensité nécessaire au transfert d'une même puissance. Passer de 230 kV au palier suivant de 345 kV, par exemple, porte à 1100 MW la capacité d'une ligne d'environ 400 MW. Sachant que la résistance des conducteurs est grosso modo inversement proportionnelle à leur section, il faut augmenter cette dernière ou ajouter des conducteurs parallèles pour accroître l'intensité véhiculée sur la ligne : on peut ainsi porter la puissance d'une ligne 230 kV de 400 MW à 1100 MW en l'équipant de nouveaux faisceaux de câbles plus gros.

Les récents progrès techniques accomplis dans le domaine des conducteurs à hautes températures permettent d'atténuer efficacement les goulets d'étranglement dus aux contraintes thermiques sur les lignes de courte et moyenne longueurs. Un conducteur de ce type est capable de transporter 2 à 3 fois plus de courant que son homologue classique (en aluminium-acier) de même diamètre, sans grever la charge.

L'augmentation de la tension et le remplacement des conducteurs sont deux solutions ayant l'avantage d'occuper la même emprise au sol. Seules réserves : les nouveaux conducteurs sont plus lourds ou nécessitent des niveaux d'isolement accrus, ce qui peut obliger à renforcer ou reconstruire les pylônes mais aussi à remplacer les gros matériels des postes électriques

Figure 3.15: Les liaisons CCHT perdent moins d'énergie sur la distance que leurs homologues CAHT.

3.2.2. Reforme de la politique d'ER pour une meilleure Production décentralisée

L'Etat dans sa politique d'ER, en généralisant la production décentralisée, celle-ci pourrait comporter de nombreux avantages. Une petite centrale permet ainsi de renforcer l'autonomie énergétique d'emplacements isolés. Produire soi-même son électricité incite directement à la modération de sa consommation pour minimiser les prélèvements au réseau. Pour le gestionnaire de réseau, l'augmentation de l'autoconsommation permettrait de désengorger le réseau, entraînant des économies substantielles. Développer les capacités décentralisées favorise l'atteinte des objectifs d'augmentation du taux d'électrification et réduire la dépendance énergétique du pays. Par ailleurs cet essor peut avoir des retombées socio-économiques appréciables entraînant la création d'emplois et de nouveaux marchés.

Néanmoins ces bienfaits ne sont encore que théoriques, la production décentralisée reste coûteuse à de nombreux égards. L'Etat Camerounais, pour impulser ces nouvelles filières, devrait privilégier un dispositif incitant une autoconsommation regulée. Les contrats d'obligation d'achat (OA) de l'électricité produite que l'Etat devrait signer avec les exploitants du réseau assureront à l'exploitant la rentabilisation à long terme de son équipement. Mais aussi à la collectivité produisant l'énergie locale de revendre celle-ci.

Sachant que la production d'origine renouvelable est souvent fluctuante et difficile à prévoir, son injection systématique engendre un risque de déséquilibre du réseau. Les contrats d'obligation d'achat (OA) devront avoir une durée limitée et à leur échéance, les producteurs doivent s'insérer directement sur le marché de l'énergie, ce qui crée un certain nombre d'exigences. En effet, vendre sur le marché requiert de prévoir finement sa production et de ne livrer que les volumes prévus, ce qui est difficile pour des énergies intermittentes. Les producteurs devront donc installer des systèmes de pilotage pour activer ou désactiver à distance les outils de production, ce qui reviendra cher pour des petites installations. D'où la nécessité de normaliser l'usage des équipements électrique, la création d'un marché où des opérateurs peuvent venir s'enquerir sur les opportunités d'affaire, subventionner le secteur ou accorder des facilités aux producteurs (reduction des coûts de dédouanement des équipements liés à la production ). La production intermittente induit donc des coûts importants, aujourd'hui pour le réseau, demain pour les producteurs directement face au marché. En bref, la question de la rentabilité de la production décentralisée dans un système énergétique actuel reste d'actualité, et varie selon la filière. Néanmoins, ces difficultés actuellement rencontrées pourront peut-être se voir progressivement surmontées, ce qui peut annoncer de meilleures perspectives pour la production décentralisée.

A court terme, face à la multiplicité des installations, la mutualisation et professionnalisation de la gestion de la production décentralisée constitue un levier puissant d'amélioration de performance. Avec le niveau bas d'électrification dans les pays Africains, la politique de modernisation du réseau électrique pourrait connaitre un succés car la technologie étant en nette évolution, des régions comme celle de l'Est du Cameroun pourrait avec son projet d'envergure être le début de développement des villes intelligentes compte tenue de la richesse de son sous-sol. Lorsque l'initiative politique est engagée, un opérateur peut exploiter à distance et assurer la maintenance de plusieurs installations par délégation. Il peut aussi améliorer la valorisation de l'énergie produite, en affinant la prévisibilité de la production grâce à un meilleur suivi des centrales, en optimisant la production momentanée via le pilotage à distance et le couplage avec des moyens de production flexibles compensatoires. Ces leviers permettraient aux installations de gagner en efficacité. Ainsi des nouveaux métiers de l'énergie semblent se profiler. Notamment celui de l'agrégateur de production, qui se constitue un portefeuille de ressources énergétiques réparties complémentaires et parvient par ses compétences en pilotage de production et en trading à mieux en valoriser la production sur les marchés de l'énergie. Un agrégateur par exemple proposera aux exploitants en fin d'OA un contrat d'achat pluri-annuel ainsi que de la délégation d'exploitation et pourra se constituer un portefeuille de par exemple

75 MW de puissance. Un autre agrégateur pour se chargé d'achèter à des petits producteurs des centrales hydro-électriques.

3.2.2.1. L'autosuffisance énergétique par une production décentralisée d'électricité

Des perspectives à moyen terme se dessinent pour la production décentralisée. D'une part les progrès technologiques concourent à faire décroître le prix des équipements. D'autre part les expérimentations de «smart grids » se généralisent, en particulier à l'échelle locale (« mini grids ») et esquissent les conditions dans lesquelles la production décentralisée trouve toute sa place. En effet, la mise en oeuvre de l'auto-consommation passe par l'ajout de capacités de stockage et d'effacement, autrement dit la capacité des équipements à stopper ou reporter automatiquement leur consommation lors des pointes de charge. C'est exactement l'objectif du mini grid, réseau intelligent voué à optimiser à tout instant la performance du système via ces différents leviers.

La production décentralisée serait pleinement pertinente au sein de ce type de système énergétique, qui présente encore néanmoins de nombreux défis techniques. Par ailleurs, face à notre paradigme actuel du système énergétique centralisé, c'est une évolution profonde du marché qui ne pourra être mise en oeuvre qu'à travers des modalités économiques convaincantes.

Pour répondre rapidement aux préoccupations de l'exploitant privé, il semble nécessaire que l'Etat recentre l'effort d'investissement public sur quelques filières à fort potentiel, en termes de rentabilité, de capacités disponibles, et/ou de création de richesses en particulier l'hydro-électricité, le solaire, la biomasse et le biogaz. Par ailleurs il faut favoriser l'émergence de nouveaux acteurs à l'instar de la valorisation de l'emploi d'agrégateur, qui donneront du souffle au développement de l'énergie décentralisée, tout en clarifiant au fure et à mesure ce modèle d'affaire.

Le concepte de ville autossuffisante n'est pas nouveau. Certaines villes dans le monde en font l'expérience à travers une définition d'une bonne politique en matiére de production décentralisée de l'énergie électrique et un cadre legale favorable au développement de ce mode de production d'énergie électrique à travers la valorisation des EnRs. Pour cela, la commune devrait recentrer sa stratégie sur le développement des énergies renouvelables. La diversification des sources d'approvisionnement devient son mot d'ordre avec l'exploitation des technologies solaires, hydroélectrique et de biométhanisation. Le but est autant écologique que la protection des particuliers, et notamment des ménages à faibles revenus, face à la montée en flèche du prix du baril de pétrole et de la déforstation. La commune ou le principe d'intercommunalité pourrait définir un systèmes de fiancement des populations locales qui feront la demande de disposer d'installations photovoltaïques individuels ou en copropriété avec une coopérative ayant reçu l'agrémenent d'exploitation.

3.2.2.2. Le partenariat public-privé à la production décentralisée d'électricité

Pour une bonne compréhension des besoins énergétiques de la CTD, la connaissance du système énergétique communal doit être élaborée. Un système énergétique est constitué de l'ensemble des activités et des opérations qui permettent de satisfaire les besoins en produits et services énergétiques indispensables au développement économique et social. Il est constitué d'un faisceau de « filières énergétiques », chaque filière représentant le trajet qui va du besoin socio-économique de développement dont la satisfaction requiert une certaine consommation d'énergie à la ressource de base permettant de procurer la quantité de produit énergétique nécessaire à l'usager. A chaque besoin socio-économique peuvent correspondre plusieurs filières énergétiques ou trajets entre le besoin et la ressource qui diffèrent selon les quantités nécessaires, la nature des produits, les modes et techniques d'utilisation, des

technologies de transport et de transformation, des moyens de production.. la production décentralisée de l'électricité conduit à l''électrification rurale. C'est un processus qui consiste à fournir l'énergie électrique aux zones rurales et éloignées. L'électricité est utilisée non seulement pour l'éclairage et l'électroménager, mais elle permet aussi la mécanisation de nombreuses exploitations agricoles, telles que le battage, la traite et le stockage de céréales, par conséquent une plus grande productivité à un coût réduit. Dans le monde rural, l'électrification est considérée comme un puissant facteur de développement socio-économique. Cependant, l'extension des réseaux électriques rencontre des contraintes économiques

croissantes. Tout d'abord, la demande d'électricité dans les zones rurales est relativement faible :

usages essentiellement domestiques ou de petites industries. De nombreuse technologie existent ce qui reduit aujourd'hui le coût de l'ER. Les groupes diesel de petite taille sont la technologie la plus

répandue ; Les systèmes photovoltaïques eux se sont développés depuis les années 1980, notamment dans les iles pacifiques ; L'hydraulique est une solution intéressante pour les lieux où les ressources sont disponibles. Dans les zones rurales, l'hydraulique a deux fonctions principales : production d'électricité ou de puissance mécanique.

Vue ce qui est enoncé ci-dessus, l'Etat seul ne peut ressoudre le probléme d'ERD. La coopération internationale y participe déjà avec des financements permettant le raccordement de certaines localités au

réseau national. Mais le coût demeure considérable en matiére d'ER. L'idée de produire localement l'énergie

électrique est une solution. Pour parvenir à matérialiser cela, le partenariat public-privé dans l'électrification rurale devient là une des solutions à encourager par l'Etat surtout lorsque celui-ci concerne un partenaire

privé avec une CTD. La relation de la commune avec l'opérateur privé devrait au préalable être bien définie. L'Etat est propriétaire, mais l'exploitation est sous-traitée au secteur privé : ce dernier est sera chargé de l'entretien et de l'exploitation de l'équipement, voire dans certains cas de la construction de l'infrastructure (gestion déléguée de type concession). D'autres solutions de partenariat public-privé pourraient être définies tel que le service est assuré par la communauté et l'usager qui sont propriétaires ou pas des équipements. Cette solution est privilégiée lorsque les services publics ne permettent pas la satisfaction de tels besoins.

Avec l'accroissement de la défaillance de l'Etat dans des domaines dont il avait traditionnellement la responsabilité, les ONGs se sont spécialisées dans leur soutien aux « petits projets énergétiques participatifs », se démarquant ainsi de l'approche technicienne et productiviste des grands projets de coopération publique. « Le petit projet » est conçu comme un outil de promotion de solutions énergétiques décentralisées, outil initié par les acteurs de base (bottom up decisionmaking). Cette logique d'action a fondé la légitimité d'intervention des ONGs dans un environnement concurrentiel de la coopération au développement. Les projets d'électrification concernent généralement une échelle villageoise mais peuvent être étendus à un niveau régional, voire national. Pour l'ONG, l'électrification n'est pas une fin en soi mais un moyen d'atteindre un objectif ou plusieurs objectifs de développement vaguement définis : améliorer les conditions des ménages, diminuer l'exode rural etc. Souvent un projet d'électrification vient après ou avant un projet de construction de route, d'adduction d'eau potable ou de formation. Il est à chaque fois l'expression des besoins d'une population locale qui s'appuie sur les actions de l'ONG pour constituer une dynamique communautaire locale.

Dans l'offre d'électrification décentralisée certaines ONG proposent aux populations, une démarche participative articulée autour des éléments tel que :

Les surplus dégagés par un projet d'électrification sont utilisés pour la réalisation d'un autre projet d'électrification. C'est en ce sens que l'électrification rurale permet de rentrer dans un cercle vertueux de développement.

Une relation partenariale s'effectue en général entre l'ONG et la population locale, qui bénéficie du projet. L'ONG peut bénéficier d'un soutien de proximité (aide étrangère provenant d'organisme de coopération...) ; mais, la pérennité du projet est assurée par la substitution des acteurs locaux à des acteurs internationaux. En l'absence d'appropriation du projet par la population locale, les installations, non entretenues, ne sont plus fonctionnelles. La durabilité du projet est dans ce cas compromise.

