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 moyenne tension (anciennement MT devenu HTA
de 3 à 50 kV),
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 XXème 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.
Les réseaux de transport électriques sont de
deux types :
? Réseau de transport à courant
alternatif
88
Figure3.1 : schéma de réseau à
courant alternatif
89
? Réseau de transport à courant
continu
Figure 3.2 : schéma de réseau
à courant continu
Lors de l'étude d'un réseau électrique
principalement en haute tension, les spécialistes se basent sur les
points suivants :
- Écoulement de puissance (régime permanent)
- Compensation
- Défauts (Courts-circuits)
- Transitoires (Foudre et manoeuvres)
- Stabilité (Perturbations)
- Protection
- Commande et régulation
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.
90
Les principaux défis se posant au développement
des réseaux électriques dans un contexte de
décentralisation reposent sur :
1. le choix de technologie ;
2. la fiabilité du système production-
transport (Elle caractérise donc la capacité du
système électrique à fournir une énergie
électrique répondant aux standards de qualité avec peu
d'interruptions par unité de temps. Elle peut
être aussi quantifiée par la fréquence, la durée et
l'amplitude des interruptions de service) ;
3. la sécurité statique ;
4. la sécurité dynamique,
5. la stabilité (Elle concerne la capacité
de résister à un ensemble de perturbations crédibles et
soudaines tels que des courts-circuits ou la perte inattendue de certains
composants sans interrompre la fourniture d'énergie) ;
6. l'adéquation du système production-transport
;
7. le phénomène de mondialisation qui impose
une ouverture de marché nécessitant de même la
définition des règles du marché du secteur de
l'énergie électrique avec pour conséquences
immédiates de cette directive la privatisation progressive des secteurs
de la production et de la distribution du produit électricité et
donc la désintégration verticale du système
électrique.
? La sécurité statique
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
(TIS).
? La sécurité dynamique
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 :
? L'adéquation du système de
production
? L'adéquation du système de
transport
91
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
92
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 2010/11 : Lom Pangar (7 km3) et Nachtigal (250
MW)
+ En 2012 : Memvé Elé (120 MW)
+ 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 :
+ En 2010/11 : Lom Pangar ( 7 km3) et Nachtigal ( 250 MW)
+ En 2012 : Memvé Elé ( 120 MW)
+ En 2015 : Interconnexion et usine de pied de Lom Pangar (96
MW)
Song Mbengué (880 MW)
Kikot aval (540 MW)
+ En 2020 : Pont Rail (3,5 km3);
> 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 2010 : Lom Pangar
+ En 2013/16 : Nachtigal en 2 étapes (150 MW en 2013
puis 100 MW en 2016)
+ En 2019 : Memvé Elé à 120 MW (ou un
projet équivalent)
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 :
Echéance 2010
+ Kribi - Edéa, 225 kV, 2x1140 (100 km) simple terne pour
scénario S0,
+ Kribi - Edéa, 330 kV, 2x1140 (100 km) simple terne pour
scénario S1, double terne pour le
scénario S2,
+ Nachtigal - Yaoundé, 330 kV, 2x431 double terne (75 km)
pour les scénarii S1 et S2.
Echéance 2020
+ Nachtigal - Yaoundé, 330 kV, 2x431 double terne (75 km)
pour le scénario S0 (éventuellement
225 kV),
+ Kribi - Memvé Elé, 330 kV, 2x431 double terne
(250 km) pour tous les scénarii (éventuellement
225 kV pour scénario S0),
+ 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
terne (570 km), pour les scénarii S1 et S2 ,
+ Nachtigal - Lom Pangar, 330 kV, 2x1140 double terne (265 km),
pour le scénario S2,
+ Yaoundé - Kribi, 330 kV, 2x1140 double terne pour le
scénario S2 (215 km).
Echéance 2030
+ Ligne d'exportation vers le sud : Bata - Memvé
Elé, 330 kV, 2x431, simple terne (165km), pour
les scénarii S1 et S2,
+ Ligne d'exportation vers le Nigeria (et Tchad) : Nachtigal -
Yola, 330 kV, 2x1140 double terne
(870 km), pour les scénarios S1,
+ Ligne d'exportation vers le Nigeria (et Tchad) : Lom Pangar -
Yola, 330 kV, 2x1140 double terne
(605 km), pour le scénario S2,
+ Eventuelles lignes supplémentaires 330 kV de connexion
au réseau des nouveaux centres de
production pour le scénario S2.
