Projet 2 : Accroissement de l'offre d‘électricité moins ...

1

Soumis par : Burkina Faso

Date : Juin 2018

PREMIER MINISTERE ---------------- UNITE DE COORDINATION DE LA FORMULATION DU SECOND COMPACT DU BURKINA FASO ---------------- COORDINATION NATIONALE

BURKINA FASO Unité – Progrès – Justice

Projet 2 : Accroissement de l'offre d‘électricité moins couteuse (PADOEL)

2

Table des matières Introduction générale ............................................................................................................................... 5

B. Justificatif du projet proposé............................................................................................................... 5

B.1. Énoncé du problème .................................................................................................................... 5

B.2. Enoncé de l'objectif...................................................................................................................... 8

B.3. Logique du projet ......................................................................................................................... 9

B.4. Indicateurs.................................................................................................................................. 12

C. Description de la proposition de projet ............................................................................................. 14

C.1. Composantes de projet ............................................................................................................... 14

C.2. Approches alternatives ............................................................................................................... 17

C.3. Approche géographique ............................................................................................................. 18

C.4. Cadre physique et social ............................................................................................................ 19

C.5. Bénéficiaires potentiels .............................................................................................................. 19

C.6. Avantages escomptés ................................................................................................................. 19

C.7. Coûts indicatifs du projet ........................................................................................................... 19

C.7. les variantes du projet et les coûts indicatifs .............................................................................. 21

C.7. 1 : Variante 1 (dispositif de stockage). ...................................................................................... 22

C.7. 2 : Variante 2 (Pole de croissance des IPP solaires) .................................................................. 24

C.7. 3 : Variante 3 (Stockage sur centrale PV existant et Pole de croissance des IPP solaires) ........ 26

D. Dispositions de mise en œuvre ......................................................................................................... 29

D.1. Réformes politiques et institutionnelles .................................................................................... 29

D.2. Arrangements spécifiques de mise en œuvre pour les projets régionaux .................................. 30

D.3. Entités d'exécution ..................................................................................................................... 30

D.4. Durabilité ................................................................................................................................... 30

E. Risques et autres considérations particulières ................................................................................... 30

E1. Questions techniques .................................................................................................................. 30

E2. Questions économiques .............................................................................................................. 31

E3. Problèmes environnementaux ..................................................................................................... 32

E4. Problèmes sociaux et de genre .................................................................................................... 33

E5. Questions institutionnelles .......................................................................................................... 34

E6. Questions d'investissement des entreprises et du secteur privé .................................................. 34

3

E7. Opportunité pour les partenariats de donateurs ........................................................................... 35

ANNEXE .............................................................................................................................................. 36

LISTE DES SIGLES ET ABREVIATIONS

ABER : Agence Burkinabè d’électrification rurale AGR : Activité Génératrice de Revenu AN : Assemblée Nationale du Burkina Faso

ANEREE : Agence Nationale de promotion des énergies renouvelables et de l’efficacité énergétique

APD : Avant-projet Détaillé APS : Avant-projet Sommaire BAD : Banque africaine de développement BCC : Bureau Central de Conduite CEDEAO : Communauté économique des Etats de l’Afrique de l’ouest DAO : Dossier d’appel d’offres EMC : Enquête Modulaire de Consommation FCFA : Franc de la Communauté Financière Africaine FDE : Fonds de développement de l’électrification GoBF : Gouvernement du Burkina Faso GWh : Gigawattheure ISGE : Institut supérieur de génie électrique kV : Kilovolt kWh : Kilowattheure MCA : Millennium Challenge Account MCC MEEVCC

::

Millenium Challenge Corporation Ministère de l’Environnement de l’Economie Verte et du Changement Climatique

MW : Mégawatt MWc : Mégawatt crête MWh : Mégawattheure ND : Non Déterminé PAR : Plan d’Action et de Réinsertion PGES : Plan de Gestion Environnementale et Sociale PIE : Producteur indépendant d’énergie PME : Petites et moyennes entreprises PMI : Petites et moyennes industries PDN : Plan Directeur National PDNTD-ER

: Plan Directeur National de la production, du Transport, de la Distribution et de l’Electrification Rurale

PNDES : Plan national de développement économique et social

4

PPP : Partenariat public-privé PTF : Partenaires techniques et financiers PV : Photovoltaïque RIC : Recensement Industriel et Commercial RNI : Réseau National Interconnecté SONABEL : Société nationale d’électricité du Burkina Faso TGV : Turbines Gaz Vapeur UCF : Unité de Coordination et de la Formulation du second compact UE : Union européenne UEMOA : Union économique et monétaire ouest africaine WAPP : West African Power Pool

5

Introduction générale

Au Burkina Faso, l’offre d’électricité reste insuffisante malgré l’existence d’un fort potentiel de ressources en énergie solaire et ne permet pas de faire face à une demande sans cesse croissante de l’ordre de 13% en moyenne par an depuis 2012. La puissance électrique installée, quant à elle était de 327 MW au 31 décembre 2016 et l’énergie consommée était de 1 603 GWh et répartie comme suit : 52% de thermique, 39% d’importations et 9% d’hydroélectricité.

Face à cette situation énergétique, le Gouvernement s’est résolument tourné vers la mise en valeur des énergies endogènes renouvelables notamment l’énergie solaire et a décidé d’impliquer davantage le secteur privé dans le financement des infrastructures de production à travers le Partenariat Public-Privé (PPP)1.

Selon les données du Plan directeur national de Production Transport Distribution et Electrification Rurale 2017-2025, pour le scénario haut, la demande totale d’énergie électrique au Burkina Faso se situera-t-elle à 3953 GWh en 2025 avec une puissance de pointe synchrone du réseau national interconnecté qui atteindra 986 MW. L’énergie totale à approvisionner est estimée à 4749 GWh en 2025.

Les principales causes de cette faiblesse de l’offre d’électricité sont : (i) la faiblesse des capacités installées liée à un faible investissement de l’Etat et de la SONABEL dans le développement de centrales électriques, (ii) la faiblesse des capacités exploitées qui sont inférieures aux capacités installées (moins de 80%), à cause de la vétusté des équipements de production, des pannes fréquentes et longues des générateurs, ainsi que la faible capacité d’évacuation du réseau électrique, (iii) la faiblesse des importations, (iv) les pertes techniques relativement élevées.

B. Justificatif du projet proposé

B.1. Énoncé du problème

L’analyse des contraintes a identifié la faiblesse de l’offre, la mauvaise qualité, comme des contraintes à l’investissement privé et à la croissance économique du Burkina Faso.

En effet on enregistre dans la fourniture de l’électricité, un rationnement de la demande d’électricité (délestages, effacements, zones non couvertes, etc.) se traduisant par le fait que la faiblesse de l’offre oblige certains clients à limiter leurs consommations d’électricité malgré leur disposition à payer. Par ailleurs, l’offre d’électricité est soumise à des interruptions fréquentes (incidents, travaux et délestages) qui dégrade fortement sa qualité. En 2016, sur le réseau de la SONABEL, le nombre d’interruptions s’est situé à 3352 avec une durée moyenne pondérée de coupure d’électricité de 76,7 mn. Le temps moyen de coupure correspondant est de 172 heures pour une énergie non distribuée de 30 GWh.2 En plus de ces interruptions, la SONABEL négocie avec certaines grosses industries pour qu’elles se déconnectent du réseau électrique en période de forte demande.3

Aussi, la puissance contractuelle d’importation de l’énergie avec la côte d’ivoire est de 50 MW mais dans les faits, la SONABEL est assujettie à une importation de 80 MW maximale pendant les heures de pointe et à 120 MW hors période de pointe ; ce régime d’importation fragilise l’équilibre entre l’offre et la demande spécialement pendant les périodes de pointes.

1 Source : PDNPTD-ER_Rapport final 2 SONABEL (2017). Rapport d’activités de la SONABEL 2016. 3 L’étude sur l’effacement en période de pointe réalisée par la SONABEL a montré que la déconnexion des gros clients pouvait permettre de dégager environ 20 MW.

6

Ces interruptions et déconnexions (i) entrainent des baisses de productivité (arrêt de travail, perte de production), (ii) obligent certaines entreprises privées formelles (53%) à installer, entretenir et faire fonctionner des générateurs électriques qui leur revient plus cher, (iii) découragent l’investissement privé, notamment dans les branches d’activités pour lesquelles la production d’électricité en entreprise n’est pas envisageable (industrie de filature par exemple). La mauvaise qualité de l’électricité renchérit les coûts de production des entreprises et limite ainsi la compétitivité du secteur privé national.

Egalement, selon les données de Doing-Business 2017, le Burkina Faso est le deuxième pays de l’Union économique et monétaire Ouest Africain (UEMOA) à avoir le prix du kWh d’électricité le plus élevé. Selon cette source, le prix du kWh d’électricité au Burkina Faso est estimé à 25,4 centimes de dollar, contre un prix moyen de 21,2 centimes de dollar dans l’UEMOA, 13,9 centimes de dollar en Côte d’Ivoire, 15,3 centimes de dollar au Mali et 19,8 centimes de dollar au Togo. Au niveau africain, le Burkina Faso figure dans le top 10 des pays ayant le prix du kWh d’électricité le plus élevé.4 Ainsi, outre la mauvaise qualité de l’offre d’électricité qui engendre des coûts supplémentaires, le prix élevé du kWh d’électricité constitue un facteur négatif de la compétitivité du secteur privé burkinabè

L’offre d’électricité reste insuffisante malgré l’existence d’un fort potentiel de ressources en énergie solaire.

Le projet traite du problème principal de « l’insuffisance quantitative de l’offre de l’électricité moins couteuse et de la mauvaise qualité de l’électricité». L’insuffisance quantitative de l’offre d’électricité se traduit par : (i) l’incapacité à honorer la demande actuelle des ménages et de certaines entreprises déjà installées, notamment les industries minières qui produisent leurs propre énergie pour compenser le déficit d’offre de la SONABEL, (ii) l’incapacité des investissements annoncés à satisfaire la future demande provenant notamment des 12 nouvelles mines et 5 nouvelles industries en cours d’installation, estimée à 295 MW (PDN 2017-2025). Ainsi, l’étude de la demande réalisée dans le Plan Directeur National de la production, du Transport, de la Distribution et de l’Electrification Rurale indique une demande à la pointe de puissance de 490 MW et 986 MW respectivement en 2020 et 2025.

Pour satisfaire cette demande en mettant en priorité de développement des sources d’énergie renouvelables notamment l’énergie solaire photovoltaïque, on doit prendre en compte l’intermittence de cette source d’énergie et également le respect du potentiel technique solaire du réseau national interconnecté.

Ainsi plusieurs projets solaires photovoltaïques sont en cours de préparation en mode PPP permettant d’accroitre l’offre solaire photovoltaïque de manière sensible tout en augmentant également le risque d’instabilité du réseau au regard de la nature intermittente de l’énergie solaire.

Pour ce faire, une étude de stabilité en cours de réalisation permettra de déterminer de manière plus précise les conditions et moyens à mettre en œuvre en terme de réserve primaire synchrone ou en besoin de stockage pour assurer une absorption adéquate de la capacité solaire annoncée. Les résultats de cette étude sur financement de la Banque Mondiale dans le cadre du projet PASEL (projet d’appui au secteur de l’électricité) sont attendus en novembre 2018. Toutefois, le potentiel technique solaire a été déjà déterminé dans l’étude sur les conditions technico-économiques pour le soutien au développement de la filière solaire photovoltaïque raccordée au réseau suivant la méthodologie en rapport avec le taux de charge des groupes de production. Le calcul du potentiel global du solaire photovoltaïque consiste à la détermination de la puissance solaire maximale qui pourrait être mise en

4 Banque Mondiale 2017. Base de données Doing Business, juin 2017.

7

place tout en veillant à ce que son intégration ne mette pas en cause la stabilité du réseau et que la totalité de sa production puisse être absorbée par la charge sans besoin de stockage.

Le scénario correspondant à un mix de production électrique « thermique – solaire – intégration régionale » a été retenu. Pour ce scénario, l’estimation de la puissance photovoltaïque maximale a été déterminée en supposant que :

• La couverture des besoins électriques par les centrales thermiques ne représentera que 70% de la demande et le reste sera assuré par l’importation,

• L’intégration du solaire devra respecter le minimum technique de 40% comme charge des groupes thermiques, soit 28% de la demande, ce qui mène à une production maximale autorisée du photovoltaïque à 42% de la demande électrique.

Tenant compte de ces considérations, le potentiel technique solaire obtenu par simulation aux horizons 2020, 2025 et 2030 sont consignés dans le tableau ci-après.

Tableau 1 : Estimation du taux moyen du solaire dans l’énergie thermique.

Années 2020 2025 2030 Puissance de pointe 398 627 853 Potentiel PV 170 240 330 Taux de puissance 43% 38% 39% Taux moyen 40%

Source : Etude sur les conditions technico-économiques pour le soutien au développement de la filière solaire photovoltaïque raccordée au réseau.

Partant de ce taux moyen de 40%, on détermine le potentiel technique solaire photovoltaïque en l’appliquant sur les prévisions de la demande réalisée dans le Plan Directeur de la Production du Transport de la Distribution et de l’électrification rurale soit 394 MWc en 2025 pour une pointe de 986 MW.

Sur la base des projets en centrales solaires photovoltaïques en cours de développement par l’Etat et en mode PPP et en supposant que toutes ces centrales soient effectivement fonctionnelles à l’horizon 2025, nous aurons une puissance crête cumulée de 273 MWc en 2025, soit un gap de 121 MWc par rapport au potentiel technique solaire.

Tableau 2 : Projets solaires en cours de développement et leur statut.

Localisation Contrat Capacité Statut Date de mise en service Zagtouli 1 EPC 33 MWc En exploitation 2017 Koudougou EPC 20 MWc DAO en cours 2019 kaya EPC 20 MWc DAO en cours 2019

Zina IPP 26 MWc Signé en décembre

2017 2019 Zagtouli2 EPC 17 MWc DAO en cours 2020 Pa IPP 17 MWc signature en attente 2020 Kodeni IPP 17 MWc signature en attente 2020 Ziga IPP 17 MWc signature en attente 2020 Patte d'Oie IPP 6MWc signature en attente 2020

TOTAL 183 MWc Dedougou IPP 15 MWC En attende de décision dépend étude de stabilité

8

Localisation Contrat Capacité Statut Date de mise en service Orodara IPP 10 MWc au niveau du

Gouvernement pour la suite

dépend étude de stabilité Banfora IPP 10 MWc dépend étude de stabilité Dori IPP 15 MWc dépend étude de stabilité Fada IPP 10 MWc dépend étude de stabilité Ouahigouya IPP 10 MWc dépend étude de stabilité Ouagadougou IPP 10 MWc dépend étude de stabilité Ouagadougou IPP 20 MWc dépend étude de stabilité

Prenant en compte les incertitudes sur certains projets de centrales solaires photovoltaïques en mode PPP et en l’absence de proposition dans le domaine de stockage, il est indiqué que l’Etat puisse développer à travers des financements publics, une capacité solaire conséquente pour combler en partie ce déficit en solaire à l’horizon 2025 avec la mise en œuvre d’une solution de stockage. Aussi, pour combler ce déficit tout en prenant en compte la question de l’intermittence, nous proposons le développement de trois centrales solaires photovoltaïque au sol avec stockage. Chaque centrale aura une puissance de 50MWc et un système de stockage dont la capacité serait précisée par les études de faisabilité.

Nous notons tout de même que si les reformes à opérer dans le cadre du projet 1 du présent compact (PREDEL) rendaient le cadre institutionnel et réglementaire plus attractif, le gap de puissance solaire pourrait rapidement être comblé et orienterait prioritairement l’intervention de MCC vers le développement de nouvelles solutions de stockage.

La prise en compte du stockage permet alors de solutionner le problème de l’intermittence et également d’apporter une capacité supplémentaire au moment de la pointe de puissance ou en agissant comme une réserve synchrone pour éviter les délestages par mini fréquence.

B.2. Enoncé de l'objectif

L’objectif principal du projet consistera à «accroître l'offre quantitative d’électricité moins couteuse et améliorer la qualité de fourniture » au Burkina Faso en exploitant les sources d’énergie renouvelables et en améliorant la stabilité du réseau».