CONCLUSION

La production décentralisée de l'énergie électrique est à l'origine des réseaux intelligents pour des raisons d'optimisation de la production électrique. L'ambition de voire moderne les réseaux électriques de la zone CEMAC n'est pas un besoin de vouloir courir vers le modernisme, mais une nécessité de ne pas vivre les problèmes que rencontrent les pays développés en matière protection de l'environnement et développement industriel. Au terme de ce chapitre nous pouvons nous aventurer à penser que le réseau électrique est très mal structuré et ne peut satisfaire aux contraintes d'une qualité de service pouvant conduire à une satisfaction de la demande en énergie. Le gouvernement conscient de cela s'efforce à améliorer cet état de chose mais il s'y prend mal car les programmes visant à booster ce secteur ne connaissent pas une implication des contraintes liée à la modernisation du réseau existant. Car les nouvelles technologies viennent malgré les contraintes qu'elles disposent, nous rappeler de la possibilité de bénéficier d'une fourniture en énergie à moindre coût à condition de se conformer aux exigences liées au développement des réseaux intelligents (Smart-Grids). Notre situation actuelle donne l'impression que nous sommes dans l'incapacité de nous arrimer à ces technologies ce qui est faut. Nous avons encore plus de chances de voire ces technologies nous être favorable et élaborer des lois en la matière pour protéger les opérateurs du secteur ainsi que les consommateurs, car leur expérimentation dans une région comme celle de l'Est du Cameroun avec la construction du barrage de LOM PANGAR constituerai un bon début. Cette région riche en ressources minières et agricole, limitrophe avec d'autres pays de la zone CEMAC serait un bon début pour montrer les opportunités d'industrialisation du Cameroun et l'intégration énergétique que prône la zone CEMAC. La maîtrise du système énergétique dans cette région du pays devenant le point de départ de la modernisation du réseau électrique nationale et l'intégration de la production décentralisée permettra certainement de connaître en temps réel les besoins des consommateurs et envisager l'interconnexion du Réseau interconnecté de l'Est aux réseau électrique national ou à des productions décentralisées tout en recherchant la stabilité du réseau et la continuité de service.

CHAPITRE IV . Efficacité énergétique pour un développement de
la Production décentralisée d'énergie électrique.

INTRODUCTION

Dans la plupart des pays d'Afrique subsaharienne, les infrastructures électriques sont très insuffisantes. La forte augmentation de la demande électrique se heurte à des coupures et des délestages très fréquents. Par ailleurs, les réseaux ne sont pas du tout « smart ». Les réseaux sont faiblement interconnectés entre pays, peu maillés, insuffisants et vieillissants, mal entretenus et dégradés, les matériels sont hétérogènes et les standards techniques datent parfois de l'ère coloniale. D'énormes investissements sont nécessaires pour la remise en état et la modernisation des réseaux, et ce sur plusieurs décennies. La mise en place de nouvelles technologies de réseaux électriques intelligents et de compteurs communicants pourraient permettre à l'Afrique de rattraper beaucoup plus rapidement son retard en la matière. Parmi les bénéfices attendus, les Smart grids auront pour effet de rendre le réseau bidirectionnel, d'améliorer la gestion, la maintenance et la qualité de service, mais permettront aussi aux opérateurs de faire des économies, notamment au niveau des pertes techniques et non techniques. Par ailleurs, les Smart grids contribueront à l'intégration des énergies de sources renouvelables et à l'amélioration de l'efficacité énergétique en Afrique.

L'industrialisation et la croissance de la population sont les premiers facteurs pour lesquels la consommation de l'énergie électrique augmente régulièrement. Ainsi, pour avoir un équilibre entre la production et la consommation, il est à première vue nécessaire d'augmenter le nombre de centrales électriques, de lignes, de postes de transformation etc., ce qui implique une augmentation de coût et une dégradation du milieu naturel. La définition de stratégies énergétiques visant à la maîtrise de la demande en énergie (MDE) partant de la localité à la région et le pays tout entier. Conduira à s'approprié d'une éfficacité énergétique reduisant les coût de consommation d'énergie électrique national et sous-régional. Dans cet chapitre nous allons developper l'interêt de développer une politique basée sur l'éfficacité énergétique pour mieux voire les CTDs s'appropriées des outils liés à la production décentralisée de l'électrique.

IV. 1 EFFICACITE ENERGETIQUE ET PRODUCTION DECENTRALISEE

Il existe plusieurs définitions de l'efficacité énergétique, ce qui peut parfois rendre difficile la compréhension du terme et donc son application. Par efficacité énergétique, on entend globalement une meilleure utilisation de l'énergie disponible. On obtient un rendement énergétique plus élevé, tout en utilisant une moins grande quantité de la ressource pour recevoir le même service. L'efficacité énergétique trouve tout son sens dans différentes pratiques qui s'articulent principalement autour des élements technologiques visant à optimiser l'énergie des consommateurs, des types d'énergie choisit, des appareils mesurant la facture énergétique et des comportements humains.

Pour améliorer l'efficacité énergétique au sein du réseau électrique Camerounais, le développement des Smart grids et des Smart meters, constituent une solution. Les pertes techniques et non techniques sont souvent très importantes au sein du continent africain. Les pertes techniques sont de l'énergie perdue dans les réseaux, par échauffement des conducteurs (pertes « cuivre »), dans les transformateurs (pertes « fer » et pertes « cuivre ») et par effet couronne (ionisation de l'air sous certaines conditions atmosphériques).

Les pertes non techniques sont des pertes financières : problèmes de comptage, relève, facturation, mauvais recouvrement, compteurs trafiqués, corruption, dette non collectée, inadéquation entre coûts et tarifs, connexions illégales, vols de courant, etc. Les Smart meters, difficilement piratables, sont une aide précieuse pour le recouvrement et la gestion de la consommation.

Le Cameroun ainsi que les autres pays de la CEMAC sont dans la mouvence d'une emergence industrielle visant une croissance économique afin d'être pays emergent d'ici l'OMD (Objectif du millénaire pour le développement) en 2035. Les efforts des industries manufacturières et minières Camerounaises en creation ou existantes ainsi que celle des pays de la CEMAC en matière d'efficacité énergétique doivent être prise en compte lors de la comptabilité énergetique dans le but de reduire leur intensité énergétique moyenne à travers une approche volontaire (participant au Programme d'Economie d'Energie dans l'Industrie Camerounaise (PEEIC)). Pour rendre ces efforts des gouvernements, une loi sur l'efficacité énergetique doit être adoptée. Les entreprises participantes à la réduction de leurs coûts en énergie électrique à travers l'investissements dans le domaine et faisant les efforts visant une efficacité énergétique accrue pourront également aider au développement de la stratégie énergetique nationale en créant une affaire de toute entreprise prospère. les Smart grids permettront de diminuer les temps de coupure, accélérer les réalimentations ou, encore, renforcer la sécurité et la qualité de la fourniture d'électricité. Les compteurs évolués permettront une meilleure gestion des clients et des consommations.

Pour parvenir à mieux gérer les problémes d'éfficacité, la création d'un Office de l'efficacité énergétique Camerounais (OEEC) s'avére necessaire. Ainsi l'OEEC devrais s'engager à lancer de nouvelles initiatives et à continuer de mener à bien les projets en matière d'efficacité énergétique ainsi qu'à encourager la gestion de l'énergie dans l'industrie Camerounaise. Le Programme de l'efficacité énergétique dans l'industrie Camerounais (PEEIC) pourrait constituer l'une des initiatives que pourraient entreprendre l'organisme spécialisé cela visant avant tout à obtenir des résultats précis.

L'amélioration de l'efficacité énergétique réduit les émissions de gaz à effet de serre de deux façons :

la réduction des émissions découlant des mesures visant une plus grande efficacité énergétique des systèmes de combustion sur place (p. ex., chaudières et fours) est directement proportionnelle à la quantité de combustible économisé;

la réduction de la consommation d'électricité réduit la demande d'électricité et, par conséquent, les émissions des centrales thermiques qui produisent de l'électricité.

L'énergie comporte des coûts et des incidences environnementales, qui doivent être bien gérés pour accroître la rentabilité et la compétitivité d'une entreprise et atténuer la gravité de ces incidences. Toute entreprise peut économiser l'énergie en appliquant à ce poste de dépenses les mêmes principes et techniques de saine gestion qu'elle utilise ailleurs au sein de l'organisme pour la gestion de ressources clés, comme les matières premières et la main-d'oeuvre. La pleine responsabilité de la consommation d'énergie doit faire partie intégrante des méthodes de gestion. La gestion de la consommation et des coûts énergétiques élimine le gaspillage et permet de réaliser de façon soutenue des économies cumulatives.

Pour mettre au point une stratégie de développement des industries productrices d'énergie électrique visant satisfaction en énergie électrique d'une CTD, il faut prendre en considération tout ce qui influe sur les opérations visant à développer ces industries et intégrer les diverses fonctions de gestion en un ensemble fonctionnel et efficace. Dans le processus d'établissement d'une stratégie, un organisme pourrait dans un premier temps choisir d'effectuer un examen de ses forces, faiblesses, possibilités et menaces (analyse FFPM) qui engloberait également divers facteurs légaux et environnementaux (comme les émissions et les effluents). Par la force des choses, un tel examen permettrait de cerner les éventuelles menaces à la rentabilité de l'entreprise en charge de la gestion des besoins énergetiques au sein de la commune, entraînant ainsi la recherche de moyens de réduire les coûts. Les programmes d'amélioration de l'efficacité énergétique devraient ainsi faire partie intégrante de la stratégie d'entreprise visant à contrer de telles menaces. Pour élaborer avec succès un programme d'amélioration de l'efficacité énergétique, il faut prévoir les éléments suivants :

des mesures en vue d'améliorer la gestion de l'énergie, y compris la mise en place d'un système de

surveillance énergétique, un rapprochement de deux mondes dans un contexte de croissance des EnRs et de

Dans la recherche de stocker l'énergie électrique produite, la production centralisée de grande capacité assurée par les centrales électriques utilisant des ressources renouvelables, devront coexister avec la production décentralisée de capacité unitaire inférieure, mais comptant un grand nombre d'installations. La multiplication des sites de production décentralisées dans un pays oblige l'Etat à élaborer une planification énergétique bien appronfondite afin d'évite tous les problémes ne favorisant une éfficacité énegétique.

4.1.1. Systèmes de coordination intelligente pour une production décentralisée

La modernisation du réseau électrique nous fait découvrir de nombreux aspects. Celui de l'efficacité énergétique et les EnRs. L'efficacité énergétique peut être réalisée sans nécessairement utiliser d'énergies renouvelables. En effet, tout dépendant de la nature de l'intervention. A cet effet, il est evident de constater que l'énergie renouvelable seul n'est pas toujours synonyme d'efficacité énergétique. Pour parvenir à atteindre l'objectif d'efficacité énergétique, avec les EnRs on doit les combiner à d'autres les sources d'énergies.

Le système électrique dans un processus intégrant la production centralisée et décentralisée d'électricité est géographiquement très large et dispersé. Il est constitué de sous-réseau séparé du système centralisé de manière intentionnelle et appelé : « cellule de réseau ».

"Une cellule de réseau est une notion conceptuelle correspondant aux éléments qui

peuvent s'isoler du réseau principal par l'ouverture d'organes de coupure, fonctionner en îlotage et remplir une mission locale bien définie. Elle est représentée par deux aspects essentiels : aspect électrotechnique (les données qui peuvent décrire certains éléments tels que des noeuds, lignes,

générateurs, charges, transformateurs, etc...); et aspect fonctionnel (cahier des charges). Il est également très complexe au sens où des incidents peuvent se produire à tout moment et il faut constamment faire face à des problèmes très variés. Les figures ci-dessus presentant les structures d'un réseau d'électrification rurale dans un mode de production décentralisée présentent un ensemble d'équipements permettant d'isoler les réseaux tel que, le télécontrôle et la télécommande. Eux sont installés sur le réseau de transport et il se fait à partir de systèmes de type SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) ou, plus récemment, WAMS (Wide Area Measurement System). Ce sont des systèmes de téléconduite centralisée qui assurent la surveillance des équipements électriques, mécaniques ou électroniques d'un réseau, et qui permettent aux opérateurs, depuis le centre de contrôle, de traiter, en temps réel, les différents types d'incidents.

Pourtant, selon le type du réseau, les priorités peuvent être sensiblement différentes :

Réseau de transport: le système de conduite permet une mise en oeuvre rapide des mesures à distance indiquées par les programmes informatiques d'optimisation et de sécurité du système de production - transport.

Réseaux de distribution: le système de téléconduite permet surtout d'agir sur les disjoncteurs de départ ou sur les interrupteurs (télécommandés) pour reconfigurer et réalimenter au plutôt la clientèle à la suite d'une perturbation.