Tableau 3.1 : résultats RIS, RIN, RIE
consommation d'énergie GWh et production d'énergie (MW)
[25]
Scénario
Minimal
HT
SP
Total
Bas
Médian
Grandes ambitions
HT
SP
Total
HT
SP
Total
SP
HT
Total
PRODUCTION (GWh)
PUISSANCE (MW)
4 842
8 169
886
1 459
1 750 (26%)
1 750 (18%)
204
204
6 592
9 919
1 090
1 663
5 341
10 964
973
1 948
1 750 (25%)
1 750 (14%)
204
204
7 091
12 714
1 177
2 152
5 341
10 964
973
1 948
3 975 (43%)
3 975 (27%)
454
454
9 316
14 939
1 427
2 402
5 341
10 964
973
1 948
11 833 (69%)
29 664 (73%)
1 434
3 664
17 174
40 628
2 407
5 612
2 015
2 030
2 015
2 030
93
Source EDC
Tableau 3.2: Prévision d'accroissement de la
production par rapport à 2005 [25]
2 030
2 015
2 030
2 015
2 005
Scénario
Grandes ambitions
Minimal
Médian
Bas
PRODUCTION (GWh)
Accroissement par rapport à 2005
4 200
6 592
9 919
57 %
136 %
4 200
7 091
12 714
68 %
200 %
4 200
9 316
14 939
122 %
256 %
4 200
17 174
40 628
300 %
870 %
Source EDC
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)
POTENTIEL SAUVAGE (TWh)
POTENTIEL EQUIPABLE (TWh)
162
72
22
47
17
8
18
7
3
8
32
10
9
6
7
13
2
2
5
5
28
13
2
5
8
4
2
7
1
1
294
25
14
10
1
115
2
2
4
UNITES HYDROGRAPHIQUES
BASSINS
TOTAL SUD -OUEST
AUTRES BASSINS
NYONG
NTEM
WOURI
KATSINA
MANYU MUNAYA
TOTAL OUEST
AUTRES BASSINS OUEST
DJA
BOUMBA
KADEI
TOTAL EST
AUTRES BASSINS EST
NORD
TOTAL GENERAL
AUTRES BASSINS NORD
VINA DU NORD MBERE
BENOUE FARO
TOTAL NORD
SANAGA
SANAGA
SUD-OUEST
OUEST
EST
94
Source EDC
95
Tableau 3.4 : puissances équitables du
Cameroun [24]
Puissances équitables (inventaire de
1983)
|
FLEUVES
|
PUISSANCE en MW
|
PRODUCTION (FC de 60%) en GWh
|
|
SANAGA
|
5 600
|
29 000
|
|
MBAM
|
1 600
|
8 400
|
|
NTEM
|
1 000
|
5 200
|
|
NYONG
|
700
|
3 700
|
|
NOUN WOURI
|
3 300
|
17 000
|
|
BASSIN de l'OUEST
|
500
|
2 600
|
|
BASSIN de l'OUEST
|
650
|
3 400
|
|
BASSIN de l'OUEST
|
350
|
1 800
|
|
TOTAL
|
13 700
|
71 000
|
Source EDC
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,
Des risques accrus en termes de sécurité des
nouveaux barrages,
Une gestion peu efficace des retenues de régulation,
Tableau 3.5 : Postes hydrologiques
recommandés pour le Réseau Hydrométrique Minimal
(Rivière / Site) [24]
|
1. Sanaga / Edéa
|
10. Meng / Tibati
|
19. Wouri / Yabassi
|
|
2. Sanaga / Song Mbengué
|
11. Mbam / Goura
|
20. Katsina / Kwaf
|
|
3. Sanaga / Kikot
|
12. Mbam / Mapou
|
21. Boumba / Moloundou
|
|
4. Sanaga / Nachtigal
|
13. La Mapé
|
22. Dja / Moloundou
|
|
5. Sanaga / Goyoum
|
14. Noun / Bayomen
|
23. Lagdo
|
|
6. Lom / barrage Lom Pangar
|
15. Noun / Bamendjin
|
24. Faro / Mbindjal
|
|
7. Lom / Bétaré Oya
|
16. Ntem / Nyabessan
|
25. Bini / Berem
|
|
8. Djérem / Mbakaou
|
17. Nyong / Dehane
|
26. Vina / Touboro
|
|
9. Djérem / Pont Rail
|
18. Nyong / Njock
|
27. Manyu / Mamfé
|
Source EDC
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.
96
Figure 3.4 : Débits naturels de la Sanaga de
1944 à 2003 [24]
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 ).
1. Productible supérieur à 2000 GWh: tous les
ouvrages potentiels ont un coût relatif qui les placent parmi les plus
intéressants du Cameroun d'un point de vue financier. Les ouvrages de
Song Mbengué, Kikot, Ngodi et Grand Eweng sont les mieux placés.
Des réserves subsistent toutefois sur l'ouvrage de Kikot, susceptible
d'être pénalisé par des impacts sociaux et
matériels. Par ailleurs, les ouvrages de Ngodi et Grand Eweng ne sont
pas compatibles. La dérivation de Noun-Wouri n'apparaît pas dans
les projets les plus avantageux; de plus, la réalisation de cette
dérivation priverait le bassin de la Sanaga d'un volume d'eau important
(env. 4.5 km3) et donc le coût réel de la
dérivation serait nettement supérieur au seul coût de sa
construction.