Le projet ne peut en lui seul résorber le déficit de l’offre d’énergie mais contribue à atténuer ce déficit en produisant et en injectant une certaine quantité d’électricité dans le réseau national interconnecté. Etant donné l’engouement des Partenaires Techniques et Financiers (PTF) et du secteur privé en faveur du maillon de la production, le déficit global d’offre d’électricité devrait se résorber assez rapidement mais tout dépendra des réformes à mettre en œuvre dans le projet 1 du présent compact (PREDEL) pour rendre le cadre légal et règlementaire plus attractif pour le secteur privé

La réalisation de ce projet permettant d’augmenter la part des énergies renouvelables dans le mix énergétique du Burkina avec également l’arrivée très prochaine des lignes d’interconnections avec le Ghana (mise en service en juin 2018) et du projet Dorsale Nord du WAPP (mise en service prévisionnelle en 2023). Les effets combinés de l’injection solaire du présent projet et l’augmentation de la part des importations dans le mix, vont permettre de

9

réduire la part du combustible dans la production d’énergie par la SONABEL et à terme diminuer les coûts de production du kWh.

La construction des lignes de transport et de nouveaux postes sources du projet 3 du présent compact (PRAEL) permettra d’offrir à l’ensemble du réseau national interconnecté, non seulement des points d’injection de ces centrales photovoltaïques mais aussi des capacités notables pour l’évacuation de l’énergie solaire produite.

B.3. Logique du projet

Conformément à l’objectif global du programme et à la vision du gouvernement dans le secteur de l’électricité et traduite dans le Programme de Développement Economique et Social du Burkina, le présent projet traite spécifiquement de l’insuffisance quantitative et qualitative de l’offre d’énergie.

L’insuffisance de l’offre d’énergie se traduit essentiellement par de nombreux délestages en l’absence de capacité de réserve synchrone correspondant à l’essentiel de l’énergie non distribuée qui s’est élevée à 30 GWh en 2016. Pour corriger cette situation, le projet 2 propose :

• de développer une capacité de puissance photovoltaïque de 150 MWc réparties sur trois sites distincts permettant d’accroitre la part des énergies renouvelables dans le mix énergétique du Burkina Faso tout en contribuant à baisser le coût de production du kWh. En rappel, l’objectif du gouvernement est d’augmenter la part des énergies renouvelables dans la production totale, de 6,4% en 2015 à 30% en 2020.

• de doter le réseau national interconnecté d’une capacité de stockage pour agir comme capacité supplémentaire pendant les périodes de pointes ou simplement agir comme réserve synchrone afin de diminuer les délestages ou les black-out sur le réseau. Ces capacités de stockage sont couplées aux centrales solaires PV des trois sites.

Les effets conjugués de l’augmentation de l’offre d’énergie moins couteuse notamment le solaire photovoltaïque et la réalisation des réseaux de répartition de l’énergie à Bobo-Dioulasso et à Ouagadougou qui seront traités dans le projet 3 du présent compact (PRAEL) permettront d’augmenter la part des importations et des énergies renouvelables dans le mix énergétique national. Les importations d’énergie à partir des pays voisins sont traitées à travers les projets régionaux du WAPP.

L’installation de la capacité de stockage sur le RNI conjuguée à la construction du Bureau Central de Conduite des réseaux de distribution à Ouaga et Bobo et traités également dans le projet 3 du présent compact (PRAEL) vont contribuer à améliorer la qualité de service.

Grace à cette production supplémentaire de 237 GWh/an, le projet contribuera à réduire l’ampleur du problème principal de « l’insuffisance quantitative de l’offre de l’électricité moins couteuse en accroissant la part d’énergie renouvelable dans le mix énergétique du Burkina tout en contribuant à l’amélioration de la stabilité du réseau ».

10

Dans la littérature économique, il n’y pas de consensus sur la nature de la relation entre « énergie » et « croissance économique ». Certaines études supportent des hypothèses de feeb-back avec des inter-relations de complémentarité ou de causalité bidirectionnelle entre les deux variables. D’autres études soutiennent des hypothèses de neutralité où le lien entre « énergie » et « croissance économique » n’est pas statistiquement significatif. De toute évidence, le rapport entre le travail et le capital (machines) dans le processus de production est un facteur essentiel dans la nature de la relation entre « énergie électrique » et « croissance économique ». Dans une économie à forte intensité capitalistique, l’énergie électrique est un facteur important de production, et une production supplémentaire d’électricité devrait engendrer plus de production, de valeur ajoutée et de croissance économique. Dans les pays en développement, à économie agricole fondée sur la main d’œuvre familiale, l’effet de l’électrification ne serait ressenti à court terme que dans la branche moderne de l’économie. Toutefois, le développement de l’électrification amorcera la modernisation de l’économie en encourageant l’utilisation des technologies modernes à base d’électricité et l’installation d’unités modernes de transformation des produits agro-sylvo-pastorale.

Figure 1 : Logique du Projet

Comme l’indique la figure 1 ci-dessus, le principal output du projet est l’injection de 237 GWh/an dans le Réseau National Interconnecté (RNI) et la constitution d’une réserve synchrone. Cette quantité d’énergie supplémentaire profitera à des ménages qui seront connectés ou des entreprises nouvelles ou anciennes qui disposeront de plus d’énergie.

L’accès des ménages à l’électricité contribuera à l’amélioration des conditions de vie de diverses manières dont l’éclairage, les conditions d’études des enfants, l’usage d’appareils audio visuels augmentant l’accès à l’information, la diversification d’activités génératrices de revenus, l’usage de technologies électriques de production ou de transformation pour les ménages agricoles, etc. Chacun de ces changements améliore au moins une dimension des conditions de vie et contribue à la réduction de la pauvreté multidimensionnelle.

L’accès des entreprises à plus d’électricité disponible pour la production va générer plus de valeur ajoutée et de croissance économique. L’amélioration de la croissance économique à travers la création d’emplois et ses effets distributifs concourt à la réduction de la pauvreté.

Problème Action Output Effet -outcome Impact

Insuffisance quantitative de

l’offre d’électricité

moins couteuseet mauvaise qualité de

service

Construire trois centrales solaires photovoltaïques d’une puissance cumulée de 150

MWc et un système de

stockage

Production et injection

supplémentaire de 237 GWh/an

dans le RNIet augmenation

de la réserve synchrone

• Amélioration des conditions de vie et de production des ménages connectés

• Augmentation de la valeur ajoutée des entreprises disposant de plus d’électricité

• Amélioration de la qualité de service

• Réduction de la pauvreté multidimensionnelle des ménages connectés

• Croissance économique

11

Tableau 3 : Logique d’intervention du projet

Problème spécifique Composantes Résultat

attendu Actions Activités

Insuffisance de l'offre d'énergie

moins couteuse

Composante 1: Construire des centrales solaires PV

L'offre d'énergie

moins couteuse

s'est accrue

Action 1.1: Acquérir et aménager de sites pour centrales PV et stockage

Activité 1.1.1 : Aménager une superficie de 80 ha environ à Kongoussi pour la centrale photovoltaïque et le système de stockage. Activité 1.1.2 : Aménager une superficie de 80 ha environ à Koupela pour la centrale photovoltaïque et le système de stockage. Activité 1.1.3 : Aménager une superficie de 80 ha environ à Gaoua pour la centrale photovoltaïque et le système de stockage.

Action 1.2: Construire des centrales solaires PV

Activité 1.2.1 : Construire une centrale solaire photovoltaïque au sol de 50 MWc de puissance crête avec un système d'adduction d'eau sur le site de Kongoussi. Activité 1.2.2 : Construire une centrale solaire photovoltaïque au sol de 50 MWc de puissance crête avec un système d'adduction d'eau sur le site de Koupela. Activité 1.2.3 : Construire une centrale solaire photovoltaïque au sol de 50 MWc de puissance crête avec un système d'adduction d'eau sur le site de Gaoua.

Mauvaise qualité de la fourniture

Composante 2: Construire des capacités de stockage

La qualité de

fourniture s'est

améliorée par la mise en place de capacité de stockage

Action 2.1: Déterminer de capacités de stockage

Activité 2.1.1 : Déterminer la capacité de stockage adéquate à associer à la Centrale PV de Kongoussi Activité 2.1.2 : Déterminer la capacité de stockage adéquate à associer à la centrale PV de Koupelà Activité 2.1.3 : Déterminer la capacité de stockage adéquate à associer à la centrale PV de Gaoua

Action 2.2: Construire des

Activité 2.2.1 : Construire la capacité de stockage de kongoussi

12

Problème spécifique Composantes Résultat

attendu Actions Activités

capacités de stockage

et liaison à Centrale PV

Activité 2.2.2 : Construire la capacité de stockage de Koupela et liaison à la Centrale PV Activité 2.2.3 : Construire la capacité de stockage de Gaoua et liaison à la centrale PV

Action 2.3: Réaliser les liaisons et intégrer au SCADA

Activité 2.3.1: Réaliser la liaison du système Centrale PV/Stockage au RNI à Kongoussi et intégration au SCADA Activité 2.3.2 : Réaliser la liaison du système Centrale PV/Stockage au RNI à Koupèla intégration au SCADA Activité 2.3.3: Réaliser la liaison du système Centrale PV/Stockage au RNI à Gaoua et intégration au SCADA

B.4. Indicateurs

Les indicateurs qui vont servir à mesurer les progrès et/ou le degré d’atteinte des résultats (impact, effet et output) sont donnés dans les tableaux 4 et 5 ci-dessous. Les données manquantes en termes de valeurs de références et de valeurs cibles seront complétées grâces aux données des études de faisabilité, aux enquêtes d’évaluation du projet ainsi qu’à certaines enquêtes de l’INSD notamment l’Enquête Modulaire de Consommation (EMC) pour la mesure de la pauvreté, le Recensement Industriel et Commercial (RIC) et l’Enquête 1-2-3 auprès des entreprises.

Tableau 4 : Indicateurs d’extrants ou de produits (outputs)

EXTRANT/PRODUIT (OUTPUT) INDICATEUR UNITE

REFERENCE CIBLE “Année de

base” “Fin du

Compact”

Sites d’installation de centrales PV et stockage acquis et aménagés

Nombre de site d’installation de centrales Photovoltaïques acquis et aménagés

U 0 3

La superficie totale des sites d’installation de centrales Photo voltaïques et stockage acquise et aménagée

ha 0 240

Centrales solaires construites

(P-6) Capacité de production installée MWc 0 150

La capacité des onduleurs installée MVA 0 160 Capacité du réseau d'adduction d'eau M3/h 0

13

EXTRANT/PRODUIT (OUTPUT) INDICATEUR UNITE

REFERENCE CIBLE “Année de

base” “Fin du

Compact”

Les capacités de stockage sont déterminées

Rapport d’étude sur la détermination des capacités U 0 PM

Les systèmes de stockage sont construits

Nombre de système de stockage construit U 0 PM

Capacité de stockage installée MWh 0 PM Capacité des onduleurs installée MVA 0 PM

Longueur de la liaison électrique Capacité de stockage/Centrale PV Mètre 0 PM

Liaisons de la centrale PV/stockage au RNI réalisée

Longueur de la liaison moyenne tension Mètre 0 PM

Rapport d'intégration du système au SCADA U 0

Quantié journalière d'énergie produite par les centrales PV Mwh/j 153 802 Quanité d'énergie journaliere injectée par le système de stockage à partir du SCADA Mwh/j 0 153

14

Tableau 5 : Indicateurs d’effets (outcomes)

EFFET (OUTCOME) INDICATEUR UNIITE

REFERENCE CIBLE

“Année de base”

“Fin du Compact”

L’offre d’électricité moins couteuse s’est accrue

(P-15) Fourniture total d’électricité GWh 0 237

(P-16) Centrale électrique disponible (taux de disponibilité mensuel)

% 0 PM

(P-17) Capacité de production installée MW 0 150

La qualité de la fourniture est améliorée

Nombre d’interruptions par an Nbre 0 PM

Energie Non Distribuée Gwh 0 PM

C. Description de la proposition de projet

C.1. Composantes de projet

Le projet a deux composantes que sont : (i) la construction de centrales solaires photovoltaïques de 50 MWc chacune sur les sites de Kongoussi dans région du Centre Nord, de Koupèla dans la région du Centre-Est et de Gaoua dans la région du Sud-ouest et (ii) la construction de capacités de stockage associées au centrales photovoltaïques.

L’adjonction d’une capacité de stockage aux centrales solaires photovoltaïques supprime la contrainte relative au potentiel technique solaire.

Problème spécifique : insuffisance quantitative de l’offre d’énergie moins couteuse et la qualité de service.

Résultat attendu : Accroitre l’offre d’énergie moins couteuse et améliorer la qualité de la fourniture.


Action1.1 : Acquérir et aménager des sites pour les centrales solaires PV et le stockage.

Activité 1.1.1 : Aménager une superficie de 80 ha environ à Kongoussi pour la centrale photovoltaïque et le système de stockage.

Il s’agit d’accomplir toutes les formalités nécessaires en conformité avec les dispositions relatives à l’acquisition des terres dans la localité de Kongoussi où il est prévu l’arrivée d’une ligne 225 kV avec la construction d’un poste HTB. Le choix du site pour accueillir cette centrale photovoltaïque doit se faire en prenant en compte que plusieurs autres projets solaires en PPP ont déjà

15

identifiés des sites. Le raccordement de la centrale solaire photovoltaïque de Zagtouli en 90 kV permet de prendre également en compte son comportement en termes d’intermittence pour opérer des choix judicieux pour la présente centrale à développer. En terme de retour d’expérience, les intermittences de production de la centrale solaire de Zagtouli sont directement compensées par la ligne d’interconnexion en provenance de la Côte d’Ivoire via Bobo –Dioulasso. L’arrivée d’une ligne HTB augmenterait la valeur du courant de court-circuit du nœud avec une capacité d’évacuation de la puissance produite par la centrale photovoltaïque.

Les normes de performances environnementales du MCC seront mises en œuvre pour l’acquisition du site et Kongoussi est une zone sure en matière de sécurité et bénéficie d’un bon niveau d’ensoleillement comme sur l’ensemble du Burkina (5.5kwh/m²/jour).

Activité 1.1.2 : Aménager une superficie de 80 ha environ à Koupela pour la centrale photovoltaïque et le système de stockage.

Il s’agit d’accomplir toutes les formalités nécessaires en conformité avec les dispositions relatives à l’acquisition des terres dans la zone de koupèla où il est prévu la construction d’une ligne 132kV Koupela-Fada dans le projet 3. Le choix du site pour accueillir cette centrale photovoltaïque doit se faire en prenant en compte que plusieurs autres projets solaires en PPP ont déjà identifiés des sites. Le raccordement de la centrale solaire photovoltaïque de Zagtouli en 90 kV permet de prendre également en compte son comportement en termes d’intermittence pour opérer des choix judicieux pour la présente centrale à développer. La construction de la liaison 132 kV entre le poste de Zano et koupèla renforce donc le courant de court-circuit au nœud de koupèla avec une bonne capacité d’évacuation de l’énergie produite.

Les normes de performances environnementales du MCC seront mises en œuvre pour l’acquisition du site. Koupèla est dans une zone sure en terme de niveau de sécurité et bénéficie d’un bon niveau d’ensoleillement comme sur l’ensemble du Burkina (5.5kwh/m²/jour.

Activité 1.1.3 : Aménager une superficie de 80 ha environ à Gaoua pour la centrale photovoltaïque et le système de stockage.

Il s’agit d’accomplir toutes les formalités nécessaires en conformité avec les dispositions relatives à l’acquisition des terres dans la zone de Gaou où il est prévu la construction d’une ligne 225kV Diéoubougou-Gaoua dans le projet 3. Le choix du site pour accueillir cette centrale photovoltaïque se justifie donc par la présence de la ligne d’évacuation de forte capacité et du poste HTB. La puissance de court-circuit du nœud est renforcée par la liaison Diéoubougou-Gaoua faisant donc de ce nœud un site approprié.

Le raccordement de la centrale solaire photovoltaïque de Zagtouli en 90 kV permet de prendre également en compte son comportement en termes

16

d’intermittence pour opérer des choix judicieux pour la présente centrale à développer.

Les normes de performances environnementales du MCC seront mises en œuvre pour l’acquisition du site. Gaoua est la région du sud-ouest réputée très sure en terme de sécurité et bénéficie d’un bon niveau d’ensoleillement comme sur l’ensemble du Burkina (5.5kwh/m²/jour).

Action1.2 : Construire les centrales solaires PV.

Il s’agira de réaliser toutes les études d’exécution nécessaires au déploiement d’un champ solaire photovoltaïque d’une capacité de 50MWc et réaliser tous les essais nécessaires à son bon fonctionnement dans chacun des sites. Les configurations techniques seront déterminées par les études de faisabilités.

