Données et Résultats du Modèle à Long-Terme du Pool d’Energie … · 2016-12-08 · Echanges...

Echanges Commerciaux et Options d’Expansion de Capacité pour le Secteur de l'Energie Electrique en Afrique de l'Ouest

[Projet financé par l'Agence des États-Unis pour le Développement International - USAID]

Données et Résultats du

Modèle à Long-Terme du Pool d’Energie de l’Afrique

de l’Ouest

Document de Formation Préparé dans le Cadre de la Réunion du Comité de Pilotage du Projet du Pool

d’Electricité Ouest-Africain (WAPP) à Cotonou, Bénin

17 – 21 septembre 2001

F.T. Sparrow Brian H. Bowen Diakalia Sanogo

Institute for Interdisciplinary Engineering Studies PURDUE UNIVERSITY

West Lafayette, Indiana, USA Fax: 765-494-2351

Email: [email protected]

~ LES RESULTATS DU MODELE SONT EXCLUSIVEMENT A TITRE DE DEMONSTRATION ~

Echanges commerciaux et Options d’Expansion de la Capacité de Production d’Electricité en Afrique de l’Ouest

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Cotonou, Bénin 17-21 septembre, 2001

INTRODUCTION Ce document a été préparé pour servir de matériel de formation à la conférence de la Communauté Economique de l’Afrique de l’Ouest (CEDEAO) prévue du 17 au 21 septembre à Cotonou au Bénin. Cette formation rentre dans le cadre des activités l’année en cours du comité de pilotage du projet du Pool d’Electricité de l’Afrique de l’Ouest (WAPP). Le présent document de formation est destiné à tout utilisateur du modèle de planification de long-terme développé par l’Université de Purdue aux Etats Unis d’Amérique. L’une des principales tâches de l’équipe de Purdue dans le cadre de ses activités relatives au projet WAPP a concerné la compilation des données d’électricité des Etats de la CEDEAO. L’équipe a fourni d’énormes efforts pour inclure dans le modèle du WAPP toutes les données validées ou mise à jour par les membres du groupe de travail technique. Un sous-modèle relatif au gaz naturel a aussi été développé spécialement pour le WAPP. Deux versions du modèle du WAPP sont utilisées dans le document. La première version «WAPPfeb2001» utilise les données de la base de données # 4 de la CEDEAO de février 2001. La dernière version du modèle, «WAPPoct2001» utilise les données de la base de données CEDEAO # 5 de septembre 2001. Malgré que la qualité des données de base du modèle se soit améliorée de façon considérable au cours de cette année, toutes ses deux versions ne sont utilisées qu’à titre démonstratif. Plusieurs données restent encore à valider ou sont simplement à fournir. Depuis la réunion de Bamako en juin dernier, ce sont sept pays sur les quatorze que comptent le pool qui, ont validé leurs données. Les sept autres Etats doivent encore procéder à cette importante tâche de validation et de mise à jour de leurs données. Ces besoins se font sentir de façon cruciale surtout pour le Nigeria et la Guinée. Le modèle est très sensible à la qualité des données de base utilisées. Par conséquent, il est très important d’utiliser des données correctes et fiables pour tous les 14 pays du pool dans le but d’obtenir des résultats de bonne qualité à partir du modèle du WAPP. Les sujets qui seront abordés à Cotonou répondent aux souhaits exprimés par les participants de l’atelier de Bamako relatives à la formation pratique à la manipulation et à l’utilisation du modèle de Purdue. Ceci est rendu possible grâce à l’achat par l’USAID de 3 ordinateurs portables qui seront mis à la disposition de la direction du WAPP. Ces ordinateurs qui resteront au niveau de la région après la réunion de Cotonou pourront être utilisés par les décideurs pour mieux explorer et comprendre le modèle. Les logiciels GAMS et CPLEX (solver) de même que les deux versions du modèle WAPP ci-dessus mentionnées ont été installés sur chaque machine. Tous les autres documents relatifs à la



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Cotonou, Bénin 17-21 septembre, 2001 planification du secteur de l’électricité de l’Afrique de l’Ouest, préparés par Purdue, ont été aussi saisis sur ces ordinateurs. Nous n’utiliserons pas l’interface conçue pour l’utilisateur au cours de cette formation de Cotonou. Cet important instrument, spécifiquement conçu pour l’utilisateur général du modèle sur le long-terme de Purdue a besoin d’être tester et évaluer avant qu’il ne soit mis à la disposition des utilisateurs. En attendant, le personnel du WAPP ne pourra utiliser le modèle qu’en éditant le programme original de GAMS. Cela peut constituer une tâche assez délicate pour toute personne utilisant le modèle pour la première fois. Le reste de ce document est divisé en trois sections ayant pour objectif d’aider à une utilisation du modèle sans grandes difficultés. La première section traite de la saisie des données du modèle. La section 2 donne les informations sur la mise en marche de l’ordinateur et les instructions pour accéder aux différents fichiers et exécuter le modèle. Enfin, la dernière section expose les participants aux résultats du modèle.



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Cotonou, Bénin 17-21 septembre, 2001 SECTION 1 INTRODUCTION À L’UTILISATION DU MODÈLE (SANS L’INTERFACE) • L’objectif de cette séance est de former le personnel du Pool d’Electricité Ouest-

Africain (WAPP) à « entrer» les données dans le modèle et à mieux comprendre ses résultats.

• Les deux versions du modèle utilisées sont:

(1) WAPPfebruary2001.gms (2) WAPPoctober2001.gms

• Ces deux versions ont été développées sur la base des dernières bases de données

CEDEAO: (a) ECOWAS Electricity Data Set # 4 (February 2001) (b) ECOWAS Electricity Data Set # 5 (September 2001)

Le premier modèle WAPP Model (1) est basé sur la base de données # 4 et le second, WAPP Model (2) a été développé à partir de la base de données # 5.

• Il est à noter que depuis la réunion de Bamako en juin 2001, l’équipe de collecte de

données de Purdue a reçu les données validées de sept pays du pool qui sont: Bénin/Togo Burkina Faso Côte D’Ivoire Mali Sénégal Sierra Leone

Les autres Etats devront s’assurer que toutes les données importantes sont collectées et validées. Il est surtout crucial et nécessaire d’avoir les données relatives aux projets d’expansion de la capacité de production d’électricité. A cause de l’importance des projets potentiels d’expansion de capacité de production proposés par le Nigeria et la Guinée, il est spécifiquement important sur un plan régional que ces deux fournissent les données manquantes et procèdent à la validation des informations déjà collectées.



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Cotonou, Bénin 17-21 septembre, 2001 • Les séances de formation de septembre 2001 sont assurées à l’aide des trois nouveaux

ordinateurs portables, utilisant les logiciels: GAMS (General Algebraic Modeling System) & CPLEX

Le modèle WAPP est écrit en format texte et structuré de manière à répondre aux exigences du ‘solver’ dans GAMS. L’importance numérique du modèle exige l’utilisation d’un ‘solver’ supplémentaire, CPLEX, pour pouvoir contrôler l’exécution correcte de tous les calculs que demandent le traitement du modèle. • Il est à souhaiter que l’interface conçue pour l’utilisateur puisse être disponible

pour les formations futures. Durant cet atelier, les logiciels GAMS et CPLEX sont utilisés à partir du système d’opération DOS. Les participants doivent payer une attention particulière lors de l’édition des fichiers des données de base du modèle et de leur manipulation.

