Atelier sur l'électrification Rurale - 18-20 avril 2007 - Yaoundé, Cameroun Phase de...

Atelier sur l'électrification Rurale - 18-20 avril 2007 - Yaoundé, Cameroun

Phase de développement des projetsPhase de développement des projets

Projet éolien de GAO (1,1 MW)Projet éolien de GAO (1,1 MW)Partenariat Public PrivéPartenariat Public Privé

Léopold [email protected]

[email protected]

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Contexte initialContexte initial

GAO•Chef lieu de région•75.000 habitants

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Contexte initial(2)Contexte initial(2)

GAO3 – 4 MW installés pour environ 75.000 habitants•Coûts de production élevés (150 à 165 F CFA/kWh en 2006)

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But: réduire la consommation en diesel par l’injection de l’éolien.But: réduire la consommation en diesel par l’injection de l’éolien.

Points traités par l’étude:

•Le potentiel éolien

•Le dimensionnement du parc

•Les conditions de réalisation

•Les conditions économiques d’exploitation

Contexte initial(3)Contexte initial(3)

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Potentiel EolienPotentiel EolienLongue durée – 20 ans (source NASA)Longue durée – 20 ans (source NASA)

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Potentiel EolienPotentiel EolienMesuré sur site 18 moisMesuré sur site 18 mois

Un potentiel très moyen par rapport aux données européennes, mais exploitable compte tenu des coûts locaux de production d’électricité (Diesel).

Vents dominants

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Implantation suggéréeImplantation suggérée

Centrale électrique

Site prévu dans l’étude Aéroport

Ligne 15 KV

Station de pompage

Option GTZ:• 1.278 MWh /An

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Conditions d’exploitation suggéréesConditions d’exploitation suggérées

•Exploitation par opérateur privé avec éventuellement l’implication d’EDM SA

•Assurance par le Gouvernement du Mali sur une obligation de rachat de la totalité de la production.

•Fixation d’un tarif contractuel de rachat du kWh

•Eventualité de subvention

•Possibilité MDP (880 T CO2 /an)

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Bases du projetBases du projet

Etude de faisabilitéEtude de faisabilité Réalisation - ExploitationRéalisation - Exploitation

Construction - Raccordement

1.100 kW2. option d‘implantation

BOOT / Facilité Energie

2006 – 2007 (2008)

V E R G N E T OWKSolar Beteiligungsgesellschaft mbH

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Centrale électrique

Site prévu dans l’étude Aéroport

Ligne 15 KV

Station de pompage

Option GTZ:• 1.278 MWh /An

Option d’implantationOption d’implantation

Site alternatif

Option Alternative:• 1.214 MWh /An• Environ 3.500 m câble au lieu de 9.000 m.

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Options d’implantationOptions d’implantation

Option GTZ:• 1.278 MWh /An• Environ 8.000 m câble (195.000 €)

Option Alternative:• 1.214 MWh /An• Environ 3.500 m câble (84.500 €)

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Type d´aérogénérateurType d´aérogénérateur

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RendementRendement

Vitesse moyenne annuelle à 50 m sur site 5,5 m/s

Classe de rugosité 1,3

Production moyenne d’une machine VERGNET GEV 275 kW (Rotor de 32m de diamètre, tour de 55 M)

376 MWh/an

Nombre de machines 4

Production brute 1504 MWh/an

Production nette 92% de taux de disponibilité = - 8%Perte de réseau = - 2%Marge de sécurité = - 5%Total = Production brute – 15%

1278 MWh/an

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L´intérêtL´intérêt

Unité de production Eolien Générateur diesel (60%)

Coût d'investissement (EUR) 2.830.510 500.000

Production annuelle (kWh) 1.278.000 5.781.600

Durée de vie (an) 20 15

Amortissement (EUR) 188.701 25.000

Amortissement Actualisée (5%) (EUR) 227.127 48.171

Frais de capital pour 1 kWh (EUR) 0,18 0,01

Frais d'exploitation au kWh (hors diesel) 0,07 0,07

Coût du baril de pétrole (dollar) 50 60 70 80 90 100

Coût du diesel (EUR/kWh) option faible 0,165 0,190 0,219 0,251 0,289 0,333

Coûts de production du kWh (EUR) 0,248 0,245 0,270 0,299 0,332 0,369 0,413

Coûts de production du kWh (F CFA) 162 161 177 196 217 242 270

Coût du diesel (EUR/kWh) option modérée 0,180 0,216 0,259 0,311 0,373 0,448

Coûts de production du kWh (EUR) 0,248 0,260 0,296 0,339 0,391 0,453 0,528

Coûts de production du kWh (F CFA) 162 170 194 222 256 297 346

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Evaluation des coûts d’investissementEvaluation des coûts d’investissement

Aérogénérateurs, transformateurs, poste de livraison et câbles

1.975.410 EUR 1.293.893.550 CFA

Travaux de réalisation et de raccordement

517.700 EUR 339.093.500 CFA

Etudes et développement 237.400 EUR 155.497.000 CFA

Divers - Imprévus 100.000 EUR 65.500.000

Total

2.830.510 EUR 1.853.984.050 CFA

Coûts spécifiques d'investissement

Selon le kW installé 2.573,28 EUR 1.685.440 CFA

Validité: Octobre 2006

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Evaluation des coûts d’exploitationEvaluation des coûts d’exploitation