L’adduction d’eau est de rendre l’eau disponible sur le site de la centrale afin de permettre son nettoyage. L’adduction pourrait se faire soit par raccordement au réseau d’eau s’il est à proximité soit par un forage

Activité 1.2.1 : Construire une centrale solaire photovoltaïque au sol de 50 MWc de puissance crête avec un système d'adduction d'eau sur le site de Kongoussi.

Activité 1.2.2 : Construire une centrale solaire photovoltaïque au sol de 50 MWc de puissance crête avec un système d'adduction d'eau sur le site de Koupela.

Activité 1.2.3 : Construire une centrale solaire photovoltaïque au sol de 50 MWc de puissance crête avec un système d'adduction d'eau sur le site de Gaoua.



En fonction de la taille de la puissance installée de 50 MWc, il s’agira de réaliser les études nécessaires prenant en compte la demande réelle de chacun des sites notamment la demande diurne et nocturne, les conditions climatiques et de niveau de pollution afin de déterminer la capacité adéquate en termes de stockage à installer.

Au plan technique, il est indiqué de concevoir un système de stockage directement alimenté en courant continu à partir de la centrale solaire PV et d’équiper seulement le système de stockage d’onduleurs de type réseau pour le raccordement au RNI5

Activité 2.1.1 : Déterminer la capacité de stockage adéquate à associer à la Centrale PV de Kongoussi

Activité 2.1.2 : Déterminer la capacité de stockage adéquate à associer à la centrale PV de Koupelà

Activité 2.1.3 : Déterminer la capacité de stockage adéquate à associer à la centrale PV de Gaoua

5 Etude sur la fiabilité et l’optimisation des moyens de production et d’importation de la SONABEL.

17

Action 2.2: Construire des capacités de stockage

Réaliser toutes les études d’exécution nécessaires pour la construction du système de stockage dont la puissance d’injection et l’autonomie auront été déterminées dans les activités précédentes sur chacun des sites ci-dessous et en prenant en compte les conditions de température locale pour assurer son bon fonctionnement.

Les liaisons entre la capacité de stockage et le champ solaire pourrait se faire en courant continu basse tension en utilisant des câbles appropriés.

Activité 2.2.1 : Construire la capacité de stockage de kongoussi et liaison à la Centrale PV

Activité 2.2.2 : Construire la capacité de stockage de Koupela et liaison à la Centrale PV

Activité 2.2.3 : Construire la capacité de stockage de Gaoua et liaison à la centrale PV


Il s’agit de construire des lignes électriques aériennes ou souterraines en moyenne tension permettant d’évacuer l’énergie produite par le système couplé Centrale solaire PV/système de stockage et de l’injecter sur le RNI via éventuellement un transformateur.

Cette action comprend le volet amélioration de la conduite du système électrique national par la SONABEL à partir de son centre de conduite. Il s’agit spécifiquement d’installer des équipements permettant la collecte et la transmission des télémesures des paramètres électriques et également via le SCADA existant de la SONABEL. Il serait donc possible depuis le dispatching de télé agir sur les équipements de la centrale localisée dans sur les sites ci-dessous.

Activité 2.3.1: Réaliser la liaison du système Centrale PV/Stockage au RNI à Kongoussi et intégration au SCADA

Activité 2.3.2 : Réaliser la liaison du système Centrale PV/Stockage au RNI à Koupèla intégration au SCADA

Activité 2.3.3: Réaliser la liaison du système Centrale PV/Stockage au RNI à Gaoua et intégration au SCADA

C.2. Approches alternatives

Les trois composantes du projet visent l’accroissement de l’offre d’énergie à base des énergies renouvelables notamment le solaire photovoltaïque et la réalisation d’une capacité de stockage pouvant agir en tant que réserve synchrone ou en relais de source pendant les périodes de forte demande.

L’accroissement de l’offre d’énergie moins couteuses peut se faire alternativement à travers :

18

(i) Des centrales hydroélectriques. Les prospectives existantes sont les possibilités suivantes : (1) la Centrale BAGRE AVAL (16MW), les mini centrales de Bontioli (5,1 MW), Gongourou (5 MW) et Folonzo (10,8 MW), la Centrale de Ouessa (21 MW), soit une puissance moyenne de 40 MW pouvant être injectée dans le RNI correspondant à une puissance nominale installée de 58 MW. Ces centrales ont un coût global de 206,8 milliards de FCFA (Cf. Tableau A1 en annexe pour les détails). En général, la réalisation des centrales hydroélectriques est plus complexe due aux implications environnementales avec la réinstallation des populations, toute chose qui fait que cette option présente des risque en terme de calendrier de réalisation.

(ii) Une Centrale Turbines-Gaz-Vapeur (TGV), d’une puissance de 200MW, d’un coût de 166 milliards (Cf. Tableau A1 en annexe pour les détails).

(iii) l’installation de capacités thermiques diesel mais qui présentent le désavantage d’avoir des coûts d’exploitation élevés avec un niveau de pollution élevé.

La réalisation d’autres lignes d’interconnexion avec les pays voisins pour augmenter la capacité d’importation du pays. On pourrait alors envisager le projet d’interconnexion Han-Bobo-Sikasso d’un coût de 38 milliards de FCFA. Il s’agit d’une option intéressante à partir du moment où les pays voisins présentent des coûts de production d’énergie compétitifs. Il s’agit d’une option qui permettra à terme à la SONABEL de diminuer de manière sensible ses besoins en combustible pour la production d’énergie. Comme les projets d’interconnexion sont par nature régionale, leur mise en œuvre comporte des implications institutionnelles complexes qui ne pourraient pas se terminer dans le temps d’un compact national. Du reste, les projets régionaux ne sont pas éligibles dans un compact national.

L’amélioration de la stabilité du réseau par la constitution d’une capacité de stockage agissant comme réserve synchrone pourrait se faire par :

• L’installation de groupe diesel de capacité adapté pour servir de réserve synchrone. Cette option est toujours désavantagée par les coûts d’exploitation relativement élevés du combustible.

• L’aménagement de barrages hydroélectrique qui sont de bonnes installations pour assurer le rôle de réserve synchrone. Cette option est également désavantagée par la diminution des capacités de barrages hydroélectriques pendant les périodes de pointes qui sont malheureusement situées dans les périodes de niveau bas des barrages.

• La construction des lignes d’interconnexion avec les pays voisins.

La solution du stockage par batteries de grande capacité contribuera à une meilleure intégration de l’énergie solaire du fait de son intermittence et à une meilleure stabilité en fréquence du réseau. On pourrait également garantir cette stabilité du réseau par l’augmentation de la réserve tournante avec la construction de barrages hydroélectriques dont le potentiel est faible et les coûts élevés.

C.3. Approche géographique

La centrale solaire PV avec une composante sur le stockage sera construite de manière préférentielle sur un site dans les régions du Centre-Nord et du Centre-Est pour tenir compte

19

de la disponibilité de l’espace moins propices à l’agriculture et du développement des lignes de transport avec des postes sources dans le cadre projet 3 du présent compact (PRAEL).

Comme déjà mentionné plus haut, il serait préférable de faire des choix de sites qui présentent des avantages similaires au site de Zagtouli accueillant la centrale solaire photovoltaïque de 33 MWc.

De nombreux projets de centrales photovoltaïques en PPP ont identifiés des sites sans une étude sur la capacité d’évacuation de l’énergie à produire et la capacité du nœud à supporter les intermittences de la production. L’étude en cours sur la capacité d’absorption du solaire par le RNI pourrait être d’un apport intéressant dans la détermination des sites.

Pour les sites devant accueillir la capacité de stockage, seules les études de faisabilité pourront préciser leur emplacement en fonction du rôle à jouer c’est-à-dire soit en agissant comme puissance supplémentaire à mobiliser pendant les heures de forte demande ou comme réserve synchrone pour participer à la régulation de la fréquence du réseau.

C.4. Cadre physique et social

Chacun des trois sites est identifié sur des espaces de plus de 80 ha qui sont des zones non habitées, non boisées et non agricoles. Du fait qu’il s’agit de zones de pâturage, les éleveurs dont les animaux pâturent dans l’espace qui sera occupé par les installations solaires et équipements de stockage seront affectés.

C.5. Bénéficiaires potentiels

L’énergie produite étant injectée sur le RNI, potentiellement tous les abonnés déjà connectés seront bénéficiaires, ainsi que de nouveaux abonnés rendus possibles par l’extension de la capacité de production. L’énergie étant d’origine solaire photovoltaïque et l’installation de la capacité de stockage va contribuer à diminuer la fréquence des délestages et ou des black- out améliorant ainsi la qualité de service pour l’ensemble des abonnés.

C.6. Avantages escomptés

La production d’énergie du projet étant à base des énergies renouvelables contribuant à une augmentation de sa part dans le mix énergétique, on peut s’attendre à terme à une réduction des coûts de revient du kWh et aussi à la réduction de l’empreinte carbone de l’ensemble du pays.

En termes d’accroissement d’activités on peut noter :

un accroissement des activités de transformation et de conservation utilisant l’électricité supplémentaire ;

un accroissement des activités de transport, distribution et de commercialisation de la production supplémentaire ;

des gains de revenus issus de l’accroissement des activités ; une augmentation de la valeur ajoutée liée aux activités supplémentaires.

C.7. Coûts indicatifs du projet

Les coûts sont établis sur la base des coûts de référence de la centrale solaire photovoltaïque de Zagtouli d’une puissance de 33.7 MWc. Pour le volet stockage d’énergie de grande capacité, les coûts estimatifs sont ceux des grands projets développés récemment à travers le

20

monde. Il faut noter que les coûts unitaires que nous utilisons pour les systèmes de stockage intègrent les onduleurs et le câblage entre les composants du système de stockage qui seront du type modulaire. La capacité de stockage n’étant pas pour le moment déterminée, on peut tout de même noter que le parc de groupe thermique de la SONABEL sera constitué à terme d’unités de 12 , 18 et 40 MW diesel suivant les recommandations de l’étude du Schéma Directeur de la Production, Transport et Distribution. On pourrait donc imaginer la capacité de stockage pouvoir suppléer la perte d’une unité de production de taille similaire de 12 ou 18 MW de puissance. Dans cette hypothèse on pourrait alors avoir une capacité indicative de 12-20 MW avec une autonomie de l’ordre de 1 à 4 heures de temps soit alors en terme d’énergie une capacité variant entre 48 à 80 MWh. Sur cette base, on pourrait avoir une capacité de stockage indicative de 15 MW/40-60 MWh. Le coût unitaire suivant les informations recueillies sur les grands projets de stockage se situent entre 250 000 à 300 000 FCFA le kWh installé. Soit alors un coût estimatif de 15 à 20 milliards CFA pour la capacité de 40 MWh (indicatif).

Tableau 6 : Estimations des coûts

Composantes Actions Activités Coût

(milliards FCFA)




160

Activité 1.1.2 : Aménager une superficie de 80 ha environ à Koupela pour la centrale photovoltaïque et le système de stockage. Activité 1.1.3 : Aménager une superficie de 80 ha environ à Gaoua pour la centrale photovoltaïque et le système de stockage.

Action 1.2: Construire des centrales solaires PV

Activité 1.2.1 : Construire une centrale solaire photovoltaïque au sol de 50 MWc de puissance crête avec un système d'adduction d'eau sur le site de Kongoussi. Activité 1.2.2 : Construire une centrale solaire photovoltaïque au sol de 50 MWc de puissance crête avec un système d'adduction d'eau sur le site de Koupela. Activité 1.2.3 : Construire une centrale solaire photovoltaïque au sol de 50 MWc de puissance crête avec un système d'adduction d'eau sur le site de Gaoua.

TOTA COMPOSANTE 1 160

21

Composantes Actions Activités Coût

(milliards FCFA)




62

Activité 2.1.2 : Déterminer la capacité de stockage adéquate à associer à la centrale PV de Koupelà Activité 2.1.3 : Déterminer la capacité de stockage adéquate à associer à la centrale PV de Gaoua


Activité 2.2.1 : Construire la capacité de stockage de kongoussi et liaison à Centrale PV Activité 2.2.2 : Construire la capacité de stockage de Koupela et liaison à la Centrale PV Activité 2.2.3 : Construire la capacité de stockage de Gaoua et liaison à la centrale PV


Activité 2.3.1: Réaliser la liaison du système Centrale PV/Stockage au RNI à Kongoussi et intégration au SCADA

3 Activité 2.3.2 : Réaliser la liaison du système Centrale PV/Stockage au RNI à Koupèla intégration au SCADA Activité 2.3.3: Réaliser la liaison du système Centrale PV/Stockage au RNI à Gaoua et intégration au SCADA

TOTAL COMPOSANTE 2 65

TOTAL PROJET 225

Le coût total du Projet (Centrale PV et le stockage) est de 225 milliards de FCFA.

C.7. les variantes du projet et les coûts indicatifs

Pour anticiper sur certains risques, trois variantes alternatives ont été considérées en remplacement du projet standard décrit ci-dessus. En effet, si on juge que le secteur privé peut prendre en charge et de manière satisfaisante le maillon de la production à travers des centrales solaires PV et si on considère en plus que l’installation de capacité de stockage au niveau des centrales solaires déjà installées ou en cours peut contribuer à résoudre le problème de l’intermittence et donc de permettre un bon taux de pénétration du solaire photovoltaïque, on pourrait donc envisager les variantes ci-après :

• Variante 1 (dispositif de stockage attenant aux centrales solaires existantes ou en cours de développement). Il s’agira de construire trois dispositifs de stockage d’un montant global de 225 milliards de FCFA répartis au niveau de chacune des centrales solaires PV existant ou en cours de construction. Cette capacité de stockage peut

22

permettre de faire face à l’intermittence de la production solaire en injection directe sur le réseau et également agir comme réserve synchrone permettant de faire face aux délestages.

• Variante 2 (Pole de croissance des IPP solaires). Pour stimuler l’investissement privé en production solaire, on peut initier des zones de croissance des IPP solaires qui associent le « PV solaire (investissement privé) » et « dispositif de stockage et infrastructures connexes (Investissement du MCC) ». Cette option peut constituer un effet de levier pour les investissements privés dans le secteur de l’énergie. Elle est d’ailleurs conforme au plan d’action recommandé à la SONABEL par l’étude de TRACTEBEL réalisée en janvier 20186.

• Variante 3 (Stockage sur les centrales PV existantes et développement de pôles de croissance des IPP solaires)

Chacune de ces variantes coûte le même montant de 225 milliards de FCFA. Les sections qui suivent développent chacune de ces variantes.

C.7. 1 : Variante 1 (dispositif de stockage).

Cette variante consiste essentiellement à installer des capacités de stockage au niveau des centrales solaires déjà fonctionnelles ou en cours de développement avec des accords de financements en vigueur.

Pour les centrales solaires en fonctionnement, nous retenons à titre indicatif, celle de Zagtouli avec 33,7 MWc installés et 17 MWc additionnels en cours de développement sur financement de l’Union Européenne à travers la BEI.

Pour les centrales solaires en cours de développement sur des financements acquis, il s’agit de la centrale solaire de 20 MWc à Koudougou et celle de 10 MWc à Kaya sur financement de la Banque Mondiale.

Pour l’ensemble de ces sites, l’installation des capacités de stockage ne nécessite pas de grande surface comme les panneaux solaires PV. A titre indicatif, la littérature technique indique que pour le stockage du type technologie du fabricant TESLA, un besoin d’environ 50 kWh/m² soit 500 MWh/ha.

Des études détaillées sont cependant nécessaires pour déterminer la pertinence du choix de ces sites.

Les activités nécessaires au développement de la variante sont celles figurant dans le tableau des coûts.

Ce renforcement en capacité de stockage permettra également d’augmenter les capacités de réserves synchrones de la SONABEL tout en contribuant ainsi à l’amélioration de la qualité de la fourniture.