• Structures des fichiers du modèle WAPP:

Données Résultats WAPPoct2001.gms

Data.inc Projects.out Thermop.inc WAPP.out Hydro.inc Ghana.out Lines.inc Guinea.out etc etc Sixhr.inc etc etc



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Cotonou, Bénin 17-21 septembre, 2001 • Les fichiers de données les plus utilisés sont: Thermop.inc, Hydro.inc, et Lines.inc.

Ces trois fichiers contiennent respectivement les données sur les centrales thermiques, les centrales hydroélectriques et les lignes de transmission.

• Les fichiers de résultats Projects.out et WAPP.out sont les plus utilisés pour les analyses relatives au pool d’énergie électrique régional.

• Il y a un fichier de résultats pour chaque pays contenant des informations relatives aux questions de politiques nationales. Le nom de ces fichiers commence toujours par le nom du pays suivi de l’extension ‘out’ (ex. Benin.out etc.).

• Le modèle WAPP part sur l’hypothèse que les centrales à cycle combiné (CC), utilisant le gaz naturel comme combustible, seront construites pendant la période de planification de 2001 à 2021. Dans ce cadre, en plus des projets proposés par certains pays dans la base de données CEDEAO # 5, une hypothèse importante posée dans le modèle est que des centrales à cycle combiné seront également construites dans 3 autres pays: Bénin, Togo et Nigeria. La taille de ces nouvelles centrales est fixée en fonction du taux de croissance de la demande d’électricité dans chaque pays concerné.

Tableau 1. Capacité de Production des Projets de Centrale à Cycle Combiné pour la Période 2001 to 2021

A B C D E Proposée Modèle Nigeria 7.3 3330 4.09 13628 16218 12,888 13,000 Bénin 5.41 81 2.87 232 276 195 200 Togo 1.76 111 1.42 157 187 76 100

A = Taux moyen annuel de croissance (faible) de la demande (%) B = Demande de pointe annuelle en 2001 (MW) C = Facteur de la croissance de la demande sur 20 ans; (1+ A)^20 D = B * C; Capacité totale de production E = (D + 19%D); Incorporation de la marge de réserve d’énergie Capacité proposée = E - B Note: A et B – ces données figurent dans la base de données CEDEAO # 5, septembre 2001

• Les fichiers de données ont été structurés en fonction des exigences de GAMS.

Les mots-clés de la structure de base de GAMS sont:

SETS (pour déclarer les indices) SCALARS (pour déclarer un seul paramètre)

PARAMETERS (pour déclarer un vecteur de paramètres) TABLES (pour déclarer une matrice de paramètres)

VARIABLES (pour déclarer une variable endogène) EQUATIONS (pour déclarer une contrainte ou un objectif) MODELS (pour déclarer quelles équations font partie du modèle) SOLVE (pour déclarer l’exécution)



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Cotonou, Bénin 17-21 septembre, 2001 SETS - Indices

i = centrales, j = marchés

PARAMETERS, TABLES, SCALARS - Given Data Hi = l’offre de produit à la centrale i (MW) Dj = demande au niveau du marché j (MW)

Cij = coût de transmission d’un MW de la centrale i au marché j (MW)

VARIABLES DE DECISION Xij = quantité de produit allant de la centrale i au marché j (MW) où Xij ≥ 0 pour tous les i, j

EQUATIONS − Les équations du coût (COST), de l’offre (SUPPLY) et de la demande (DEMAND) doivent être déclarée.

MODELE Contrainte de l’offre à la centrale i Xij j

≤∑ Hi

Satisfaction de la demande au marché j Xij i

≥∑ Dj

Fonction d’Objectif Minimize C Xij ij

ji∑∑

• Examinons le début du fichier de données Data.inc:

scalar UEcost {cost of unserved energy ($ per MWh)} /140.0/; scalar UMcost {cost of unserved MW's ($ per MW)} /2000000.0/; scalar DumpCost {cost per MW to dump energy ($ per MW)} /0.1/; scalar n number of years in each time period / 2 /; scalar disc Discount rate /0.1/; scalar baseYear /2001.0/; SETS i Thermal Station index / Stat1 * Stat10 / ih Hydro Station index / Stat1 * Stat8 /



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Cotonou, Bénin 17-21 septembre, 2001 ***************************** Section 2 ************************* z Country index / Ben "Benin" BFa "Burkina Faso" ICo "Ivory Coast" Gam "Gambia" etc etc / ; *************Fixe le nombre d’années pour chaque période ************* parameter Yper(ty) {Egale à 1 si la période est considérée, si non égale à 0.} /

per4 1 per3 1 per2 1 per1 1 etc etc

/; alias(z,zp) ; {alias for z} parameter dgrowth1(z) {demand growth rate for period 1} / gui 1.09 mal 1.26 gha 1.07 gam 1.08 tog 1.05 etc etc /;

• Examinons le début du fichier Thermop.inc: Table PGNCCinit(z,ni) {Capacité initiale des nouvelles centrales à cycle combiné(MW)} NS8 NS7 NS6 NS5 NS4 NS3 NS2 NS1 gui 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 mal 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 gha 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 330.0 330.0 gam 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 tog 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 100.0 lib 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 bfa 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 ben 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 150.0 ico 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 250.0 120.0 ngr 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 sle 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 sen 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 nga 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 500.0 gbi 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 ; etc etc



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Cotonou, Bénin 17-21 septembre, 2001 SECTION 2 • (A) Maintenant, nous allons changer les valeurs de certains paramètres dans les

fichiers de données. Il est toujours mieux de changer un seul paramètre à la fois pour voir l’impact de ce changement sur l’ensemble du modèle.

(1) Mise en marche de l’ordinateur – Appuyer sur la touche marquée

‘Power’. (2) Username: Administrator

Password: WAPP

(3) Cliquer 2 fois (bouton gauche de la souris) sur My Computer

(4) Cliquer 2 fois (bouton gauche de la souris) sur (C:), puis sur WAPP, WAPPmodels, UserModels, et enfin sur WAPPtest1

(5) Il y a 2 répertoires WAPP: Original Models et User Models. Nous

travaillerons la plus part du temps avec le répertoire, User Models most et n’utilisant le répertoire, Original Models que si nous voulions reprendre entièrement le modèle ou si nous commettions une erreur majeure dans User Models.

(6) Maintenant, cliquer 2 fois (bouton gauche de la souris) sur Thermop.inc,

et procédons au changement d’un paramètre. Exemples:

(a) Changer les valeurs du coût capital des nouvelles centrales citées dans les tableaux 1(a) & 1(b) – FGCC, HNFcost

(b) Hydro.in file – changer HOLF (MWh per year, energy stored in the reservoir, HNLF for new hydro station)

(c) Lines.inc file– change PFOVc ($ per MW of expansion of existing/old transmission line)

(d) Thermop.inc – changer les coûts de combustibles, FpO, FpNCC, etc

(e) Thermop.inc & Hydro.inc & Lines.inc files – ajouter ou éliminer un nouveau projet d’expansion – (vérifier dans la base de données # 5 tous les paramètres nécessaires à l’exécution du modèle)

(f) Thermop.inc file – changer OMCC ($/MWh, coûts variables de fonctionnement & d’entretien d’une nouvelle centrale CC)

(g) Data.inc file – changer dgrowth1, dgrowth2 etc (augmenter ou diminuer les taux de croissance de la demande)



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Cotonou, Bénin 17-21 septembre, 2001 (7) Avoir toujours à l’esprit les changements que vous voulez faire au modèle et

les raisons de tels changements. Essayer de prévoir les conséquences des changements pour le pool et pour le pays ayant fourni les données altérées.