L'intégration des générateurs dispersés (GED) en mode ilôtage contraint actuellement, sur le réseau de distribution HTA, la présence d'un disjoncteur au début de chaque départ et deux types d'interrupteurs le long du départ, manuel ou télécommandé. Ils sont utilisés pour le service de reconfiguration et de sécurité du réseau (localisation des défauts et mise hors tension pour réparation). Pour des raisons économiques, et d'éfficacité énergétique, le nombre des interrupteurs télécommandés (notés par la suite IMT - Interrupteur de Moyenne tension Télécommandé) sur un départ est limité (2 ou 3 dans le cas du réseau de distribution). Ils sont situés sur l'artère principale. De plus, les réseaux de distribution sont initialement dimensionnés pour recevoir, de façon hiérarchisée, un transit de puissance dans le sens du système de transport vers le système de distribution. Ce qui veut dire que la connexion d'un ensemble de charges préexistantes suite à la fermeture d'un disjoncteur du départ ou d'un interrupteur au long d'une ligne au niveau du réseau de distribution, ne pourra en aucun cas violer les contraintes dynamiques du réseau en amont.

Le système électrique aujourd'hui est en pleine évolution. Pour améliorer la qualité de fourniture en énergie électrique, au Cameroun et dans la sous-région CEMAC en générale, l'amelioration des outils visant à une éfficacité ènergétique doivent conduire à une reconstruction du systéme électrique de chacun des pays selon la Fig 4.1. Avec la pénétration de la production décentralisée dont le taux de pénétration devrait s'accroître de plus en plus, beaucoup de nouveaux services seront mis en place, notamment dans les réseaux de distribution. Le système de grande coordination de contrôle et de commande à l'intérieur des réseaux de distribution ainsi que pour le système intégré (transport et distribution inclus) devra évoluer et se développer pour s'adapter au nouveau contexte. Pour répondre à ce besoin, une nouvelle structure de coordination intelligente de télécontrôle et de télécommande destinée au système intégré basée sur l'approche de Système Multi - Agents Intelligents (SMA) doit être mise en oeuvre.

Pour définir ce qu'est un Système Multi-Agent, il convient de préciser ce qu'est un agent. Voici une définition qui correspond à un agent du SMA : "Un agent est une entité autonome, réelle ou virtuelle, qui est capable d'agir sur elle-même et sur son environnement et qui, dans un univers multi - agents, peut communiquer avec d'autres agents et dont le comportement est la conséquence de ses observations, de ses connaissances et des interactions avec les autres agents". Dans un SMA, les agents perçoivent leur environnement et agissent sur celui-ci en choisissant parmi des comportements prédéfinis, celui qui est adapté à la situation.

Deux types d'agent sont présentés: l'agent Coordinateur, qui gère les informations et prend des décisions, et Agent d'Exécution, qui réalise une tâche.

? Agent Coordinateur de cellule du réseau: assure les missions principales qui suivent:

reçoit l'information de l'état de la cellule sous sa responsabilité, l'information sur la perturbation venant du réseau principal ou l'ordre d'exécution du système de téléconduite au niveau supérieur.

active les modules de calcul d'optimisation locaux pour choisir la meilleure solution adaptée à la situation.

renvoie les informations concernant l'état de la cellule établie (telles que la puissance délivrée par les GED, le volume de charges réalimentées, la tenue en fréquence et en tension, la possibilité d'interconnexion avec d'autres cellules à proximité, etc.) au système de contrôle du niveau supérieur.

? Agent Tâche: est un module de calcul qui a pour objectif de trouver la solution la mieux

adaptée à la situation. Les données d'entrée sont les perturbations du réseau principal et/ou l'état de la cellule en considération. Les résultats obtenus à la sortie d'un agent Tâche sont la procédure d'opération des groupes de GED, la séquence d'opération des interrupteurs télécommandés, la durée estimée du processus de réalimentation de la cellule, etc. Ces informations sont ensuite envoyées à l'agent Coordinateur des commandes d'exécution. Un agent Tâche peut être l'un parmi des modules suivants :

Tâche 1 : c'est un module d'aide qui sert à la phase de planification du réseau lors de l'insertion des GED. Il effectue une étude qui minimise le nombre et optimise la localisation des IMT en maximisant le volume de charges réalimentées et la flexibilité de fonctionnement d'un réseau (Optimisation des IMT).

Tâche 2 : c'est un module d'aide pour la phase d'anticipation du fonctionnement du réseau. Il a pour but, à partir des données du réseau, de proposer un « menu de reconfigurations » qui correspond aux différents types de défaillances pouvant se produire dans le réseau (Reconfiguration).

Tâche 3 : c'est un module de calcul conçu pour la phase de réaction en temps réel. En fonction de la tenue en fréquence et en tension de la cellule considérée et des limites des moyens de régulation de puissance active et réactive disponibles dans la cellule, il a pour mission de définir une procédure de contrôle des GED afin d'ajuster le profil de tension et la fréquence si nécessaire (Calcul de régulation).

Tâche 4 : c'est aussi un module destiné à la phase de réaction en temps réel. Il définit la procédure de la reconstitution du réseau à base de GED. Ceci sera utilisé dans les situations critiques (black-out) aussi bien qu'en cas de "délestage fictif" (Plan de Reconstitution).

Tâche 5 : c'est également un module de calcul de la phase de réaction en temps réel. Il doit proposer une séquence d'opérations afin d'optimiser le délestage de charge si nécessaire (Délestage de charges).

Les agents Tâche ci-dessus cités sont ceux qui sont utilisés dans le cadre de l'étude sur les impacts des GED dans la gestion des situations critiques du système. Ce sont des modules qui fonctionnent indépendamment les uns des autres, ce qui laisse un environnement ouvert pour ajouter davantage de services, si possible, dans le système de contrôle.

? Agent Coordinateur des commandes d'exécution: collecte des informations comprenant

les mesures de tension, de courant, de l'état du disjoncteur et des interrupteurs télécommandés du réseau; puis active un ou plusieurs agents d'exécution spécifiques suivant le scénario défini par un agent Tâche. Après avoir fini les tâches demandées, l'agent Coordinateur des commandes d'exécution récupère les informations sous forme d'un rapport sur l'état de la cellule formée et l'envoie à l'agent Coordinateur de cellule du réseau.

? Agent d'Exécution: envoie les signaux d'ordre directement aux entités physiques du

réseau. Ces signaux peuvent être l'ajustement de la puissance active/réactive des groupes de
GED, l'ordre d'ouverture ou de fermeture d'un disjoncteur ou d'un interrupteur télécommandé, etc.

Évaluation des Expériences Acquises sur la Technique de la Reconstruction du Système

Dimensionnement des régulateurs Définition des limites de la stabilité dynamique

? Construction de la procédure de réalimentation du
réseau à partir des GED comprenant:

4.1.2. Analyse causale croissance économique et consommation d'énergie pour une meilleure production décentralisée d'électricité

+ La première est que le développement ajoute à l'activité économique, des industries souvent consommatrices d'énergie (papier, chimie, sidérurgie, métallurgie).

+ La seconde dans les secteurs traditionnels, le développement est exigeant en énergie. L'agriculture moderne permet par exemple de quintupler les rendements par rapport à l'agriculture traditionnelle, mais au prix d'une consommation d'énergie multipliée par quinze.

+ La troisième est les choix technologiques faits au niveau des équipements producteurs, transformateurs et utilisateurs d'énergie.

+ La quatrième est le taux d'indépendance énergétique. Il semble exister une certaine corrélation entre le contenu énergétique du PIB d'un pays et son taux d'indépendance énergétique : plus ce dernier s'accroît, plus le rapport consommation d'énergie (EC) sur le Revenu (Y) : EC/Y, augmente car le pays a tendance à opter pour des technologies et des comportements « energy using ».

En essayant d'expliciter cette corrélation de manière succincte ici, cela signifie de présenter une relation de cause à effet. Savoir si la connaissance du passé de l'une des variables permet d'améliorer la prévision de l'autre (Granger, 1969, 1988) ou alors si les chocs qui affectent l'une des variables peuvent modifier la variance de l'erreur de prévision de l'autre (Sims, 1980). Dans ce cas, on dit qu'il existe une relation de cause à effet (relation causale) entre les variables qui peuvent aller dans un seul sens (causalité unidirectionnelle) ou dans les deux (causalité bidirectionnelle). L'approche de Granger étant celle qui a eu le plus d'échos chez les économètres, c'est elle qui sera retenue dans le cadre de cette étude.

La méthodologie d'analyse consiste à définir d'abord la liste des variables. Les variables suivantes sont employées pour présenter cette relation causale : le PIB réel comme indicateur de performance économique au niveau global pour la Nation et la valeur ajoutée sectorielle (production nette) comme proxy de la performance de chaque secteur d'activité. La performance globale de l'économie est mesurée par le Produit intérieur brut réel. C'est-à-dire la somme des valeurs ajoutées générées par tous les producteurs résidents sur le territoire national en monnaie locale constante. La performance du secteur primaire sera mesurée par la

valeur ajoutée du secteur agricole ( AGRVA), celle du secteur secondaire par la valeur ajoutée du secteur industriel (INDUSVA) et celle du secteur tertiaire par la valeur ajoutée du secteur des services (SERVVA).

Généralement, deux principaux indicateurs sont utilisés pour capturer l'infrastructure énergétique : la production ou la consommation totale d'énergie électrique (en KW ou en KWh) comme indicateur quantitatif et les pertes d'énergie électrique (en KW ou en pourcentage de la production totale) comme indicateur qualitatif. La production ne reflète pas les besoins de consommation. Pour cette raison, on utilise ici la consommation d'énergie électrique (ELECONS) comme indicateur de l'infrastructure énergétique.

Pour une série donnée définissant un processus stationnaire, ses propriétés ne sont pas affectées par un changement de "repère temporel" que l'on regarde au point « t » ou au point « t+ i ». Nos séries ne sont pas stationnaires car les variables évoluent dans le temps. Le théorème de la représentation de Granger sera utilisé ici vu les raisons énoncées ci-dessus. Ce cas montre que si deux séries non stationnaires sont cointégrées, alors il devrait exister une causalité unidirectionnelle dans au moins l'un des deux sens. Le test de Granger vise à tester l'existence d'une relation causale entre variables impliquées donc des tests préliminaires de racine unitaire (montrer que l'hypothèse nulle est la non-stationnarité : Test de Dickey Fuller, Test Dickey Fuller Augmenté (ADF)...etc.) et de cointégration (permet d'identifier clairement la relation véritable entre plusieurs variables en recherchant l'existence d'un vecteur de cointégration et en éliminant son effet, le cas échéant.). Lorsque la cointégration est validée, le test de causalité peut être appliqué de deux manières. En premier lieu, les variables intégrées (Une série temporelle est dite intégrée d'ordre d, que l'on note I(d), si la série obtenue après d différenciations est stationnaire.) peuvent être utilisées en niveau dans un modèle autorégressif bivarié à cause des propriétés de consistance des estimateurs en présence de cointégration (Altinay et Kragol, 2005). En second lieu, un modèle bivarié contenant un mécanisme de correction d'erreur due au théorème de la représentation de Granger, peut être utilisé pour tester la causalité. Si les données sont non stationnaires mais non cointégrées, alors le test de causalité peut être fait en utilisant les différences premières des variables pour stationnariser les séries (Oxley et Greasley, 1998). La cointégration permet de traiter les séries non stationnaires. Elle décrit la véritable relation à long terme existante entre deux ou plusieurs variables. La cointégration réside sur deux conditions. Tout d'abord l'intégrité des séries au même ordre et la combinaison linéaire des séries donne une série d'ordre d'intégrité inférieur ou égale à la différence en valeur absolue de l'ordre d'intégrité des séries à étudier.

Puisque nous allons utiliser le Test de racine unitaire, afin de montrer si l'hypothèse nulle est non

stationnaire, nous devons avant tout définir l'expression de notre série temporelle. Soient et deux

séries stationnaires. En effectuant la régression linéaire de sur ses propres valeurs passées, et sur les

valeurs passées de (s < t), si l'on obtient des coefficients significatifs de, alors la connaissance du

passé de peut améliorer la prévision de. On dit que cause uni directionnellement. Il y a causalité

instantanée, lorsque la valeur courante de apparaît comme une variable explicative supplémentaire dans
la régression précédente. Le test de Granger issue directement de la représentation autorégressive, consiste à

estimer le modèle linéaire de nos séries temporelles et par la méthode des moindres carrés. Les
différentes variables d'une série chronologique économique ont souvent une tendance (trend) temporelle. Pour notre modèle économique, le modèle de régression est définit par les deux équations suivantes :

appelé variable dependante comporte trois paramétres (,,) à chaque paramétre est associé une variable independante. De même pour appelé variable indépendante, on aura (,,) avec ses

paramétres associés. est appelé résidu (ou erreur observée) entre et ou bien entre et , c'est un
signe de précision du modèle pour la prédiction.

Un test d'hypothèse est une démarche employée en statistique inférentielle consistant à rejeter ou à ne pas rejeter (rarement accepter) une hypothèse statistique, appelée hypothèse nulle, en fonction d'un jeu de données (échantillon). Un test d'hypothèses jointes permet de conclure sur le sens de la causalité c'est-à-dire

sur le lien entre les deux variableset. Ainsi, cause au sens de Granger si l'hypothèse nulle

: peut être rejetée au profit de l'hypothèse alternative : au moins un des .