6 Etude sur la fiabilisation et l’optimisation des moyens de production et d’importation de la SONABEL.

23

Tableau 7 : Budget de la variante 1

VARIANTE 1 (Stockage attenant aux Centrales PV existantes ou en cours)

Composante Activités Coût (milliards FCFA)

Composante 1: (Zagtouli 33 MWc installé + 17 MWc

en cours UE )

Activité 1.1 : Aménager une superficie de 5000 m² (0,5 ha) a zagtouli pour le système de stockage

67,5 Activité 1.2 : Déterminer la capacité de stockage adéquate Activité 1.3 : Construire la capacité de stockage Activité 1.4 : Réaliser la liaison Stockage Champ PV existant

7,5 Activité 1.5 : Réaliser la liaison du système Centrale PV/Stockage au RNI Activité 1.6 : Réaliser l'intégration du système Centrale PV/stockage au SCADA du CNC de la SONABEL TOTAL C1 75

Composante 2: (Koudougou 20 MWc en

cours BM)

Activité 2.1 : Aménager une superficie de 5000 m² (0,5 ha) sur le site de la centrale PV de Koudougou pour le système de stockage 67,5 Activité 2.2 : Déterminer la capacité de stockage adéquate Activité 2.3 : Construire la capacité de stockage

7,5

Activité 2.4 : Réaliser la liaison Stockage Champ PV existant Activité 2.5 : Réaliser la liaison du système Centrale PV/Stockage au RNI Activité 2.6 : Réaliser l'intégration du système Centrale PV/stockage au SCADA du CNC de la SONABEL TOTAL C2 75

Composante 3: (Kaya 10 MWc en cours

d'installation BM)

Activité 3.1 : Aménager une superficie de 5000 m² (0,5 ha) sur le site de la centrale PV de Kaya pour le système de stockage 67,5 Activité 3.2 : Déterminer la capacité de stockage adéquate Activité 3.3 : Construire la capacité de stockage

7,5

Activité 3.4 : Réaliser la liaison Stockage Champ PV existant Activité 3.5 : Réaliser la liaison du système Centrale PV/Stockage au RNI Activité 3.6 : Réaliser l'intégration du système Centrale PV/stockage au SCADA du CNC de la SONABEL TOTAL C3 75

TOTAL GENERAL V1 ( Stockage PV existant) 225

24

C.7. 2 : Variante 2 (Pole de croissance des IPP solaires)

Du fait de leur intermittence, l’association d’une composante de stockage à une solution de centrale solaire PV constitue une alternative sure pour une meilleure intégration de l’énergie solaire au RNI. Cette option n’est pas proposée par les promoteurs en IPP solaire du fait qu’elle augmenterait considérablement le CAPEX et donc de renchérir les coûts du kWh produit. Comme on peut donc le noter dans la partie « énoncé du problème », l’ensemble des promoteurs IPP qui sont annoncés ne proposent que des solutions de PV sans stockage.

Aussi, dans cette variante, on se propose d’aménager des pôles de développement de solutions solaires PV avec stockage. Le système de stockage avec les infrastructures connexes associées étant réalisés dans le cadre du présent Compact et la composante Solaire PV est réalisée en IPP. Les réformes entreprises dans le projet 1 peuvent contribuer à lever les barrières pour une effectivité des IPP solaires.

Pour tenir compte de la spécificité de la technologie des systèmes de stockage de grande capacité en termes d’exploitation et de maintenance et également de quelques aspects contractuels, il serait indiqué d’envisager le transfert de leur exploitation aux IPP.

Ces pôles de croissance des IPP solaires constituent des plates-formes qui facilitent l’intervention du secteur privé par la mise à sa disposition de terrains aménagés, des points d’injection via le système de stockage et des lignes d’évacuation.

Pour le choix des sites de développement des pôles de croissances, les critères tels que la présence de lignes d’évacuation, de point d’injection à travers des postes HTB et également la disponibilité de terres non agricoles ont été prise en compte. Ainsi, pour le pôle de Kongoussi, une ligne 225 kV entre Kaya et Kongoussi avec la construction d’un poste HTB à Kongoussi. Dans la perspective du développement de ce pôle de croissance, la ligne serait envisagée en double terne pour plus de capacité d’évacuation.

Pour le pôle de Kaya, le choix de cet emplacement tient à sa position dans le réseau de transport et sa proximité au plus grand centre de consommation que constitue Ouagadougou.

Une ligne 225 kV Ziniaré –Kaya est en cours de développement avec un poste HTB à Kaya.

Pour le pôle de Koupèla, on note la présence de la ligne 132 kV et d’un poste 132 kV en cours de développement et la proximité de la ligne double terne du projet Dorsal Nord qui offre et une grande capacité d’évacuation. Cette ligne pourrait ultérieurement, dans le cadre du développement de ce pôle, être mise en coupure d’artère sur un nouveau poste HTB.

La configuration technique des pôles serait fonction du nombre des IPP solaires que nous souhaitons voir opérer sur une même plateforme. Sur cette base, on pourrait créer autant de « travées PV solaires7 ». On note que les superficies de 100 ha à aménager constituent les premières phases de développement des pôles qui à terme doivent pouvoir accueillir une capacité solaire installée de 1000 MWc donc nécessitant plus d’espace.

Les activités à mettre en œuvre dans cette variante sont celles figurant sur le tableau des coûts avec cependant une spécificité sur l’activité 1.4 ; 2.4 et 3. 4 qui peuvent comporter un volet

7 Analogie faite avec les travées ligne ou poste

25

assistance technique pour le développement des IPP avec en sus une mise en place de fonds de garantie pour les PIE solaires à travers le projet 1.

Les promoteurs IPP annoncés au niveau de l’introduction qui sont engagés dans le processus pourraient être réorientés vers ces pôles de croissance

Les études de faisabilités vont déterminer les capacités de stockage nécessaire en fonction des sites et de la taille de l’IPP à mettre en œuvre.

Tableau 8 : Budget de la Variante 2

VARIANTE 2 (Pôle de croissance IPP Solaires)

Composante Activités Coût

(milliards FCFA)

Composante 1: (Pôle de croissance Kongoussi)

Activité 1.1 : Acquérir une superficie de 100 ha environ sur le site de Kongoussi pour accueillir un nombre N d' IPP solaires d'une puissance cumulée de 100 MWc.

62,5 Activité 1.2 : Déterminer la capacité de stockage à installer et sa configuration fonction du nombre des IPP Activité 1.3 : Construire les capacités de stockage selon le nombre des IPP Activité 1.4: Coordonner la réalisation des Centrale PV en IPP avec le ME 0

Activité 1.5 : Réaliser les liaisons des systèmes Centrale PV/ stockage au RNI

12,5 Activité 1.6 : Réaliser la liaison des systèmes Centrale PV/Stockage au RNI

Activité 1.7 : Réaliser l'intégration des systèmes Centrale PV/stockage au SCADA du CNC de la SONABEL TOTAL C1 75

Composante 2: (Pôle de croissance Kaya-)

Activité 2.1 : Acquérir une superficie de 100 ha environ sur le site de Kaya pour accueillir un nombre N d'IPP solaires d'une puissance cumulée de 100 MWc.

62,5 Activité 2.2 : Déterminer la capacité de stockage à installer et sa configuration fonction du nombre des IPP Activité 2.3 : Construire les capacités de stockage selon le nombre des IPP Activité 2.4: Coordonner la réalisation des Centrale PV en IPP avec le ME 0



26


Composante 3: (Pole de croissance Koupela)

Activité 3.1 : Acquérir une superficie de 100 ha environ sur le site de Koupéla pour accueillir un nombre N d'IPP solaires d'une puissance cumulée de 100 MWc.

62,5 Activité 3.2 : Déterminer la capacité de stockage à installer et sa configuration fonction du nombre de IPP Activité 3.3 : Construire les capacités de stockage selon le nombre des IPP Activité 3.4: Coordonner la réalisation des Centrale PV en IPP avec le ME 0




TOTAL GENERAL V2 (Pôle de croissance IPP) 225

C.7. 3 : Variante 3 (Stockage sur centrale PV existant et Pole de croissance des IPP solaires)

La variante 3 est une combinaison des deux précédentes variantes (V1 stockage sur centrales PV existant) et V2 (développement des pôles de croissance des IPP solaires) et constitue une solution de stabilisation de la production solaire existant pour une meilleure intégration au RNI tout en aménageant des espaces physiques équipés en infrastructures pour accueillir des centrales solaires PV en IPP. Les aspects à observer dans cette troisième variante afin de rester dans l’enveloppe de 225 milliards, résident dans le dimensionnement des systèmes de stockage qui seront de capacité plus réduite aussi bien au niveau des centrales existant qu’au niveau des pôles de croissances des IPP. On notera que pour ce qui concerne les pôles de croissances des IPP solaires, la phase actuelle proposée au financement du MCC constitue la première étape de l’édification de ces pôles qui à terme doivent être en mesure d’accueillir une capacité solaire cumulée de 1000 MW par pôle.

27

Tableau 9 : Budget de la Variante 3

VARIANTE 3 (stockage sur centrales PV et pôles de croissance des IPP solaires)

Stockage sur Centrales PV existant


(milliards FCFA)

Composante 1: (Zagtouli 33 MWc installé + 17 MWc en

cours UE)

Activité 1.1 : Aménager une superficie de 5000 m² (0,5 ha) a Zagtouli pour le système de stockage

37,5

Activité 1.2 : Déterminer la capacité de stockage adéquate Activité 1.3 : Construire la capacité de stockage Activité 1.4 : Réaliser la liaison Stockage Champ PV existant Activité 1.5 : Réaliser la liaison du système Centrale PV/Stockage au RNI Activité 1.6 : Réaliser l'intégration du système Centrale PV/stockage au SCADA du CNC de la SONABEL TOTAL C1 37,5

Composante 2: (Koudougou 20 MWc en cours BM)

Activité 2.1 : Aménager une superficie de 5000 m² (0,5 ha) sur le site de la centrale PV de Koudougou pour le système de stockage

37,5

Activité 2.2 : Déterminer la capacité de stockage adéquate Activité 2.3 : Construire la capacité de stockage Activité 2.4 : Réaliser la liaison Stockage Champ PV existant Activité 2.5 : Réaliser la liaison du système Centrale PV/Stockage au RNI Activité 2.6 : Réaliser l'intégration du système Centrale PV/stockage au SCADA du CNC de la SONABEL TOTAL C2

37,5

Composante 3: (Kaya 10 MWc en cours d'installation

BM)

Activité 3.1 : Aménager une superficie de 5000 m² (0,5 ha) sur le site de la centrale PV de Kaya pour le système de stockage

37,5 Activité 3.2 : Déterminer la capacité de stockage adéquate Activité 3.3 : Construire la capacité de stockage Activité 3.4 : Réaliser la liaison Stockage Champ PV existant

28

Activité 3.5 : Réaliser la liaison du système Centrale PV/Stockage au RNI Activité 3.6 : Réaliser l'intégration du système Centrale PV/stockage au SCADA du CNC de la SONABEL

TOTAL C3 37,5

Développement des Pôles de croissance IPP Solaires


(milliards FCFA)

Composante 4: (Pole de croissance Kongoussi)

Activité 4.1 : Acquérir une superficie de 400 ha environ sur le site de Kongoussi pour accueillir un nombre N d' IPP solaires d'une puissance cumulée de 400 MWc.

37,5

Activité 4.2 : Déterminer la capacité de stockage à installer et sa configuration fonction du nombre d’IPP Activité 4.3 : Construire les capacités de stockage selon le nombre d’IPP Activité 4.4: Coordonner la réalisation des Centrale PV en IPP avec le ME Activité 4.5 : Réaliser les liaisons des systèmes Centrale PV/ stockage au RNI Activité 4.6 : Réaliser la liaison des systèmes Centrale PV/Stockage au RNI Activité 4.7 : Réaliser l'intégration des systèmes Centrale PV/stockage au SCADA du CNC de la SONABEL TOTAL C4 37,5

Composante 5: (Pole de croissance Kaya-)

Activité 5.1 : Acquérir une superficie de 500 ha environ sur le site de Kaya pour accueillir un nombre N d'IPP solaires d'une puissance cumulée de 500 MWc.

37,5

Activité 5.2 : Déterminer la capacité de stockage à installer et sa configuration fonction du nombre d’IPP Activité 5.3 : Construire les capacités de stockage selon le nombre d’IPP Activité 5.4: Coordonner la réalisation des Centrale PV en IPP avec le ME Activité 5.5 : Réaliser les liaisons des systèmes Centrale PV/ stockage au RNI Activité 5.6 : Réaliser la liaison des systèmes Centrale PV/Stockage au RNI Activité 5.7 : Réaliser l'intégration des systèmes Centrale PV/stockage au SCADA du CNC de la SONABEL TOTAL C5 37,5

29

Composante 6: (Pole de croissance Koupela)

Activité 6.1 : Acquérir une superficie de 600 ha environ sur le site de Koupela pour accueillir un nombre N d'IPP solaires d'une puissance cumulée de 600 MWc.

37,5

Activité 6.2 : Déterminer la capacité de stockage à installer et sa configuration fonction du nombre d’IPP. Activité 6.3 : Construire les capacités de stockage selon le nombre d’IPP Activité 6.4: Coordonner la réalisation des Centrale PV en IPP avec le ME. Activité 6.5 : Réaliser les liaisons des systèmes Centrale PV/ stockage au RNI Activité 6.6 : Réaliser la liaison des systèmes Centrale PV/Stockage au RNI Activité 6.7 : Réaliser l'intégration des systèmes Centrale PV/stockage au SCADA du CNC de la SONABEL TOTAL C6 37,5

TOTAL GENERAL V3 (Pôle de croissance IPP) 225

D. Dispositions de mise en œuvre

Les entités institutionnelles impliquées sont : (i) la SONABEL qui sera impliquée dans les études de faisabilité (APS, analyse économique et financière, EIES), l’APD, le DAO, le suivi de la construction et du PGES, l’exploitation et la maintenance des ouvrages, (ii) le Ministère de l’Energie /ANEREE pour le contrôle des infrastructures et la qualité des équipements, (iii) le MCC et le MCA II qui assureront les rôles de financements, mise en œuvre, suivi et évaluation, transfert de la maîtrise d’ouvrage à l’Etat et à ses démembrements.

Le Ministère de l’Environnement, de l’Economie Verte et du Changement Climatique assurera la qualité des études environnementales et le suivi de la mise en œuvre du Plan de Gestion Environnementale et Sociale.

La SONABEL pourra assurer la réalisation et/ou le suivi des études de faisabilité du projet pour tenir compte de son expérience avérée dans la conduite des projets structurants du secteur notamment les centrales solaires photovoltaïques de grande capacité. Pour ce faire, une cellule de projet sera logée à la SONABEL avec en son sein toutes les compétences requises. Des protocoles pourront être signés entre le MCC ou MCA II dans le cadre de ce projet.

Un comité de pilotage du projet sera mis en place au sein du ministère de tutelle et présidé par le secrétaire général. Ce comité doit comprendre des représentants des parties prenantes.

D.1. Réformes politiques et institutionnelles

Au titre des réformes déjà opérées ou en cours, il convient de signaler :

30

- la création de l’ANEREE en octobre 2016 pour promouvoir les énergies renouvelables et l’efficacité énergétique ;

- l’adoption de la loi 014-2017/AN du 20 avril 2017 portant règlementation générale du secteur de l’énergie ;

- l’adoption de la Lettre de Politique Sectorielle de l’Energie ; - la transformation du FDE en ABER.

Au titre des réformes à opérer en vue d’améliorer la viabilité et la durabilité du secteur, on peut citer :

- l’élaboration des textes d’application de la loi 014-2017/AN du 20 avril 2017 ; - l’élaboration de contrat-type pour l’encadrement des PPP.

D.2. Arrangements spécifiques de mise en œuvre pour les projets régionaux

Le projet étant entièrement exécuté sur le territoire national, il n’aura aucun lien avec les projets régionaux. On note tout de même que le RNI étant un élément du grand réseau interconnecté du WAPP et tenant compte du projet régional solaire d’une capacité de 150 MWc, il importe qu’un point focal du WAPP pour le Burkina soit mis à contribution afin de maintenir une certaine cohérence du présent projet avec ceux du WAPP.

D.3. Entités d'exécution

Le MCC prend en charge les questions d’exécution en collaboration avec la partie nationale. Des contrats de mise en œuvre seront signés avec les parties prenantes.

D.4. Durabilité

Les équipements à mettre en œuvre dans le cadre du présent projet sont constitués essentiellement de panneaux solaires photovoltaïques, des onduleurs de puissance, des transformateurs élévateurs de tension et des batteries de stockage de l’énergie de nouvelle génération.

De manière générale, les équipements électromécaniques ont une durée de vie d’environ 25 ans à l’exception des onduleurs et des batteries pour le stockage dont la durée de vie est exprimée en nombre de cycles de charge et décharge. Plus la profondeur de décharge sera importante moins sera le nombre de cycles possibles et inversement.