Cette réflexion individuelle prépare l’utilisateur à l’examen des résultats du modèle. Sauvegarder toujours votre fichier après tout changement de données (ouvrir File et appuyer sur Save).

• (B) Exécutons le modèle modifié dans le répertoire WAPPtest1.

(8) Aller Command Prompt C:\> (9) Au C prompt, taper: cd wapp\wappmodels\usermodels\wapptest1

et appuyer sur la touche ‘return’

(10) Après le C prompt, taper: gams model et appuyer sur la touche ‘return’ (11) Patienter pendant l’exécution du modèle qui pourrait durer plusieurs

minutes en fonction des montages dans le modèle.

(12) A la fin de toutes les itérations, retourner au répertoire UserModels

(13) Cliquer 2 fois sur WAPPtest1 et puis sur le fichier de résultats que vous voulez examiner. Procéder à l’examen comme suit:

(a) Examiner et enregistrer les résultats du fichier de résultats

avant l’exécution du modèle modifié. (b) Examiner et enregistrer les résultats du fichier de résultats du

modèle modifié.

• (C) Sauvegarde des nouvelles versions du modèle WAPP

Il est recommandé de sauvegarder dans un répertoire à part toute version du modèle WAPP devant être l’objet d’analyse approfondie.

• (D) Comment changer le mot de passe (password) du portable.

Aller à Start Ouvrir Settings, puis Control Panel, puis Administration Tools, ensuite Computer Management, System Tools, Local Users, Users, et enfin Administrator.



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Cotonou, Bénin 17-21 septembre, 2001 Enlever la marque de Password never expires et marquer User must change password

at next logon. Le mot de passe changera la prochaine fois que vous effectuez une procédure d’entrée sur l’ordinateur. Tableau 2: Projets d’Expansion de la Production du WAPP (Base de données # 5)

Thermique Hydroélec. Nom centrale Technologie (MW) (MW)

1. Bénin CCpurdue PGNCC 200 Adjaralla East HN 48 Dyodyonga HN 26

2. Burkina Faso OuagaIII PGNT 75 Noumbiel HN 60

3. Côte D’Ivoire 4th Centrale PGNT 450 Azito2 PGNCC 1820 CC250 PGNCC 1650 Soubre HN 395

4. Gambia 0

5. Ghana TICO-Takoradi3 PGNCC 330 TEMA PGNCC 1980 Bui HN 400 Juale HN 87 Pwalugu HN 48 Hemang HN 93

6. Guinée Tiopo HN 120 ComplexeSuoapiti HN 975 Fomi HN 90 Fello Sounga HN 82 Gaoual HN 39 Morisanako HN 100 Koukoutamba HN 281 Guilde HN 45

7. Guinée Bissau Saltinho HN 20

8. Liberia Luke PGNSC 39 Bushrod PGNSC 10 MtCoffee HN 64



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Cotonou, Bénin 17-21 septembre, 2001 Tableau 2 (suite)

Thermique Hydroélec. Nom centrale Technologie (MW) (MW) 9. Mali Gouina-MLI HN 69

Felou-MLI HN 70 Petit Kenie HN 56 10. Niger Dyodyonga North HN 26

Gambou HN 122 Kandadj HN 132 Markala HN 5

11. Nigeria Kwale PGNCC 350 Abuja-Shell PGNCC 800 Alscon Smelter PGNCC 200 AGIP PGNCC 500 MOBIL PGNCC 340 Onitsha PGNCC 2000 Ajaokuta PGNCC 500 Ikom PGNCC 2000 Swede Power PGNCC 500 Zungeru PGNCC 500 Mambila PGNCC 2000 Dankowa PGNCC 35 Lokoja PGNCC 500 Abuja EPP PGNSC 30 Oji PGNSC 120 Ompadec-Nafcon PGNT 45

12. Senegal Gouina-Sen HN 35 Felou-Sen HN 35

13. Sierra Leone 0 14. Togo CCpurdue PGNCC 100

Adjaralla-West HN 48 MW Totals 17074 3571

Note: PGNCC désigne une nouvelle centrale à cycle combiné (gaz naturel) HN désigne une nouvelle centrale hydroélectrique PGNT désigne une nouvelle centrale à turbine PGNSC désigne une nouvelle centrale thermique à charbon combustible de taille réduite.

•



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Cotonou, Bénin 17-21 septembre, 2001 • Il serait très important de mettre l’accent sur la mise à jour des coûts des projets de production

d’énergie (thermique et hydroélectrique) dans la base de données CEDEAO # 6 (2002). La capacité de production totale (MW) des nouveaux projets, utilisée dans la version WAPPoctober2001 du modèle provient de la base de données CEDEAO # 5 (septembre 2001) et est résumée au tableau 2. Les valeurs des paramètres de ces nouveaux projets sont détaillées dans le tableau 3.



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Tableau 3: Index des données du programme de GAMS par fichier Nom Définition Nom du Fichier∗ Type de

donnée A AF(z,ty) Autonomy factor for country z in period ty (fraction). Reserve.inc (1) Table AftCC(ty,z,ni) Combined cycle plant cannot be built before or at year ty. Thermo.inc (19) Table AftHn(ty,z,nh) New hydro plant cannot be built before or at year ty. Hydro.inc (14) Table Aftlines(ty,z,zp) New line cannot be built before or at year ty. Lines.inc (7) Table AftSC(ty,z,ni) Small coal plant cannot be built before or at year ty. Thermo.inc (19) Table AftT(ty,z,ni) Turbine plant cannot be built before or at year ty. Thermo.inc (19) Table B Base(ts,td,th.z) Base year demand in season ts, day td, hour th, in country z. (MW) Data.inc (1) Scalar C Crf(z,zp) Capital recovery factor for transmission lines (fraction per year). Lines.inc (2) Table crfi(z,i) Capital recovery factor for existing thermal plants (fraction per

year). Thermo.inc (16) Table

crfih(z,ih) An existing hydro plant's capital recovery factor (fraction per year). Hydro.inc (7) Table crfnh(z,nh) Capital recovery factor for a new hydro plant (fraction per year). Hydro.inc (6) Table crfni(z,ni) Capital recovery factor for new thermal plants (fraction per year). Thermo.inc (17) Table D DecayHN Decay rate of new hydro plants (fraction per year). Reserve.inc (13) Scalar DecayHO Decay rate of existing hydro plants (fraction per year). Reserve.inc (13) Scalar DecayNCC Decay rate of new combined cycle plants (fraction per year). Reserve.inc (13) Scalar DecayNLC Decay rate of new large coal plants (fraction per year). Reserve.inc (13) Scalar DecayNSC Decay rate of new small coal plants (fraction per year). Reserve.inc (13) Scalar DecayNT Decay rate of new gas turbine plants (fraction per year). Reserve.inc (13) Scalar DecayPFN Decay rate of new lines (fraction per year). Reserve.inc (13) Scalar DecayPFO Decay rate of existing lines (fraction per year). Reserve.inc (13) Scalar DecayPGO Decay rate of existing thermal plants (fraction per year). Reserve.inc (13) Scalar dgrowth1(z) Demand growth rate for period 1 (fraction per year). Data.inc (2) Parameter dgrowth2(z) Demand growth rate for period 2 (fraction per year). Data.inc (2) Parameter dgrowth3(z) Demand growth rate for period 3 (fraction per year). Data.inc (3) Parameter dgrowth4(z) Demand growth rate for period 4 (fraction per year). Data.inc (4) Parameter dgrowth5(z) Demand growth rate for period 5 (fraction per year). Data.inc (4) Parameter dgrowth6(z) Demand growth rate for period 6 (fraction per year). Data.inc (4) Parameter dgrowth7(z) Demand growth rate for period 7 (fraction per year). Data.inc (4) Parameter dgrowth8(z) Demand growth rate for period 8 (fraction per year). Data.inc (4) Parameter dgrowth9(z) Demand growth rate for period 9 (fraction per year). Data.inc (4) Parameter dgrowth10(z) Demand growth rate for period 10 (fraction per year). Data.inc (4) Parameter disc Discount rate (fraction per year). Data.inc (1) Scalar DLC(z) Domestic loss coefficient for each region (1 plus fraction). Data.inc 5) Parameter