Loyer 1.000,00 EUR 0,66 M CFA

Réserve de fonctionnement 5.000,00 EUR 3,28 M CFA

Exploitation

1. Année 18.000,00 EUR 11,79 M CFA

2. Année 27.000,00 EUR 17,69 M CFA

3. Année 68.000,00 EUR 44,54 M CFA

Impôt sur le revenu 35% (Résultat d‘exploitation)

Consommation d'électricité 1.000,00 EUR 0,66 M CFA

Assurance 9.900,00 EUR 6,48 M CFA

Total 1. année 34.900,00 EUR 22,86 M CFA



Coût d’exploitation au kWh 0,07 EUR 44 F CFA

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Partenariat Public PrivéPartenariat Public Privé

EOLE GAO GDM

Financement Capitaux propres

Financement bancaire Facilité énergie

10% 40% 50%

Réalisation Parc éolien de GAO1,1 MW

BOOT Tarif de rachatDurée d’exploitation / Délai de transfert

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Scénario d’exploitationScénario d’exploitation

ScénariosSans subvention

Tarif 165165Avec subvention

– Tarif 121121Avec subvention

- Tarif 130130

Capitaux propres (%) 20% 10% 10%

Montant Capitaux propres 566.102 €

370,80 MCFA 283.051 € 185,4 MCFA 283.051 €

185, 40MCFA

Subvention(%) 0% 50% 50%

Montant subvention 0 € 0,00 MCFA 1.415.255 €926,99 MCFA 1.415.255 €

926,99 MCFA

Capitaux bancaires (%) 80% 40% 40%

Capitaux bancaires2.264.408

€1.483,19

MCFA1.132.204

€741,59 MCFA

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741,59 MCFA

Taux d'intérêt bancaires 5,00% 5,00% 5,00%

Durée du crédit (a) 15 10 9

Nombre d'années BOOT 18 TRI 10% 13 TRI 10% 12 TRI 12%

Tarif de rachat du kWh 0,252 € 165,0 FCFA 0,184 € 120,7 FCFA 0,198 € 130 FCFA

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Scénario d’exploitationScénario d’exploitation (suite) (suite)

ScénariosAvec subvention

Tarif 140140

Avec subvention –

Tarif 150150Avec subvention

- Tarif 165165

Capitaux propres (%) 10% 10% 10%

Montant Capitaux propres 283.051 € 185,40MCFA 283.051 €

185,40MCFA 283.051 €

185, 40 MCFA

Subvention(%) 50% 50% 50%

Montant subvention1.415.255

€926,99 MCFA

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926,99 MCFA

1.415.255 €

926,99 MCFA

Capitaux bancaires (%) 40% 40% 40%

Capitaux bancaires1.132.204

€741,59 MCFA

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1.132.204 €

741,59 MCFA

Taux d'intérêt bancaires 5,00% 5,00% 5,00%

Durée du crédit (a) 8 8 6

Nombre d'années BOOT 10 TRI 9% 8 TRI 9% 7 TRI 7%

Tarif de rachat du kWh 0,214 € 140,0 FCFA 0,229 € 150 FCFA 0,25 € 165 FCFA

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PerspectivesPerspectives

Accord UE / Facilité énergie

Accords de financement (Eole Gao avec la BAD, ECO Partner, AFD, DEG ….)

Finalisation du contrat de rachat d’électricité (Eole Gao – GDM - EDM SA)

BOOT (GDM et Eole Gao)

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Quels enseignements tirer?Quels enseignements tirer?

•Graphique : Evolution du cours du pétrole 2001-2006

Au delà des contraintes urgentes d’accès aux services élémentaires…

…se donner le temps de la réflexion sur le bouquet énergétique de demain.C´est un impératif d´indépendance énergétique

•Graphique : Evolution du cours du pétrole 2001-2006

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Nouvelle centrale de BELAIRMise en service 2006

Puissance 60 MW

Coût d‘investissement (Millions de F) 30.000

Production annuelle (kWh) 394.200(à 75% de capacité)

Consommation annuelle en carburant En millions de F Base: 45 F CFA de Diesel / kWh

17.739

Base: 60 F CFA de Diesel / kWh 23.652

Base: 70 F CFA de Diesel / kWh 27.594

Comparaison technico-économique : Sénégal

Centrale éolienne

60 MW

47.160

105.120(à 20% de capacité)

-4.730 (Economie d’énergie)

-6.307

-7.358

•Exploitation simultanée des deux centrales = Réduction de 25% de la consommation de Diesel.•Économie égale au refinancement de la centrale éolienne sur 10 voire 7 ans selon le coût du diesel à 45 F ou 70 F/kWh)•Marge d’initiative de 7 à 14% par rapport aux coûts des produits pétroliers.

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Préparer la transition vers une diversification plus marquée:

•Maitrise du potentiel (éolien, hydroélectrique, bioénergétique)

•Maitrise de la technologie

•Préparation de la cohabitation techniques, juridiques et économiques du bouquet

Prendre d’emblée l’option courageuse de diversification dans le cadre de l’électrification rural

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