E. Risques et autres considérations particulières

E1. Questions techniques

Le Burkina Faso présente un excellent gisement solaire (5,5 kWh/m²/jour) qui lui permet de développer fortement la filière solaire pour la production d’électricité afin de répondre aux objectifs que sont : (i) accroitre l’offre et l’indépendance énergétique ; (ii) faire baisser le prix de revient de l’électricité ; (iii) contribuer à limiter les émissions de gaz à effet de serre et réduire l’empreinte carbone du pays.

Le projet consistera à la réalisation de centrales solaires photovoltaïques avec stockage d’énergie raccordées au réseau électrique interconnecté. Les quelques mois de fonctionnement de la grande centrale solaire photovoltaïque de Zagtouli ont permis de connaitre les fluctuations de la production en fonction de la température. Cet aspect doit donc être pris en compte dans le dimensionnement des champs solaires.

31

L’option technique d’adjoindre le stockage aux centrales photovoltaïques s’explique par le fait que les offres de production d’électricité existantes sont exclusivement tournées vers le solaire sans stockage. La demande diurne est de plus en plus couverte à l’inverse de la consommation nocturne qui devrait nécessiter une croissance parallèle de la production thermique ou de l’importation qui n’offre pas de perspectives de gain rapide en termes de réduction de prix. Le stockage de l’énergie solaire pour couvrir les besoins nocturnes est une perspective technologique stratégique dont le coût tend à se réduire avec le temps. Cette option devient envisageable et mérite d’apparaitre dans la structure de production énergétique du Burkina Faso. Les principaux risques sont : (i) les contraintes de raccordement et d’évacuation de l’énergie (Poste et/ou des lignes) ; (ii) la disponibilité de la ressource en eau pour nettoyer les panneaux ; (iii) la nature du sol qui influence le choix des structures de fixation.

Sur la base du retour d’expérience du comportement de la centrale solaire de Zagtouli, on note que les intermittences de la production sont compensées par la ligne d’interconnexion 225 kV en provenance de la Côte d’ivoire. Il s’agit d’un puissant nœud en terme de valeur du courant de court-circuit et nous préconisons donc que pour la centrale solaire projetée soit également conçue pour une injection sur un nœud similaire, comme ceux qui seront rendus disponibles dans le projet 3 du présent compact (PRAEL). Cette option présente en effet des risques eu égard aux délais relativement long pour la construction des lignes de transport (Dossier d’appels d’offres, sélection, performance environnementale et réalisation et réception). Devant cette situation, on pourrait tout de même inclure dans la version finale de notre projet la création d’un poste en coupure d’artère sur la ligne 225 kV Bolgatenga-Ouaga dont la mise en service interviendra incessamment. Le point de coupure fera également l’objet d’une évaluation sur le parcours de la ligne.

Les autres risques à mentionner à ce stade sont relatifs à la stabilité et la durabilité des batteries de stockage de grande capacité dans les conditions sahéliennes du Burkina Faso ainsi que les taux de décharges admissibles qui influenceront la capacité du stock d’énergie à satisfaire les besoins nocturnes. La technologie des batteries de grande capacité est toute nouvelle pour le Burkina et leur sensibilité aux températures élevées constitue des aspects à surveiller. En effet les batteries fonctionnent de manière optimale autour d’une température de 20°C or les températures locales varient entre 18 à 50°C. Cette particularité doit être considérée pour la conception et le dimensionnement des systèmes de stockage.

Si les kits de conteneurs des batteries doivent être climatisés, cette autoconsommation devrait être examinée et viendrait en déduction de la quantité d’énergie destinée à la consommation. L’entretien de ces kits de batteries de stockage et leur amortissement devraient faire l’objet de plans inter temporels.

E2. Questions économiques

Le présent projet est relatif à la production d’énergie et à l’amélioration de la stabilité du réseau électrique. Les avantages possibles : (1) l’énergie 237 GWh/an, (2) la vente du bois de défriche, (3) le bilan carbone (….tonnes/an). Les coûts possibles sont: (i) l’étude de faisabilité technique et l’EIES, (ii) l’acquisition des terrains, (iii) le coût de l’ouvrage (génie-civil, panneaux solaires, technologie de stockage, ligne d’évacuation et poste de transformation, les onduleurs, structure des panneaux, accessoires) (iv) le coût d’exploitation (v) le coût du Plan de Gestion Environnementale et Sociale (PGES) et du Plan d’action de réinstallations (PAR),

32

(vi) le coût de la Maîtrise d’ouvrage et de la maîtrise d’œuvre, (vii) les imprévus et divers. Il importe de mentionner les difficultés d’estimation des coûts de certains bénéfices indirects tels que le volume et coûts du bois de défriche.

Pour que le projet aboutisse à des résultats escomptés en terme de réduction de la pauvreté et de croissance économique, l’énergie produite doit : (i) être injectée et transportée dans un réseau adéquat, (ii) être distribuée à des entreprises et à des ménages à travers un réseau de distribution adéquat, (iii) être utilisée par des entreprises et des ménages qui, grâce à des mesures incitatives, ont pu y accéder, (iv) être valorisée à travers des équipements et des modes d’utilisation qui en garantissent l’efficacité et maximisent les résultats. L’analyse de la rentabilité économique suivra la méthodologie préconisée par MCC à travers l’estimation des séries des avantages et des coûts et à l’estimation du taux de rentabilité économique. L’ampleur des avantages du maillon de la production est tributaire des quatre (04) conditions ci-dessus citées (réseau de transport et de distribution, accès et valorisation de l’électricité par les bénéficiaires) et des données y relatives.

E3. Problèmes environnementaux

L’emprise des trois centrales (80 ha chacune) sera une zone non habitée de préférence une zone non boisée et non agricole. Le projet sera implanté dans une zone dégagée et essentiellement de pâturage. Les ménages/villages pouvant subir des pertes liées au projet (terre, revenus, etc.) sont des agriculteurs et éleveurs dont les animaux pâturent dans l’espace qui sera occupé par les plaques solaires et les équipements associés. Malgré ces précautions envisagées, il est possible que le projet entraine : (i) des occupations de terrains potentiellement cultivables, (ii) des occupations des aires de pâturage, (iii) un déplacement potentiel de ménages, (iv) une destruction du couvert végétal. Un autre risque environnemental majeur concernera le recyclage des équipements en fin de vie tels que les modules solaires et les batteries de stockage.

En fonction de l’occupation des sols (80ha) du site d’implantation, il serait indispensable d’élaborer un plan d’action de réinstallation

Pendant la phase de travaux, prendre en compte la santé – sécurité au travail à travers un plan d’action.

Et la phase d’exploitation, mettre en place un système de management environnemental pour une gestion efficiente des déchets issus de l’exploitation et des intrants d’entretien comme les ressources en eau. Les principales parties prenantes sont : (i) le maître d’ouvrage et ses structures techniques, (ii) le maître d’œuvre, (iii) le bailleur de fonds, (iv) les populations affectées. Le maître d’ouvrage est l’acteur principal qui anime le processus de consultations.

Le Code de l’environnement et ses textes d’application font obligation de : (i) gestion des déplacements involontaires et de la migration de la population, (ii) l’accès équitable aux bénéfices et au développement induit dans la zone.

En vue de l’obtention des permis/certificats environnementaux, le maître d’ouvrage produit des TDR et des rapports d’évaluation environnementale et sociale qui doivent être validés par le BUNEE. Avant la délivrance des permis/certificats environnementaux, le BUNEE procède à l’enquête publique.. Le dossier est introduit chez le Ministre en charge de l’environnement

33

en vue de la délivrance du permis. De même un Plan de Gestion Environnemental et Social (PGES) doit être élaboré, mis en œuvre, suivi et évalué.

E4. Problèmes sociaux et de genre

La dynamique sociale peut être affectée à travers les facteurs suivants : (i) les opportunités de création d’emplois, (ii) l’occupation de terres due à l’emprise du projet, (iii) le déplacement potentiel de populations, (iv) le développement potentiel de maladies suite à l’arrivée de populations allochtones impliquées dans les travaux. Un rapport hygiène sécurité et environnement (HSQE) est souvent exigé par les Bailleurs de fonds.

Dans le cas d’un déplacement de populations résidentes sur les sites retenus pour la réalisation des infrastructures, les groupes vulnérables et les femmes déjà éprouvés seront les plus affectées (perturbations psychologiques, sociales, économiques, modes de vie, etc.).

Ainsi, dans un premier temps, il s’agit d’évaluer le nombre de personnes affectées par la construction des centrales et de lignes hautes tension suivant le genre. Pour ce faire, il faut distinguer les femmes, les hommes, les jeunes garçons, les jeunes filles, les personnes handicapées, les personnes âgées, les personnes pauvres, les personnes isolées et défavorisées, etc.

En cas de déplacement, les populations qui seront déplacées de leurs milieux de vie habituelle, ce qui nécessite une réadaptation dans leur mode de vie. Leur déplacement va perturber la dynamique sociale et affecter la représentation sociale des femmes ainsi que leur niveau d’autonomie au sein de la communauté. Leur participation dans les activités, l’accès et le contrôle des ressources et des avantages de la communauté ainsi que la division du travail communautaire peuvent être perturbés. L’étude sur les impacts socioéconomiques du projet qui a été programmée va mieux cerner ces effets et ferra des recommandations pour juguler ces effets.

Il est important d’évaluer leurs besoins pratiques, mais surtout les leviers d’accroissement de leur niveau de vie que sont : les facteurs de santé, de l’éducation, l’emploi, les activités génératrices de revenu (AGR), la propriété immobilière, l’équipement et branchement électrique ou kits s’il n’y a pas de réseau électrique, etc.

Pour ce faire, le projet va offrir des opportunités de création d’emploi pour les populations affectées et particulièrement pour les femmes et les groupes vulnérables par le renforcement de leurs capacités à accéder à l’emploi ainsi que les activités économiques générées par le projet.

Les services et entreprises techniques de l’électricité dirigés par les femmes seront identifiés et responsabilisés autant que possible pour l’exécution des travaux. Des mesures incitatives pourraient encourager l’entreprenariat féminin à travers des subventions de l’électricité pour les femmes pour relever le faible niveau de revenu des femmes et des groupes vulnérables

De manière spécifique pendant la phase de construction des centrales photovoltaïques, les travaux relatifs aux câblages des modules photovoltaïques et à leur fixation sur les supports seront confiés aux jeunes filles à l’image de ce qui a été fait pendant les travaux de construction de la centrale de Zagtouli.

34

Pendant la phase d’exploitation des centrales, la priorité sera également accordée aux entreprises dirigées par les femmes et employant des femmes les contrats d’entretien des champs solaires et des sites dans leur volet nettoyage.

Le processus de consultation publique sera participatif et équitable. Ainsi, toutes les populations affectées par le projet seront consultées et exprimeront librement leurs opinions sur tous les sujets les concernant. Cela se fera à travers les associations féminines, les faitières des groupes vulnérables ainsi que les structures en charge de problématiques genre et des groupes vulnérables en lien avec le secteur de l’électricité. Une stratégie de consultation sur la base des résultats de l’étude sera élaborée. Cette stratégie sera connue par l’ensemble des acteurs et bénéficiaires suivant des moyens de communication appropriés.

E5. Questions institutionnelles

En rappel, les entités institutionnelles impliquées sont : (i) la SONABEL qui sera impliquée dans les études de faisabilité (APS, analyse économique et financière, EIES), l’APD, le DAO, le suivi de la construction et du PGES, l’exploitation et la maintenance des ouvrages, (ii) le Ministère de l’Energie, l’ANEREE pour le contrôle des infrastructures et la qualité des équipements, (iii) le MCA II qui assurera les rôles de financements, mise en œuvre, suivi et évaluation, transfert de la maîtrise d’ouvrage à l’Etat et à ses démembrements. Le Ministère de l’Environnement, de l’Economie Verte et du Changement Climatique assurera la qualité des études environnementales et le suivi de la mise en œuvre du Plan de Gestion Environnementale et Sociale.

Pour la SONABEL, le Ministère de l’énergie et ses démembrements dont l’ANEREE, les principales contraintes sont : (i) l’insuffisances des capacités humaines pour animer les unités de gestion des centrales solaires à mettre en place, (ii) la faiblesse des capacités financières et matérielles, (iii) les conflits de compétences potentielles entre les entités publiques, (iv) les lourdeurs administratives pouvant retarder la prise de certaines décisions et l’exécution de certaines activités, (v) les faibles capacités de l’ARSE à assurer adéquatement toutes ses fonctions et à faire respecter les textes règlementaires, (vi) les faibles capacités en négociations des PPP, (vii) la non mise en œuvre intégrale de la loi 014-2017/AN du 20 avril 2017 portant règlementation générale du secteur de l’énergie, (viii) la faible maitrise de la technologie de production solaire avec stockage, (ix) la faiblesse des capacités des acteurs (SONABEL et Ministère de l’Energie) pour la conception et l’exploitation des ouvrages. Pour le MEEVCC, les principales contraintes résident dans l’insuffisance de moyens matériels et financiers pour le suivi du PGES.

E6. Questions d'investissement des entreprises et du secteur privé

Le projet de production d’électricité peut stimuler l’investissement du secteur privé de deux manières : (i) l’accroissement du volume de l’activité économique, (ii) l’investissement alternatif ou complémentaire du secteur privé dans le domaine d’électricité.

Au niveau de l’activité économique, le projet proposé produira et injectera 237 GWh/an supplémentaires dans le Réseau National Interconnecté (RNI), ce qui profite potentiellement à tous les anciens et nouveaux abonnés. Grâce à cette énergie supplémentaire, les entreprises nouvelles ou anciennes peuvent accroitre les activités suivantes : (i) production,

35

transformation ou conservation, (ii) transport, distribution ou commercialisation de la production supplémentaire, (iii) production des modules solaires, des câbles électriques ou des supports de modules. Pour que ces changements soient possibles, il faut un réseau adéquat de transport et de distribution qui convoie l’électricité jusqu’aux entreprises qui en ont besoin.

Dans le domaine de l’électricité, les acteurs du secteur privé ont été encouragés par la loi 014-2017/AN du 20 avril 2017 qui leur a ouvert l’accès à la production électrique et aux réseaux de transport. Certains grands groupes internationaux tels que SKYPOWER, TESLA etc. seraient intéressés de voir les investissements du MCC se concentrer sur la réalisation d’un Réseau de Transport et de distribution de grande capacité, ce qui leur donnera plus de marge pour produire et évacuer de grandes quantités d’énergie solaire vers les grands consommateurs, voir même l’exportation vers les six (06) pays voisins du Burkina Faso. Les échanges de l’UCF-Burkina avec SKYPOWER le 22 janvier et le 29 mars 2018 montrent les prédispositions du groupe à s’orienter vers de telles synergies d’investissement. Ainsi un Réseau de Transport et de distribution de grande capacité pourra attirer plus d’investisseurs privés de grande capacité à produire, à stocker et à vendre l’énergie solaire aux grands et petits consommateurs. Dans le domaine de la production, les dispositions envisagées dans les variantes offrent des incitations à l’investissement en faveur du secteur privé.

E7. Opportunité pour les partenariats de donateurs

Le maillon de la production d’électricité attire plusieurs partenaires techniques et financiers (PTF) tels que la Banque Mondiale, la BAD, l’Union Européenne, l’AFD etc. Les investissements envisagés peuvent catalyser d’autres interventions des partenaires techniques et financier (PTF) ou des partenaires privés. La BAD est intéressée par des opportunités de collaboration et de synergie d’investissements envisagés dans le cadre du MCC. De même, l’Union Européenne aurait un projet d’appui à la valorisation productive de l’électricité, ce qui offre une perspective de synergie avec le Projet 3 envisagé dans le compact II. Dans le cadre de la rencontre de l’Alliance solaire internationale (ASI), tenue en Inde en mars 2018, le Burkina Faso ambitionne, avec l’appui de la France et de l’Union européenne, de pouvoir réaliser deux autres centrales solaires de 50 mégawatts chacune. Si ces projets deviennent réalités, des synergies devraient être faites avec les investissements du Compact II.

36

ANNEXE

Annexe 1 :

Tableau A1.1 : Caractéristiques des projets alternatifs.