∗ Numbers in parentheses represent the section of the file that contains the data. (Les chiffres entre parenthèses indiquent la section du fichier à laquelle vous trouverez les données en questions)



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Cotonou, Bénin 17-21 septembre, 2001 Table 3: (suite)

Nom Définition Nom du Fichier∗ Type de donnée

E Enaf(z,ty) Energy autonomy factor for country z in ty. Reserve.inc (1) Table F Fdecom(z,i) The period in which decommissioning is forced for old thermal

plants. Thermo.inc (19) Table

FdecomH(z,ih) The period in which decommissioning is forced for old hydro plants. Hydro.inc (15) Table FGCC(z,ni) Fixed cost for new combined cycle plants ($). Thermo.inc (1) Table FixOMCC(z,ni) Fixed O&M cost for combined cycle plants ($/MW/yr). Thermo.inc (19) Table fixOMnh(z,nh) Fixed O&M cost for new hydro ($/MW/yr). Hydro.inc (11) Table FixOMSC(z,ni) Fixed O&M cost for small coal plants ($/MW/yr). Thermo.inc (19) Table FixOMT(z,ni) Fixed O&M cost for gas turbine plants ($/MW/yr). Thermo.inc (19) Table FORICN(z,zp) Forced outage rate for new transmission lines (fraction). Reserve.inc (8) Table FORICO(z,zp) Forced outage rate for existing transmission lines (fraction). Reserve.inc (9) Table FORNCC(z,ni) Forced outage rate for new combined cycle plants (fraction). Reserve.inc (3) Table FORnh(z,nh) Forced outage rate for new hydro plants (fraction). Hydro.inc (8) Table FORNSC(z,ni) Forced outage rate for new small coal plants (fraction). Reserve.inc (4) Table FORNT(z,ni) Forced outage rate for new gas turbine plants (fraction). Reserve.inc (2) Table FORoh(z,ih) Forced outage rate for existing hydro plants (fraction). Hydro.inc (8) Table FORPGO(z,i) Forced outage rate for existing thermal units (fraction). Reserve.inc (2) Table fpescNCC(z) Escalation rate of fuel cost for new combined cycle plants (fraction). Thermo.inc (10) Table fpescNSC(z) Escalation rate of fuel cost for new small coal plants (fraction). Thermo.inc (10) Table fpescNT(z) Escalation rate of fuel cost for new gas turbines plants (fraction). Thermo.inc (9) Table fpescO(z, i) Escalation rate of fuel cost of existing thermal plants (fraction). Thermo.inc (9) Table fpNCC(z, ni) Fuel cost of new combined cycle plants ($/million BTU). Thermo.inc (8) Table fpNSC(z,ni) Fuel cost of small coal plants ($/million BTU). Thermo.inc (8) Table fpNT(z,ni) Fuel cost of new gas turbine plants ($/million BTU). Thermo.inc (7) Table fpO(z,i) Fuel cost of existing thermal plants ($/MWh). Thermo.inc (7) Table H HA(ty) n times period ty (HA = n). HNcapcost(ty) Construction cost of a new hydro plant ($). HNexpstep(z,nh) Expansion step for new hydro stations (MW). Hydro.inc (3) Table HNFcost(z,nh) Fixed capital cost of new hydro stations ($). Hydro.inc (1) Table HNinit(z,nh) Initial capacity of new hydro stations (MW). Hydro.inc (6) Table HNLF(z,nh) Annual generation limit for new reservoir (GWh/year). Hydro.inc (1) Table HNVcost(z,nh) Capital cost of additional capacity to new hydro stations ($/MW). Hydro.inc (2) Table HNVmax(z,nh) Maximum MW expansion added to a new hydro station (MW). Hydro.inc (2) Table HOexpstep(z,ih) Expansion step for existing hydro (MW). Hydro.inc (5) Table HOinit(z,ih) Initial capacity of an existing hydro station (MW). Hydro.inc (4) Table HOLF(z,ih) Annual generation limit for existing reservoir (MWh/year). Hydro.inc (6) Table HOVcost(z,ih) Capital cost of additional capacity for existing hydro stations

($/MW). Hydro.inc (5) Table




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HRNCC(z,ni) Heat rate of a new combined cycle plant (million BTU/MWh). Thermo.inc (12) Table HRNSC(z,ni) Heat rate of new small coal plants (million BTU/MWh). Thermo.inc (13) Table HRNT(z,ni) Heat rate of a new gas turbine plant (million BTU/MWh). Thermo.inc (11) Table HRO(z,i) Heat rate of existing thermal plants (million BTU/MWh); (set equal

to 1, since fuel cost for old plants is expressed in $/KWh) Thermo.inc (11) Table

M minCC(z,ni) Minimum usage for combined cycle. Thermo.inc (19) Table minH(z,ih) Minimum usage for old hydro. Hydro.inc (15) Table minHN(z,nh) Minimum usage for new hydro. Hydro.inc (16) Table MinPFN(z,zp) Minimum usage for new line Lines.inc (7) Table minSC(z,ni) Minimum usage for small coal Thermo.inc (19) Table mint(z,ni) Minimum usage for gas turbine. Thermo.inc (19) Table Mseason(ts) Multiplier of seasons per year Sixhr.inc (1) Parameter N N Number of years in each time period. Sixhr.inc (1) Scalar NCCexpcost Expansion cost of new combined cycle plants ($/MW). Thermo.inc (3) Table NCCexpstep Expansion step size for new combined cycle plants (MW). Thermo.inc (5) Table NSCexpcost Expansion cost of new small coal plants ($/MW). Thermo.inc (4) Table NSCexpstep Expansion step size for new small coal plants (MW). Thermo.inc (6) Table Ntexpcost Expansion costs of new gas turbine plants ($/MW). Thermo.inc (3) Table Ntexpstep Expansion step size for new gas turbine plants (MW). Thermo.inc (5) Table O Oexpcost(z,i) Expansion cost of an existing thermal plant ($/MW). Thermo.inc (2) Table OMCC(z,ni) Variable operating and maintenance cost of a new combined cycle

plant ($/MWh). Thermo.inc (18) Table

OMO(z,I) Variable operating and maintenance cost of an existing thermal plant ($/MWh).

Thermo.inc (19) Table

OMSC(z,ni) Variable operating and maintenance cost of a new small coal plant ($/MWh).


OMT(z,ni) Variable operating and maintenance cost of a new gas turbine plant ($/MWh).


