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RAPPORT ANNUEL

2013

RAPPORT ANNUEL 2013

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Table des matières

SIGLES ET ACRONYMES ..................................................................................................................................4MOT DU DIRECTEUR GENERAL ......................................................................................................................5SENELEC A L’INTERNATIONAL .......................................................................................................................7CHIFFRES CLES ................................................................................................................................................9FAITS MARQUANTS DE L’ANNEE 2013 ...........................................................................................................10

EQUIPEMENTS ..................................................................................................................................................12Parc de production ..............................................................................................................................................12Réseau de transport ............................................................................................................................................12Réseau de distribution ........................................................................................................................................14

ACTIVITE INDUSTRIELLE .................................................................................................................................18Production ...........................................................................................................................................................18Achats d’énergie..................................................................................................................................................22Consommations de combustibles ......................................................................................................................24Coûts de combustibles et du kWh ......................................................................................................................26Mouvements d’énergie ........................................................................................................................................29Qualité de service ................................................................................................................................................30

GRANDS PROJETS 2013 ..................................................................................................................................36ACTIVITE COMMERCIALE ................................................................................................................................38Clientèle et Ventes d’Energie ...............................................................................................................................38Rendement (Vente / Production) .........................................................................................................................40Recouvrement .....................................................................................................................................................40

GESTION DES RESSOURCES HUMAINES ......................................................................................................42RESULTATS COMPTABLES ..............................................................................................................................46Soldes Intermédiaires de Gestion (S.I.G) ............................................................................................................46Compte de Résultat ............................................................................................................................................47Bilan .....................................................................................................................................................................48

CONTRAT DE PERFORMANCE ETAT/SENELEC 2013-2015 ..........................................................................49PERSPECTIVES .................................................................................................................................................50ANNEXES ...........................................................................................................................................................52

TABLE DES MATIÈRES

RAPPORT ANNUEL 2013

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SIGLES ET ACRONYMES

AFD Agence Française de DéveloppementAPIX Agence pour la Promotion et des grands travauxARREC Autorité de Régulation Régionale du Secteur de l’Electricité de la CEDEAOBEI Banque Européenne d’InvestissementBID Banque Islamique de DéveloppementBIDC Banque d’Investissement et de Développement de la CEDEAOBM Banque MondialeBOAD Banque Ouest Africaine de DéveloppementBOO Build Own and operateBT Basse TensionCEDEAO Communauté Economique des Etats de l’Afrique de l’OuestCTPI Comité Technique Permanent de l’Interconnexion (Manantali)CFPP Centre de formation Professionnel et de PerfectionnementCNES Conseil National des Employeurs du SénégalCNP Conseil National du PatronatDP Direction ProductionDRCE Délégation Régionale Centre EstDRCO Délégation Régionale Centre OuestDRN Délégation Régional NordDRS Délégation Régionale SudDSM Demand Side ManagementEND Energie Non distribuéeEEEOA Système d’Echanges d’Energie Electrique Ouest AfricainEAGB Electricidate e Aguas da Guiné BissauFC Facteur de ChargeFONDEF Fond National pour le Développement de la FormationIDA l’Association Internationale de Développement IPP Indépendant Power ProducerLBC Lampe Basse ConsommationMT Moyenne TensionMWh Méga wattheuresOMVG Organisation pour la Mise en valeur du Fleuve GambieOMVS Organisation pour la Mise en Valeur du Fleuve SénégalOPEP Organisation des Pays Exportateurs de PétrolePUSAE Plan d’Urgence et de Sécurité d’Approvisionnement en Energie RI Réseau interconnecté de SENELECRIMA Réseau Interconnecté de ManantaliRNI Réseau Non interconnecté de SENELECSDE Sociétés d’Electricité du RIMATCCAE Taux de Couverture du Chiffre d’Affaires EncaissablesUPDEA Union des Producteurs, Transporteurs et Distributeurs d’Energie Electrique d’AfriqueWAPP West Africa Power Pool

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MOT DU DIRECTEUR GENERAL

L’année 2013 a été caractérisée par une amélioration du résultat net déficitaire de 0,2 milliard contre un résultat net de -9,1 milliards en 2012.

A l’inverse de la tendance observée les années précédentes, on a noté en 2013 une nette amélioration de la satisfaction de la demande sur le territoire national avec également une couverture globalement satisfaisante des évènements religieux.

En effet bien qu’en hausse par rapport à 2012 de 9,0 GWh, le niveau de l’END totale reste dans la limite du raisonnable comparée à la moyenne de la période 2006-2011 estimée à 135 GWh. La baisse considérable des délestages par manque de production explique en grande partie ce résultat.

L’énergie totale produite au cours de l’année 2013 s’élève à 3038 GWh contre 2917 GWh en 2012 soit une hausse de 4,1 % (+ 120,7 GWh).

La production globale d’énergie par Senelec s’élève à 1 907,8 GWh soit 62,8 % de l’énergie totale produite (48 % en 2012), le reste a été fourni par les achats d’énergie qui s’élèvent à 1130,1 GWh.

Comparée à l’exercice 2012, cette production a augmenté de 487 GWh, soit 34,3 % en valeur relative tandis que les achats ont considérablement baissé de 24,5 % avec l’arrêt d’une partie de la location d’APR Energy et la mise en service de puissances additionnelles issues d’extensions des centrales C6 et C7.

Le chiffre d’affaires a atteint le montant 292 milliards en 2013 soit une progression de 3,2 % (+09 milliards de FCFA) résultant d’une hausse des ventes qui sont passées de 273,6 milliards en 2012 à 284,3 milliards en 2013.

Les objectifs actuels de l’Etat sont d’asseoir un secteur énergétique caractérisé par une parfaite disponibilité, un accès universel aux services énergétiques modernes dans le respect des principes d’acceptabilité sociale et environnementale, avec un coût compétitif supportable par les populations et apte à attirer les investisseurs au Sénégal.

Cette vision est déclinée dans la Lettre de Politique de Dé-veloppement du Secteur de l’Énergie 2013 - 2017 (LPDSE) signée le 31 Octobre 2012.

Dans le domaine énergétique, ce programme a pour ambition de relever le défi du déficit énergétique et de la réhabilitation des réseaux afin d’assurer un service d’électricité de qualité en quantité suffisante.

La LPDSE procède de la volonté des autorités de marquer une rupture avec les stratégies précédentes en réglant de façon durable les difficultés qui ont caractérisé le secteur durant ces récentes années. En effet, l’Etat a décidé d’opérer des changements importants notamment dans le processus de production d’électricité avec l’introduction de nouvelles sources d’énergie et la promotion de la production indépendante.

La mise en œuvre de cette nouvelle politique de l’Etat doit faire face à des difficultés liées à : - une forte dépendance aux produits pétroliers dans la

production d’énergie (95 % selon le bilan énergétique du Sénégal publié en 2010) ;

- la disponibilité des centrales qui ne cesse de se dégrader ces dernières années, dans un contexte marqué déjà par une insuffisance de l’offre ;

- au réseau de Transport-Distribution, encore vétuste, occasionnant des perturbations dans la fourniture de l’électricité, liées essentiellement à des défaillances du réseau de distribution ;

- au rendement global (rapport entre l’énergie vendue et la production brute) qui peine à franchir la barre des 80 % ;

- aux charges de Senelec qui restent encore très élevées et qui, pour l’essentiel sont liées aux matières premières, notamment l’achat de combustibles onéreux pour le fonctionnement de nos centrales.

Pour atteindre ces objectifs d’efficacité et d’efficience du secteur de l’énergie, il a paru nécessaire que l’Etat et l’opérateur principal, Senelec, prennent des engagements fermes dans le cadre d’un Contrat de Performance 2013-2015 signé le 11 juin 2013.

Papa DIENG

MOT DU DIRECTEUR GENERAL

RAPPORT ANNUEL 2013

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Conseil d’Administration

L’Equipe de direction au 31 décembre 2013

Papa DIENG Directeur Général

El Hadj Mamadou Moussa THIAMDirecteur de l’Administration, du Patrimoine

Issa DIONE Directeur de l’Equipement et Environnement

Abdoulaye DIADirecteur du Transport et Achat d’Energie

Moussa DIAGNEDirecteur de la Production

Moussa DIEYEDirecteur Commercial, de la Clientèle et de la Communication

Ibrahima DIOPDirecteur de la Distribution

Mar SAMBDirecteur de l’Audit, de la Qualité et du Contrôle de Gestion

Alioune Ibrahima BADirecteur des Finances et de la Comptabilité

Bakary DIOPDirecteur des Etudes Générales

Ousmane DIOPDirecteur du Contrôle Général

Maurice André CarvalhoDirecteur des Ressources Humaines

Mamadou BARODirecteur des Affaires Juridiques et Passation des Marchés

Fama Mahanta SyllaCoordinateur des Délégations Régionales

Abdourahmane TOURE, Président

Cheikh Tidiane DIOP

Daniel SARR

El Hadj NDiogou DIOUF

Ngouda Fall KANE

Lamine THIOUNE

Demba SY

Ibrahima NIANE

Abdoulaye KAMARA

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OMVSLa 28ème réunion extraordinaire du Comité Technique Permanent de l’Interconnexion (CTPI) de la SOGEM s’est tenue du 03 au 05 juillet à Bamako, dans la salle de conférence de la SOGEM. Les points de discussion tournaient autour de l’état d’exécution des recommandations des précédentes réunions du CTPI, du retour d’exploitation et de l’examen des conclusions du Comité Ad hoc.