Si l'on est amené à rejeter les deux hypothèses nulles, on a une causalité bidirectionnelle.

_{t j t j t}
_j ? H 0 : ? ? ₀ Après l'étude des hypothèses statistiques (hypothèses nulle) de la série temporelle conduisant à déterminer le type de causalité, il importe de procéder à un Test de stationnarité de celle-ci. Une des grandes questions dans l'étude de séries temporelles (ou chronologiques) est de savoir si celles-ci suivent un processus stationnaire. On entend par là le fait que la structure du processus sous-jacent supposé évolue ou non avec le temps. Si la structure reste la même, le processus est dit alors stationnaire. Deux tests de racine unitaire sont généralement utilisés : le test de Dickey-Fuller Augmenté (ADF) et celui de Phillips-Perron (PP). Mais les résultats de ces deux tests étant presqu'identiques, nous n'avons présenté ici que celui de Dickey Fuller Augmenté. L'estimation des moindres carrés des trois modèles suivants :

Si la constante n'est pas significative, reprendre la régression avec l'équation [1] sans trend ni constante et déterminer si le coefficient est significativement différent de zéro. Si oui, la série est stationnaire. Si non, il y a une racine unitaire et la série n'est pas stationnaire.

Le test consiste à vérifier l'hypothèse nulle contre l'alternative <1 et est basé sur
l'estimation des moindres carrés des trois modèles ci-dessus.

Au terme de la vérification de la stationarité de la série temporelle, il faudrait analyser si les deux modèles régressifs correspondent aux conditions du Test de cointegration.

Deux séries et dont les processus sont intégrés sont dites cointégrées, s'il existe une combinaison

linéaire unique des deux variables qui se révèle être intégrée d'ordre 0, c'est-à-dire qui est stationnaire. Une

telle combinaison peut s'écrire sous la forme telle que soit une variable stationnaire. Ces

deux séries auront donc tendance à varier ensemble dans le temps. Pour tester l'hypothèse nulle de cointégration, deux approches sont souvent utilisées, la méthodologie en deux étapes d'Engle et Granger et l'approche multivariée de Johansen. L'approche d'Engle et Granger étant très restrictive, elle pose un problème de normalisation et peut conduire à des résultats différents selon que l'on considère la combinaison

ou la combinaison . Le test de cointégration de Johansen qui sera utilisé dans

cette analyse permet de déterminer le nombre de relation d'équilibre de long terme entre des variables intégrées quelle que soit la normalisation utilisée.

Il importe de savoir que toutes ces opérations d'analyses sont parfaitement et facilement résolues grâce à des logiciels spécialisés comme SPSS. Mais il nécessaire de disposer d'une bonne base et statistique et microéconomie pour mieux faire rentrer les données devant faire l'objet de calculs par le programme utilisé à cet effet.

IV.2 PLANIFICATION DES RESEAUX INTERCONNECTES, EXECUTION

ET EVALUATION DES PROJETS ENERGETIQUES

Après une étude visant à présenter comment devrait être analyser une relation causale entre consommation d'énergie électrique et croissance économique, la connaissance du mode de calcul du taux de couverture, taux, de desserte et taux d'électrification s'avére important car cela permet une meilleure connaissance des population béneficiant déjà d'un raccordement au réseau électrique.

Selon le PNUD, pour différentes filières dans le domaine électrique, trois notions sont usuellement employées, à savoir : le taux de couverture (géographique), le taux de desserte et le taux d'électrification (Figure 4.2). La notion de taux de couverture est très importante, puisque la visualisation du réseau au moyen d'un SIG va permettre, au moyen d'un critère économique et financier ramené à une distance (maximale) de vérifier l'intérêt de raccorder une localité donnée au réseau versus d'autres options comme les systèmes décentralisés.

? Taux de couverture géographique : C'est le rapport entre la population vivant dans les localités électrifiées et la population totale de la zone : TC = Popzelec/ Popz

? Taux de desserte : C'est le rapport entre la population ayant effectivement accès au service (desservie) et la population des localités électrifiées : TD = Popdess/Popzelec

? Taux d'électrification : C'est le rapport entre la population desservie et la population totale de la zone : TE = Popdess/ Popz

Il apparaît très clairement que : TE = TD*TC, autrement dit que le taux d'électrification est égal au taux de desserte multiplié par le taux de couverture.

? Taux d'accès : En ce qui concerne l'électricité, c'est ceux qui ont accès dans un pays à l'électricité par rapport à la totalité de la population. C'est donc identique au taux d'électrification.

? Taux de pénétration : Taux de pénétration : c'est équivalent au taux de desserte.

Expérience de la planification actuelle de l'Electrification rurale décentralisée au Cameroun

L'Agence d'Electrification Rurale du Cameroun a réalisé en 2002 une étude de faisabilité dans la Province du Centre. La revue de cette étude permet de dégager la vision actuelle de la planification des projets d'électrification rurale.

Les initiatives d'ERD sont très rares au Cameroun mais il y en a eu quelques uns tel que le projet d'électrification rurale décentralisée dans la Province du Centre qui a pour objectif global de contribuer à la transformation du monde rural par l'amélioration des conditions de vie, l'augmentation de la productivité des entreprises et activités rurales et le renforcement des capacités des communautés rurales et des collectivités décentralisées. Le projet concernait 19 localités, retenues sur la base des critères successifs suivants :

Le Schémas techniques retenus pour satisfaire la demande dans les localités étudiées, les moyens de production électrique suivants avaient été retenus :

- Le raccordement au réseau AES-SONEL par antenne MT lorsque l'éloignement le justifie : en ce sens, une localité alimentée à partir du réseau AES-SONEL, achète l'énergie en moyenne tension, le système électrique local étant alors entièrement de son ressort,

- La production autonome par groupe diesel comme option d'électrification de base : la solution « groupe diesel » a été retenue comme scénario de référence pour les localités qui ne sont pas raccordables au réseau AES SONEL. L'option de n'équiper qu'avec un seul groupe a été adoptée afin de limiter le coût d'investissement. Les puissances unitaires des groupes ont été standardisées (100, 80, 50, 40 et 20 kVA) et un juste dimensionnement en fonction de la demande de chaque localité a été adopté,

- L'équipement des sites potentiels hydroélectriques à proximité des 19 localités étudiées : après un travail cartographique autour de toutes les localités enquêtées et une mission de reconnaissance, trois sites potentiels de développement de Petites Centrales Hydroélectriques (PCH) ont été identifiés,

- La diffusion de kits photovoltaïques : une option kits solaires a été également étudiée, en complément aux autres schémas d'électrification, malgré une rentabilité financière inférieure à celle des autres options étudiées.

4.2.1. Planification des réseaux interconnectés

Dans l'optique d'une meilleure gestion des difficultés pouvant survenir lors du fonctionnement d'un réseau en particulier dans un contexte de décentralisation, la planification, permet de choisir une solution technique à un problème posé grâce à des études technico technico-économiques. Les problèmes techniques peuvent être à court terme dans l'année ou à long terme dans un horizon de 30 ans à 40 ans. Des calculs technico-économiques simples permettent de trouver les solutions adaptées aux problèmes à court terme.

La planification à long terme quand à elle consiste à mettre en place des schémas directeurs de développement du réseau électrique c'est c'est-à-dire à trouver son avenir le plus probable en se fondant sur des hypothèses réalistes afin de s'adapter à l'évolution des contraintes (charges, environnement, production). La mise en place de schémas directeurs permet d'étudier les réseaux existants, d'analyser leur performance et leurs failles de façon à établir des stratégies de développement à coût minimal. Pour cela, les différentes solutions proposées doivent respecter un ensemble de critères portant sur l'indice de fiabilité et le produit PL (Puissance par unité de Longueur) définie plus bas.

Le SAIDI (System Average Interruption Duration Index) est le temps moyen de coupure par an et par client. Le SAIFI (System Average Frequency Duration Index) est la fréquence moyenne de coupure par an et par client. Enfin, l'END est l'Energie Non Distribuée par an.

Ces trois indices de fiabilité donnent une image de la qualité du réseau [39].

- Tcou (i) = Durée de la coupure du tronçon i(min) - Ncl (i) = Nombre de clients coupés,

Pour calculer un indice de fiabilité IND total (IND représentant le SAIDI, SAIFI ou END), on aura donc:

où (n) est le nombre de tronçons du réseau. Le calcul de Tcou, Ncl, Ntot et Pcou dépendent des organes de coupure utilisés et de leur emplacement ainsi que du mode d'exploitation du réseau. Le produit PL pour une zone donnée est le produit de la puissance totale consommée par les clients de la zone par la longueur totale de la zone qui alimente les clients.

Le produit PL pour une zone donnée est le produit de la puissance totale consommée par les clients de la zone par la longueur totale de la zone qui alimente les clients. En d'autres termes, si on tente d'équilibrer cet indice, des clients qui consomment peu d'énergie seront alimentés par une longueur de conducteur plus importante que des clients qui consomment beaucoup d'énergie. La probabilité de défaut étant proportionnelle à la longueur de conducteur, on minimise ainsi la puissance coupée lors d'un défaut et donc on améliore la qualité de service. Par ailleurs, l'équilibrage de ce critère permet d'assurer une équipartition des risques de défauts [39].

4.2.1.1. Calcul technico-économique pour le choix de stratégie finale

Après avoir effectué les calculs économiques conduisant au choix de l'investissement énoncé au paragraphe ci-dessus, il importe d'effectuer le choix des solutions technique par exemple celui des câbles d'alimentation d'une circonscription territoriale. Pour dimensionner le conducteur, il faut déterminer la puissance qui sera consommée à l'horizon choisi. On suppose que les charges évoluent de manière constante de t% par an sur N années. La puissance consommée à l'année N est :

Le lien entre la puissance maximale consommée _Pmax (N) et l'intensité Imax (N), qui transite dans les

conducteurs est : (4.8)
U = tension (kV), cos(ö) = facteur de puissance de la charge On obtient donc :

On peut ainsi déterminer le type de conducteur et sa section minimale. Dans notre exemple à partir de l'intensité calculé.

Le coût actualisé sur N années du réseau pour différents types de conducteurs permet de déterminer la section économique du câble à utiliser tout en tenant compte de la section minimale imposée par la contrainte de courant maximal. Cette méthode de calcul prend en compte l'investissement initial (coût de la fourniture du conducteur) ainsi que celui des pertes par effet Joule. L'expression du coût a actualisé est donc:

Par ailleurs, S(n) est définit par : S(0) étant la puissance apparente de la charge à

4.2.1.1. Approche multi-critére pour le choix de la ressource énergétique d'une CTD

Une approche de planification traditionnelle, basée sur les considérations politiques, économiques et financières ne peut permettre mettre d'effectuer des choix éclairés. Selon Sarlos et al (2002), ces choix doivent intégrer des objectifs généraux dont le bien-être social, l'efficacité économique, la protection de l'environnement, ainsi que la sécurité des approvisionnements énergétiques et la qualité des services.

Le secteur de l'énergie s'inscrit dans un système socioéconomique global où les objectifs à atteindre sont par nature aussi nombreux que variés (Sarlos et al.,2002 : 797). De ce point de vue, une vision globale de planification du secteur de l'énergie et la recherche d'une démarche adaptée au contexte décisionnel s'avèrent une nécessité. La démarche doit permettre de gérer la diversité des acteurs et la complexité du processus décisionnel. Les projets énergétiques ne peuvent être entrepris et durablement gérés que si le système d'évaluation des actions envisageables a été bien mené.

Compte tenue de la diversité des ressources énergétiques que peuvent disposer les CTDs la procédure décisionnelle appliquée et le mécanisme de prise de décision au sein du service communal est basé sur une démarche d'Aide Multi-Critére de Décision (AMCD). C'est un mode de pensée qui s'appui sur plusieurs aspects de la prise de décision, un outil de communication interactive entre acteurs et une procédure systématique de construction d'un tableau d'évaluation. La démarche se divise en deux étapes principales :

? la structuration multi-critére du problème consiste à identifier les enjeux, construire les critères d'évaluation et les options énergétiques et la résolution muti-critére du problème.

? La résolution multi-critére quant à elle consiste à déterminer les indicateurs correspondant à chacun des critères, évaluer chaque option par rapport aux différents critères, à exprimer les préférences des acteurs, ainsi qu'a agréger l'ensemble des résultats obtenus.

Avant d'entamer ces deux étapes, il faut d'abord identifier les acteurs concernés par le problème de décision (Tab 4.1). Ainsi les principaux acteurs concernés par le secteur de l'énergie. Le tableau suivant présente la liste des acteurs identifiés pour participer à la concertation sur l'énergie au sein de la commune.