Composantes alternatives

Intitulé Coût estimatif (action/investissement) en milliards de FCFA

Indicateur de résultat (outcome/output)

Cible en fin de compact

Composante 1 CENTRALES HYDROELECTRIQUES (58 MW/40 MW disponibles)

206,8

Résultat attendu (effet/outcome) 1

L'offre d'électricité est accrue de 115,9 GWh pouvant desservir xx ménages dont 40% de ménages sociaux

Nombre de GWh injectés dans le réseau

115,9 GWh

Nombre d'abonnés par type

X ménages 3 ampères, 5 ampères et 10 ampères

Action/investissement 1.1

Construire la Centrale BAGRE AVAL (16MW)

65

Extrant/output 1.1.1 une production (offre) supplémentaire de 59,2 GWh est disponible

Nombre de GWh produits

59,2 GWh

Problème/cause 1.1 Insuffisance de l'offre d'énergie


Construire les Mini centrales de Bontioli (5,1 MW), Gongourou (5 MW) et Folonzo (10,8 MW) 2 milliards par MW installé

41,8

Extrant/output 1.2.1 Une production (offre) supplémentaire de 56,7 GWh est disponible


56,7 GWh



Construire la Centrale de Ouessa (21 MW)

100

Extrant/output 1.3.1 Une production (offre) supplémentaire de xx GWh est disponible


XX GWh

Problème/cause 1.3 insuffisance de l'offre d'énergie

Composante 2

CENTRALES SOLAIRES PHOTOVOLTAÏQUES SANS STOCKAGE (100 MW)

112


L'offre d'électricité est accrue de 220 GWh pouvant desservir xx ménages dont 40% de ménages sociaux

Nombre de GWh injectés dans le réseau

220 GWh

Nombre d'abonnés par type

X ménages 3 ampères, 5 ampères et 10 ampères


Construire la Centrale solaire Ouaga-Est (70 MWc)

56

37

Extrant/output 2.1.1 Une production (offre) supplémentaire de source solaire photovoltaïque de 110 GWh est disponible


110 GWh


….


Construire une Centrale solaire axe Kaya-Dori (70 MWc)

56

Extrant/output 2.2.1 Une production (offre) supplémentaire de source solaire photovoltaïque de 110 GWh est disponible


110 GWh


Composante 3 CENTRALES TURBINES-GAZ-VAPEUR (TGV) 166


L'offre d'électricité est accrue de 316 GWh


Construire une Centrale cycle combiné à gaz 200MW à Ouagadougou ou à Bobo Dioulasso

166

Extrant/output 3.1.1 Une production supplémentaire de 316 GWh est disponible


316 GWh


Tableau A1.2 : Description des centrales solaires photovoltaïques (50 MWc)

Description de la composante

Description

Description générale Construction d’une centrale solaire photovoltaïque avec stockage d’une puissance de 50 MWc correspondant à un volume d’énergie de 79 GWh/an. Les caractéristiques détaillées de chaque centrale sont données dans la section B ci-dessus.

Interrelation entre les composantes

Les centrales solaires photovoltaïques fonctionneront au fil du soleil et pendant les heures de pointe nocturne (18h-22h) à l’aide du stockage. La composante 2 du projet est relative à la réalisation d’une capacité de stockage d’énergie qui pourrait éventuellement être l’énergie produite par la centrale photovoltaïque à réaliser dans la composante 1. Le projet dépend également de la réalisation des lignes hautes tensions et des postes sources du projet PRAEL pour l’injection de la centrale solaire. Pour la durabilité des installations, les activités d’exploitation et de maintenance devront être assurées par du personnel compétent. Le projet 1 doit développer le cadre légal, institutionnel et doter la SONABEL d’un centre d’excellence permettant la formation du personnel nécessaire à l’exploitation de la centrale et du système de stockage

Etat actuel de développement du projet (fiche de projet, étude de

Pas d’étude de faisabilité

38


Description

préfaisabilité, de faisabilité, études environnementales, etc.) Moyens supplémentaires nécessaires

construction de lignes et postes d’évacuation

Calendrier de mise en œuvre de la composante

Durée d’exécution de 48 mois y compris l’acquisition des terres

Approches alternatives

Approches alternatives envisagées

Construction de centrales thermiques diesel, construction des centrales hydroélectriques, développement des lignes d’interconnections

Raisons de leur rejet 1. Coût d’exploitation élevé des centrales thermiques et du coût de revient du kWh;

2. Pollutions atmosphérique et sonore des centrales thermiques 3. Pour les centrales hydroélectriques, c’est le délai de leur

réalisation qui manifestement risque d’être hors de l’horizon temporel du compact.

4. Les lignes d’interconnexion ont un caractère régional alors que le compact est pour des activités nationales

Approche géographique

Zone (s) géographique (s) du projet (identification)

Site provisoire dans la région centre Est mais nécessite validation par des études relatives aux capacités d’évacuations de l’énergie et la capacité du point d’injection à supporter les intermittences

Description de la zone géographique

Axe Ouaga-Fada: il est situé dans la commune de Koupéla, province du Kouritenga à environ 140 km de la capitale. Les coordonnées géographiques du site sont : 12° 10’ 38’’ nord et 0° 21’30’’ Ouest ;

Ce site est à titre indicatif. Raisons du choix de ces zones

Possibilité d’évacuation à partir des projets de lignes à développer dans le cadre du projet projet PRAEL.

Cadre physique et social

Environnement physique

L’emprise de (80 ha) sera une zone non habitée une zone non boisée et non agricole.

Caractéristiques démographiques

Non applicable.

Caractéristiques socio-économiques

Zone de pâturage.

Les ménages/villages pouvant subir des pertes liées au projet (terre, revenus, etc.)

Agriculteurs et éleveurs dont les animaux pâturent dans l’espace qui sera occupé par les plaques solaires et les équipements associés.

39


Description

Bénéficiaires potentiels

Description des bénéficiaires (amélioration des conditions de vie)

L’énergie est injectée dans le réseau National Interconnecté donc profite potentiellement à tous les abonnés. Les caractéristiques socioéconomiques des deux zones d’implantation sont les suivantes : Axe Ouaga-Fada (Zone Koupéla): incidence de la pauvreté est de

55,1% en 2003 et 36,1% en 2014. Amélioration de la qualité de service par la réduction du nombre

de délestage Effectif estimé des bénéficiaires

Tous les abonnés du réseau interconnecté de la SONABEL soit environ 600 000 abonnés

Description des groupes pouvant être affectés négativement

Agriculteurs et éleveurs dont les animaux pâturent dans l’espace qui sera occupé par les plaques solaires et les équipements associés.

Avantages escomptés Avantages en termes de réduction des coûts

Gains en terme de coût de revient du kWh

Avantage en termes d’accroissement d’activités

Accroissement des activités de transformation et de conservation utilisant l’électricité supplémentaire ;

Accroissement des activités de transport, distribution et de commercialisation de la production supplémentaire.

Avantage en termes d’accroissement des revenus des ménages

Gains de revenus issus de l’accroissement des activités.

Avantage en termes de croissance économique

Augmentation de la valeur ajoutée liée aux activités supplémentaires.

Mécanismes pour remédier aux inégalités

Veiller à une répartition équitable des actifs et opportunités supplémentaires engendrés.

Adopter une démarche participative et inclusive dans la répartition des actifs et opportunités supplémentaires engendrés.

Coûts indicatif Coût de la composante

50 milliards de francs CFA

Tableau A1.3 : Réformes et aspects institutionnels

Réformes politiques et institutionnelles

Description

Réformes déjà entreprises afin d’améliorer la viabilité et la durabilité

• Création de l’ANEREE en octobre 2016 pour promouvoir les énergies renouvelables et l’efficacité énergétique

• Adoption de la loi 014-2017/AN du 20 avril 2017 portant règlementation générale du secteur de l’énergie

• Adoption de la Lettre de Politique Sectorielle de l’Energie

Réformes envisagées afin • Elaboration des textes d’application de la loi 014-

40

Réformes politiques et institutionnelles

Description

d’améliorer la viabilité et la durabilité

2017/AN du 20 avril 2017 • Elaboration de contrat-type pour l’encadrement des PPP

Arrangements spécifiques pour les projets régionaux (au cas échéant)

Mode de gouvernance proposé Sans objet Institutions de supervision et de gouvernance dans les pays voisins

Sans objet

Entités d’exécution Entités (description, justification, rôles, responsabilités)

• SONABEL pouvant avoir les rôles et les responsabilités suivantes : - Etudes de faisabilité (APS, analyse économique et

financière, EIES), APD, DAO - Suivi de la construction - Exploitation et maintenance des ouvrages - Suivi du PGES

• Ministère de l’Energie /ANEREE : - Contrôle des infrastructures - Contrôle qualité des équipements

• Le MEEVCC : - Assure la qualité des études environnementale, - Assure le suivi de la mise en œuvre du PGES

• MCA 2 avec pour rôles : financements, mise en œuvre, suivi et évaluation, transfert de la maîtrise d’ouvrage à l’Etat et à ses démembrements

Liens entre les entités (organigramme)

Durabilité Principaux facteurs pouvant influencer la viabilité du projet au-delà de la fin du compact

• Aléas climatiques

Durée de vie attendu des principaux produits

• 25 ans pour les modules • 10 ans pour les accumulateurs

Durabilité des résultats (effets) 25 ans (50 MW) Actions spécifiques pour accroître la durabilité des actifs, des résultats et impacts du projet à plus long terme

• Maintenance efficace et efficiente des centrales

41

Annexe 2 :

Tableau A2.1 : Etat du parc de production de la SONABEL

DIRECTION DE LA PRODUCTION

CENTRALES THERMIQUES

Centrale de Ouaga 1

Groupe Type Fabricant Vitesse

Puissanc

e Nominale (kW)

Puissance Exploitable (kW)

Puissance Disponibl

e (kW)

Equipement

Mise Service

Affectation

Dec. Théorique

Combustible

CS en g/Kwh

1 VASA L9 R32 R Wartsilä 750 700 2 500 2 500 GR01 01/01/

1991 01/01/1991

01/01/2011 DDO

228,54

2 VASA L9 R32 R Wartsilä 750 700 2 500 2 500 GR02 01/01/

1991 01/01/1991

01/01/2011 DDO

228,54

centrale de Ouaga 2


Puissanc

e Nominale (kW)


Puissance Disponibl

e (kW)

Equipement

Mise Service

Affectation

Dec. Théorique

Combustible

6 12 PC 2,5 V400

SEMT Pielstick 500 280 500 500 GR02 01/01/

1980 01/01/1980

01/01/2005

DDO et FUEL

243,00

7 12 PC 2,5 V400

SEMT Pielstick 500 280 500 GR03 01/01/

1978 01/01/1978

01/01/2003

DDO et FUEL

241,00

8 12 PC 2,5 V400


1979 01/01/1979

01/01/2004

DDO et FUEL

242,00

9 18 PC 2,5 V400

SEMT Pielstick 500 992 500 GR05 01/01/

1982 01/01/1982

01/01/2007

DDO et FUEL

237,00

10 18 PC 2,5 V400


1982 01/01/1982

01/01/2007

DDO et FUEL

238,00

12 12 PA 6 V280

SEMT Pielstick

1 000 264 800 800 GR08 01/01/

1999 01/01/1999

01/01/2019 DDO

235,00

centrale de Kossodo


Puissanc

e Nominale (kW)


Puissance Disponibl

e (kW)

Equipement

Mise Service

Affectation

Dec. Théorique

Combustible

14 18 V 28/32H

MAN B & W Diesel 750 800 000 000 GR01 15/03/

2000 15/03/2000

01/01/2025

DDO et

225,4

42

FUEL 8

15 B V 16M 640

DEUTZ-MWM 600 460 000 GR02 01/01/

2000 01/01/2000

01/01/2025

DDO et FUEL

224,16

16 B V 16M 640

DEUTZ-MWM 600 460 500 500 GR03 01/01/

2000 01/01/2000

01/01/2025

DDO et FUEL

219,06

17 B V 16M 640

DEUTZ-MWM 600 460 000 GR04 01/01/

2003 01/01/2003

01/01/2028

DDO et FUEL

221,56

18 B V 16M 640

DEUTZ-MWM 600 460 500 500 GR05 01/01/

2004 01/01/2004

01/01/2029

DDO et FUEL

222,48

19 18 V W 32 Wartsilä 750 032 000 000 GR06 01/01/2005

01/01/2006

01/01/2030

DDO et FUEL

219,97

20 18 V W 32 Wartsilä 750 032 000 000 GR07 01/01/2005

01/01/2006

01/01/2030

DDO et FUEL

217,60

144 18 V 48/60 B

MAN B & W 500 8 390 6 000 6 000 GR08 25/11/

2006 04/12/2006

01/01/2031

DDO et FUEL

212,30

Projet Projet 500 6 700 6 700 6 700 GR09 205,00

Projet Projet 500 6 700 6 700 6 700 GR01

0 205,00

Projet Projet 500 6 700 6 700 6 700 GR01

1 205,00

Centrale de Komsilga


Puissanc

e Nominale (kW)


Puissance Disponibl

e (kW)

Equipement

Mise Service

Affectation

Dec. Théorique

Combustible

154 18 V 48/60 B

MAN B & W 500 8 427 6 500 6 500 GR01 23/01/

2013 23/01/2013

17/01/2038

DDO et FUEL

208,00

155 16 VM43 C

CATERPILLAR 500 2 527 0 500 0 500 GR02 14/06/

2012 14/06/2012

04/06/2037

DDO et FUEL

205,00

156 16 VM43 C

CATERPILLAR 500 2 527 0 500 0 500 GR03 14/06/

2012 14/06/2012

14/06/2037

DDO et FUEL

205,00

157 16 VM43 C

CATERPILLAR 500 2 527 0 500 0 500 GR04 14/06/

2012 14/06/2012

14/06/2037

DDO et FUEL

205,00

159 16 VM43 C

CATERPILLAR 500 2 527 0 500 0 500 GR05 27/03/

2014 27/03/2014

21/03/2039

DDO et

205,0

43

FUEL 0

160 16 VM43 C

CATERPILLAR 500 2 527 0 500 0 500 GR06 13/04/

2014 13/04/2014

07/04/2039

DDO et FUEL

205,00

161 16 VM43 C

CATERPILLAR 500 2 527 0 500 0 500 GR07 20/04/

2014 20/04/2014

14/04/2039

DDO et FUEL

205,00

centrale de Bobo 2


Puissanc

e Nominale (kW)


Puissance Disponibl

e (kW)

Equipement

Mise Service

Affectation

Dec. Théorique

Combustible

25 18 V 28/32 MAN B & W Diesel 750 800 000 000 GR01 01/01/

1988 01/01/1988

01/01/2013

DDO et FUEL

227,00

26 18 V 28/32 MAN B & W Diesel 750 800 000 000 GR02 01/01/

1990 01/01/1990

01/01/2015

DDO et FUEL

227,00

27 18 V 28/32H

MAN B & W Diesel 750 800 000 000 GR03 01/01/

1995 01/01/1995

01/01/2020

DDO et FUEL

227,00

28 18 V 28/32H

MAN B & W Diesel 750 800 000 000 GR04 01/01/

1995 01/01/1995

01/01/2020

DDO et FUEL

227,00

29 18 V 28/32H

MAN B & W Diesel 750 800 000 000 GR05 01/01/

1998 01/01/1998

01/01/2023

DDO et FUEL

227,00

162 12V48/60B

MAN Diesel &Turbo

500 2 250 0 500 0 500 GR06 22/01/2015

29/01/2015

16/01/2040

DDO et FUEL

207,31

163 12V48/60B

MAN Diesel &Turbo

500 2 250 0 500 0 500 GR07 22/01/2015

29/01/2015

16/01/2040

DDO et FUEL

208,86

164 12V48/60B

MAN Diesel &Turbo

500 2 250 0 500 0 500 GR08 27/02/2015

05/03/2015

21/02/2040

DDO et FUEL

208,89

165 12V48/60B

MAN Diesel & Turbo

500 2 250 0 500 0 500 GR09 02/03/2015

09/03/2015

24/02/2040

DDO et FUEL

205,83

centrale de Fada


Puissanc

e Nominale (kW)


Puissance Disponibl

e (kW)

Equipement

Mise Service

Affectation

Dec. Théorique

Combustible

68 KTA 50-G3 CUMMINS 1

500 000 00 00 GR03 01/01/1998

01/01/1998

01/01/2013 DDO

258,58 58 BV 6M

628 DEUTZ-MWM

1 000 000 00 GR04 01/01/

1986 01/01/2005

01/01/2006 DDO

centrale de Dédougou

44


Puissanc

e Nominale (kW)


Puissance Disponibl

e (kW)