Le Haut-Commissariat a tenu dans son siège à Dakar dans la période du 18 au 19 octobre, l’atelier de consolidation de l’étude du Plan directeur de développement du réseau de transport de l’OMVS ; l’étude réalisée par SNC LAVALIN n’a pas répondu aux attentes du Haut-Commissariat qui a décidé de lancer une nouvelle étude.

A cet effet, le CTPI a tenu sa 18ème réunion extraordinaire du 14 au 19 novembre à Bamako pour examiner et valider les termes de référence pour une nouvelle étude du Plan directeur de développement du réseau de transport et pour aussi examiner les Contrats d’Achat d’Energie.

OMVGLa réunion des Experts, préparatoire à la 7ème session extraordinaire du Conseil des Ministres de l’OMVG s’est tenue du 30 juin au 02 juillet 2013 à l’Hôtel King Fahd Palace de Dakar. Cette réunion a permis d’aborder les points suivants : • évaluation des offres pour la réalisation de l’aménagement

hydroélectrique de Sambangalou

• répartition des 20 % de l’énergie de Sambangalou consentis par la République de Guinée aux trois autres Etats membres;

• Plan de financement de l’aménagement hydroélectrique de Sambangalou ;

• Mobilisation de financement pour la réalisation du réseau d’interconnexion ;

• Situation financière du Secrétariat Exécutif

Le Conseil des Ministres a pris des résolutions importantes, à savoir : • injonction aux Etats membres ayant des arriérés de les

apurer • organisation de la table ronde des bailleurs de fonds le

18 septembre 2013 à Dakar, • mission de haut niveau, composée des Ministres des

Etats membres pour rencontrer la BAD dans la période du 10 au 17 août 2013.

• répartition des 20 % restant du productible de Sambangalou consentis par la Guinée, de manière à ce que les nouveaux quotas soient les suivants :

- Gambie : 18 % - Guinée : 20 % - Guinée Bissau : 14 % - Sénégal : 48 %

• approbation du rapport du Comité de Sélection et d’évaluation des offres de Sambangalou, en retenant China Gezhouba Group Corporation (CGGC) comme adjudicataire provisoire dudit marché.

SENELEC A L’INTERNATIONAL

SENELEC INTERNATIONAL

RAPPORT ANNUEL 2013

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WAPPL’année 2013 a été marquée par plusieurs activités du Secrétariat Général, du Conseil Exécutif et des Comités consultatifs. C’est ainsi que le Conseil Exécutif a tenu sa 20ème réunion ordinaire du 12 au 14 mai à Cotonou, sa 21ème réunion ordinaire du 10 au 12 octobre à Cotonou et sa 22ème réunion ordinaire du 08 au 10 décembre à Abidjan. Le Comité Exécutif a aussi tenu sa 4ème réunion extraordinaire du 11 au 13 mars à Cotonou.

Au cours de ces différentes réunions, d’importantes décisions et résolutions ont été prises : • signature du Protocole d’Accord entre le Centre Risoe

du Programme des Nations Unies pour l’Environnement (UNEP) et l’EEEOA pour le développement d’un Facteur d’Emission du réseau interconnecté de l’EEEOA. Avec la finance carbone, l’EEEOA pourrait bénéficier de financements additionnels.

• approbation des états financiers 2012 • adoption du règlement et des Procédures des

Technologies de l’Information (TI) de l’EEEOA • adoption du plan de reprise après sinistre • adoption des procédures comptables et financières,

sur le règlement financier, sur le Plan de gestion des risques et sur la charte d’audit

• signature de la convention avec l’AFD pour les études complémentaires du projet d’interconnexion Nigéria – Bénin – Niger – Burkina Faso

• adoption du rapport intérimaire du Secrétaire Général • adoption du mémorandum sur la nomination des

membres des Comités organisationnels de l’EEEOA. A cet effet, au nom du principe de rotation, de l’équilibre entre zone A et zone B et de l’équilibre entre francophones et anglophones, Senelec préside maintenant le Comité des Ressources humaines et de la Gouvernance.

• nomination d’un nouveau Vice-Président

Le WAPP a aussi organisé la 23ème réunion de coordination des Partenaires Techniques et Financiers, qui s’est tenue du 12 au 15 mai à Cotonou.

En ce qui concerne les Comités consultatifs, le Comité de Planification Stratégique et Environnement, le Comité Technique et Exploitation et le Comité Ressources Humaines et Gouvernance ont tenu leurs réunions statutaires et la réunion conjointe, préparatoire à l’Assemblée Générale.

UPDEALa 47ème Assemblée Générale s’est déroulée le 12 Décembre 2013 dans la Salle de Conférences de l’hôtel du GOLF d’Abidjan. Elle a été précédée le 11 décembre par la réunion du Comité de Direction. A l’issue des travaux, les principales résolutions suivantes ont été prises : • mise en œuvre du Plan d’actions stratégique quinquennal; • approbation de la création du Réseau Africain des Centres

d’Excellence pour le Développement des Compétences et la Gouvernance en Electricité (RACECGE) ainsi que celle de son Unité de Coordination (UDC) au sein du Secrétariat Général de l’ASEA ;

• approbation des comptes de l’exercice clos le 31 décembre 2012 et de quitus au Comité de Direction pour sa gestion de l’exercice 2012 ;

• approbation du budget 2014 arrêté en dépenses et en recettes à 944 819 €uros ;

• approbation du rapport d’activités de l’Association pour la période allant de Décembre 2012 à Novembre 2013 ;

• approbation de l’adhésion d’un nouveau membre: Compagnie Minière et Energétique du Niger (CMEN. SA) en tant que membre actif ;

• approbation de la décision d’organiser dorénavant les réunions annuelles une fois l’an au mois de Juin.

CEDEAOLa 10ème réunion des Ministres en charge de l’énergie s’est tenue le 24 mai à Yamoussoukro ; elle était précédée de la réunion des Experts du 22 au 23 mai.A l’issue de cette 10ème réunion, d’importantes décisions ont été prises relativement à la mise en œuvre des projets du WAPP et à la mise en œuvre du marché sous régional de l’électricité.C’est ainsi que les résolutions suivantes ont été prises : - Résolution N°1 relative à la mise en œuvre de programme

d’urgence d’alimentation en énergie électrique au profit de la Gambie, du Mali et de la Sierra Leone ;

- Résolution N°2 relative à la mise en place d’un fonds de solidarité pour les mesures d’urgence dans le secteur de l’énergie

- Résolution N°3 relative à la mobilisation des ressources pour la mise en oeuvre de l’Initiative « Energie Durable pour Tous » des Nations Unies dans la région CEDEAO ;

- Résolution N°4 relative au renforcement des capacités dans le secteur de l’énergie ;

- Résolution N°5 relative à l’optimisation du fonctionnement du gazoduc et aux études pour l’extension du Gazoduc en Afrique de l’Ouest ;

- Résolution N°6 relative à la Directive sur l’organisation du marché régional de l’électricité.

ARRECLe 4ème forum de l’ARREC s’est tenu du 20 au 21 novembre à Banjul (Gambie) sur le thème « Accélérer le Marché de l’Electricité de la CEDEAO ; les questions réglementaires ». Il a été précédé, le 19, par la 4ème réunion des Comités consultatifs qui a engagé les débats sur le Directive de la CEDEAO relative à la création du marché régional de l’électricité et son organisation, adoptée par la 70ème session du Conseil des Ministres de la CEDEAO qui s’est réunie en janvier 2013 à Abidjan (Côte d’Ivoire).La réunion des Comités Consultatifs a aussi examiné, entre autres points, les modalités de mise en place du Comité des Consommateurs, la feuille de route de l’ARREC, les règles du marché et la mise en œuvre des méthodologies tarifaires.En juillet, s’est tenue à Dakar, la réunion des Experts qui se sont penchés sur les modalités de calcul de la contribution des Opérateurs au budget de fonctionnement de l’ARREC et sur les règles du marché de l’électricité, en vue de trouver des compromis dans la perspective de l’adoption du manuel d’exploitation du réseau interconnecté et des règles du marché de l’électricité de la CEDEAO.

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VALEURS CARACTERISTIQUES 2011 2012 2013 var 13/12

PRODUCTION (GWh) 1 356,72 1 421,20 1 907,80 34,24 %

- Réseau interconnecté 1 300,00 1 362,00 1 827,20 34,16 %

- Réseau non interconnecté 56,70 59,20 80,50 35,98 %

üCentrales régionales 23,80 21,40 38,70 80,84 %üCentres isolés 33,00 37,80 41,80 10,58 %

ACHATS D’ENERGIE (MWh) 1 202,31 1 495,90 1 130,10 -24,45 %üGTI 186,50 16,60 10,00 -39,76 %üManantali 257,20 290,30 308,50 6,27 %üAggreko 59,10 70,40 57,00 -19,03 %üKounoune 390,30 382,90 395,30 3,24 %üAPR 300,30 661,10 281,30 -57,45 %üAutres IPP 8,80 74,60 78,00 4,56 %