Catégorie d'acteurs	Groupe d'acteurs (exemple)

Gouvernement		A1 : MINEE A2 : Ministère de l'environnement et de la protection de la nature A3 : Ministère des forêts A4 : MINEPAT A5 : Ministère des mines A6 : Ministère de l'éducation A7 : MINESUP A8 : EDC A9 : ARSEL
Partenaires économiques et privés		A10 : AES-Sonel A11 : Autres Sociétés productrices d'énergie exerçant sur le réseau national

Société civile		A12 : ONG en environnement A13 : ONG groupe d'intérêt en énergie
Experts
		A14 : Centres de recherche scientifique dans le secteur énergétique A15 : Universités nationales et internationales

Avec ces acteurs lors de la concertation, on identifie les grands enjeux du secteur de l'énergie au sein de la CTD. Cela se fait à travers une série de questions portant à la fois sur les objectifs et conséquences des solutions éventuelles de la fourniture d'énergie.

Les enjeux ayant été identifiés, il faut les traduire en critères ainsi que les indicateurs définis pour chaque critère(Tableau 4.2). Les conditions nécessaires à l'élaboration d'une famille de critères sont l'exhaustivité, la cohésion et la non redondance. Les critères et indicateurs qui peuvent être retenus sont consignés dans le tableau suivant.

Classe	Critères	Indicateurs	Sens
Environnement	C1. Pollution atmosphérique	Taux d'émission du CO2 et du CH4	Min
	Proportion des filières et leurs niveaux d'impact sur la gestion des ressources en eau	Min
	Superficie du couvert végétal perdue dans la satisfaction des besoins en bois énergie (ha/gwh)	Min	Aménagement du territoire
C4. Désenclavement du territoire	Nombre de km de routes construites par option	Max
	Consommation d'espace selon les classes d'occupation du sol pondérée en fonction des différents écosystèmes	Min	Economique
C6. Accessibilité à l'énergie	Prix de l'énergie pour les utilisateurs pour chaque option	Min
	Montant des investissements par option. Frais annuels d'exploitation par option	Min	Socio culturel
C8. Modification des modes de vie	Impact de chaque option sur la modification du systéme de valeurs traditionnelles	Min
	Nombre de populations déplacées par option	Min
	Nombre d'emplois créés par option	Max	Technique
C11. Niveau technologique	Adéquation entre technologie et niveau de formation requis	Min
	Part des produits pétroliers par option dans le bilan énergétique	Min
	Capacité d'investissement, disponibilité de l'expertise technique et délais d'implantation des infrastructures	Max

La connaissance des enjeux permet de définir les objectifs des options à envisager. Les options de fourniture d'énergie sont construites sur la base des ressources disponible au sein de la CTD, des problèmes identifiés et des solutions proposées par les acteurs. Nous proposons ici quelques options de base composées de filières énergétiques telles que l'hydroélectricité, le thermique, la biomasse et le solaire. Pour améliorer les options, il est possible de combiner les options. La combinaison des filières énergétiques et le choix de sites de production ou de consommation permettront de construire des options comprenant des équipements de production et de transport. Dans le cadre de ce travail, sept options seront définies sur la base des ressources disponible et des informations fournies par les acteurs lors de la table de concertation que nous avons imaginés. Chacune des options construites comprend une combinaison de filières hydroélectrique, thermique, solaire et biomasse. Ce choix tient compte des besoins d'électrification rurale (Tableau 4.3 ).

C'est une option tendancielle de la situation énergétique actuelle de la CTD. Il y a moins d'investissements pour acquisition de nouveaux équipements de production, le taux d'accroissement de la consommation d'électricité est faible et l'utilisation des combustibles traditionnels reste dominante dans le bilan énergétique

Cette option nécessite la construction de petites centrales hydroélectriques, ainsi que l'installation de centrales photovoltaïques. La production énergétique se fait essentiellement par centrale autonomes alimentant les réseaux locaux. L'option englobe également des programmes d'utilisation durable de la biomasse.

Cette option inclut la construction de plusieurs équipements de production hydroélectrique de faible taille, ainsi que des installations d'une grande proportion de centrales photovoltaïques

Cette option comprend des aménagements de superficies pour les déchets ménagers. L'option englobe la construction d'une usine de pour l'extraction du butane gaz utile pour la cuisson des aliments. Ce qui réduit le déboisement.

L'évaluation des options nécessite l'estimation de la performance des critères et l'établissement des échelles de mesure. En d'autres termes, chacun des critères construits doit permettre d'associer à chaque option une performance donnée sur une échelle de mesure. La performance d'un critère indique la mesure à laquelle une évaluation élevée traduit l'effet ou le résultat recherché. Les options étant composées de filières énergétiques, leurs impacts dépendent non seulement de la proportion de ces filières, mais aussi de la nature des milieux touchés.

Le modèle permet de calculer l'impact total d'une option « i » selon le critère « j » par l'expression suivante :

Où : E(P(f),X(j)) = mesure de l'effet relié aux critères ou effet d'un projet sur le milieu X(j) pour le critère Cj Mp(j) = indice de sensibilité du milieu X(j) affecté par l'impact

Tech (f,j) = caractéristique reliée à la technologie de la filière qui traduit l'indice d'intensité de l'impact selon la filière technologique f(n) et le critère Cj ;

f(n) = filière énergétique (constituée de sites potentiels à aménager et/ou d'équipements à installer) variant de 1 à n ;

Chacune des options, y compris l'option tendancielle de référence, est évaluée par rapport à chaque critère selon le modèle d'impact présenté ci-dessous. Pour chaque option, en tenant compte des critères d'évaluation, on projette l'image du territoire correspondant. Cela permet de saisir la portée de l'option par rapport à la globalité du milieu, c'est-à-dire avoir une vision holistique (partir du particulier au général).

4.2.1.2. Maîtrise de la demande en Electricité (MDE) pour une Efficacité énergétique

L'efficacité énergétique doit être pour les gouvernements de la sous-région une priorité avec pour référence la norme ISO 50001, un standard pour les systèmes de gestion d'énergie qui vise à établir une approche

systématique pour réduire la consommation d'énergie. Car en évoluant sur l'axe de développement ou les EnRs sont combinées à d'autres sources sur l'ensemble du pays et en utilisant les outils associés à ce mode de gestion de l'énergie électrique, les pays se mettent à l'abri des surprises énergétiques telles que la mise au point des plans de délestage. Ce qui ne se passe que dans les pays n'ayant aucune politique énergétique

prévisionniste et pouvant soutenir l'affluence de la demande. Face à la raréfaction de certaines ressources dans le monde, l'Afrique centrale devrait faire preuve de fierté du faite qu'il dispose encore de ses ressources non exploité. Car l'efficacité demeure l'un des principaux axes de lutte contre la pauvreté. Pour cela la zone CEMAC devrait élaborer une politique visant une efficacité énergétique comprise dans un plan sous-régionale d'action pour l'efficacité énergétique. Contenant les cadres et mesures institutionnels et juridiques mis en oeuvre pour garantir une utilisation finale efficace de l'énergie et respecter ainsi les engagements pris.

Pour les CTDs visant à developper leur propre sources d'énergie, La maîtrise de l'énergie est un terme approprié pour une collectivité qui fait de l'efficacité énergétique un critère de développement. L'efficacité énergétique est la colonne vertébrale de la maîtrise de l'énergie. Pour en arriver à la maîtrise de l'énergie, il faut impérativement agir :

? de manière stratégique, en s'adaptant aux contextes économique, local, social et technique

? de manière intégrée, en impliquant les parties prenantes et en recherchant la synergie la plus performante au niveau des techniques et technologies

Au final, la maîtrise de l'énergie c'est être efficace (diminuer les besoins et la demande), savoir produire ou utiliser des énergies renouvelables, savoir investir pour tirer avantage de ses investissements et, savoir pérenniser ses actions. Les mesures d'efficacité énergétique et la production locale d'énergie contribuent à un ensemble d'avantages qu'il faut mettre à profit pour se positionner, se différencier et être attractif. Ces avantages sont (Des économies d'énergie et de coûts, la création d'emplois locaux , la qualification de la main d'oeuvre, un contrôle sur les sources d'énergie locales...etc). La maîtrise de l'énergie est un axe à privilégier par les CTDs pour animer et donner de la consistance à leurs efforts de développement durable. La maîtrise de la demandes d'électricité en milieu local est un processus qui vise la mise en oeuvre le suivi et l'évaluation de projet énergétique au sein d'une CTD. Le choix du type de production étant effectué, il importe de définir le système de suivi de la Maîtrise de la demande d'électricité (MDE). Il peut être défini comme un système surveillance et de contrôle qui permet aux gestionnaires du réseau de vérifier si les activités du projet conduisant à une efficacité énergétique se déroulent conformément au plan et si les intrants sont utilisés de manière efficiente et efficace dans les limites du budget. Un système de suivi fourni aux gestionnaires de projet pour une amélioration de l'efficacité énergétique un flux continu d'informations tout au long de la phase de mise en oeuvre et permet à ces derniers de prendre des décisions informés. Les activités de suivi se concentrent sur la relation entre le budget, les intrants, les activités et les extrants du projet. Au terme de cette étape de suivi de la MDE, il importe une évaluation.

L'évaluation de la MDE tentera de décrire et documenter les changements de conditions (économiques, productifs, bien-être des bénéficiaires, etc.) qui ont été réalisé grâce à la mise en oeuvre du projet d'amélioration de l'efficacité énergétique. Dans les meilleurs des cas, l'on cherche à comparer la situation prévalant avant le projet c'est-à-dire lorsque la CTD exploitation les ressources en énergie électrique avec celle existante une fois le projet complété et d'analyser les changements positifs et / ou négatifs découlant de la réalisation du projet. L'évaluation contribue à la prise de décision. A ce niveau du processus, les responsables de la commune sont informés continuellement de la situation énergétique de la localité. Par exemple suite à une évaluation, certaines activités du projet de PDE ou d'électrification rurale peuvent être arrêtées ou ajoutées. Lors d'une évaluation, les facteurs externes qui peuvent interférer avec les activités visant à atteindre un certain impact sur le groupe cible sont également pris en compte. Pour cette raison, une planification du suivi-évaluation doit être entreprise au sein de la CTD. Le système de suivi-évaluation doit être préparé avant la mise en oeuvre du projet. Par conséquent, il est nécessaire de le préparer durant la phase de conception du projet et d'y affecter les ressources nécessaires et d'y allouer un budget dès le début.

Comme nous l'avons présenté ci-dessous les différents niveaux d'évaluation d'un projet, deux types de suivi se produisent à des niveaux différents du cadre logique et des fonctions différentes:

Pour parvenir à voir s'appliquer de manière satisfaisant la MDE conduisant à une efficacité énergétique, les pays doivent faire vite faire améliorer le cadre légale définissant la politique décentralisée des CTDs et partant de la théorie à la pratique. Ainsi les collectivités peuvent bénéficier des financements, des formations et l'animation de l'équipe locale chargée d'améliorer l'efficacité énergétique. Et la sensibilisation des populations sur la nécessité de réduire leur consommation d'énergie contribuera à une politique visant à la protection de l'environnement.

4.2.2. Exécution et évaluation des projets d'efficacité énergétique

Le cadre 3R est un cadre d'analyse et de travail particulièrement adapté à la mise en oeuvre de projets d'efficacité énergétique dans tous les secteurs d'activité. Il permet d'évaluer les actions selon une logique des 3R.

la Réduction à la source : Il s'agit de travailler principalement sur les comportements, c'est-à-dire se poser les bonnes questions pour réduire la consommation d'énergie, définir les bonnes pratiques, sensibiliser, faire de l'entretien préventif et prédictif, etc.

la Récupération : Il s'agit de définir les besoins et les pertes d'énergie en faisant ce qu'on appelle un « bilan énergie », puis d'établir les projets potentiels qui permettraient de récupérer les pertes pour répondre aux besoins d'autres installations.

Remplacement : Une fois que la demande en énergie a été réduite à la source et que les possibilités de récupération d'énergie ont été épuisées, le remplacement peut être considéré. Ceci, afin de prendre les décisions les plus efficaces possible.

Les projets énergétiques doivent avoir des buts et des objectifs clairs et être durables. Ils doivent s'accompagner de résultats mesurables et d'indicateurs. Essentiellement, le cycle de vie d'un projet a trois phases : Phase 1 - Évaluation des besoins, Phase 2 - Planification du projet, Phase 3 - Mise en oeuvre

Pour Il est possible que vous couvriez deux ou trois phases du cycle de vie de projet au cours d'une seule initiative, selon la complexité du projet et l'expérience de votre groupe dans le type de travail à accomplir (Évaluation des besoins et planification de projet, planification de projet et mise en oeuvre, etc.) Les projets à phases multiples sont admissibles au financement; cependant, il est important de vous montrer réalistes au sujet de la quantité de travail que vous pouvez accomplir durant la période visée par votre demande de financement. Par exemple, un projet d'un an pourrait se consacrer à une seule phase.

Les étapes décrites ci-après vous montrent comment procéder pour élaborer votre plan de projet.

? Quels sont les résultats attendus du projet? ? Comment mesurerez-vous ces résultats?

Il s'agit d'intégrer à votre plan des points de repère et des indicateurs et de les utiliser pour évaluer le plan pendant le déroulement du projet et à la fin de celui-ci. Cela donne à votre projet une structure plus stratégique, fournit la preuve de vos résultats et, surtout, alimente la base de connaissances en matière de prévention efficace de la criminalité.