Equipement

Mise Service

Affectation

Dec. Théorique

Combustible

150 S12U-PTA MITSUBISHI

1 000 840 1400 140

0 GR01 14/03/2011

18/03/2011

20/10/2022 DDO

230,8

6

145 TBD 620 V12

DEUTZ-MWM

1 500 000 800 800 GR03 17/12/

2007 17/12/2007

01/01/2022 DDO

57 TBD 620 V12

DEUTZ-MWM

1 500 000 800 0 GR04 01/01/

1991 01/01/2002

01/01/2014 DDO

151 S12U-PTA MITSUBISHI

1 000 840 1400 140

0 GR06 14/03/2011

18/03/2011

20/10/2022 DDO

centrale de Gaoua


Puissanc

e Nominale (kW)


Puissance Disponibl

e (kW)

Equipement

Mise Service

Affectation

Dec. Théorique

Combustible

103 OM 444 A MERCEDES

1 500 56 00 GR01 01/01/

2003 01/01/2003

01/01/2015 DDO

258,5

7

52 TBD 616 V12

DEUTZ-MWM

1 500 20 00 00 GR03 01/01/

1991 01/01/2002

01/01/2019 DDO

147 TCD2016 V16

DEUTZ-MWM

1 500 00 50 50 GR04 08/08/

2009 08/08/2009

01/01/2024 DDO

153 S16R-PTA MITSUBISHI

1 500 00 40 GR05 03/06/

2012 03/06/2012

03/06/2027 DDO

centrale de Ouahigouya


Puissanc

e Nominale (kW)


Puissance Disponibl

e (kW)

Equipement

Mise Service

Affectation

Dec. Théorique

Combustible

117 9 L 20 Wartsilä 1 000 400 000 000 GR01 01/01/

2005 01/01/2005

01/01/2025 DDO

209,1

8

118 9 L 20 Wartsilä 1 000 400 000 000 GR02 01/01/

2005 01/01/2005

01/01/2025 DDO

119 9 L 20 Wartsilä 1 000 400 000 GR03 01/01/

2005 01/01/2005

01/01/2025 DDO


500 000 00 00 GR05 01/01/1998

20/11/2009

01/01/2013 DDO

centrale de Dori


Puissanc

e Nominale (kW)


Puissance Disponibl

e (kW)

Equipement

Mise Service

Affectation

Dec. Théorique

Combustible

152 S16R-PTA MITSUBISHI

1 500 000 00 GR03 08/04/

2011 08/04/2011

08/04/2026 DDO

244,1

4

78 512-MPTA MITSUBISHI

1 500 00 80 GR01 01/01/

2002 Transféré de Boromo non

affecté

67 CAT 3412 (tractable)

CATERPILLAR

1 500 00 50 30 GR06 01/01/

2003 15/03/2010

01/01/2018 DDO

148 TBD 616 DEUTZ- 1 GR07 01/01/ 02/12 07/08/2 DDO

45

V12 MWM 500 20 00 80 2010 /2010 021

100 OM 444 LA Mercedes 1

500 00 80 20 GR09 01/01/2000

01/01/2000

28/12/2014 DDO


500 000 00 50 01/01/1998

07/12/2011

28/12/2012 DDO

139 VTA 28 Cummins 1 500 50 50 50 GR10 01/01/

1996 01/01/1996

28/12/2010 DDO

CENTRES ISOLES

centrale de Diapaga


Puissanc

e Nominale (kW)


Puissance Disponibl

e (kW)

Equipement

Mise Service

Affectation

Dec. Théorique

Combustible


1 500 52 20 20 GR01 01/01/

1999 01/01/1999

01/01/2014 DDO

259,1

0 137 D2866LE2

01 MAN 1 500 56 80 80 GR03 09/03/

2005 12/12/2011

01/01/2020 DDO


1 500 52 20 20 GR02 01/01/

1999 01/01/1999

01/01/2014 DDO

97 OM 442 L MERCEDES

1 500 40 30 30 GR06 01/01/

2004 Transféré de Tougan non

affecté


1 500 52 20 00

centrale de Gayéri


Puissanc

e Nominale (kW)


Puissance Disponibl

e (kW)

Equipement

Mise Service

Affectation

Dec. Théorique

Combustible

115 OM 447 MERCEDES

1 500 6 0 0 GR02 01/01/

1997 17/05/2012

29/12/2011 DDO

287,8

6 114 OM 447 MERCED

ES 1

500 6 0 0 GR03 01/01/1997

17/05/2012

01/01/2012 DDO


1 500 52 20 20 GR05 01/01/

1999 29/05/2013

01/01/2014 DDO

46

Annexe 3 :

PLAN DE PRODUCTION SONABEL (extrait du schéma directeur 2012-2030) CHAPITRE III : PLAN DIRECTEUR PRODUCTION III.1. ETAT DES LIEUX DES MOYENS DE PRODUCTION

Le plan de production électrique est basé sur une analyse du parc de production national existant ainsi que sur les projets de renforcement dudit parc.

D’une manière générale, la puissance exploitable des groupes de production diminue au fil des années, ceci est lié au vieillissement normal des machines. Dans ces conditions, la puissance de référence utilisée pour évaluer la capacité de production totale sera la puissance exploitable des groupes.

III.1.1. Parc de production thermique

Le parc de production thermique est composé de dix (10) centrales raccordées au réseau national interconnecté (RNI), de deux (02) centrales isolées pour l’alimentation des villes de Diapaga et de Gayéri et de dix-huit (18) mini-centrales diesel et hybrides dans le domaine de l’électrification rurale.

III.1.1.1. Centrales thermiques raccordées au RNI

Ces centrales d’une puissance nominale cumulée de 287 MW représentent plus de 90% du parc national et contribuent à hauteur de 93 % à la production de l’énergie électrique. Elles sont dotées de groupes à moteurs diesels conçus pour une marche en continue fonctionnant au HFO et au DDO.

Bobo 2 :

La centrale est composée de cinq (05) groupes de 3,8 MW chacun et de quatre (04) groupes de 12,25 MW chacun. Le combustible utilisé par ces groupes est principalement le Heavy Fuel-Oil (HFO) et secondairement du Distillate-Diesel-Oil (DDO). Cette centrale est connectée au réseau interconnecté par deux (02) liaisons 33 kV au poste de Kodéni, une liaison 33 kV au poste de Bobo I et une autre liaison 33 kV au poste de Kua. La puissance nominale de la centrale est de 68 MW et celle exploitable de 57 MW.

Komsilga :

La centrale est composée d’un (01) groupe de 18,4 MW et de six (06) groupes de 12,5 MW chacun. Le combustible utilisé par ces groupes est principalement le HFO et secondairement du DDO. La centrale est raccordée par une liaison 90 kV et une liaison 33 kV au poste de Zagtouli. Elle est également raccordée par une liaison 90 kV au poste de la Patte d’oie et par deux (02) liaisons 33 kV au poste de Ouaga 2000. La puissance nominale de la centrale est de 94 MW et celle exploitable de 80 MW.

Kossodo :

La centrale est composée d’un (01) groupe de 3,8 MW, de quatre (04) groupes de 6,4 MW chacun, deux (02) groupes de 8 MW chacun et un (01) groupe de 18 MW. Le combustible utilisé par ces groupes est principalement le HFO et secondairement du DDO. La centrale est raccordée par une liaison 33 kV au poste de Ouaga 2 et par une autre liaison 33 kV au poste de

47

la Patte d’oie. La centrale est également raccordée par une liaison 33 kV et une autre liaison 90 kV au poste de Ouaga 1. La puissance nominale de la centrale est de 64 MW et celle exploitable de 51 MW.

Ouaga 1 :

La centrale est située au centre de la ville de Ouagadougou et est composée de deux (02) groupes à moteur diesel de 2,7 MW chacun. Le combustible utilisé par les groupes est le DDO. La centrale abrite le poste source le plus chargé de la SONABEL. Elle est connectée aux postes de Ouaga 2 et de Kossodo au travers d’une ligne 90 kV et d’une ligne 33 kV sur chacun des postes. La puissance nominale de la centrale est de 5,4 MW et celle exploitable de 5 MW. Cette centrale est principalement destinée au secours. Elle est utilisée pour alimenter des charges prioritaires en cas de perturbation sur le réseau ou encore pour relancer le RNI après un black-out et en cas d’indisponibilité des sources de relance habituelles qui sont les centrales thermiques principales. Elle n’est utilisée pour la production normale qu’en cas de déficit de puissance sur le RNI.

Ouaga 2 :

La centrale est composée de trois (03) groupes de 5,2 MW chacun, de deux (02) groupes de 8 MW chacun et d’un (01) groupe de 3,2MW. Le combustible utilisé par l’ensemble des groupes est principalement le HFO et secondairement le DDO à l’exception de celui de 3,2 MW qui utilise exclusivement du DDO. Cette centrale est connectée par une liaison 33 kV et une autre 90 kV au poste de Ouaga 1. Elle est également connectée par une liaison 90 kV au poste de Zagtouli et par une liaison 33 kV au poste de Kossodo. La puissance nominale de la centrale est de 35,08 MW et celle exploitable de 23,3 MW.

Fada :

La centrale est composée de deux (2) groupes de 1 MW chacun. Le combustible utilisé par les groupes est le DDO. Cette centrale est connectée au réseau interconnecté par une ligne 33 kV la reliant au poste de Koupéla. La puissance nominale de la centrale est de 2 MW et celle exploitable de 1,1 MW. Elle est utilisée principalement en secours. Elle a pour rôle d’alimenter la charge de ce pôle de production en cas de déficit sur le RNI ou en cas d’indisponibilité de la ligne électrique alimentant le pôle régional de production de Fada. Ces groupes seront déclassés dès la mise en service des nouveaux groupes (7,5 MW).

Dori :

La centrale est composée de deux (02) groupes de 1 MW chacun, de trois (03) groupes de 0,4 MW chacun, d’un (1) groupe de 0,52 MW et d’un (1) groupe de 0,65 MW. Le combustible utilisé par les groupes est le DDO. Cette centrale est connectée au réseau interconnecté par une ligne 33 kV la reliant au poste de Kaya. La puissance nominale de la centrale est de 4,37 MW et celle exploitable de 3,03 MW. Elle est utilisée principalement en secours. Elle a pour rôle d’alimenter la charge de ce pôle de production en cas de déficit sur le RNI ou en cas d’indisponibilité de la ligne électrique alimentant Dori.

Dédougou :

La centrale est composée de deux (02) groupes de 1 MW chacun et de deux (02) groupes de 1,8

48

MW chacun. Le combustible utilisé par les groupes est le DDO. Cette centrale est connectée au réseau interconnecté par une ligne 33 kV la reliant au poste de Wona. La puissance nominale de la centrale est de 5,6 MW, et celle exploitable de 4,4 MW. Elle est utilisée principalement en secours. Elle a pour rôle d’alimenter la charge de ce pôle de production en cas de déficit sur le RNI ou en cas d’indisponibilité de la ligne électrique alimentant Dédougou.

Ouahigouya :

La centrale est composée de trois (03) groupes de 1,4 MW chacun et d’un (1) groupe de 1 MW. Le combustible utilisé par les groupes est le DDO. Cette centrale est connectée au réseau interconnecté par une ligne 33 kV la reliant au poste de Kossodo et une ligne 90 kV la reliant au poste de Zagtouli. La puissance nominale de la centrale est de 5,2 MW et celle exploitable de 3,7 MW. Elle est utilisée principalement en secours. Elle a pour rôle d’alimenter la charge de ce pôle de production en cas de déficit sur le RNI ou en cas d’indisponibilité de la ligne électrique alimentant Ouahigouya.

Gaoua :

La centrale est composée de deux (02) groupes de 2,7 MW chacun. Le combustible utilisé par les groupes est le DDO. Cette centrale est connectée au réseau interconnecté par une ligne 33 kV la reliant au poste de Pâ. La puissance nominale de la centrale est de 5,4 MW et celle exploitable de 5 MW. Elle est utilisée principalement en secours. Elle a pour rôle d’alimenter la charge de ce pôle de production en cas de déficit sur le RNI ou en cas d’indisponibilité de la ligne électrique alimentant Gaoua.

Les données de l’ensemble des groupes de production thermique du RNI de la SONABEL sont présentées dans le tableau suivant :

Tableau A3.1 : Parc de production thermique du RNI

Site Puissance nominale (MW)

Puissance exploitable (MW)

Combustibles

Bobo 2 68,0 57,0 HFO et DDO

Komsilga 93,6 79,5 HFO et DDO

Kossodo 64,1 51,0 HFO et DDO

Ouaga 2 35,1 23,3 HFO et DDO

Ouaga 1 5,4 5,0 DDO Fada 2,0 1,1 DDO Dori 5,1 3,6 DDO Dédougou 5,7 4,4 DDO Ouahigouya 5,2 3,7 DDO Gaoua 2,4 1,9 DDO Total parc de production thermique connecté au RNI

286,6 230,5

III.1.1.2. Centrales thermiques Isolées

49

La SONABEL exploite deux (02) centrales isolées que sont Diapaga d’une puissance nominale de 700 kW et Gayéri d’une puissance nominale de 500 kW. Des projets de raccordement de ces centrales au RNI à partir du poste de Fada sont en cours.

En outre, dans le cadre de l’électrification rurale, on dénombre quatorze 14 mini-centrales d’une puissance nominale cumulée de 2 109 kW. Ces centrales sont exploitées par des Coopératives d’électricité (COOPEL) et des associations. Parmi ces centrales onze (11) fonctionnent exclusivement au diesel et trois (03) sous forme hybride (solaire-diesel).

Les caractéristiques des centrales isolées sont données dans le tableau en Erreur ! Source du renvoi introuvable..

III.1.1.3. Coût du kWh par centrale

Le coût de production par centrale est présenté dans le tableau ci-dessous. Celui-ci se rapporte uniquement aux postes combustible et lubrifiant.

Quant aux prix de cession de l’énergie dans le cadre des IPP, ils sont régulés au contrat.

Tableau A3.2 : Coût de production du kWh par centrale (postes combustible et lubrifiant)

CENTRALES Coût du kWh en 2016 (F CFA/kWh)

OUAGA 1 81,3 OUAGA 2 72,9 KOSSODO 52,7 KOMSILGA 46,6 BOBO II 46,9 GAOUA 91,9 OUAHIGOUYA 82,7 DEDOUGOU 84,8 FADA 113,1 DIAPAGA 98,5 GAYERI 105,6 DORI 90,9

III.1.2. Parc de production hydroélectrique

Le parc de production hydroélectrique est composé de deux (02) centrales principales et deux (02) mini-centrales raccordées au RNI.

Bagré :

La centrale est composée de deux (02) groupes de 8,36 MW chacun et est raccordée au poste de Zano par une ligne de 132 kV. La puissance nominale de la centrale est de16,72 MW et celle exploitable est de 13 MW.

Kompienga :

La centrale est composée de deux (02) groupes de 7,14 MW chacun et est raccordée au poste de Zano par une ligne 132 kV. La puissance nominale totale de la centrale est de 14,28

50

MW et celle exploitable est de 11,1 MW.

Niofila et Tourni :

Les deux (02) mini-centrales de Niofila et Tourni ont des capacités exploitables respectives de 1,5 MW et de 0,5 MW. Elles sont raccordées au poste de Banfora par une ligne 33 kV.

Les données de l’ensemble des groupes de production hydroélectrique sont présentées dans le tableau ci-dessous :

Tableau A3.3 : Parc de production hydroélectrique connecté au RNI

Site Puissance nominale (MW)

Puissance exploitable (MW)

Année de mise en service

Bagré 16,72 13,0 1993 Kompienga 14,28 11,1 1989 Niofila 1,5 1,5 1996 Tourni 0,5 0,5 1996 TOTAL PARC PRODUCTION HYDROELECTRIQUE RNI 33,000 26,1

III.1.3. Parc de production solaire

Le parc de production solaire connecté au RNI se résume actuellement à la centrale de 1,1 MWc de Ziga qui a été mise en service en avril 2017. Le parc de production solaire sera considérablement renforcé dans les mois à venir avec la mise en service de la centrale de Zagtouli 1 (33 MWc) et de nombreuses autres centrales solaires dont le détail est donné dans le paragraphe présentant les projets de renforcement du parc de production.

Du parc de production solaire connecté au RNI, se comptabilisent les réalisations de systèmes solaires photovoltaïques sur des édifices publics et privés ainsi que de l’utilisation de kits solaires dans les zones de pré-électrification.