ENERGIE TOTALE DISPONIBLE (GWh) 2 559,00 2 917,20 3 037,90 4,14 %

POINTE MAX DU RESEAU (MW) 449,00 466,00 471,00 1,07 %

VENTES D'ENERGIE (GWh) 2 043,03 2 326,78 2 406,58 3,43 %

üBasse Tension 1 289,02 1 467,37 1 534,43 4,57 %

üMoyenne Tension 605,15 688,91 711,94 3,34 %

üHaute Tension 148,87 170,50 160,21 -6,04 %

CHIFFRE D’AFFAIRES (milliards de FCFA) 242,00 273,90 284,30 3,80 %

üBasse Tension 156,60 179,80 188,20 4,67 %

üMoyenne Tension 73,10 79,50 82,00 3,14 %

üHaute Tension 12,30 14,60 14,10 -3,42 %

PRIX MOYENS DE L’ELECTRICITE (F CFA/kWh) 118,45 117,72 118,13 0,36 %

üBasse Tension 121,49 122,53 122,65 0,10 %

üMoyenne Tension 120,80 115,40 115,18 -0,19 %

üHaute Tension 82,62 85,63 88,01 2,78 %

RENDEMENT BRUT (en %) 80,20 79,76 79,22 -0,68 %

DEPENSES Variables (en millions de F CFA) 230,70 281,30 259,70 -7,68 %

- Combustibles Senelec 225,30 263,40 251,10 -4,67 %

CLIENTELE (nombre) 901 515 944 801 991 672 4,96 %

üBasse Tension 900 086 943 354 990 171 4,96 %

üMoyenne Tension 1 426 1 443 1 497 3,74 %

üHaute Tension 3 4 4 0,00 %CHARGES DE PERSONNEL(en millions de F CFA) 28,40 28,66 29,38 2,51 %

Masse salariale (en millions de F CFA) 21,40 21,26 21,12 -0,66 %

EFFECTIF PERSONNEL (en nombre) 2 502 2 503 2 480 -0,92 %

- Production/Agents (MWh/nombre) 1 022,80 1 165,50 1 225,00 5,11 %

- Clients/Agents (nombre) 360,30 377,50 399,90 5,93 %

Charges Variables /Chiffre d’Affaires (en %) 95,30 103,20 91,40 -11,43 %

Ventes/agents (MWh) 811,80 924,30 970,40 4,99 %

CA/agents (en millions de F CFA) 96,70 108,90 114,60 5,23 %

CHIFFRES CLES

CHIFFRES CLES

* Les ventes d’énergie prennent en compte la PLNF

RAPPORT ANNUEL 2013

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FAITS MARQUANTS DE L’ANNEE 2013

• Travaux de réhabilitation de la centrale CIII du Cap des Biches

Dans le cadre du Plan de Relance et de Restructuration du Secteur de l’Energie, des centrales de Production de Senelec (CIII, CIV du Cap des Biches, Kahone I, Boutoute etc.) vont être réhabilitées grâce à un financement de l’Agence Française de Développement (AFD), ceci dans le but de remettre à niveau les unités de production.

C’est dans cette perspective que la centrale C3 du Cap des Biches va être réhabilitée. Les travaux ont démarré depuis le mois de janvier et ils consistent à réhabiliter les chaudières 301 et 303, les turboalternateurs 301 et 303, les TAG 2 et 3, à remettre à niveau le parc à fuel de C3 et à rénover la protection incendie de C3 au même titre que C4 et Kahone.

Le coût global de ce projet est décomposé en deux marchés : - 4 Milliards 251 Millions pour les chaudières ; - 3 Milliards 965 Millions pour les turboalternateurs.

La réhabilitation des chaudières (organes vitaux des Groupes) et des turboalternateurs permettra à la centrale de recouvrer sa puissance d’origine avec l’installation d’un nouveau contrôle commande. Elle va améliorer la rentabilité et permettre d’économiser sur le coût du KW/H. Au final, 50 MW seront disponibles et permettront d’accroître une disponibilité garantissant une meilleure qualité de service.

• Signature d’un protocole d’accord avec KEPCO

Le Directeur Général, M. Papa DIENG a procédé à la signature d’un protocole d’accord avec le Président Directeur Général, M. ANN de la société sud – coréenne KEPKO le 15 mai à la salle de conférence Issa DIOP pour la réalisation d’une centrale à charbon de 250 MW.

Ce projet d’un coût global de 315 milliards de francs CFA, financé par la société KEPKO, a pour objet la construction d’une centrale à charbon de 250 MW (2x125) sur le site de Bargny Minam (30 km de Dakar) qui va permettre de couvrir la moitié des besoins en énergie électrique du Sénégal.

Compte tenu de la conjoncture économique et de l’envolée des prix du baril de pétrole depuis plusieurs années, les autorités ont opté pour un mix - énergétique qui va favoriser la diversification des sources d’énergie que sont l’éolienne, le gaz, le charbon, le solaire etc. Cette réalisation a des avantages car d’une part, elle permet la baisse du coût du kWh et d’autre part elle contribue au respecter l’environnement.

• Signature d’un contrat pour une centrale à charbon à Mboro

Senelec et la Société Africa Energy SA ont signé le 16 Août un contrat pour la construction d’une centrale à charbon d’une puissance de 300 MW sur le site de Mboro.

En effet dans le cadre du Programme de Restructuration du Secteur de l’Energie, l’Etat Sénégalais vise une optimisation des moyens de production avec une variation des sources primaires. Ce projet d’un montant de 630 Millions de Dollars va permettre d’accroitre les moyens de production à un coût supportable tout en permettant d’atteindre les objectifs de variation du mix - énergétique pour faire face à la forte demande des populations et du secteur industriel.

• Atelier sur les risques électriques en période hivernale

La Direction Commerciale, Communication et de la Clientèle (DCCC) a organisé les 24 et 25 juillet à l’hôtel Faidherbe un atelier sur les risques électriques en période hivernale.

Cet atelier a vu la participation des associations consuméristes, les professionnels de l’information, le clergé, l’association nationale des imams et oulémas du Sénégal, le Sous – Préfet de Dakar – Plateau représentant le Préfet, les agents de la mairie de Dakar et de la Direction de la Protection Civile et les Sapeurs-Pompiers.

Les objectifs de cette rencontre étaient d’identifier les risques et incidents exogènes liés à l’usage de l’électricité, de présenter les solutions et d’informer des risques liés aux branchements clandestins.

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EQUIPEMENTS

RAPPORT ANNUEL 2013

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EQUIPEMENTS

Parc de productionLa production nationale d’électricité est assurée par le parc de Senelec d’une puissance totale installée de 521,5 MW et les unités des producteurs privés d’une capacité totale de 329,5 MW soit une puissance totale installée de 851,0 MW en 2013 repartie comme suit :

Puissances installées du parc de production au 31 décembre 2013

CENTRALES 2013 Part en 2013Senelec 521,52 61,28 %BOOT GTI (CC) 52 6,11 %HYDRO (MANANTALI + FELOU) 81 9,52 %Location (Aggreko-APR- Sococim) 37 4,35 %BOO KOUNOUNE (Diesel) 67,5 7,93 %APR-KP 92 10,81 %PUISSANCE TOTALE 851,02 100,00 %

Entre 2012 et 2013, le parc de production de Senelec a été marqué par l’arrivée de puissances additionnelles de 60 MW au niveau des centrales de C6 et C7 du RI ; au niveau des IPP, par la mise en service de la centrale hydroélectrique de Félou dont la quote-part de Senelec est de 15 MW. Ces augmentations ont favorisé la baisse de la puissance locative de 58 MW principalement au niveau du RI avec APR Energy qui passe de 150 MW à 92 MW. Ainsi la puissance installée a baissé de 3,5 MW comparée à 2012.

La Puissance assignée est de 583,9 MW en 2013 dont 452,4 MW pour le parc de Senelec. Cette puissance assignée a connu une amélioration suite aux efforts consistants d’investissement en moyens de production notamment avec les extensions et réhabilitation du Plan de Relance et de Restructuration du Secteur de l’Electricité (PRRSE) de ces dernières années. Cependant, l’impact de ces efforts a été atténué par les effets conjugués de retrait d’exploitation de certaines unités (les Unités Vapeur de C2, des groupes location, les groupes de Kahone 1 et de St Louis).

Le réseau interconnecté représente l’essentiel du parc de Senelec avec plus de 90 % de la puissance installée en 2013. Ce réseau est principalement concentré dans les parties ouest et nord-ouest du pays, il permet d’alimenter les villes les plus importantes, principalement Dakar, Thiès, Louga, Diourbel, Saint-Louis, Matam, Kaolack et Fatick. Le parc de production du RI est actuellement composé des équipements des centrales Senelec de Dakar (Bel Air C2, Bel air C6, Cap des Biches), de Kahone1, de Kahone 2, des centrales de production indépendante et des centrales hydroélectriques de Manantali et Félou pour une puissance totale installée de 803 MW répartie comme suit :

• Capacité propre de Senelec (521,5 MW) ; • Centrale de production indépendante GTI, Kounoune

Power (119,50 MW) ; • Centrale hydroélectrique de Manantali et Félou (81 MW) ; • Location d’APR-Energy (92 MW) ; • Auto producteur-SOCOCIM (19 MW).

Le Réseau Non Interconnecté (RNI) comprend les centrales régionales de Tambacounda et de Boutoute (Ziguinchor) et près de 26 centres isolés répartis entre les régions de Kaolack, Tambacounda, Kolda et Ziguinchor. Le RNI dispose

d’une puissance installée de 49,0 MW entièrement thermique et représentant seulement 6,0 % de la puissance totale installée au niveau du pays.

Réseau de transportLe réseau de transport haute tension existant jusqu’ici est concentré dans la zone Ouest du pays, principalement dans la région de Dakar. Il se développe actuellement vers le centre en prévision de l’interconnexion avec le futur réseau 225 kV de l’OMVS et de l’OMVG.

ü Lignes HTEn 2013, le réseau de transport est de 511,0 km. Il comprend 289,3 km de lignes 90 kV de 19 tronçons et 221,6 km de ligne 225 kV de 3 tronçons. La période 2009-2012 a été marquée par les projets suivants :

ü Tobène-Mékhé 90kV ; • SOCOCIM-Mbour en 225 kV ; • Tobène-Touba 225 kV ; • Touba-Kaolack 225 kV ; • Le contournement du poste de Cap des Biches par

une ligne reliant Kounoune à Hann.