Outils de mesure valides et fiables : Les outils de mesure valides fournissent de l'information qui rend véritablement compte de ce que l'on tente de mesurer. Par exemple, si vous voulez mesurer le taux de victimisation au regard d'un certain type de crime, il est possible que vous ne deviez pas vous contenter d'examiner uniquement le nombre de signalements à la police, étant donné que nous savons que bon nombre de crimes ne sont pas signalés.

Les instruments fiables fournissent de l'information qui sera fort probablement uniforme au fil du temps. Les résultats ne seront pas influencés par des changements minimes tels que l'humeur des répondants à un questionnaire ou d'autres circonstances particulières au moment où ils répondent au questionnaire.

Qualité et uniformité : Les évaluations de qualité nécessitent aussi des procédures de collecte de données uniformes. Par exemple, les questions d'entrevue doivent être posées de la même façon à tous les participants et les sujets interrogés doivent faire attention d'inscrire les mêmes renseignements à chaque séance.

Si possible, recueillez les données avant et après le projet. Si les données ne sont recueillies qu'à la fin du projet, il ne sera pas possible de dire si un changement s'est effectivement produit.

De bonnes évaluations exigent des ressources - c'est-à-dire du temps et de l'argent. Certaines activités liées aux évaluations peuvent être effectuées par le personnel du projet (par exemple, les questionnaires peuvent

être administrés par un coordonnateur du projet), par des assistants de recherche (par exemple, les étudiants peuvent recueillir et analyser les données) ou par des spécialistes (par exemple, un conseiller en évaluation peut rédiger l'ébauche de votre questionnaire).

Avant de les définir il importe de savoir qu'elle découlent des étapes ci-dessus

Les projets publics de développement sont régis par des lois et un budget public définit dans le CDMT (cadre de dépense à moyen terme) Ceux-ci doivent suivre un certain nombre de d'étapes passant par l'élaboration des TDR (termes de reférence) à un dossier d'appel d'offre jusqu'à la passation du marché. Le marché exécuté doit être suivi et évalué afin de verifier s'il repond aux exigences qu'avait formulé les pouvoirs publics.

Les Cadres de Dépenses à Moyen Terme (CDMT) sont définis par la Banque Mondiale comme « un ensemble cohérent d'objectifs stratégiques et de programmes de dépenses publiques qui définissent le cadre

dans lequel les ministères opérationnels peuvent prendre des décisions pour la répartition et l'emploi de leurs ressources ». On distingue le CDMT central, élaboré conjointement par le ministère en charge de la planification et le ministère en charge des finances, du CDMT ministériel ou sectoriel, réalisé par le département ministériel mettant en oeuvre la stratégie. Au regard de cet outil de travail contenu dans le document de planification stratégique de développement d'un pays, secteur d'activité ou localité, les CTDs devront voir apparaître dans leur plan de développement local les informations assurant une programmation pluriannuelle des dépenses publiques. Permettant d'une part de mettre en adéquation les ressources financières disponibles et les objectifs fixés dans le cadre des politiques globales et sectorielles, et d'autre part d'orienter la gestion publique vers la recherche de l'efficacité et des résultats à travers des indicateurs bien définis.

Le CDMT sectoriel favorise une bonne traduction des plans stratégiques en lignes budgétaires (Pluri annualité, classification en programmes, objectifs à atteindre), il facilite une bonne allocation des ressources (priorisation entre programmes, corrélation entre activités et résultats, adéquation entre investissement et fonctionnement), il mène à une exécution et un suivi budgétaires guidés par le souci des résultats, il renforce le sentiment de participation des acteurs (grâce à des encouragements aux résultats) d'adhésion de la population (au vu des résultats), ainsi que la transparence tout au long du cycle budgétaire. Cependant, l'élaboration du CDMT requiert certains préalables. Ainsi, le paragraphe ci-dessous présentera de façon détaillée ces préalables et les étapes pour d'élaboration du CDMT sectoriel/ministériel.

Le CDMT du MINEE doit être revu afin d'avoir un contenu programmatique pour répondre à une Gestion être Axés sur les Résultats (GAR) et adéquat pour l'utilisation budgétaire. Avec la prise en compte des CTDs dans ces documents tout en intégrant l'approche participatif avec une spécification sur l'approche genre. Autrement dit, il faudra que le budget puisse être exécuté et suivi par programme. Les documents programmatiques requis sont les suivant :

? La politique sectorielle : elle décrit le contexte général et spécifique dans lequel évoluent le secteur et, la justification de l'élaboration de ladite politique. Elle définit également les grands principes, les axes et les domaines d'intervention du secteur.

? Les stratégies sectorielles : sont l'ensemble des actions, des mesures et dispositifs pour atteindre des résultats préalablement définis. Elles découlent d'axes de développement stratégiques du secteur concerné.

? Les programmes sectoriels : Les programmes se définissent comme de grands regroupements de dépenses qui partagent des objectifs communs. En général, peu de ministères devraient avoir besoin de plus de cinq ou six programmes. Pour la plupart des ministères, le premier niveau de leurs structures programmatiques actuelles répond à ce critère d'envergure.

? Les Plans d'actions : c'est un outil de programmation qui opérationnalise les programmes et les sous-programmes. Chaque ministère doit disposer d'un plan d'action pluriannuel structuré en actions et sous-actions.

Après la réalisation des éléments préalables (documents programmatiques), les CDMT "sectoriels" sont préparés par ministère ou groupe de Ministères. Leur élaboration se fait en deux phases essentielles :

Cette phase doit être le point de départ de l'exercice de préparation des CDMT sectoriels. De manière générale, le CDMT sectoriel comprend les éléments suivants :

Les enveloppes plafonds étant connues, l'exercice se poursuit par la mise à jour des CDMT sectoriels ou budgets programmes. Ainsi, sur la base de l'enveloppe plafond notifiée au Ministère, celui-ci ajuste son CDMT de base construit sans contrainte budgétaire en tenant compte des priorités. La phase de finalisation prend en compte les résultats des discussions budgétaires annuelles, l'objectif étant d'assurer une conformité entre la première année du CDMT et le projet de budget annuel d'une part, et de l'autre le respect des objectifs budgétaires globaux définis par le gouvernement.

En tant qu'instruments rationnels pour planifier et gérer les finances publiques de manière intégrée, avec une perspective à moyen terme, les CDMT sont également utiles pour apporter une réponse adéquate aux problèmes de performances plus larges du Gouvernement.

Dans un cadre extrêmement ambitieux, il est fondamental pour les raisons de satisfaction de la politique énergétique nationale future du Cameroun, d'aborder la question de dotation par chaque région de plan de développement d'énergie renouvelables afin de prévoir les aménagements du territoire qui en découleront en répondant aux attentes spécifiques en matière énergétique des CTD. Ces schémas régionaux de maîtrise des consommations et de développement des énergies renouvelables établiront les objectifs qualitatifs et quantitatifs tout en faisant référence au CDMT de la Région en matière de valorisation du potentiel énergétique renouvelable et fatal de son territoire et en matière de maîtrise des consommations énergétiques de son territoire. Ce schéma constituera un volet du schéma régional d'aménagement et de développement du territoire, qui servira de support aux Contrats de Projets État-Régions (CPER). Pour l'hydroélectricité, ces schémas s'appuieront sur les schémas de développement par sous-bassins, établis au niveau des bassins. Les résultats de ces schémas régionaux devront ensuite être utilisés dans les divers instruments d'aménagement du territoire comme les documents d'urbanisme et pour assurer notamment une cohérence au niveau départemental des zones de développement des centrales solaires.

4.2.2.1. TDR, DAO, Cahier de charges

Le MINEE pour renouveler ses différent document stratégique d'orientation à savoir le PDSEN, PDER ...etc, fait usage des TDR, DAO ou bien de cahiers de charges. L'étape de préparation de tels projets, programme ou d'une étude est très importante pour les bénéficiaires et les structures de financement. Dans cette partie nous nous intéresserons à effectuer la différence entre ces termes et la méthode à adopter pour constituer les documents respectifs. Lorsque la décision de réaliser une activité ou une étude est prise, la première phase dans l'étape de préparation est l'élaboration des termes de Référence (TDR).

Elaborer les TDR est donc une phase déterminante qui incombe au commanditaire de l'activité. Le TDR est un document de projet d'une activité que l'on envisage de réaliser, et qui précisent la finalité et les fonctions de l'activité, son étendue et ses limites.

Il est important de faire la distinction entre Termes de référence et Dossier d'Appel d'Offres (DAO). D'une façon générale, l'appel d'offres est la procédure par laquelle le pouvoir adjudicateur choisit l'attributaire, sans négociation, sur la base de critères objectifs préalablement portés à la connaissance des postulants. L'appel d'offres peut être ouvert ou restreint. Il est dit ouvert lorsque tout opérateur économique peut

remettre une offre. Il est par contre dit restreint lorsque seuls peuvent remettre des offres les opérateurs

la lettre d'invitation, avec date de remise des offres et liste restreinte (short list) s'il s'agit d'un appel

Le cahier des charges est quant à lui, un document qui vise à définir exhaustivement les spécifications de base d'un produit ou d'un service à réaliser. Le cahier des charges est un document contractuel entre le client et le prestataire.

Au vu de cette présentation, un canevas général et des spécificités des informations types d'étude de TDR

4.2.2.2. Processus d'appel à projet, Passation de marché, suivi et de l'évaluation

Le code des marchés publics en vigueur au Cameroun a été adopté le 24 septembre 2004 par décret n°

2004/275 (portant code des marchés publics). Il est le cadre législatif et réglementaire de la passation des marchés au niveau national. Il complète les dispositifs existant, notamment le décret n^° 2001/048 au 23 février 2001 portant création, organisation et fonctionnement de l'Agence de Régulation des Marchés Publics (ARMP). Le code s'applique à tout marché public financé ou cofinancé par le budget de l'Etat, sur fonds d'aide extérieure, bilatérale ou multilatérale, sur emprunt avalisé par l'Etat, par le budget d'un établissement public ou d'une entreprise du secteur public, parapublic ou d'une collectivité territoriale décentralisée. Celui-ci prévoit des règles générales de passation, d'exécution, de contrôle et du règlement des marchés, du contentieux et des sanctions des marchés publics, définit les organes de passation, de contrôle et de régulation des marchés publics et précise que l'autorité des marchés publics est le Premier Ministre. Un ensemble chronologique de termes et dispositions de références spécifiques sont prévus au code des marchés publics Camerounais et donc leur développement n'est pas pris en compte dans ce document y compris les fiches techniques adaptées :

> La pré-qualification des soumissionnaires : le code des marchés publics en son article 12 prévoit les modalités de pré-qualification des soumissionnaires.

> Les critères d'évaluation de l'offre : précisé en son article 19, les marchés de travaux et de fournitures auront pour critères ceux dits essentiels et éliminatoires.

> Le mode d'attribution des marchés : l'article 33 revient sur les critères d'évaluation et donne les modalités d'attribution des deux types de marchés à savoir : le marché des travaux de fournitures d'une part et le marché de prestation intellectuelles d'autre part.

> Possibilités d'allotissement : le code prévoit des possibilités de faire des lots pour les marchés dans son article 18.

> Possibilité d'établir des contrats pluriannuels : l'article 39 offre la possibilité de marchés pluriannuels pour des prestations réparties en phases et étapes sur plusieurs années, ou en tranche ferme et tranche conditionnelles, à condition que la programmation des dépenses liées à chaque année soit effective.

> Le type de cautionnement à fournir par les soumissionnaires : il est contenu dans l'article 67 du code. > La préférence nationale : à offre équivalente, une marge de préférence nationale au plan financier est prévue. Mais pas pour des marchés de prestation intellectuelle.

> Les niveaux et seuils de types de prestations : le code permet de catégoriser les soumissionnaires selon les niveaux de seuils par type de prestations.

> Le niveau de seuil au-dessous duquel les collectivités locales sont autorisées à passer des marchés : le code ne mentionne pas celui-ci pour les CTDs. Mais les CTDs passent les marchés avec l'appui des organes de passation de marchés dés que les montants alloués aux prestations sont supérieurs ou égaux à cinq millions de francs CFA.

> Les clauses relatives au recrutement de la main d'oeuvre : le code dans l'article 80 exige aux soumissionnaires le respect des conventions collectives en matière de la main d'oeuvre.

De manière générale les procédures d'appel à projet comportent les éléments constitutifs suivants :

Une autre phase aussi importante dans un projet est l'obtention de subventions. Celle-ci n'a pas une démarche standard mais doit se doter d'une forme et d'un fond rédactionnel de qualité. Pour un début, il faut d'abord s'assurer que l'organisme public auquel on va s'adresser n'a pas de « dossier-type » pour les demandes de subventions. Si tel est le cas, il s'agira d'introduire sa demande via ce dossier-type. Il est alors conseillé d'analyser les axes politiques soutenus par cet organisme public et de tenter de présenter son dossier autour de ces axes. Le meilleur conseil à ce niveau est : toujours se mettre à la place de son interlocuteur. Il doit se sentir concerné dès le premier abord...