III.2. DECLASSEMENT DES MOYENS DE PRODUCTION

La durée de vie considérée pour les équipements de production thermique est de 25 ans pour les moteurs semi-rapides qui fonctionnent au HFO et de 15 ans pour les moteurs rapides qui fonctionnent exclusivement au DDO. Toutefois, le parc de production contient des groupes qui ont déjà dépassé la durée de vie théorique et qui présentent des rendements éloignés des valeurs nominales. Cette situation entraine une augmentation des coûts de production.

Le déclassement des moyens de production se présente comme suit :

Ouaga 2 :

Le déclassement concernera l’ensemble des groupes constituant la centrale soit une puissance exploitable de 23,3 MW et interviendra en 2020, et ce avec la mise en service de la centrale de 50 MW à Kossodo.

Fada :

51

Le déclassement concernera les deux (02) groupes d’une puissance exploitable totale de 1,1 MW et interviendra en 2018 coïncidant avec la mise en service des deux (02) groupes de 3,75 MW chacun.

Dédougou :

Le déclassement concernera un groupe de puissance exploitable de 0,8 MW et interviendra en 2019.

Gaoua :

Le déclassement concernera deux groupes d’une puissance exploitable totale de 0,6 MW et interviendra en 2019.

Ouahigouya :

Le déclassement concernera un groupe de puissance exploitable de 0,7 MW et interviendra en 2019.

Dori :

Le déclassement concernera sept (07) groupes d’une puissance exploitable totale de 2,4 MW et interviendra en 2019.

Gayéri :

Le déclassement concernera l’ensemble des groupes constituant la centrale soit une puissance exploitable de 0,24 MW et interviendra en 2018.

Diapaga :

Le déclassement concernera l’ensemble des groupes constituant la centrale soit une puissance exploitable de 0,45 MW et interviendra en 2019.

A l’horizon 2020, un ensemble de groupes vieillissant du parc de production d’une puissance de 29,59 MW exploitable (50,25 MW de nominal) est prévu être déclassé. Entre 2021 et 2025 aucun déclassement de groupe n’est prévu. La liste des groupes à déclasser dans l’horizon 2020 figure en Erreur ! Source du renvoi introuvable..

III.3. PROJETS DE RENFORCEMENT DES MOYENS DE PRODUCTION

Les investissements décidés notamment les interconnexions régionales ont été traités comme des contraintes. Les autres investissements d’approvisionnement ont été planifiés en tenant compte de ces contraintes, de la sécurisation et de la fiabilisation du réseau électrique.

III.3.1. Renforcement du parc de production thermique

Le renforcement de parc de production thermique consiste d’une part en la réhabilitation de groupes dans les centrales de Kossodo et de Bobo 2, et d’autre part en l’installation de nouveaux groupes dans les centrales de Ouaga-Est, Kossodo et Fada, Ouaga Nord-Ouest (ex Donsin). Kossodo : Le renforcement de la centrale thermique de Kossodo consistera en l’installation d’une capacité additionnelle de 50 MW dont la date de mise en service est prévue en 2020. Le

52

financement est assuré par la Banque Islamique de Développement (BID).

Ouaga-Est :

Le Burkina Faso a engagé le processus de sélection d’un PIE pour la réalisation d’une centrale thermique de 100 MW extensible à 150 MW sur le site SONABEL de Ouaga Est. La date de mise en service de la première tranche de 100 MW est prévue pour 2020.

Ouaga Nord-Ouest :

Un projet de centrale électrique est prévu sur le site situé dans la zone Nord-Ouest de Ouaga pour une puissance totale de 210 MW. La mise en service d’une première tranche de 100 MW est prévue en 2020.

Fada :

Dans le cadre du projet d’appui au secteur de l’électricité (PASEL), il est prévu la réalisation d’une centrale thermique de 2 x 3,75 MW à Fada N’Gourma. Les travaux sont en cours et la mise en service de cette centrale est prévue pour 2018.

III.3.2. Renforcement du parc de production solaire III.3.2.1. Potentiel technique global solaire

La capacité d’absorption du réseau (potentiel technique global solaire) et les dispositions techniques ont été déterminées dans le cadre de l’étude « Assistance à la mise en place des conditions technico-économiques pour le soutien au développement de la filière photovoltaïque raccordée au réseau » financée par l’Union Européenne 2016-2017.

Suivant les résultats de cette étude, le potentiel technique global solaire, pour un mix de production électrique « thermique – solaire – intégration régionale », est de 170 MWc en 2020, 240 MWc en 2025 et 330 MWc en 2030 pour des puissances de pointe correspondantes de 398 MW en 2020, 627 MW en 2025 et 853 MW en 2030.

Les prévisions de puissances et d’énergies qui ont permis de déterminer le potentiel solaire sont résumées dans le tableau suivant :

Tableau A3.4 : Les prévisions de puissances et d’énergies

2020 2025 2030

Nombre d’abonnés MT 1 800 2 110 2 437 BT 1 169 000 1 974 000 3 021 000

Energie (GWh) 1 815 2 591 3 523 Puissance de pointe 398 627 853 Potentiel solaire (MWc) 170 240 330 Les prévisions de puissances et d’énergies du scenario moyen de la présente étude se présentent comme suit :

Tableau A3.5 : Les prévisions de puissances et d’énergies du scenario moyen

2020 2025 2030

Nombre d’abonnés MT 1 800 2 110 - BT 1 170 800 1 909 801 -

Energie (GWh) 1 815 2 591 -

53

Puissance de pointe 408 646 - Les prévisions de puissances et d’énergies du scenario moyen de la présente étude étant voisines de celles de l’étude « Assistance à la mise en place des conditions technico-économiques pour le soutien au développement de la filière photovoltaïque raccordée au réseau », il a été retenu le même potentiel solaire.

Le développement planifié de la production solaire évoqué dans les projets suivants, y compris les « prosumers » respecte les résultats susmentionnés.

III.3.2.2. Les projets de renforcement du parc solaire

Zagtouli : Les travaux de construction de la centrale Zagtouli 1 de 33 MWc ont démarré le 13 juin 2016 et la mise en service est prévue pour septembre 2017. Elle a été officiellement mise en service en novembre 2017. Une extension de cette centrale dénommée Zagtouli 2 sera réalisée par l’installation d’une puissance additionnelle d’au moins 17 MWc. La mise en service de cette tranche est envisagée pour 2020.

Koudougou et Kaya :

Un avant-projet détaillé a été élaboré en début 2017 pour la construction de deux (02) centrales solaires photovoltaïques dont une à Koudougou (20 MWc) et le second à Kaya (10 MWc). Le financement est assuré par la Banque Mondiale dans le cadre de l’exécution du Projet d’Appui au Secteur de l’Electricité. La date de mise en service de ces deux (02) centrales est prévue pour 2020. Centrales solaires régionales – WAPP :

Dans le cadre du WAPP, une étude de préfaisabilité a été réalisée en vue de l’implantation de centrales solaires à vocation régionale d’une puissance totale de 150 MW. La mise en service de ces centrales est fixée pour 2022 avec une part de production pour le Burkina Faso de 50 MWc.

Centrale solaire 26,6 MWc de Zina (en PPP) :

Le Gouvernement a signé un protocole d’accord avec Windiga Energy pour la construction d’une centrale solaire de 26,6 MWc sur le site de Zina. La date de mise en service est prévue en fin 2019.

Cinq (05) centrales solaires PIE (68,24 MW) (en PPP)

Dans le cadre du renforcement du parc de production solaire le gouvernement a engagé un processus de recrutement de promoteurs pour la réalisation de cinq (05) centrales solaires photovoltaïques d’une puissance cumulée d’environ 68,24 MWc. Ce processus a conduit à l’attribution des sites à quatre (04) promoteurs que sont :

- SCATEC Solar qui équipera le site de ZIGA d’une centrale solaire de 17 MWc ; - CANOPY International / Biotherm Energy qui équipera les sites de Kodéni et de Pâ de

deux centrales solaires de 17 MWc chacune ; - Compagnie Financière NAANGE qui équipera le site de la Patte d’Oie d’une centrale

54

solaire de 6,24 MWc ; - SOLTECH qui équipera le site de ZANO d’une centrale solaire de 11 MWc.

La mise en service prévisionnelle de l’ensemble de ces centrales est de 2020.

Cinq (05) centrales solaires PIE (80 MW) (en PPP)

Une étude de faisabilité est en cours de réalisation en vue de la construction de cinq (05) centrales solaires photovoltaïques d’une puissance totale de 80 MWc au Burkina Faso d’ici à l’horizon 2022.

Auto-producteurs en solaire photovoltaïque

A la faveur de la politique d’incitation à l’installation de systèmes solaires raccordés aux circuits électriques intérieurs des bâtiments (Hôtels, Institutions, Ménages, Industries, etc.), il a été estimé que de nouveaux types de producteurs d’électricité pourraient injecter leur excédent de production sur le réseau électrique. Dans le cadre de l’étude de « mise en place des conditions technico-économiques pour le soutien de la filière photovoltaïque raccordée au réseau » financée par l’Union Européenne, la puissance pouvant être injectée sur le réseau est estimée à 5 MWc à l’horizon 2020.

III.3.3. Renforcement du parc de production hydro-électrique

Bagré-aval

Toutes les études technique, économique, environnementale et sociale ont été réalisées. Ce projet qui consiste en la construction d’une centrale hydroélectrique de 14 MW à l’aval de Bagré est en recherche de financement et inscrit dans le programme PPP depuis 2015. Son cout global est de 73 milliards de FCFA HT. La date prévisionnelle de mise en service de la centrale est 2023.

Samendéni

La centrale d’une capacité de 2,76 MW est en cours de construction pour une mise en service prévue en fin 2017.

Par ailleurs, dans le cadre du renforcement des capacités de production hydroélectrique nationale, des études de faisabilité de quatre (04) sites à aménager sont en cours de réalisation. Ces études devront concourir à retenir les aménagements hydroélectriques de Bontioli (5,1 MW), de Gongourou (5 MW), de Folonzo (10,8 MW) et de Ouéssa (21 MW). La mise en service de ces centrales est projetée pour 2025.

III.3.4. Autres moyens de production

De nouveaux moyens de production sont en cours de développement au Burkina Faso. Il s’agit de :

- la réalisation de deux unités de bio-digesteurs industriels dans la zone industrielle de Kossodo pour la production d’électricité. Ces projets sont portés par les promoteurs Faso Biogaz et ONEA. Ces unités seront raccordées au poste de la centrale de Kossodo ;

55

- la réalisation d’une centrale thermique à biomasse-déchets promue par la Commune de Ouagadougou avec l’appui technique et financier de la BAD ;

- la réalisation de centrales solaires de types à concentration ou à stockage d’une capacité nominale de 200 MW dont un appui technique et financier a été sollicité aux partenaires tels que la BOAD, la BAD, l’AFD, la MASEN, etc. pour la conduite des études de faisabilité technique, économique, environnemental et social ;

- la réalisation des systèmes d’autoproduction à base d’énergie solaire dans les habitations et édifices publics et privés. Cette initiative soutenue par le Gouvernement vise à pallier le déficit énergétique que traverse le pays.

Tableau A3.6 : Situation des moyens de production électrique de 2016 à 2025

Parc de production 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Parc existant Thermique 231,14 231,14 230,94 228,64 201,55 201,55 201,55 201,55 201,55 201,55

Hydraulique 26,1 26,1 26,1 26,1 26,1 26,1 26,1 26,1 26,1 26,1 Solaire 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Projets thermiques

Fada 7 7 7 7 7 7 7 Kossodo 50 50 50 50 50 50 Ouaga Est 100 100 100 100 100 100 Ouaga Nord Ouest (Ex, Donsin)

100 100

Projets hydrauliques

Samendéni 2 2 2 2 2 2 2 2 Bagré aval 14 14 14 Bontioli 5,1 Gongourou 5 Folonzo 10,8 Ouéssa 21

Projets solaires

Zagtouli 1 29,7 29,7 29,7 29,7 29,7 29,7 29,7 29,7 Zagtouli 2 15,3 15,3 15,3 15,3 15,3 15,3 Koudougou 18 18 18 18 18 18 Kaya 9 9 9 9 9 9 Centrale Regionale du WAPP

45 45 45 45

Kodéni 15,3 15,3 15,3 15,3 15,3 15,3 Pâ 15,3 15,3 15,3 15,3 15,3 15,3 Patte d'Oie 5,616 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 Zano 9,9 9,9 9,9 9,9 9,9 9,9 Zina 23,4 23,4 23,4 23,4 23,4 23,4 23,4 ZIGA 2 15,3 15,3 15,3 15,3 15,3 15,3 PIE Solaires 80 MWc

72 72 72 72

Autoproducteurs Solaires 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5

Total exploitable 258 290 318 549 549 666 680 780 822

Interconnexions Ferké-Ouaga 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 Bolga-Ouaga 50 100 100 100 100 100 100 100

56

Parc de production 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Bolga-Bobo 75 75 Dorsale Nord 100 150 150

EcoPower 100

Total disponible 307 308 390 468 699 699 816 930 1155 1297

57

Annexe 4 :

Tableau A4.1 : Logique de projet

Problèmes/causes profondes

Actions Activités Extrants Effets à court

terme Effet à moyen Impact

(2 à 5 ans) (5 à 20 ans)

L’insuffisance quantitative de

l’offre de l’électricité moins

couteuse



3 sites de 80 ha chacun sont acquis

et aménagés

L’offre d’électricité moins couteuse s’est accrue de 237 GWh/an.

Amélioration de l'équilibre financier du secteur électrique

L’investissement privé et la croissance économique sont accrus

Activité 1.1.2 : Aménager une superficie de 80 ha environ à Koupela pour la centrale photovoltaïque et le système de stockage.

Baisse de la subvention de l'Etat à la SONABEL

Réduction de la pauvreté multidimensionnelle des ménages connectés

Activité 1.1.3 : Aménager une superficie de 80 ha environ à Gaoua pour la centrale photovoltaïque et le système de stockage.

Amélioration de la Couverture de la demande d’électricité

Baisse du coût du kWh

Croissance économique

Action 1.2: Construire des centrales

Activité 1.2.1 : Construire une centrale solaire photovoltaïque

3 centrales photovoltaïques de

50 MWc sont

Les entreprises et les ménages disposent

58




(2 à 5 ans) (5 à 20 ans) solaires PV au sol de 50 MWc de

puissance crête avec un système d'adduction d'eau sur le site de Kongoussi.

construites et équipées de

systèmes d'adduction d'eau

d’énergie

Activité 1.2.2 : Construire une centrale solaire photovoltaïque au sol de 50 MWc de puissance crête avec un système d'adduction d'eau sur le site de Koupela.

Accroissement du taux des ER dans le mix énergétique.

Accroissement des activités des ménages et des entreprises

Meileure qualité du service électrique

Activité 1.2.3 : Construire une centrale solaire photovoltaïque au sol de 50 MWc de puissance crête avec un système d'adduction d'eau sur le site de Gaoua.

La mauvaise qualité de l’électricité



La capacité de stockage sur les

trois sites est déterminée

59




(2 à 5 ans) (5 à 20 ans) Activité 2.1.2 : Déterminer la capacité de stockage adequate à associer à la centrale PV de Koupelà

Une réserve synchrone est disponible.

Activité 2.1.3 : Déterminer la capacité de stockage adéquate à associer à la centrale PV de Gaoua

Diminution du nombre et la durée des délestages (SAIDI)


Activité 2.2.1 : Construire la capacité de stockage de kongoussi et liaison à Centrale PV

3 systèmes de stockage d'énergie sont construits sur

les sites

Activité 2.2.2 : Construire la capacité de stockage de Koupela et liaison à la Centrale PV

Baisse du nombre et du temps des interruptions (SAIFI)

Activité 2.2.3 : Construire la capacité de stockage de Gaoua et liaison à la centrale PV

Action 2.3: Réaliser les liaisons et intégrer au

Activité 2.3.1: Réaliser la liaison du système Centrale PV/Stockage au RNI à Kongoussi et

les trois Centrales solaires PV couplés

aux systèmes de stockage sont reliés

Amélioration de la conduite des centrales PV

60




(2 à 5 ans) (5 à 20 ans) SCADA intégration au SCADA au RNI et intégrés

au SCADA

Activité 2.3.2 : Réaliser la liaison du système Centrale PV/Stockage au RNI à Koupèla intégration au SCADA

Disponibilité des paramètres d'exploitation à partir du SCADA

Activité 2.3.3: Réaliser la liaison du système Centrale PV/Stockage au RNI à Gaoua et intégration au SCADA

Projet 2 : Accroissement de l'offre d‘électricité moins ...

Documents

Transcript of Projet 2 : Accroissement de l'offre d‘électricité moins ...