P PFNFc(z,zp) Fixed cost of new tie line (million $). Lines.inc (4) Table PFNinit(z,zp) Initial capacity of new tie lines (MW). Lines.inc (7) Table PFNloss(zp,z) Transmission loss factor for new lines (fraction). Lines.inc (5) Table PFNVc(z,zp) Cost of additional capacity on new lines (million $/MW). Lines.inc (5) Table PFNVmax(z,zp) Maximum MW expansions that can be added to a new tie line

(MW). Lines.inc (4) Table

PFOinit(z,zp) Initial existing tie line capacities (MW). Lines.inc (1) Table PFOloss(zp,z) International transmission loss coefficient for existing lines

(fraction). Lines.inc (3) Table




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PFOVc(z,zp) Cost of expanding existing lines (millions $/MW). Lines.inc (1) Table PFOVmax(z,zp) Maximum MW additions that can be put on existing lines (MW). Lines.inc (3) Table PGmin(z,i) Minimum usage for old thermal plants. Thermo.inc (19) Table PGNCCinit(z,ni) Initial capacity of a new combined cycle plant (MW). Thermo.inc (1) Table PGNCCmax(z,ni) Maximum MW that can be added to a new combined cycle plant

(MW). Thermo.inc (15) Table

PGNSCmax(z,ni) Maximum MW that can be added to a new small coal plant (MW). Thermo.inc (15) Table PGNTmax(z,ni) Maximum MW that can be added to a new turbine plant (MW). Thermo.inc (14) Table PGOexpstep(z,i) Expansion step size for existing thermal plant units (MW). Thermo.inc (4) Table PGOinitTY(z,i,ty) Current capacity for existing thermal plants in ty (MW). Thermo.inc (13) Table PGOmax(z,i) Maximum MW that can be added to an existing thermal plant (MW). Thermo.inc (14) Table R reshyd(z) Reserve margin of hydro plants for each country (fraction). Reserve.inc (12) Parameterresthm(z) Reserve margin of thermal plants for each country (fraction). Reserve.inc (12) ParameterU UEcost Cost of unserved energy ($/MWh). Data.inc (1) Scalar UFORNCC(z,ni) Unforced outage rate for new combined cycle plants (fraction). Reserve.inc (6) Table UFORNSC(z,ni) Unforced outage rate for new small coal plants (fraction). Reserve.inc (7) Table UFORNT(z,ni) Unforced outage rate for new gas turbine plants (fraction). Reserve.inc (5) Table UFORPGO(z,i) Unforced outage rate for existing thermal plants (fraction). Reserve.inc (10) Table UMcost Cost of unmet reserve requirements ($/MW). Data.inc (1) Scalar V VarOMoh(z,ih) O&M variable cost for old hydro ($/MWh). Hydro.inc (12) Table VarOMnh(z,nh) O&M variable cost for new hydro ($/MWh). Hydro.inc (12) Table W wcost(z,ty) Opportunity cost of water for country z in ty ($/MWh). Hydro.inc (1) Table




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Cotonou, Bénin 17-21 septembre, 2001 SECTION 3 Cette section examine les fichiers de résultats du modèle. Les fichiers projects.out et wapp.out file contiennent les résultats relatifs à l’ensemble de la région. Les fichiers pays.out donnent les résultats par pays concerné. Des extraits des fichiers projects.out tirés de la version WAPPoct2001 du modèle et de deux fichiers de pays tirés de la version WAPPfeb2001 sont ci-dessous représentés. • Projects.out file (WAPPoct2001)

Program Execution Date 08/28/01 Solver Status = NORMAL COMPLETION

Model Status = OPTIMAL SOLUTION FOUND

CHOSEN PROJECTS ___________________________________________________________________ Total Cost = $13,474,157,628.81 This Run has 10 Periods. Each Period = 2 years Const. Cost is the Construction Cost in Undiscounted Dollars OLD THERMAL EXPANSION ___________________________________________________________________ Period | Country | Station | Capacity Added | Const. Cost ___________________________________________________________________ per1 | Gam | Stat1 | 1 MW | $ 8.35E+5 per1 | GBi | Stat1 | 11 MW | $ 7.57E+6 per1 | Nga | Stat3 | 488 MW | $ 3.66E+8 per1 | Nga | Stat4 | 500 MW | $ 3.75E+8 per2 | GBi | Stat1 | 0 MW | $ 5.23E+4 per2 | Nga | Stat3 | 172 MW | $ 1.29E+8 per2 | Nga | Stat5 | 300 MW | $ 2.25E+8 per2 | Sen | Stat4 | 28 MW | $ 1.78E+7 etc etc per8 | Sen | Stat2 | 20 MW | $ 1.55E+7 Total | | 1605 MW | $ 1.19E+9 =================================================================== COMBINED CYCLE PROJECTS _________________________________________________________________ Period | Country | Station | Capacity Added | Const. Cost ___________________________________________________________________ per3 | Ben | NS1 | 150 MW | $ 1.05E+8 per3 | Nga | NS1 | 500 MW | $ 2.75E+8 per3 | Tog | NS1 | 100 MW | $ 7.00E+7 per5 | ICo | NS1 | 1 MW | $ 4.98E+5 per5 | Gha | NS1 | 6 MW | $ 2.36E+6



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Cotonou, Bénin 17-21 septembre, 2001 per6 | Gha | NS1 | 84 MW | $ 3.04E+7 per7 | ICo | NS2 | 250 MW | $ 1.00E+8 per7 | Gha | NS1 | 240 MW | $ 8.72E+7 per8 | ICo | NS1 | 119 MW | $ 9.95E+7 Total | | 1450 MW | $ 7.70E+8 =================================================================== COMBINED CYCLE EXPANSION ___________________________________________________________________ Period | Country | Station | Capacity Added | Const. Cost ___________________________________________________________________ per3 | Ben | NS1 | 50 MW | $ 3.50E+7 per3 | Nga | NS1 | 82 MW | $ 5.72E+7 per4 | Nga | NS1 | 654 MW | $ 4.58E+8 per5 | Nga | NS1 | 1147 MW | $ 8.03E+8 per6 | Nga | NS1 | 938 MW | $ 6.56E+8 per7 | Nga | NS1 | 1114 MW | $ 7.80E+8 per8 | Nga | NS1 | 1658 MW | $ 1.16E+9 per9 | Nga | NS1 | 884 MW | $ 6.18E+8 per10 | Nga | NS1 | 904 MW | $ 6.33E+8 Total | | 7430 MW | $ 5.20E+9 =================================================================== GAS TURBINE PROJECTS ___________________________________________________________________ Period | Country | Station | Capacity Added | Const. Cost ___________________________________________________________________ per2 | ICo | NS1 | 31 MW | $ 1.55E+7 per3 | ICo | NS1 | 67 MW | $ 3.36E+7 per4 | BFa | NS1 | 9 MW | $ 9.20E+6 per4 | ICo | NS1 | 318 MW | $ 1.59E+8 per5 | BFa | NS1 | 17 MW | $ 1.81E+7 per5 | ICo | NS1 | 34 MW | $ 1.68E+7 per7 | BFa | NS1 | 27 MW | $ 2.88E+7 per8 | BFa | NS1 | 23 MW | $ 2.42E+7 Total | | 525 MW | $ 3.05E+8 =================================================================== NEW HYDRO PROJECTS ___________________________________________________________________ Period | Country | Station | Capacity Added | Const. Cost ___________________________________________________________________ per1 | Ngr | newh2 | 14 MW | $ 5.47E+7 per2 | Ngr | newh1 | 10 MW | $ 2.24E+7 per2 | Ngr | newh2 | 0 MW | $ 1.09E+5 per3 | Gha | newh1 | 115 MW | $ 1.39E+8 per3 | Gha | newh4 | 40 MW | $ 6.79E+7 etc etc

per10 | Ngr | newh2 | 0 MW | $ 1.09E+5 Total | | 1647 MW | $ 2.71E+9 ===================================================================