Il faut simplement garder à l'esprit que le responsable politique qui doit attribuer la subvention a besoin de connaître quelques informations pour prendre sa décision :

- les moyens dont vous disposez pour développer votre projet et ceux dont vous avez besoin ?

- sur quoi porte exactement votre demande ? (sollicitez-vous une aide financière ? si oui, combien et dans quel but ? si non, de quelle aide avez-vous besoin ?)

- le budget prévisionnel de votre activité. Pratiquement, celui-ci comprendra : Une lettre de présentation : Elle synthétisera en quelques lignes le projet et lui donnera un nom. Son but est de mettre en valeur les points forts du projet et surtout ceux qui intéressent le destinataire. Elle doit servir « à vous vendre » et à inciter l'interlocuteur à vous accorder « le coup de pouce » indispensable, sous forme d'une subvention.

4.2.2.3. Suivi et l'Evaluation (S&E) axée sur le résultat

Le suivi et l'évaluation (S&E) sont au coeur des dispositions efficaces de gouvernance. Ils sont

nécessaires pour axer sur des faits concrets l'élaboration de politiques, les décisions budgétaires, la gestion et la responsabilisation. Il n'existe pas de modèle « optimal » auquel doit ressembler le système de S&E d'un gouvernement. Cela dépend en grande partie celles des nombreuses utilisations potentielles des

informations tirées du S&E qui constituent les principales raisons de l'élaboration d'un tel système.

On peut tirer de nombreux enseignements des pays qui ont mis en place des systèmes publics efficaces de S&E et il y a aussi de nombreuses erreurs à éviter. La première erreur consiste à concevoir un système de S&E trop complexe ce qui non seulement constitue un gaspillage d'effort, mais risque aussi de compromettre un système de S&E. Une autre erreur consiste à croire que le S&E est une fin en soi ; l'information résultant du S&E n'a de valeur que si elle est utilisée de manière intensive.

'?. Actualisez l'analyse des dépositaires d'enjeux pour vérifier s'il n'y en a pas de nouveaux qui pourraient influencer le succès du projet ou qui devraient être invités à participer. De même, la situation des dépositaires d'enjeux identifiés au début du projet peut avoir changé. Par exemple, certains pourraient avoir encore été poussés plus profondément dans la pauvreté et il se pourrait que nous souhaitions les inclure en tant que bénéficiaires primaires. D'un autre côté, certains dépositaires d'enjeux secondaires peuvent avoir changé de point de vue et être devenus une menace pour le projet.

'?. Suivez et révisez la progression que fait le projet en direction de ses objectifs. '?. Renvoyez les leçons tirées du suivi et de la revue dans la conception du projet.

'?. Revenez au cadre logique et procédez aux ajustements ou améliorations nécessaires, le cas échéant. Les indicateurs identifiés dans le cadre logique montrent comment nous saurons si un changement s'est produit. Le suivi, la revue et l'évaluation sont les termes utilisés pour décrire la démarche consistant à mesurer et à analyser les indicateurs.

Pourquoi devrions-nous effectuer un suivi, une revue et une évaluation ? Il y a deux raisons principales pour lesquelles nous devons mesurer notre performance :

'?. La responsabilité : Nous devons montrer à ceux qui nous donnent les ressources et à ceux qui bénéficient de nos travaux que nous utilisons les ressources d'une façon avisée.

'?. Les leçons apprises : En mesurant et en analysant notre performance et en y réfléchissant, nous pouvons en tirer des leçons qui nous permettront, soit de changer les plans de notre projet, soit de changer notre approche à l'égard d'autres projets.

'?. L'efficience : Utilisons-nous les ressources disponibles avec discernement ?

'?. L'impact : Est-ce que le but plus large a été atteint ? Quels sont les changements qui se sont produits et aideront les bénéficiaires ?

La différence entre suivi, revue et évaluation. Beaucoup de personnes pensent au suivi, à la revue et à l'évaluation comme si c'était la même chose. Mais il s'agit de choses différentes. La principale différence est qu'elles sont effectuées à des stades différents du projet (Tableau 4.4 ) :

'?. Le suivi est effectué continuellement pour assurer que le projet est en bonne voie, par exemple, chaque mois.

'?. La revue est faite occasionnellement pour voir si chaque niveau d'objectif mène au suivant et s'il faut apporter des changements aux plans du projet, par exemple, tous les six mois.

'?. L'évaluation est habituellement entreprise à la fin du projet pour estimer son impact.

L'impact à long terme et la durabilité réalisation de l'objet et du but et changement non prévu

Documents internes et externes Par exemple, les rapports annuels, les rapports des conseillers techniques

Pour apporter des changements aux politiques, à la stratégie et aux travaux ultérieurs

Les responsables, le personnel, les bailleurs de fonds, les bénéficiaires, d'autres organisations

Pour apporter de grands changements aux politiques, à la stratégie et aux travaux ultérieurs

Selon le PNUD le Suivi et l'Evaluation (S&E) axée sur le résultat améliorent l'efficacité de l'aide en établissant des liens bien définis entre les interventions passées, actuelles et futures et les résultats. Le suivi et l'évaluation peuvent aider une organisation à retirer des activités passées et en cours des renseignements utiles qui peuvent servir de base par la suite à affiner, réorienter et planifier les programmes. Pour élaborer un cadre logique et détaillé de (S&E) en liaison avec les programmes d'un pays, la mise au point d'un plan de suivi et d'évaluation, ainsi que des critères pour sélectionner et planifier les évaluations s'avèrent nécessaires à être maîtriser. En fonction des besoins propres du pays, son élaboration repose sur deux points principaux :

Les principes de base de la planification renfermant les points suivants :

4.2.2.4. Marges de manoeuvre des CTDs dans la gestion de ressources d'électricités

+ La Loi N° 98-022 du 24 Décembre 1998 régissant le secteur de l'électricité ,
·

+ Le Décret N° 2000/464PM du 30 juin 2000 régissant les activités du secteur de l'électricité ,
·

+ Le Décret N° 2001/021/PM du 29 Janvier 2001 fixant le taux, les modalités de calcul, de recouvrement et de répartition de la redevance sur les activités du secteur de l'électricité

La marge de manoeuvre fiscale des communes est limitée par la difficulté à instituer et percevoir de nouvelle Taxes. Avec les nouvelles lois sur la décentralisation, la fiscalité locale est appelée à évoluer dans le sens de l'augmentation des recettes, de l'élargissement de son assiette et surtout d'un plus grand pouvoir de décision en matière d'impôts locaux. Ce qui implique une réflexion visant à moderniser cette principale source de recettes et à essayer de minimiser les obstacles qui empêchent aujourd'hui les communes de bénéficier des ressources qui leur reviennent de droit. La souveraineté de l'Etat sur les ressources naturelles est proclamée dans la quasi-totalité des textes. Aussi, les modes de gestion des recettes collectées relève de sa compétence. Il n'y a pas de mécanismes en place permettant aux communes de prévoir ce qu'elles peuvent attendre de la fiscalité partagée sur certaines ressources. Elles ne peuvent non plus participer aux commissions qui déterminent et répartissent des redevances à savoir MINFI et des Ministères Techniques (par rapport à la ressource). Le premier défend les caisses du trésor et les seconds ne sont pas intéressés. Mais les précédentes expériences devraient rejoindre celle de la gestion forestière qui a sonné la cloche de la participation des communes et communautés à la gestion et au partage des bénéfices de l'exploitation. C'est-à-dire pour une ressources énergétique comme l'hydroélectricité, les communes connaissant la construction d'une centrale de production ou d'un barrage de retenu devrais voir se reverser une certaine taxe à l'exploitation de cette ressource au sein de leur localité.

Dans la législation en vigueur au Cameroun une telle disposition légale existe mais il est effectué une mauvaise imputation des recettes communales qui se caractérise par leur affectation à l'Etat ou à une commune tierce. L'exemple de la Taxe Additionnelle foncière (TAF) est une illustration parfaite de la mauvaise imputation des recettes communales par les services des impôts. L'article 581 du CGI ne dispose que « la taxe additionnelle foncière doit directement être versée à la commune de la localité » or en même temps, le plan comptable du Trésor veut qu'elle soit affectée au compte 480 008 qui est un compte à repartir.

Ce qui signifie qu'elle doit d'abord aller à la trésorerie générale de Yaoundé avant d'être répartie. Ce conflit des textes limite la mobilisation de cette recette par les communes. Pour lever ces obstacles, on devrait sensibiliser les agents de l'assiette pour qu'à chaque fois qu'on paye la TF (Taxe Fontiére) on la distingue de la TAF(Taxe Additionnelle Fonctiére) et que cette dernière soit directement reversée auprès du percepteur municipal. Pour faciliter la tâche, une des solutions serait que la recette municipale affecte les agents de recouvrement au niveau des centres des impôts pour s'assurer que cet argent rentre effectivement dans les caisses des communes. Car, même si on faisait un bulletin d'émission spécifique pour la TAF, si le service de recouvrement est un peu excentré, le contribuable, après avoir payé la TF au centre des impôts, peut ne pas se rendre à la recette municipale payé la taxe additionnelle. (Annexe4).

CONCLUSION

L'augmentation du volume de production décentralisée d'électricité raccordée sur les réseaux pose les questions d'une meilleure utilisation de l'énergie en local (efficacité énergétique, auto consommation, ...) et de l'impact de l'apparition de différents moyens de production à base d'énergies renouvelables. Pour un trouver un début de solution à ce probléme, les Etats se doivent, dans un contexte d'intégration énergétique améliorer leur politique nationale visant une éfficacité énergétique dans un mode de production décentralisée porteur de plusieurs atouts pour les CTDs visant à disposer de propres sources de production en énergie électrique.

Les CTDs en agissant ainsi affichent leur choix politique tant en matière de planification énergétique, d'innovation que de performances énergétiques et tant en matière d'innovation que de performances énergétiques et environnementales. Les énergies renouvelables (éolien, solaire, hydraulique, bois...) contribuent à la diversification et à la sécurité énergétique de la CEMAC et du Cameroun en particulier, participent à la lutte contre le changement climatique et garantissent l'approvisionnement en énergie de zones rurales ou isolées.

Au terme de ce chapitre nous avons constaté que l'insertion massive des énergies renouvelables (EnR) sur les réseaux électriques pose des problèmes d'ordre technique, notamment pour les gestionnaires de réseaux. Cela contraint à la reconstruction du réseau électrique général conduisant à limiter les pertes dans le réseau en général compte tenue du faite que la production décentralisée conduit à un fonctionnement bidirectionnel des réseaux traditionnellement conçus pour n'acheminer l'énergie que dans un sens, faisant émerger des besoins de renforcement. Afin de faciliter l'intégration des EnR dans le système électrique, les réseaux devront être gérés de manière plus réactive, grâce aux technologies de Smart grids. Les nouvelles technologies de l'information et de la communication interviendront également afin d'optimiser les flux d'énergie et, notamment, d'assurer l'équilibre « offre/demande ». En développant l'observabilité, la prévisibilité, le pilotage et la flexibilité, les Smart grids permettront de mieux gérer l'intermittence des énergies renouvelables et ameliorer l'éfficacité énergétique.

Pour parvenir à joindre l'éfficacité énergétique à la production décentralisée d'électricité, Il faut concevoir des infrastructures de communication et de gestion des données pour intégrer la production décentralisée dans la conduite du système . Les FACTS (Flexible alternative current transmission systems - systèmes de transmission flexible de courant alternatif), les compensateurs statiques et les condensateurs permettent le transfert d'une plus grande quantité d'énergie sur les lignes électriques existantes tout en améliorant la stabilité de la tension et accroissent la résistance du réseau électrique aux oscillations de système et aux perturbations. Pour ne pas être pris de court, les politiques publiques doivent, parallèlement, anticiper les réseaux électriques du futur et l'évolution des besoins des consommateurs d'énergie.