TYPES DE CENTRALES Puissances installées % Puissances assignées %Diesel 534,52 62,81 % 452,4 77,49 %Vapeur 87,5 10,28 % 2,4 0,42 %TAG 96 11,28 % 49 8,39 %CC GTI 52 6,11 % 30 5,14 %Hydroélectrique 81 9,52 % 50 8,56 %TOTAL 851,0 100,00 % 583,9 100,00 %

Répartition du parc de production par type d’équipement

13

ü Postes HTLe réseau de Transport comprend ainsi 13 postes avec 38 transformateurs pour une puissance totale installée de 2030 MVA. On notera également la mise en service en octobre 2012 des postes Aéroport 90/30 kV et Patte d’Oie 90/90 kV.

TRONÇON Tension nominale (kV) Longueur (Km) Année de mise en serviceBEL AIR HANN 90 5 1978BEL AIR HANN 90 11 1991CAP DES BICHES Patte d'OIE 90 16,15 1959CAP DES BICHES Patte d'OIE 90 18,19 1990HANN Patte d'OIE 90 1,2 1990Patte d'Oie Aéroport 90 8 2012CAP DES BICHES MBAO 90 7,18 1979CAP DES BICHES KOUNOUNE 90 6,47 2000CAP DES BICHES SOCOCIM 90 6,6 1959HANN MBAO 90 10,95 1979HANN CDB 90 18,19 1990CDB KOUNOUNE 90 4,8 1989KOUNOUNE TOBENE 90 55,37 1989KOUNOUNE SOCOCIM 90 4,68 2000SOCOCIM MBOUR 225 46,6 2006SOCOCIM SOMETA 90 11,73 1959SOMETA THIONA 90 23,67 1959THIONA TOBENE 90 31,35 1959TOBENE TAIBA 90 13 1993TOBENE MEKHE 90 35,79 2005TOBENE Touba 225 105 2009Touba Kaolack 225 70 2008TOTAL 510,92

Poste Transfo Nbre P. inst. (MVA) Nb. départs MT Observations

Bel Air

90/6,6 kV 3 56 13 6,6 kV90/30 kV 2 160 11 30 kV11/90 kV 1 46 TG TAG415/90 kV 2 100 TR CVI7,3/6.6 kV 1 20 TR tampon Production/Distribution

Hann 90/30 kV 3 240 17 (+1réserve) 30 kV

Cap des Biches

90/30 kV 2 66 8 (+5 réserves) 30 kV12,5/90 kV 3 102 TG 301&TG 303&TGS11,5/90 kV 1 27 TR TAG211,5/90 kV 1 30 TR TAG36,6/90 kV 2 53 TR 401&TR 4026,6/90 kV 1 30 TR 40311,5/90 kV 1 40 TR 404/405

Thiès Thiona 90/30 kV 2 80 10 30 kVMbour 90/30 kV 2 40 5 (+1 réserve) 30 kVMbao 90/30 kV 2 80 4 (+2réserves) 30 kVSococim 90 kV 0 0 90 kVKounoune 90 kV 0 0 90 kVTobène 90/30 kV 1 20 2 (+1 réserve) 30 kVTouba 225/30 kV 2 80 5 (+1réserve) 30 kV

Kaolack225/30 kV 2 80 8 (+3réserves) 30 kV225/15 kV 2 100 TR GR 701 et 702

Patte d’Oie 90 kV 90/90 kV 1Aéroport 90/30 kV 1 80 10TOTAL 38 2030 90

EQUIPEMENTS

RAPPORT ANNUEL 2013

14

Deux transformateurs de secours ont été installé sur le site de Cap des Biches pour une puissance totale de 55 MVA.

Tensions Nombre PuissanceTransfo secours 30/6.6 kV 1 15 MVATransfo Secours 90/12.5/6.9 KV 1 40 MVA Groupe

Réseau de distribution

Le nombre de postes a augmenté en 2013, de même que les longueurs de ligne HTA et BT. Le tableau ci-dessous récapitule l’ensemble des postes et lignes HTA et BT à fin 2013.

aPostes HTA/BTLes 4697 postes HTA/BT se répartissent comme suit : • 2862 postes de distribution publique (secteurs), • 1728 postes clients (privés), • 107 postes mixtes (secteurs et privés).

Ces statistiques montrent une légère évolution des ouvrages en 2013. Le détail par exploitation est donné dans le tableau ci-après :

Ouvrages Effectif en 2012 Effectif en 2013 Variation brute Taux d’évolution ( %) Postes HTA/BT 4 632 4 697 65 1,4 % Lignes HTA (km) 8 837 9 035 198 2,2 % Lignes BT (km) 7 974 8 139 165 2,1 %

Exploitation Postes secteurs Postes privés Postes mixtes Total Valeur relative ( %)

SDD1 518 515 17 1050 22,4SDD2 371 271 10 652 13,9Total Dakar 889 786 27 1702 36,2DRCO 783 317 41 1141 24,3DRCE 376 216 9 601 12,8DRN 479 310 29 818 17,4DRS 335 99 1 435 9,3Total DR 1973 942 80 2995 63,8Total Dakar + DR 2862 1728 107 4697 100,0

Récapitulatif global des postes et des lignes (HTA et BT)

Répartition des postes par exploitation

15

aLignes Moyenne Tension (HTA)Les 9035.1 km de lignes HTA se répartissent comme suit : • 8184.673 km de lignes aériennes soit 90.6 % de la longueur totale de ligne HTA, • 839.795 km de lignes souterraines soit 9.3 % de la longueur totale de ligne HTA, • 10.636 km de lignes fluviales soit 0.1 % qui représente la plus petite portion.Le détail par exploitation est donné dans le tableau ci-après :

Répartition des lignes HTA par exploitation

Répartition des lignes HTA par exploitation

Répartition des lignes BT par exploitation

aLignes Basse Tension

Les 8139.432 km de lignes BT se répartissent comme suit : • 7671.474 km de lignes aériennes nues et pré-assemblées confondues soit 94.2 %, • 467.958 km de lignes souterraines soit 5.8 %.

La répartition par exploitation est présentée dans le tableau suivant :Répartition des lignes BT par exploitation

Exploitation Lignes aériennes Lignes souterraines Lignes fluviales TOTAL Valeur relative ( %)

SDD1 80 423 3.2 506,2 5,6SDD2 241.675 225.285 0 466,96 5,2Total Dakar 321.675 648.285 3.2 973,16 10,8DRCO 2203.549 91.405 0 2294,95 25,4DRCE 1900.5 21.3 2.5 1924,3 21,3DRN 2837.07 52.692 2.4 2892,16 32DRS 921.879 26.113 2.536 950,53 10,5Total DR 7862.998 191.51 7.436 8061,94 89,2Total Dakar + DR 8184.673 839.795 10.636 9035,1 100

EXPLOITATION Lignes aériennes Lignes souterraines Total Valeur relative ( %)SDD1 704,32 216,62 920,94 11,31 SDD2 1 150,63 224,02 1 374,65 16,89 Total Dakar 1 854,95 440,64 2 295,59 28,20 DRCO 2 119,15 12,43 2 131,58 26,19 DRCE 1 082,40 3,50 1 085,90 13,34 DRN 1 762,17 8,27 1 770,44 21,75 DRS 852,81 3,12 855,93 10,52 Total DR 5 816,53 27,32 5 843,84 71,80 Total Dakar + DR 7 671,47 467,96 8 139,43 100,00

EQUIPEMENTS

Poste blindé Boucle 90KV GisAéroport

RAPPORT ANNUEL 2013

16

17

ACTIVITE INDUSTRIELLE

RAPPORT ANNUEL 2013

18

Pointe 2009

Pointe 2010

Pointe 2011

Pointe 2012

Pointe 2013

Janvier 357 389 391 408 409Février 357 396 388 382 410Mars 368 396 393 412 419Avril 379 400 404 401 427Mai 388 403 404 420 458Juin 396 405 417 435 453Juillet 399 409 418 452 469Août 402 421 437 449 464Septembre 415 426 432 452 467Octobre 424 429 449 466 471Novembre 410 422 431 462 465Décembre 396 423 399 416 444

490

470

450

430

410

390

370

350

Janv

ier

Févrie

rMars Avri

lMai Ju

inJu

illet

Août

Septem

bre

Octobre

Novem

bre

Décem

bre

Evolution de la Pointe Mensuelle

Pointe 2012 Pointe 2013

ACTIVITE INDUSTRIELLE

ProductionL’énergie totale produite au cours de l’année 2013 s’élève à 3 037,9 GWh contre 2 917,2 GWh en 2012 soit une hausse de 4,13 % (+120,7 GWh). L’analyse des résultats au 31 décembre 2013 montre une production globale d’énergie par Senelec qui s’élève à 1 907,8 GWh soit 62,8 % de l’énergie totale produite (48,7 % en 2012), le reste a été fourni par les achats d’énergie qui s’élèvent à 1 130,1 GWh. Comparée à l’exercice 2012, les achats ont diminué de 365,8 GWh, soit 24,5 % en valeur relative.

En 2013, la pointe maximale a été de 471 MW contre 466 MW en 2012, elle a été atteinte le 24 juillet 2013 à 21h 30.

La pointe minimale a été réalisée le 27 janvier 2013 à 16h 00mn avec une puissance de 183 MW.