2. Productible compris entre 500 et 2000 GWh: trois ouvrages
sont financièrement nettement plus intéressants que les autres.
Il s'agit de Song Loulou Rive Droite, Nachtigal aval et Nachtigal amont. Les
autres sites candidats dans cette classe de production ont un coût
relatif nettement plus élevé (ce qui ne les exclut pas
nécessairement, car les paramètres du réseau ne sont pas
pris en compte à ce stade).
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.
Tableau 3.6 : Ouvrages de production du Bassin de la
Sanaga [24]
Rivière
Coût relatif
(FCFA / kWh)
Productible
garanti (GWh)
Apport moyen
(hm3)
Coûts GFCFA 2006
Sites
plus de 2000 GWh
Song Mbengué (S5)
5 450 à 6 850
55 500
440 à 550
80
Sanaga
Kikot aval (S2)
53 100
3 350 à 4 200
330 à 410
100
Sanaga
Ngodi (S3)
54 100
3 050 à 3 800
350 à 425
112
Sanaga
Sanaga
Grand Eweng (S4b)
54 800
4 900 à 6 150
550 à 700
112
Sanaga
Grand Edéa (S8b)
2 300
350
150
Sanaga
Grand Nachtigal (S1)
160 à 140
30 100
3 500 à 4 400
550 à 615
Noun
Noun-Wouri (N3)
4 495
5 080 à 5 550
900
175 à 160
Mbam
Bayomen (M5)
20 180
2 580
465
180
Sanaga
Edéa amont (S8a)
56 400
2 550
472
180
Sanaga
Petit Eweng (S4a)
54 800
1 900 à 2 350
non évalué
500 à 2000 GWh
Song Loulou RD (S6)
Sanaga
55 600
1 250
135
105
Sanaga
Nachtigal amont (S1a)
30 300
1 550 à 1 950
165 à 200
105 à 100
Nachtigal aval (S1b)
Sanaga
1 150 à 1 450
135 à 160
115 à 110
Sanaga
Song N'Dong (S7)
56 200
1 600 à 2 000
350 à 370
220 à 185
Nioatchok (M6)
20 280
Mbam
950
240
255
Mbam
Bilomo (M8)
1 280
22 480
330
255
Lablé (M7)
20 340
Mbam
800
210
260
Mbam
Nyanzom (M4)
14 190
1 810
530
295
Bangangté aval (N2)
4 290
Noun
790
270
340
Noun
Bangangté amont 1983 (N1)
3 750
590
230
390
Mbakaou (D2)
11 500
Djérem
260 à 1 200
230 à 355
800 à 300
Mbam
Mbam amont (M1)
non évalué
3 780
800
Chutes du Lom (L1b)
3 780
Lom
non évalué
800
moins de 500 GWh
Noun
Bangangté amont 2004 (N1)
245 à 330
25 à 35
102 à 106
3 750
Mbam
Mantoum (M3)
10 310
470
195
415
Mari
Chutes de la Mari (MR1)
325
60
50
850
Djérem
Aval Mapo (D3)
180 à 450
non évalué
12 000
Kim
Mendoundou (KM3)
4 800
non évalué
310
Mba
Chutes du Mba (MA1)
1 300
non évalué
280
Kim
Mankom (KM2)
4 600
non évalué
240
Mayo Taram
Nyagoum (MTR2)
non évalué
710
215
Mayo Darlé
Kommé (MDL2)
non évalué
670
105
Kim
Boubala (KM1)
2 100
non évalué
100
Mba
Mba aval (MA2)
1 350
non évalué
80
Lom
Lom Pangar (L3)
non évalué
8 000
0 à 80
Mayo Djinga
Mayo Djinga (MDJ2)
non évalué
480
65
Source EDC
97
Tableau 3.7 : Sites de régularisation potentiels
de la Sanaga [24]
|
Commentaire
|
|
1er avis
|
|
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|
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|
|
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
|
|
|
|
positif
|
|
Meng
(djérem à
mbakaou)
|
Meseki
|
4
|
400
|
2
|
500
|
(1 650)
|
850/874
|
1 650 /
|
2 050
|
|
Ndjeke
|
Mpem
|
3
|
720
|
1
|
300
|
(850)
|
560/585
|
850 / 2
|
100
|
|
(Sanaga à
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Edéa)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Mbam
(La Mapé)
|
Bankim seul
|
7
|
700
|
5
|
400
|
(3 200)
|
696/730
|
2 550 /
|
2 550
|
|
Bankim + dérivation dans La
|
7
|
700
|
5
|
400
|
(3 200)
|
696/716
|
1000 /
|
1 300
|
|
Mapé
|
|
|
|
|
|
|
|
|
98
Source EDC
99
| 