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Cotonou, Bénin 17-21 septembre, 2001 NEW HYDRO EXPANSION ___________________________________________________________________ Period | Country | Station | Capacity Added | Const. Cost ___________________________________________________________________ per1 | Ngr | newh2 | 27 MW | $ 1.35E+7 per2 | Ngr | newh2 | 0 MW | $ 2.69E+4 per10 | Ngr | newh2 | 0 MW | $ 2.69E+4 Total | | 27 MW | $ 1.37E+7 =================================================================== OLD HYDRO EXPANSION ___________________________________________________________________ Period | Country | Station | Capacity Added | Const. Cost ___________________________________________________________________ per2 | Gha | Stat1 | 145 MW | $ 1.06E+8 per4 | Gha | Stat1 | 5 MW | $ 3.72E+6 per5 | SLe | Stat1 | 24 MW | $ 3.29E+7 per8 | Nga | Stat1 | 177 MW | $ 1.77E+8 per9 | Nga | Stat1 | 96 MW | $ 9.62E+7 per10 | Nga | Stat1 | 126 MW | $ 1.26E+8 per10 | SLe | Stat1 | 9 MW | $ 1.19E+7 Total | | 582 MW | $ 5.54E+8 =================================================================== NEW TRANSMISSION PROJECTS ___________________________________________________________________ Period | Between | Capacity Added | Const. Cost ___________________________________________________________________ per2 | Ben and Nga | 291 MW | $ 1.04E+7 per3 | Ben and Nga | 173 MW | $ 6.19E+6 per3 | ICo and Lib | 0 MW | $ 2.39E+5 per3 | ICo and Mal | 2 MW | $ 1.51E+6 per4 | ICo and Gui | 2 MW | $ 9.95E+5 per4 | ICo and Lib | 0 MW | $ 8.87E+4 per4 | Gam and Sen | 0 MW | $ 1.51E+5 per4 | Gui and Sen | 6 MW | $ 7.28E+5 per4 | GBi and Sen | 0 MW | $ 4.83E+4 per5 | Ben and Nga | 96 MW | $ 3.41E+6 per5 | ICo and Lib | 0 MW | $ 1.79E+5 per5 | Gam and Sen | 0 MW | $ 5108.05 per5 | GBi and Sen | 0 MW | $ 2247.94 per6 | ICo and Gui | 4 MW | $ 1.54E+6 per6 | Gam and Sen | 0 MW | $ 5006.02 per6 | Gui and Lib | 1 MW | $ 1.33E+5 per6 | Gui and Sen | 3 MW | $ 3.42E+5 per6 | Gui and SLe | 0 MW | $ 1.08E+5 per6 | GBi and Sen | 0 MW | $ 2553.28 per7 | Gam and Sen | 0 MW | $ 5112.12 per7 | Gui and Sen | 1 MW | $ 1.41E+5 per7 | Gui and SLe | 1 MW | $ 1.22E+5



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per7 | GBi and Sen | 0 MW | $ 2731.96 per8 | Gam and Sen | 0 MW | $ 4977.56 per8 | Gui and Mal | 1 MW | $ 2.23E+5 per8 | Gui and Sen | 1 MW | $ 1.59E+5 per8 | Gui and SLe | 1 MW | $ 1.98E+5 per8 | GBi and Sen | 0 MW | $ 2981.41 per9 | Gam and Sen | 0 MW | $ 5076.44 per9 | Gui and Sen | 1 MW | $ 1.31E+5 per9 | Gui and SLe | 0 MW | $ 6.10E+4 per9 | GBi and Sen | 0 MW | $ 2350.31 per10 | BFa and Gha | 12 MW | $ 3.04E+6 per10 | Gam and Sen | 0 MW | $ 697.97 per10 | Gui and Sen | 1 MW | $ 9.27E+4 per10 | Gui and SLe | 0 MW | $ 9.17E+4 per10 | GBi and Sen | 0 MW | $ 1586.03 Total | | 598 MW | $ 3.04E+7 =================================================================== NEW TRANSMISSION EXPANSION ___________________________________________________________________ Period | Between | Capacity Added | Const. Cost ___________________________________________________________________ per3 | ICo and Lib | 15 MW | $ 1.60E+6 per3 | ICo and Mal | 85 MW | $ 9.31E+6 per4 | ICo and Gui | 76 MW | $ 7.78E+6 per4 | ICo and Lib | 6 MW | $ 5.93E+5 per4 | Gam and Sen | 27 MW | $ 7.40E+6 etc etc per10 | GBi and Sen | 0 MW | $ 5.19E+4 Total | | 1662 MW | $ 2.42E+8 =================================================================== OLD TRANSMISSION EXPANSION ___________________________________________________________________ Period | Between | Capacity Added | Const. Cost ___________________________________________________________________ per1 | BFa and ICo | 18 MW | $ 3.52E+6 per1 | ICo and Gha | 14 MW | $ 1.38E+6 per2 | Ben and Tog | 167 MW | $ 1.67E+7 per2 | BFa and ICo | 6 MW | $ 1.14E+6 per2 | Gha and Tog | 68 MW | $ 6.89E+6 etc etc

per10 | Ngr and Nga | 10 MW | $ 9.90E+5 Total | | 2575 MW | $ 2.66E+8 ===================================================================



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Cotonou, Bénin 17-21 septembre, 2001 per2 | Gui and ICo | 10 MW per2 | Gui and GBi | 0 MW per2 | Gui and Lib | 0 MW etc etc etc NEW TRANSMISSION EXPANSION ___________________________________________________________________ Period | Between | Capacity Added ___________________________________________________________________ per2 | Gui and ICo | 326 MW per2 | Gui and GBi | 6 MW per2 | Gui and Lib | 3 MW per2 | Gui and Sen | 143 MW per2 | Gui and SLe | 13 MW per3 | Gui and GBi | 1 MW per3 | Gui and Sen | 20 MW per4 | Gui and ICo | 110 MW etc etc etc B) RESERVES ======================================================================== (Generation Reserve + Firm Import Reserve - Firm Exports = Peak Demand) ----------------------------------------------------------------------- Year | 2002 | 2004 | 2006 | 2008 | 2010 | 2012 | 2014 | 2016 | 2018 | 2020 (a) PEAK DEMAND (MW) (From input files)| 299 | 355 | 399 | 439 | 484 | 534 | 589 | 649 | 716 | 789 (b) PEAK LOAD CARRYING CAPABILITY (MW) (Adjusted by Decay Rate & Reserve Margin) Old Thermal | 55 | 54 | 54 | 54 | 54 | 54 | 54 | 54 | 54 | 70 Old Hydro | 115 | 115 | 114 | 114 | 114 | 114 | 114 | 113 | 113 | 113 New Hydro | 129 | 527 | 527 | 655 | 655 | 663 | 745 | 745 | 745 | 807 Total | 299 | 696 | 695 | 824 | 823 | 831 | 912 | 912 | 912 | 990 (c) FIRM IMPORT RESERVE (MW) (Adjusted by line loss, forced outage rate) Imports From: Liberia | 0 | 0 | 0 | 0 | 20 | 20 | 18 | 13 | 10 | 8 Mali | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 28 | 31 Senegal | 0 | 0 | 20 | 28 | 21 | 56 | 0 | 0 | 0 | 0 Sierra Leone | 0 | 0 | 0 | 13 | 43 | 53 | 52 | 52 | 45 | 41