La production journalière maximale a été enregistrée le 24 Juillet 2013 et s’élève à 9 793 MWh contre 9 501 MWh en 2012.

Evolution mensuelle de la pointe de 2009-2013

C3

Cen

tral

e Th

erm

ique

19

La disponibilité globale du parc Senelec est de 72,6 % pour un objectif de disponibilité contractuel fixé à la Direction Production de 75,0 %, soit un écart de 2,9 points constaté. Comparée à l’année 2012, une amélioration de 7,7 points a été enregistrée (+11,9 %).

En 2012, un coefficient moins important était réalisé : 64,9 % sur un budget de 79,5 %.

Le taux d’utilisation du disponible de 77,73 %, pour une valeur budgétisée de 75,87 %, traduit le niveau élevé de sollicitation du parc de Senelec.

Réseau Interconnecté de Senelec (RI)

L’énergie produite sur ce réseau est de 1 827,3 GWh et représente 95,8 % de la production brute totale de Senelec en 2013. Elle est de 3 037,9 GWh (2 917,2 GWh en 2012) bruts si on compte les achats RI auprès des producteurs privés.

Par rapport à 2012, cette production du RI a cru de 465 GWh (+34,2 %). Cette hausse est effective au niveau des groupes diesel et des turbines à gaz par rapport à l’année antérieure de 36,8 % (+463,1 GWh) et 235,6 % (60,3 GWh) respectivement. En revanche, une baisse est notée au niveau des groupes à vapeur de -73,2 % (-58,2 GWh).

Production du parc de Senelec entre 2008 et 2013

Production d’électricité en 2013

(EN GWH)Réalisations

2010Réalisations

2011Réalisations

2012Réalisations

2013Var 2013/2012

RI Senelec 1 688 1 300,0 1 362,0 1 827,2 34,16 %RNI Senelec 112 56,7 59,2 80,5 36,02 %TOTAL Senelec 1 800 1 356,7 1 421,2 1 907,8 34,23 %ACHATS D’ENERGIE 818 1 203,4 1 496,0 1 130,1 -24,45 %PRODUCTION TOTALE 2 618 2 560,1 2 917,2 3 037,9 4,14 %

PRODUCTION EN GWH 2008 2009 2010 2011 2012 2013Réseau Interconnecté 1 427,20 1 807,00 1 687,80 1 299,98 1 362,02 1 827,24Vapeur 355,2 299,4 309,2 69,7 79,56 21,35Centrale C2 Bel Air 0,8 - - - - -Centrale C3 Cap des biches 354,4 299,4 309,2 69,7 79,56 21,35Diesel 1 017,20 1 436,00 1 285,20 1 163,98 1 256,86 1 719,98Centrale C1 Bel Air 13,3 1,6 - - - -Centrale C4 Cap des Biches 547,9 569,6 449,3 278,9 450,69 536,68Centrale C6 Bel Air + Extension 30 MW 403,6 452 441,3 426,6 421,16 544,81Centrale de Kahone 13,9 - - - - -Centrale de Kahone 2 + extension 30 MW 37,3 412,1 394,5 458,4 385,01 638,5Centrale de Saint Louis 1,2 0,7 - - - -Turbines à Gaz 54,8 71,6 93,4 66,3 25,6 85,91Réseau non Interconnecté 110,5 87,8 112,2 56,74 59,2 80,54Centrales Régionales 77,3 53,3 77,4 23,79 21,37 38,7Centres isolés 33,3 34,5 34,8 32,95 37,83 41,84TOTAL 1 537,70 1 894,79 1 800,00 1 356,72 1 421,22 1 907,77

ACTIVITE INDUSTRILLE

RAPPORT ANNUEL 2013

20

Production Senelec par type de centrales pour le RI en 2012

Réalisations 2011 Réalisations 2012 Réalisations 2013

Types de centralesProduction Coûts Production Coûts Production Coûts

MWh Part F/kWh MWh Part F/kWh MWh Part F/kWhDiesel 1 163 985 90 % 80,9 1 256 860 92 % 87,3 1 719 977 94,10 % 80,8Vapeur 69 704 5 % 147,34 79 560 6 % 149,07 21 348 1,20 % 141,3TAG 66 294 5 % 103,74 25 600 2 % 198,73 85 912 4,70 % 187,5

RI Senelec 1 300 043 100 % 85,62 1 362 020 100 % 93,01 1 827 237 100,00 % 86,5

700,00600,00500,00400,00300,00200,00100,00 21,35

536,68544,81

638,50

KAH+Extent

Centrales d’AppointCVI + ExtentCIVCIII

Centrales de Base

Production Brute du RI

TAG

85,91

-

Real.2010 % REAL.2011 % REAL.2012 % REAL.2013 %Prév. 2013

%Ecart 13/12

C4 62,38 38,15 61,74 73,59 73,08 19,19 %C6 87,37 82,74 84,17 73,23 88,85 -13,00 %Kahone C7 80,24 94,11 80,58 91,71 87,55 13,81 %Saint-Louis 0,82 - - - -C3 Vapeur 68,96 20,78 23,97 4,33 6,54 -81,94 %TAG C3 20,45 71,2 83,83 50,12 74,96 -40,21 %TAG 4 67 23,85 38,24 88,35 82,36 131,04 %RI Senelec 69,25 56,12 64,25 69,5 73,5 8,17 %

La disponibilité du parc du RI de 69,5 % (toutes indisponibilités prises en compte) s’est améliorée de 8,17 % par rapport à 2012.

Par rapport aux prévisions budgétaires de 73,5 %, on note un retard de 4 points (-5,44 %). Cette contre-performance s’explique essentiellement par :

Les unités qui étaient les moins performantes en 2012 (TAG4 et C4) enregistrent des dépassements de leurs disponibilités respectivement de 131,0 % et 19,2 %. Par contre les centrales C6, C3 vapeur et TAG C3 enregistrent des retards respectifs de 13,0 % 81,9 % et 40,2 % par rapport à 2012.

Taux de disponibilité du RI 2013

21

Centrales du Réseau Non Interconnecté (RNI)

Les unités régionales du Réseau Non Interconnecté (Centrales de Boutoute et de Tamba et les centres secondaires) qui représentent 4,2 % de la production totale Senelec, ont produit 80,53 GWh en 2013 contre 59,2 GWh en 2012 et une prévision budgétaire de 74,0 GWh.

Au niveau de Boutoute, l’énergie produite est de 37,64 GWh contre 14,7 GWh en 2012, soit un écart absolu égal à 22,9 GWh. Les résultats de 2013 de la centrale se sont nettement améliorés grâce au bon comportement du groupe 805 récemment réhabilité.

L’énergie produite par la Centrale de Tamba est de 1,05 GWh contre 6,6 GWh en 2012. Le déficit dans la production est imputable aux arrêts des groupes et au retard de la remise à niveau des groupes Cummins prévue dans le PRRSE.

Les centres secondaires ont réalisé une production de 41,84 GWh contre 37,83 GWh en 2012 soit une hausse de 10,6 %.

Le taux de disponibilité des Centrales du RNI est de 43,2 %. Il est de 74,79 % pour la centrale de Boutoute, de 21,03 % pour la centrale de Tamba et 62,82 % pour les centres secondaires, contre des prévisions budgétaires respectives de 95,9 % et 81,4 % et de 90 %.


Centrale Electrique de Boutoute

RAPPORT ANNUEL 2013

22

Taux de disponibilité du RI 2013

Réalisations 2011 Réalisations 2012 Réalisations 2013RNI Senelec Production Coût Production Coût Production Coût

MWh % F/kWh MWh % F/kWh MWh % F/kWhBoutoute 2 735 4,82 % 159 14 730 24,88 % 110,75 37 640 46,74 % 94,2Tamba 21 053 37,10 % 165,45 6 640 11,22 % 169,24 1 056 1,31 % 187,42Centres secondaires 32 953 58,08 % 150,45 37 833 63,91 % 158,25 41 840 51,95 % 157,92

Total 56 740 100,00 % 156,43 59 200 100,00 % 147,66 80 537 100,00 % 128,53

Achats d’énergieEn plus de l’énergie produite par ses propres centrales, Senelec a acheté de l’énergie électrique chez les partenaires suivants : • GTI, Manantali, Félou et Kounoune pour la production

indépendante ; • ICS et SOCOCIM pour l’autoproduction ; • Aggreko et APR pour la location de groupes.

L’énergie injectée sur les réseaux de Senelec par les producteurs privés a sensiblement diminué notamment avec la baisse de la puissance locative d’APR cap des biches et l’arrêt de la centrale de GTI, malgré l’augmentation des puissances des groupes du RNI (Aggreko, APR Tamba). Les achats passent ainsi de 1 495,96 GWh en 2012 à 1130,1 GWh en 2013 soit une baisse de 24,5 %.

Centrale Electrique de Kounoune

100,00

60,00

32,95 37,83

41,84

37,64

14,73

6,64

1,06

21,052,74

20,00

80,00

40,00

0,00

Boutoute Tambacounda Centre secondaires2011 2012 2013

Production Brute du RNI (GWh)

23

Achats d’énergie (en MWh) en 2013

Production indépendante

En 2013, GTI n’a pu fournir que 9,98 GWh. Pour la septième année consécutive le minimum d’achat contractuel (Take or Pay) de 300 GWh n’a pas été atteint. Cette indisponibilité de GTI a fortement pesé sur le déficit de production. La part de GTI dans la production du RI de Senelec n’a représenté que 0,3 % pour une capacité assignée de 32 MW sur le RI.