CONCLUSION GENERALE

De nombreuse initiatives gouvernementales visant l'électrification rural on été soutenus par les bailleurs de fonds. C'est le cas des fonds venant de l'IDA qui avaient la charge de financer le Projet d'Electrification Rurale par Extension des Réseaux Interconnectés Nord et Sud (PERERINS), celui-ci a été approuvé par le Comité de Planification et Programmation de l'Energie Rurale (COPPER) en décembre 2010. Mais la réalité reste toujours celle là : les zones rurales raccordées au réseau électrique ne reçoivent pas une fourniture continue d'électricité, certaines collectivités passent des journées sans électricité. Ou bien certains projets marqués dans le programme ne sont pas exécutés et le budget alloué est considéré comme satisfaisant les atteintes visées

Au regard des missions du MINEE dans le domaine de l'énergie électrique, Ce ministère assure la planification générale, la conduite des études stratégiques sectorielles et de la signature des concessions et licences ; de l'approbation des programmes d'investissements des opérateurs et de la politique tarifaire dans le secteur de l'électricité. Le MINEE veille à la conception de la mise en oeuvre et au suivi de la politique gouvernementale dans le secteur de l'électricité, en tenant compte de l'évolution technologique dans ce secteur, des besoins de développement et des priorités définies par le gouvernement dans ce domaine. C'est ce Ministère qui assure la tutelle du PDSEN (Projet de Developpement du Secteur de

l'ENergie). Mais sur le terrain, on ne trouve aucun document présentant le systéme de (S&E) des projets électriques et aussi on vérifie aisément que ces missions sont moins suivies et exécutées par les agents de l'Etat et les directions techniques ne montent pas des documents techniques pouvant servir de cadre réglementaire dans la conduite de plusieurs activités dans le secteur de l'électricité par exemple : document de présentation de la politique de maintenance des équipements électriques que devrait appliquer les opérateurs privés sur le marché ou bien un document visant à fixer les normes en matière d'achat et installation des équipements électriques sur l'ensemble du territoire, le tout contrôlé par des équipes du MINEE s'assurant de l'application des lois mise sur pied. Ou l'inexistence de laboratoires agrées visant à contrôler et certifier la marque des équipements électriques sélectionnés pour assurer les opérations de production transport et distribution d'électricité. Tel est là quelques manquements que fait l'objet le MINEE ou bien les structures ayant la charge de le faire. Ce qui ne facilite pas la collecte des données lorsque le besoin se présente et la planification approfondîtes des besoins énergétiques de manière effectif.

La production décentralisée d'électricité visant une croissance économique des collectivités territoriales décentralisées (CTDs) au sein de la Zone CEMAC particulièrement au Cameroun est dans une complexité qui ne connaîtra un début de solution qu'a certaines conditions :

La mise en oeuvre effective de la loi sur la décentralisation principalement dans le secteur de

Le développement d'un système de suivi et d'évaluation (S&E) pour le secteur de l'énergie électrique national centralisé ensuite un système de (S&E) pour une électrification rurale décentralisée (ERD).

Une reconstitution du système électrique national du Cameroun afin d'envisager sa modernisation. Une normalisation des équipements et l'élaboration des lois régissant le fonctionnement des acteurs privés sur le marché de l'énergie électrique.

La création d'une banque de projets mise à jour quotidiennement afin de rassurer les opérateurs privés sur l'intérêt du gouvernement à voir réaliser ces projets.

La création d'un organe gouvernemental visant à suivre et évaluer puis à planifier et à organiser tous les types de projets centralisée et décentralisés d'électrification ou de production d'énergie électrique. Et aussi cet organe devrait assurer un contrôle avec des pouvoirs capable de sanctioner les contrevenants à d'énormes pénalités et aussi de poursuites judiciaires.

Avec un tableau très négatif de la situation électrique du Cameroun, il reste un très grand espoir. L'esprit d'entreprise et de créativité des opérateurs privés puis la crédibilité du Cameroun encore existante sur le marché mondiale. Pour cela le Cameroun peut encore voire ses grands projets devenir réalité. La production centralisée d'électricité après une présentation de sa nécessité pour les grandes capacités de production électrique est incontournable dans le système électrique des pays de la CEMAC et du Cameroun en particulier. Ces pays disposent suffisamment de ressources hydrologiques capables de satisfaire les besoins de tous types de consommateurs et de toutes les zones de développement dans le pays. Mais la complexité de l'exécution de ces initiatives reposent sur les intérêts que les hommes politiques trouvent dans la mise en oeuvre de ces projets. Il importe de rappeler qu'un développement économique à long terme n'est possible que si les prévisions et les stratégies visant à planifier les projets de développement sont bien élaboré tout en préservant l'environnement d'où la nécessité d'élaborer des stratégies visant une efficacité énergétique et une maîtrise de la demande. Faute de pouvoir trouver d'énormes fonds conduisant le financement de ces projets, les états se trouvent souvent incapable de réaliser ces projets d'électrification du pays. Avec les nouvelles technologies la recherche de l'atteinte d'une efficacité énergétique à conduit à la promotion de la production décentralisée. Celle-ci à priori très adapté aux besoins des populations en zone isolé ou très éloignées des sites de production constituent une ouverture à la satisfaction de leur besoin en alimentation en électricité. La mise en oeuvre des nouvelles technologies de l'information et le développement des systèmes intelligents capables de répondre à temps réel aux besoins en énergie électrique viennent correspondre à une solution visant à réduire le coût d'installation des équipements électriques à savoir les Smart Grid.

Les réseaux électriques intelligents représentent pour l'Afrique un début de solution visant à faire jumeller le mode de production centralisé très prisé en Afrique au mode de production décentralisée d'électricité et assurer aux collectivités une Maîtrise de la Demande d'Energie. La productions décentralisée d'électricité est très coûteuse, à cet effet des choix spécifiques doivent être effectués entre des réseaux à triphasés, monophasés et effectuer une bonne configuration de branchement des réseaux selon le mode d'électrification rurale envisagée : Collectif par réseau interconnecté, Collectif par réseau séparé, Électrification isolée (kit solaire, plateforme multifonctionnelle sans distribution, etc.).

Vu la complexité de la prévisions de la demande d'ER due à la faiblesse des données disponibles allant de la méconnaissance des projets en cours par les acteurs principaux de l'électrification rurale à la confusion totale sur l'état électrique des localités rurales conduisant évidemment à la confection de projets erronés ou redondants, ce probléme qui est posé au sujet de la prévision de la démande est une interrogation importante ne pouvant connaîtra une reponse dans ce travail. Mais une suggestion pourrait être donnée : l'intégration à la prévision, les besoins de base des usagers, la création et le développement d'activités génératrices de revenus et le choix judicieux de critéres de planification visant à mettre en oeuvre une conception de réseau et des technologies économes et adaptées à la CTD. Une autre interrogation se rapporte à la stratégie efficace que doivent disposer les pays de la Zone CEMAC afin d'intégrer les nouvelles technologies comme les Smart-Grid solution d'une meilleur prévision et planification des réseaux d'ERD et quel impact ceux-ci peuvent avoir sur les critères de planification réalistes et des outils logiciels de planification correspondants à leur problématique technique et humaine. Compte tenue du faite que le besoin d'une recherche d'efficacité énergétique reste une priorité pour la consommation rationnelle d'électricité produite tout en protegeant l'environnement, la production décentralisée d'électricité visant une croissance économique des CTDs reste une vue d'esprit en Zone CEMAC même si les efforts sont dèjà engagés par les Etats dans ce sens avec des décréts et l'existance des structures devant avoir la charge d'assumer ces tâches. Il ne suffit pas de mettre sur pied ces textes de lois et organisme mais de passer à la phase pratique.

Glossaire des termes et expressions utilises pour l'énergie rurale au Cameroun

Analyse de causalité Etude des relations de cause à effet entre une intervention spécifique et des changements constantés

Auto-évaluation Evaluation conduite par ceux qui gérent un projet et/ou y participent sur le terrain, en particulier les beneficiaires.

Auto-producteur Personne produisant de l'énergie, par exemple de l'électricité, pour son usage exclusif et qui n'entreprend ni le

transport, ni la distribution de celle-ci sur le territoire où elle est établie.

Autorité compétente Personne morale de droit public, habilitée à conclure, signer ou délivrer les instruments juridiques nécessaires à la

réalisation des activités de production, transport, distribution et vente d'énergie rurale.

Autorité locale Représentant d'une collectivité territoriale décentralisée.

Autorisation Acte juridique délivré par l'autorité compétente, permettant la réalisation d'une activité dans le secteur de

l'électricité, et constatant que l'opérateur remplit les conditions et les obligations auxquelles il est soumis par la loi n° 98/022 du 24 décembre 1998 régissant le secteur de l'électricité et le décret n° 2000/464/PM du 30 juin 2000 régissant les activités du secteur de l'électricité.

Artère principale L'artère principale d'un départ est la portion de réseau entre le disjoncteur départ et le point de bouclage avec le

départ secourant qui offre les meilleures conditions de reprise de la charge de ce départ. Le point de bouclage de la principale en schéma normal est télécommandé. L'artère principale peut être tronçonnée au moyen d'appareils télécommandés ou manuel

Biomasse-énergie Produits, déchets et résidus d'origine végétale ou animale provenant de l'agriculture, la sylviculture et l'industrie,

et utilisés à des fins énergétiques. Ils peuvent être utilisés directement (bois-énergie) soit après une méthanisation (biogaz) ou de nouvelles transformations chimiques (biocarburant).

Bois-énergie Bois et produits dérivés, tels que le charbon de bois, la sciure, les copeaux, les granulés ou pellets bois (issus du

compactage des sous-produits de transformation du bois), etc. ... utilisés à des fins énergétiques.

Cahier des charges Document définissant les obligations et spécifications techniques et/ou environnementales et sociales concernant

la fourniture de services d'énergie rurale par l'OSER, annexé au contrat de concession ou d'autorisation dans le cas des projets d'électrification rurale.

Installation dans le cours d'un fleuve, d'une rivière ou d'un cours d'eau, permettant l'utilisation de cette force motrice pour la production d'électricité.

Entité administrative locale autonome créée selon les lois de l'administration territoriale et de la décentralisation du Cameroun.

Convention conclue de manière exclusive entre l'Etat et un opérateur, lui permettant d'exploiter le domaine public dans des limites territoriales précises, en vue d'assurer la production, le transport et la distribution d'énergie électrique sur la base d'un cahier des charges.

Contrat conclu entre l'autorité compétente du secteur de l'électricité et un opérateur fixant les conditions d'intervention (obligations, droits, propriété, règles comptables, etc.) de l'opérateur pour la fourniture des services d'électrification rurale dans les limites territoriales de la concession ou de l'autorisation.

Organe qui a pour mission de veiller à la bonne utilisation des ressources, ainsi qu'à l'allocation optimale des subventions attribuées par le Fonds d'énergie rurale pour le développement de l'accès durable à l'énergie en milieu rural, dans des conditions de viabilité technique, économique et financière, d'équité et de transparence.

Dérivation Une dérivation est une portion du réseau HTA qui alimente un ou plusieurs postes, et qui est raccordée à l'artère

principale ou à une secondaire bouclée. NB : Dans le cas où elle dispose d'un secours issu du même départ ou d'un autre départ, elle est appelée « dérivation bouclée »

Déclaration Formalité administrative accomplie auprès de l'autorité compétente en vue de la réalisation de certaines activités

prévues par loi n° 98/022 du 24 décembre 1998 régissant le secteur de l'électricité.

Distributeur Toute personne morale ou physique qui vend et fournit de l'énergie/électricité rurale aux usagers.

Distribution électrique Etablissement et exploitation des réseaux électriques de moyenne et basse tension en vue de la vente d'électricité

Efficacité énergétique Réalisation d'activités du secteur de l'énergie/électricité suivant le principe du moindre coût.

Electricité Energie générée à partir des sources primaires (cours d'eau, lacs ou marées), des matières premières minérales

(charbon, pétrole, substances nucléaires, sources géothermiques ou autres), ou des sources d'énergie renouvelables (rayonnement solaire, vent, biomasse, etc.).

Energie rurale Toutes formes d'énergies utilisées en milieu rural pour la satisfaction des besoins domestiques,

sociocommunautaires, artisanaux, commerciaux ou industriels, générées notamment à partir des hydrocarbures, de charbon minéral ou de sources d'énergie renouvelables (biomasse, eau, soleil, vent, géothermie, etc.).

Equivalence de service Equivalence en termes d'usage final de l'énergie, comme l'éclairage exprimé en lumens ou l'énergie de cuisson

exprimée en MJ-utile transmis effectivement aux aliments, qui permet de comparer les besoins en puissance installée et en consommation entre différentes formes d'énergie utilisées avec divers équipements ou appareils pour fournir le même service à l'usager.

Evaluation continue Evaluation conduite en cours de mise en oeuvre pour ameliorer la performence.

Evaluation de processus Evaluation visant à décrire et à comprendre la dynamique et les relations internes d'un projet, d'une institution ou d'un groupe d'acteurs.

Exportation Vente de l'énergie/électricité produite en République du Cameroun, à une personne publique ou privée, destinée à

Fourniture Mise de l'énergie/électricité à la disposition des usagers au point de livraison.

Grand compte Négociant ou acheteur final industriel ou commercial d'électricité à haute et moyenne tension, habilité à acheter de

l'électricité directement auprès du transporteur, du producteur ou du vendeur.

Importation Achat d'énergie/électricité auprès d'une personne publique on privée d'un pays étranger, destinée à être mis en

- Usine ou appareil destiné à la production, au transport, ou à la distribution de l'énergie/électricité ;

- Bâtiment ou terrain utilisé en relation la fourniture d'énergie/électricité, par exemple avec des lignes électriques ; - Appareil permettant la fourniture d'énergie/électricité aux usagers jusqu'au point de livraison.

Installation électrique Tout câblage, ligne, instrument ou appareil électrique qui se trouve en aval du point de livraison à l'usager, et

intérieure destiné à satisfaire ses besoins en services d'électricité à l'intérieur de son habitation et/ou d'autres locaux.

Interconnecteur Equipement utilisé pour relier les réseaux électriques entre eux.