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Cotonou, Bénin 17-21 septembre, 2001 Total | 0 | 0 | 20 | 41 | 84 | 128 | 71 | 65 | 83 | 80 (d) FIRM EXPORTS (MW) (Unadjusted) Exports to: Ivory Coast | 0 | 0 | 311 | 416 | 415 | 414 | 369 | 233 | 90 | 0 Guinea Bissau | 0 | 2 | 4 | 6 | 8 | 10 | 12 | 14 | 8 | 11 Liberia | 0 | 1 | 2 | 3 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 Senegal | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 13 | 80 | 182 | 271 Total | 0 | 3 | 317 | 425 | 423 | 424 | 394 | 328 | 279 | 281 Etc etc – Pour plus de détails, voir le Rapport de Formation de Bamako de juin 2001. ======================================================================== G) OBJECTIVE FUNCTION BREAKDOWN (Present Value) ======================================================================== Year | 2002 | 2004 | 2006 | 2008 | 2010 | 2012 | 2014 | 2016 | 2018 | 2020 FIXED COSTS (a) Capital Costs OT | 0| 0| 0| 0| 0| 0| 0| 0| 0| 918001 LC | 0| 0| 0| 0| 0| 0| 0| 0| 0| 0 CC | 0| 0| 0| 0| 0| 0| 0| 0| 0| 0 CT | 0| 0| 0| 0| 0| 0| 0| 0| 0| 0 SC | 0| 0| 0| 0| 0| 0| 0| 0| 0| 0 Old H | 0| 0| 0| 0| 0| 0| 0| 0| 0| 0 New H | 41083035| 138540607| 114725136| 126433239| 104698455| 88254060| 88591372| 73361264| 60749188| 57548232 Pumped H | 0| 0| 0| 0| 0| 0| 0| 0| 0| 0 New Line | 0| 5820534| 5037071| 5237559| 4800805| 4161852| 3569221| 3076787| 2749881| 2384308 Old Line | 0| 0| 0| 0| 0| 0| 0| 0| 0| 0 Etc etc – Pour plus de détails, voir le Rapport de Formation de Bamako de juin 2001.



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• Description du fichier de résultats par pays (scénario de faible croissance de la demande) La première ligne du fichier de résultats par pays donne la valeur actuelle (VA) du coût total du projet pour l’ensemble de la région. Ce coût total est $US16.5 milliards sur la base des hypothèses «du taux de croissance anticipé de la demande et de 50% d’autonomie ». La ligne suivante montre la part de coût du pays concerné. Dans l’exemple, la part de coût de la Guinée est de $US1.097 milliards sur la période de planification de 20 ans. Cette part représente 6.6% du coût total pour le WAPP. La part de coût du Ghana est de $US0.657 milliards (4% du coût total). Les quatre lignes suivantes donnent des informations sur le programme utilisé dans l’exécution du modèle. Le reste des résultats est arrangé en sections. Section A: PROJETS SELECTIONNÉS (Exemple de la Guinée) Cette section donne la liste de tous les projets retenus par la solution optimale du modèle. 1. Expansion des centrales thermiques existantes

Il y a une expansion de la capacité de production des centrales thermiques 1 e 2 par un total de 20 MW (10 MW pour chaque centrale) durant la période 10 (2019 et 2020) de l’horizon de planification.

2. Projets de centrales hydroélectriques

La capacité totale additionnelle à travers les nouvelles centrales hydroélectriques est de 894 MW sur la période de planification.

3. Projets de transmission

Il y a une augmentation de 26 MW de la capacité de transmission à travers les projets de construction de nouvelles lignes transmission.

4. Expansion des nouvelles lignes de transmission

L’expansion totale de capacité des nouvelles lignes de transmission s’élèverait à 913 MW Section B: RESERVES Noter au début de cette section l’équation de la capacité de Réserve d’énergie utilisée dans le modèle: Generation Reserve + Firm Import Reserve – Firm Export Reserve + Unserved Energy = Peak Demand

Informations données par sous-section: (a) Valeurs de la pointe de demande (MW), provenant des fichiers de données.



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(b) Capacité de production de pointe (MW) par type de centrale, ajustée pour la

dépréciation physique des centrale (taux = 0.1%) et la marge de réserve (19% pour les centrales thermiques et 10% pour les centrales hydroélectriques).

(c) Total des importations fermes de réserves (MW) ajustées par rapport aux pertes de

transmission et les indisponibilités forcées (FOR) par pays exportateur. Les résultats montrent que la Guinée importe de faibles quantités de réserves du Liberia, Mali, Sénégal et Sierra Leone. Le Ghana importe des réserves de la Côte d’Ivoire entre les périodes 2 et 7 et du Togo entre les périodes 7 et 10.

(d) Exportations fermes non-ajustées (MW) par pays importateur. La Guinée exporte des

réserves vers la Côte d’Ivoire et le Sénégal, et de très faibles quantités vers la Guinée Bissau et le Liberia. Le Ghana exporte des réserves vers la Côte d’Ivoire aux périodes 9 et 10 et vers le Togo entre les périodes 1 et 6.

(f) Capacité de Réserve totale (MW): addition des expressions de gauche dans l’équation

de la réserve pour vérifier que ce total est égal à la somme des éléments de droite de l’équation.

(g) La Marge de Réserve totale (%) est la mesure de fiabilité du système d’électricité du

WAPP: “Capacité de réserve mesurée en pourcentage de la Demande de Pointe du système”.

(i) Le Facteur d’Autonomie (réel et exigé) représente la production de réserve ajustée par

rapport aux indisponibilités d’électricité forcées, divisée par la demande de pointe. En Guinée le facteur d’autonomie réel est élevé que le facteur d’autonomie exigé de 50% pendant les 10 périodes de l’horizon de planification. Les réserves totales de la Guinée sont toujours supérieures à la demande de pointe comme l’indique le facteur d’autonomie réel qui est toujours supérieur à 100%. Les résultats montrent que la Guinée doit construire ses nouvelles centrales hydroélectrique pendant les premières périodes de l’horizon de planification pour satisfaire les besoins d’exportation.

(j) Les Importations maximales (MW) représentent le flux d’énergie horaire maximum non

ajusté par pays et par an (1ere partie). La deuxième partie donne la liste des importations annuelles maximales par pays, année, saison, et par type de jour et d’heure.

(k) Les exportations maximales (MW) représentent le flux d’énergie horaire maximum non

ajusté par pays d’importation et par an (1ere partie). La deuxième partie donne la liste des exportations annuelles maximales par pays, année, saison, et par type de jour et d’heure.



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Cotonou, Bénin 17-21 septembre, 2001 Section C: CAPACITÉ DE PRODUCTION ADDITIONNELLE ET CUMULATIVE Cette section montre la capacité additionnelle et cumulative annuelle (y compris la capacité initiale) par type de centrale, non-ajustée par rapport aux taux de dépréciation physique et d’indisponibilité des centrales. La section comprend 4 sous-sections:

(a) Capacité de production additionnelle non-ajustée (MW) par an. (b) Capacité de production cumulative non-ajustée (MW) par an (c) Capacité transmission additionnelle non-ajustée (MW) par pays importateur (d) Capacité transmission cumulative non-ajustée (MW) par pays importateur

Les informations de cette section peuvent être utilisées pour construire un tableau avec les expansions de capacité par an et l’expansion de capacité totale d’un pays sur l’horizon de planification. Section D: Demande et Offre Cette section commence avec une équation qui fait ressortir la contrainte d’égalité entre la Demande et l’Offre: Energy Demand + Energy Exported = Energy Generation + Energy Imported + Unserved Energy La section D comprend une sous-section (a) qui donne le total la demande locale d’énergie et les exportations totales par an. La dernière ligne de la sous-section (a) donne la somme par an de la demande locale et des exportations d’énergie. La sous-section (b) présente l’offre totale annuelle d’énergie par type de centrale, les importations totales, et la somme de la production d’énergie locale et des importations. Les résultats de la Guinée montrent que les unités thermiques existantes ne produisent pas d’électricité. Cette situation pourrait s’expliquer par les coûts très élevés de combustibles. Ainsi, la production d’énergie par les centrales thermiques existantes ne pourrait satisfaire l’objectif de minimisation de coût du modèle. La sous-section (c) donne le détail de l’offre annuelle par centrale. Elle présente aussi le facteur de charge par type de centrale. Le facteur de charge d’une centrale représente son facteur d’utilisation et se calcule comme suit: Offre de MWh de la centrale pendant l’année ty

8760 x capacité MW de la centrale pendant l’année ty On note que l’offre d’énergie de la Guinée ne provient que des centrales hydroélectriques existantes et nouvelles. La sous-section (d) donne la liste des importations annuelles d’énergie (MWh) par pays exportateur. La sous-section (d) donne la liste des exportations annuelles d’énergie (MWh) par pays importateur.