Le productible de Manantali initialement de 850 GWh sera porté à 900 GWh par la Société de Gestion de Manantali (SOGEM) suivant les conclusions de la 90ème réunion de la CPE tenue à Dakar du 13 au 15 mars. Le quota annuel de Senelec sera ainsi révisé à 291,06 GWh.

Par ailleurs, l’exploitation dans l’espace OMVS a été également marquée par la mise en service de la centrale de location APR-Mali au site de Cap des biches. L’apport de Manantali a été considérable dans l’amélioration de la qualité et le coût de l’électricité depuis sa mise en service en juillet 2002.

L’exploitation du Réseau interconnecté de l’OMVS a été particulièrement marquée par la mise en service de Félou, la nouvelle centrale hydroélectrique au fil de l’eau située en aval de Manantali et d’une puissance nette de 60 MW. L’énergie enlevée sur Félou est de 40,14 GWh, correspondant au quota de Senelec (25 % du productible de Félou).

Le coût variable de l’énergie enlevée sur Manantali - Félou en 2013 est de 21,15 F/kWh contre 21,32 F/kWh en 2012. La production de Manantali-Félou est ainsi la plus économique dans le réseau interconnecté de Senelec.

La centrale de Kounoune a fourni 395,3 GWh en 2013, sur un productible contractuel de 532 GWh. Le niveau d’indis-ponibilité reste assez élevé et la centrale a réalisé en 2013 une disponibilité de 80,9 % contre 66,7 % en 2012.

Autoproduction

La Centrale de Sococim a livré en 2013 à Senelec 78 GWh à un coût variable de 40,5 F/kWh contre 74,59 GWh en 2012 (39,75 F/kWh).

L’exploitation de la Centrale en 2013 a été régie par la nouvelle convention de fourniture d’énergie de 14 MW (une tranche de 4 MW et une tranche de 10 MW) signée par Senelec et Sococim Industries le vendredi 16 mars 2012 et l’Avenant 1 signé le 5 novembre 2012 et qui a adjoint à la centrale existante une troisième tranche de 10 MW, portant ainsi la puissance contractuelle à 24 MW. Il faudra noter qu’avec la baisse considérable des volumes de gaz fournis par Fortesa, la centrale n’a jamais pu livrer 24 MW et sa puissance moyenne livrée est autour de 9 MW.

Les ICS ont fourni 24,5 MWh au RI de Senelec contre 31,74 MWh en 2012, soit une baisse de 22,8 %. Le coût de revient de cette énergie est de 48,07 FCFA/kWh.

Location de groupes

L’exploitation de la centrale d’Aggreko Boutoute a été couverte par le contrat de location signé le 28 août 2011 et les deux avenants au contrat en date du 14 mai et du 13 novembre 2012.

Ainsi, Aggreko aura injecté en 2012 dans le réseau isolé de Boutoute 31,0 GWh contre 51,5 GWh en 2012 à un coût variable de 144,7 FCFA/kWh.

Il faudra noter que cette centrale assure depuis le mois de janvier 2011 le réglage de fréquence dans le réseau isolé de Boutoute.

Producteurs Privés Réalisations 2011 Réalisations 2012 Réalisations 2013Production Coût Production Coût Production Coût

MWh F /kWh MWh F /kWh MWh F /kWh

MANANTALI 257 243 19 290 320 21 308 492 21,2GTI 186 513 150 16 610 198 9 985 201,3Aggreko Boutoute 59 099 51 500 141 30 976 144,7

Aggreko Tamba 18 900 134 26 026 135,4KOUNOUNE 390 341 86 382 930 92 395 301 86,2APR CDB 141 343 126 253 395 134 281 346 133,1APR KOUNOUNE 160 065 118 407 690 134SOCOCIM 8 375 38 74 587 40 77 986 40,5ICS 422 32 46 24 48,1TOTAL 1 203 401 1 495 964 1 130 137


RAPPORT ANNUEL 2013

24

La consommation de Fuel Oil enregistrée en 2013 est de 370 296 tonnes soit 79 636 tonnes de plus qu’en 2012 (27,39 %), contre une prévision de consommation en FO de 323 783 tonnes.

Pour le Diesel Oïl, la consommation réalisée est de 11 381 tonnes soit 48,91 % de moins qu’en 2012. Le DO consommé durant l’année 2013 est en baisse des prévisions budgétaires

de 60,78 %. Cette baisse s’explique par l’utilisation imprévue de Gasoil dans la production de 2013 à hauteur de 112 833 tonnes.

La consommation de gaz est nulle pour une prévision de 20 681KNm3 ; La consommation d’huile réalisée est de 1 706 tonnes contre une prévision s’estime à 2 106 tonnes.

La répartition de ces consommations suivant les types d’équipement montre une forte utilisation du DO & GO par les turbines à gaz et les groupes diesel. Le fuel a été principalement utilisé par les groupes diesel (97,7 %).

Evolution de la consommation de combustibles par type d’équipement

Consommations de combustible

Consommation de combustible Senelec de 2010 à 2013

Combustibles 2010 2011 2012 2013Fuel lourd 381 228 266 896 290 701 370 296

Diésel-oil 56 047 26 612 22 277 11 381Gasoil 0 30 121Gaz 647 20 193 0 0

CONS. DE COMBUSTIBLES (Tonnes, knM3)

FO DO & GO

2 010 2 011 2 012 2 013 Var 12/11 2010 2011 2012 2013 Var 12/11Groupes Diesel 269 262 238 449 261 311 361 864 38,48 % 25 017 17 775 13 130 12 175 -7,27 %Groupes Vapeur 111 967 28 447 29 390 8 432 -71,31 % 0 0 0 0TAG 0 0 0 0 31030 8 837 9 147 29 327 220,61 %Senelec 381 228 266 896 290 701 370 296 27,38 % 56 047 26 612 22 277 41 502 86,30 %

30 121

20 193647

290 701

370 296

11 381

22 277

26 612

56 047

266 896

381 228

2013

2011

2012

2010

FUEL LOURD DIESEL OIL GAZOIL GAZ

Evolution Consommation Conbustible (Tonne)

25

Concernant le parc global, la consommation (équivalent FO) est égale à 216,2 g /kWh pour une prévision de 209,40 g /kWh, soit un écart défavorable de 7,41 g /kWh.

Consommation de Diesel Oil par types de centrales entre 2010-2013

Fuel lourd Diésel-oil Gaz naturel Gasoil Senelec 370 295 761 11 381 234 - 30 121 002 Achats 82 993 786 - 14 453 455 82 712 541 Combustibles Total 453 289 547 11 381 234 14 453 455 112 833 544


0

RAPPORT ANNUEL 2013

26

Dépenses de combustibles

Les achats de combustibles ont atteint un montant total HTVA de 251,0 milliards de FCFA contre 274,1 milliards de FCFA en 2012 soit une baisse de 23,1 milliards de FCFA (-8,4 %). Le budget 2013, prévoyait un montant de 242,1 milliards de FCFA soit un dépassement de 8,8 milliards de FCFA (+3,6 %).

L’ensemble des charges variables (combustibles, lubrifiants et achats d’énergie) s’élève à 267,3 milliards de FCFA en 2013 pour un budget de 266,4 milliards soit un dépassement de 0,94 milliard (+0,4 %) lié d’une part à l’effet quantité avec l’utilisation du gasoil à la place du Diesel budgétisé et d’autre part à l’effet prix avec la baisse moyenne des prix de combustible sur la période.

Les dépenses variables représentent 67,6 % des charges d’exploitation totales (65,5 % en 2012).

Le ratio charges variables de production sur chiffres d’affaires passe de 102,3 % en 2012 à 90,9 % en 2013. Ce qui traduit une légère amélioration de la capacité de Senelec à faire face à d’autres dépenses exigibles.

Coûts de combustibles et du kWh

PRODUITS Achats 2009 Achats 2010 Achats 2011 Achats 2012 Achats 2013 Budget 2013

(TM) (TM) (TM) (TM) (TM) (TM)Fuel lourd 477 512 471 280 345 016 371 792 453 290 456 566Diesel oil 31 521 12 476 27 817 38 485 11 381 80 661Gasoil 15 973 51 542 109 215 154 822 109 443 0Distillat 0 45 624 48 379 0 3 391 10 549Gaz Naturel (kNm3) 0 647 21 027 12 933 14 453 34 663Huile 2 413 2 091 1 920 1 482 1706 2107

162134

200237

289265

182138

215239

291265300

200

150

50

250

100

020102008 2012 201320112009

Charges variables de productionCombustibles Senelec

Coût variable de production en (milliards)

27

Prix du combustible

En 2013 on note une baisse de 7,9 % du prix moyen de la tonne de fuel Senelec, qui est passé de 403 919 FCFA à 371 941 FCFA ; consécutivement à la baisse des cours mondiaux du pétrole.

Evolution mensuelle des Prix HFO et DO (TM) en 2013

650 000

550 000

350 000

450 000

250 000

513 140 524 664351 589 355 199

519 553358 104

542 955369 665

534 546378 444

517 709375 485

539 168385 987

559 649386 330

530 795373 084

510 143365 446

503 743370 299

562 561390 286

545 879375 309

DOFO380

01-déc 29-déc03-nov.06-oct.11-août16-jui.21-avr.25-févr. 08-sept.14-juil.19-mai24-mars28-janv

Evolution des prix moyens des combustibles entre 2005 et 2013

400 000

200 000

500 000600 000

300 000

100 000

2005132 156FUEL Oil

DIESEL Oil

2009210 365

2007219 608

2011354 068

2006186 097

2010278 157

2008272 788

2012 2013403 919 371 941

276 663 302 351370 065 514 713346 405 400 743475 019 567 104 531 116


RAPPORT ANNUEL 2013

28

Cout de revient du kWh 2008 2009 2010 2011 2012 2013 BUDGET EVOLUTION

2013 2013/2012Centrales diesel 59,4 49,6 69,95 80,9 87,3 80,76 87,44 -7,50 %

Centrale Vapeur 95,12 83,7 113 147,3 149,07 141,29 122,58 -5,20 %

TAG 145,6 98,2 130,4 103,7 198,73 187,48 197,19 -5,70 %

RI Senelec 71,6 57,6 79,18 85,62 93 86,9 89,92 -6,60 %

GTI 101,2 117,2 150,2 197,64 201,29 190,64 1,80 %

Manantali 18,5 18,5 19,37 19,37 21,32 21,15 21,87 -0,80 %

APR 126,4 132,76 133,14 129,32 0,30 %

Kounoune Power 67,3 57,2 72,93 86,24 91,94 86,24 90,73 -6,20 %

SOCOCIM 38,4 39,75 40,5 38,59 1,90 %

ICS 51,4 45,87 48,07 38,59 4,80 %

Total Achat 67,45 40,8 65,37 90,66 95,49 77,57 70,76 -18,80 %

Total RI 70,4 53,3 76,4 87,98 94,27 83,18 83,01 -11,80 %

Le coût variable du kilowattheure pour l’ensemble du pays a atteint 85,5 FCFA/kWh contre 96,4 FCFA/kWh en 2012 et un coût du kilowattheure prévu de 86,0 FCFA/kWh (soit un gain de 0,54 F/KWh). Ce coût est de 83,2 F/kWh pour l’ensemble du Réseau Interconnecté (y compris les achats). Les unités RI de Senelec réalisent un coût de 86,5 F/kWh.

Le coût de revient du kWh sur l’ensemble du RI a augmenté de 0,2 % (+0,17 F/kWh) ; ceci est essentiellement imputable aux groupes 303 Vapeur et GTI qui enregistrent des coûts exorbitants de 141,29 F/kWh et 201,29 F/kWh, dépassant respectivement leur budget de 18,71 F/kWh et 10,65 F/kWh.

Coût variable du kWh

Evolution du coût variable du kWh (en FCFA) sur le RI de 2008 à 2013

Evolution du Coût variable du Kwh

250,0

200,0

150,0

100,0

50,0

117,2

150,2

197,6 201,3

86,291,986,2

72,979,2 85,6 93,0

86,977,695,590,7

65,4

19,4 19,4 21,3

2010 2011 2012

Manantali GTI Kounoune Achats RI Senelec

2013

21,2

29

La production nette du RI Senelec s’élève à 1 789,9 GWh pour une production brute de 1 827,2 GWh soit un rendement de 98,0 % qui est en légère hausse par rapport à l’année dernière. Les producteurs indépendants ont injecté 1 073,1 GWh sur le réseau interconnecté. Ainsi, l’énergie totale injectée sur le réseau de transport s’élève à 2 863 GWh pour une livraison aux postes sources de 2809,2 GWh soit un rendement transport de 98,12 %. L’énergie nette livrée à la distribution et aux clients Haute Tension est de 2 809,2 GWh contre 2 680,5 GWh l’an passé.

Le rendement brut du système Production - Transport est de 96,86 % alors que celui net est de 97,9 %. Le calcul du rendement est fait en prenant en compte les achats nets des IPP dans la production et inclut le RIMA.

A Dakar, le poste de Hann constitue toujours le nœud de consommation le plus important, malgré le transfert de certains départs HTA au poste aéroport (24,7 %), suivi de Bel Air et Aéroport avec respectivement 14,6 % et 10,1 % de l’énergie livrée à ce poste.

La hausse de 132 % de la consommation de SOMETA s’explique par l’arrivée de ce client vers la fin de l’année 2012. L’énergie distribuée au niveau des postes de l’OMVS (Dagana, Matam et Sakal) continue d’augmenter comme les années passées sauf pour le poste de Dagana qui enregistre une baisse de 5 %. Par rapport aux années précédentes, les valeurs d’énergies distribuées dans les postes en 2012 et 2013, reflètent le mieux les demandes annuelles, vu le faible niveau des délestages.

Mouvements d’énergie

Distribution d’énergie par postes sources

Distribution (en MWh)

Réalisation 2009

Réalisation 2010

Réalisation 2011

Réalisation 2012

Réalisation 2013

Part 2013 ( %)

Evol. 2013/12

30 kV Hann 720 564 741 220 714 392 784 680 693 911 24,70 % -11,60 %

30 kV C3 161 342 207 582 177 175 249 216 180 457 6 % -28 %

6,6-30 kV Aeroport 284 445 10 %

30 kV Thiona 152 306 159 585 162 048 180 124 208 777 7 % 16 %

30 kV Mbao 155 147 132 154 131 563 161 143 124 605 4 % -23 %

30 kV Mbour 114 438 119 880 126 100 157 675 160 722 6 % 2 %

30 kV Kahone 133 460 141 879 115 087 124 309 125 024 4 % 1 %

6,6-30 kV St-Louis 559 -5 -

30 kV Sakal 167 785 180 169 176 634 183 598 204 724 7 % 12 %

6,6 - 30 kV Bel Air 371 140 387 140 363 111 428 980 410 927 15 % -4 %

30 kV Dagana 42 598 42 402 45 443 54 492 51 835 2 % -5 %

30 kV Matam 35 741 38 332 39 592 42 913 47 039 2 % 10 %

30 KV Tobène 15 366 17 242 23 948 31 883 -

30 KV Touba 98 284 98 411 131 708 111 070 158 628 6 % 43 %

TAIBA 78 360 90 586 89 108 65 030 2 % -27 %

MEKHE 34 519 39 549 44 684 46 110 2 % 3 %

ICS 16 957 15 142 27 017 24 460 1 % -9 %

SOCOCIM 2 572 9 -

SOMETA 9 684 22 508 1 % 132 %

Total Distribution 2 168 730 2 395 827 2 354 650 2 680 585 2 809 201 100 % 5 %


RAPPORT ANNUEL 2013

30

Qualité de service

A l’inverse de la tendance observée les années 2010 et 2011, on a noté en 2013 une nette amélioration de la satisfaction de la demande avec peu de délestages opérés par manque de production. Cependant la fourniture continue de l’électricité à la clientèle a été un peu plus perturbée qu’en 2012 suite au retard de la mise en service des extensions et de la location APR. Celle-ci ayant coïncidé avec l’indisponibilité de plusieurs unités de production. Ces nombreux arrêts ont eu pour conséquence, d’accroitre

l’END par manque de production qui est passée de 1 662 MWh l’année dernière à 12 811 MWh en 2013 dont 2 988 MWh par manque de combustible.

Les Energies Non Distribuées suite aux incidents (19 104 MWh), aux travaux et manœuvres (6 700 MWh) conservent pratiquement les mêmes niveaux qu’en 2012 par contre l’END par tension faible, surcharge et coupures circonstancielles a connu une baisse de 57 % (2 352 MWh).

Evolution END par nature en MWh

Evolution du Nombre des Interruptions par Nature

31

DECLENCHEMENTS DE GROUPES

Par rapport à l’année dernière, le nombre de déclenchements de groupes a augmenté de 96 % pour le parc de production du RI Senelec du fait essentiellement des groupes Diesel. En revanche, on note une hausse de 12 % sur le Réseau Interconnecté global.

Des hausses significatives ont été constatées au niveau du RI Senelec (+96 %), principalement au niveau de la C3 Vapeur (+300 %), de C6 (+112 %) et de la TAG2 (+100 %).

Les IPP, continuent d’enregistrer un nombre important de déclenchements avec des hausses allant de 44 % pour Kounoune à 11 % pour APR.

INTERRUPTIONS DE SERVICES RESEAUX

Les interruptions de service concernent les réseaux de moyenne tension (6,6 et 30 kV) et de haute tension (90 et 225 kV) et font suite à des incidents, des manœuvres et/ou des travaux. Elles peuvent aussi résulter d’un manque de production (délestages et/ou effacements).

Les interruptions réseaux recensées s’élèvent à 25 375 en 2013 soit une hausse de 30,5 % par rapport à 2012. Cette hausse est enregistrée au niveau des réseaux 6,6 kV et 30 kV de Dakar et des régions avec des évolutions respectives de 29,6 % et 30,3 %. L’Energie Non Distribuée suite à des perturbations et interruptions sur les réseaux a connu une hausse de 28 % par rapport à 2012.

Répartition des Interruptions par nature

On a assisté cette année comme en 2012 à une nette rupture par rapport à la tendance haussière de l’END totale constatée ces dernières années. En effet bien qu’en hausse par rapport

à 2012 de 9,0 GWh, le niveau de l’END totale reste dans la limite du raisonnable comparé à la moyenne de la période 2006-2011 estimée à 135 GWh. La baisse considérable des délestages par manque de production explique en grande partie ce résultat.