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Cotonou, Bénin 17-21 septembre, 2001 Section E: Coûts et Revenus Il y aurait une section (a) avec les coûts de combustible si la production d’énergie par les centrales thermiques existantes était retenue par le modèle. La sous-section (b) donne la valeur non-actualisée des coûts opérationnels et d’entretien (O & M cost) pour les centrales hydro existantes et les coûts totaux opérationnels et d’entretien sur l’ensemble de la période de planification. La sous-section (c) donne le coût de l’eau par an pour les centrales hydro. Le coût de l’eau est obtenu en multipliant les MWh (sous-section (c) de la section D) par le coût unitaire d’opportunité de l’eau fixé à $1.5/MWh dans le modèle. La sous-section (d) fourni des informations sur les éléments du coût d’investissement de la fonction d’objectif. Elle donne les paiements «annualisés» (i.e., le coût par an multiplié par le facteur de recouvrement du capital d’investissement – crf) pour la construction des centrales, par type de centrale. Les coûts sont d’abord donnés en valeur annuelle non-actualisée, puis en valeur actualisée par an. Le coût total actualisé sur l’horizon de planification est donné à la fin de la section. Le coût total d’investissement encouru par la Guinée est de US $893.98 millions, montant représentant 81% du coût total de la Guinée (voir page 1 des résultats). Ce coût total est réduit de façon substantielle à environ $227 million, en tenant compte des revenus d’exportation et des dépenses d’importation (voir section G).

Section F: Gains provenant des échanges (La formulation du calcul de ces gains est actuellement sous révision – septembre 2001) Cette section fournie les informations sur les revenus d’exportation et les paiements pour couvrir les coûts d’importations dans le cadre des échanges de l’énergie électrique et des réserves d’énergie. Pour le pays exportateur, le gain provenant des échanges se mesure par l’augmentation de revenu engendrée par les transactions commerciales. Les économies réalisées suite à la non-opération des unités de production aux coûts de production très élevés, constituent le gain provenant des échanges pour le pays importateur.

Economise 4 cents

Gagne 4 cents

Importateur 10 cents/kwh

Prix d’échange 6 cents/kwh Exportateur

2 cents/kwh



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Cotonou, Bénin 17-21 septembre, 2001 Section G: Composition de la Fonction d’Objectif Cette section donne la composition de la fonction d’objectif élément (de coût) par élément (de coût). Ces éléments de coûts (tous en dollars actualisés) sont fournis dans les sous-sections suivantes :

(a) Coût d’investissement capital annuel par centrale (b) Coût des Mégawatts non-servi (s’il en existe) (c) Coûts fixes d’opération et d’entretien (O & M) pour construction (d) Coûts de combustibles (e) Coût de l’énergie non disponible (s’il en existe) (f) Coût de l’eau (g) Coûts variables d’opération et d’entretien



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GUINEE

Nom de la centrale

MW

Type de centrale

Code de la centrale

Guinée – Received Dec11, 2000 TomboI 12.4 PGO Gui Stat1 TomboII 8.6 PGO Gui Stat2 TomboIII 44.0 PGO Gui Stat3 TinkissoKinkon (ROR,1.5+3.2) 4.7 H Gui Stat1 Donkea 15.0 H Gui Stat2 Baneah 5.0 H Gui Stat3 GrandeChutes(ROR) 27.0 H Gui Stat4 Garafiri 75.0 H Gui Stat5 Tiopo 120.0 HN Gui Stat1 ComplexeSouapitiKaleta 975.0 HN Gui Stat2 Fomi 90.0 HN Gui Stat3 FelloSounga 82.0 HN Gui Stat4 Gaoual 39.0 HN Gui Stat5 Morisanako 100.0 HN Gui Stat6 Koukoutamba 281.0 HN Gui Stat7 Guilde 45.0 HN Gui Stat8

SÉNÉGAL MALI

GUINÉE

CÔTE D’IVOIRE

GUINÉE BISSAU

SIERRA LEONE LIBERIA



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• Total Cost = $16521699833.97

Ghana COST FOR HORIZON = 656894313.95

This Run has 10 Periods. Each Period = 2 years Program Execution Date 04/26/01 Solver Status = NORMAL COMPLETION Model Status = OPTIMAL SOLUTION FOUND A) CHOSEN PROJECTS ___________________________________________________________________ Const. Cost is the Construction Cost in Undiscounted Dollars COMBINED CYCLE PROJECTS ___________________________________________________________________ Period | Country | Station | Capacity Added | Const. Cost ___________________________________________________________________ per4 | Gha | NS1 | 37 MW | $ 1.36E+7 per5 | Gha | NS1 | 207 MW | $ 7.53E+7 per6 | Gha | NS1 | 85 MW | $ 3.10E+7 =================================================================== NEW HYDRO PROJECTS ___________________________________________________________________ Period | Country | Station | Capacity Added | Const. Cost ___________________________________________________________________ per1 | Gha | newh1 | 115 MW | $ 1.39E+8 per1 | Gha | newh4 | 40 MW | $ 6.79E+7 per2 | Gha | newh1 | 0 MW | $ 2.77E+5 per2 | Gha | newh4 | 0 MW | $ 1.36E+5 per3 | Gha | newh1 | 0 MW | $ 2.77E+5 per3 | Gha | newh4 | 0 MW | $ 1.36E+5 per4 | Gha | newh1 | 0 MW | $ 2.77E+5 per4 | Gha | newh4 | 0 MW | $ 1.36E+5 per5 | Gha | newh1 | 0 MW | $ 2.77E+5 per5 | Gha | newh4 | 0 MW | $ 1.36E+5 Etc etc Pour plus de détails, voir le Rapport de Formation de Bamako de juin 2001.



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GHANA

Ghana – Received Dec14, 2000

Nom de la centrale

MW Type de centrale

Code de la centrale

TAPCOtakoradi-1 330.0 PGO Gha Stat1 TICOtakoradi-2 220.0 PGO Gha Stat2 TICOtakoradi-3 330.0 PGNCC Gha Stat1 TEMA 1980.0 PGNCC Gha Stat2 Akosombo 912.0 H Gha Stat1 Kpong 160.0 H Gha Stat2 Bui 400.0 HN Gha Stat1 Juale 87.0 HN Gha Stat2 Pwalugu 48.0 HN Gha Stat3 Hemang 93.0 HN Gha Stat4

BURKINA FASO

CÔTE D’IVOIRE

GHANA TOGO


Données et Résultats du Modèle à Long-Terme du Pool d’Energie … · 2016-12-08 · Echanges...

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