Interruptions sur les réseaux par niveau de tension

TensionInterruptions 2012 Interruptions 2013 EvolutionNombre END (MWh) Nombre END (MWh) END

MT Dakar 8 972 22 400 11 626 23 272 3,90 %MT Régions 9 876 8 685 12 873 14 227 63,80 %90 kV 531 915 733 3 148 244,00 %225 kV 52 - 143 - 0,00 %TOTAL interruptions 19 431 32 000 25 375 40 967 28,00 %

NatureInterruptions 2012 Interruptions 2013 Evolution

Nombre END (MWh) Nombre END (MWh) ENDIncidents 12 991 18 971 15 770 19 104 0,70 %Manque production 306 780 2 905 9 975 1178,80 %Effacement HT 44 882 164 2 836 221,50 %Manœuvre/Travaux 4926 6374 5 952 6 700 0,00 %Surcharge / Faible U 1164 4993 584 2 352 -52,90 %TOTAL interruptions 19 431 32 000 25 375 40 967 28,00 %

QUALITÉ DE SERVICE

RAPPORT ANNUEL 2013

32

INCIDENTS

L’Energie Non Distribuée aux clients HTB, suite aux incidents sur le réseau de transport connaît une hausse de 224 % par rapport à l’an passé. Leur nombre a connu également, une hausse passant de 166 en 2012 à 221 cette année.

Le détail de l’ensemble des déclenchements est donné dans le tableau ci-dessous :

MANŒUVRES ET TRAVAUX

L’END suite à des manœuvres et travaux sur le réseau HTB a connu une hausse de 202 MWh en 2013. Le nombre a augmenté de près de 7 %, il passe de 376 à 370 sur le réseau 90 kV et de 24 à 60 sur le réseau 225 kV. Ces travaux et manœuvres n’ont engendré aucune END côté clients HTB de 2012 MWh.

TensionIncidents 2012 Incidents 2013 Evolution

Nombre END (MWh) Nombre END (MWh) END90 kV 136 33 143 107 224 %225 kV 30 0 78 0TOTAL interruptions 166 33 221 107 224 %

TensionManœuvres/Travaux 2012 Manœuvres/Travaux 2013 Evol.

Nombre END (MWh) Nombre END (MWh) END90 kV 376 0 370 202 100 %225 kV 24 60 - -TOTAL man./ tvx 400 0 430 202 100 %

33

L’END par manque de production (délestages et effacements) s’élève à 12,8 GWh contre 1,7 GWh en 2012, soit une hausse de plus de 670,8 %. Cette contre-performance est

due d’une part, au retard de la mise en service de certaines unités et d’autre part, à l’indisponibilité de quelques groupes en période de forte demande.

EFFACEMENTS CLIENTS HAUTE TENSION

DELESTAGES PAR MANQUE DE PRODUCTION

Pour soulager la clientèle domestique le soir, durant les périodes de déficit de production, Senelec procède à des effacements concertés avec sa clientèle Haute Tension, le plus souvent entre 19h et minuit. Les effacements n’ont concerné que les ICS. SOCOCIM dispose actuellement d’une autonomie de production.

En 2013, on note une hausse des effacements de 221,5 % en énergie par rapport à 2012. Ainsi, nous avons les réalisations suivantes:

DÉLESTAGES ET EFFACEMENT 2012 DÉLESTAGES ET EFFACEMENT 2013

Tension Nombre END (MWh) Nombre END (MWh) Evol.6,6 kV Dakar 82 126 1 114 2 352 1766,70 %30 kV Dakar 73 226 830 3 960 1652,20 %6,6 kV Régions - - 22 6030 kV Régions 151 428 939 3 604 0,00 %

90 Kv 44 882 164 2 836 221,50 %TOTAL délestage 350 1 662 3 069 12 811 670,80 %

Répartition des délestages à Dakar et dans les autres régions

ICS Réalisation 2012 Réalisation 2013 Evolution 13-décNombre de fois 44 164 272,70 %END (MWh) 882 2 836 221,50 %

QUALITÉ DE SERVICE

RAPPORT ANNUEL 2013

34

35

GRANDS PROJETS 2013

RAPPORT ANNUEL 2013

36

GRANDS PROJETS 2013

Volet production

Le parc de production du réseau interconnecté a été marqué en 2013 par l’arrivée d’une puissance additionnelle Senelec de 60 MW au niveau des centrales C6 (30 MW) et C7 (30 MW) et la mise en service de la centrale hydroélectrique de Félou dont le quota du Sénégal est de 15 MW.

L’année 2013 a aussi noté le retour après réhabilitation des groupes diesel de la centrale C4 et d’un groupe thermique de la centrale de C3.

Plusieurs séances de négociations ont été tenues avec des promoteurs privés pour l’étude, le financement, la construction et l’exploitation de centrales au charbon, dual fuel/gaz et à énergies renouvelables et des Protocoles d’entente signés.

Ainsi, Senelec a signé dix (10) Contrats dAchat d’Energie avec des promoteurs en énergies renouvelables dont neuf (9) centrales solaires photovoltaïques pour une capacité attendue de 180 MW et une (1) centrale éolienne de 151 MW.

Il convient de noter la poursuite du développement de la centrale au charbon de Sendou de 125 MW, de la centrale de 250 MW au charbon de Mboro (Africa Energy) et de la centrale dual fuel / gaz de 70 MW de Taiba Ndiaye.

Volet transport

Le démarrage de la phase 2 du projet Boucle 90 kV a été effectif ; il concerne essentiellement le volet distribution et la finalisation du volet HT du projet. Les tronçons Aéroport-Université et Université-Bel Air d’une longueur de 17 kilomètres seront réalisés au courant de l’année 2013.

Le passage en 225 kV de la ligne entre Sococim et Mbour, de la ligne Tobène-Kounoune et du poste de Kounoune s’est poursuivi ainsi que le développement et le début d’exécution du programme de la Banque Mondiale (PASE).

La recherche de financement s’est poursuivie pour les liaisons 225 kV Sendou-Kounoune-Patte d’Oie, Mbour-Fatick-Kaolack, Kaoalck-Tamba,Tamba-Kédougou et Tamba-Kolda-Ziguinchor.

Ainsi, les Partenaires Techniques et Financiers ont manifesté leurs intentions de financement et certains projets ont fait l’objet de pré-évaluation.

Volet Distribution

Le début d’exécution du programme de la Banque Mondiale (PASE) pour le volet distribution a marqué l’année 2013. Ces projets ont concerné essentiellement :

- l’extension et la densification de réseaux de Distribution à Dakar et dans les régions ;

- le renouvellement de la ligne MT Ourossogui-Oréfondé ; - l’extinction des centres secondaires Koumpentoum,

Koungheul, Nganda.

En plus de ces projets, il faut noter aussi le démarrage des projets :

- l’alimentation MT de l’Aéroport International Blaise Diagne de Diass d’un montant de 441 millions FCFA

- le renforcement et l’extension des réseaux Moyenne et Basse Tension à Dakar et dans les régions sur financement de la BOAD ;

- l’installation de compteurs de rendement aux frontières des délégations ;

- la télécommande de 40 postes du réseau HTA de Dakar

37

ACTIVITE COMMERCIALE

RAPPORT ANNUEL 2013

38

ACTIVITE COMMERCIALE

Clientèle et Ventes d’EnergieEn 2013, Senelec compte 991 672 clients soit un accroissement de 5,0 % (+46 817 clients) par rapport à 2012. L’énergie totale facturée à l’ensemble de la clientèle est de 2406,6 GWh en 2013. Elle a augmenté de 3,4 % (79,8 GWh).

Le chiffre d’affaires total réalisé sur ces ventes est de 284,3 milliards de FCFA (Hors Taxes).

Le prix moyen global du kWh est de 118,1 FCFA contre 117,58 FCFA en 2012 soit une hausse de 0,52 FCFA (+0,4 %).

Clientèle par niveau de tension

CLIENTS 2010 2011 2012 2013 VARIATIONS 13/12BT 878 685 900 086 943 354 990 171 4,96 %MT 1 394 1 426 1 443 1 497 3,74 %HT 3 3 4 4 0,00 %TOTAL 880 082 901 515 944 801 991 672 4,96 %

Ventes (MWh) par niveau de tension

VENTES 2011 2012 2013 Variations 13/12Basse Tension 1 289 017 1 467 374 1 534 432 4,57 %

Moyenne Tension 605 145 688 906 711 944 3,34 %

Haute Tension 148 866 170 503 160 207 -6,04 %

TOTAL 2 043 028 2 326 783 2 406 583 3,43 %

Ventes par niveau de tension (GWh)

Basse tension Moyenne Tension Haute Tension

2 500,0

2 000,0

1 000,0

1 500,0

500,0

-2011 2012 2013

39

Basse Tension (BT)Le nombre de clients Basse Tension passe de 943 356 clients en 2012 à 990 171 clients en 2013 soit une hausse de 4,96 %. L’énergie facturée à cette catégorie de la clientèle s’élève à 1 534,43 GWh contre 1 467,37 GWh en 2012 soit une hausse de 4,57 %. Cette énergie BT représente 63,8 % du volume global des ventes de 2013.

Le chiffre d’affaires réalisé sur les ventes BT est de 188,2 milliards de FCFA et a augmenté de 8,4 milliards de FCFA comparé à 2012.

Le prix moyen du kWh en BT est 122,65 FCFA soit une hausse de 0,12 FCFA par rapport à 2012.

Moyenne Tension (MT)La clientèle Moyenne Tension a consommé 711,94 GWh soit 29,6 % des ventes globales de Senelec. Ces ventes MT ont augmenté de 23,04 GWh soit 3,3 % par rapport à 2012.

Le chiffre d’affaires MT s’élève à 82,00 milliards de FCFA augmentant ainsi de 2,50 milliards (+3,14 %).

Le prix moyen du kWh MT est passé de 113,8 FCFA en 2012 à 115,3 FCFA en 2013 soit une hausse 1,24 %.

Haute Tension (HT) En 2013, les ventes HT s’élèvent à 160,21 GWh contre 170,50 GWh en 2012 soit une baisse de 6,04 %. Ces ventes concernent les quatre (4) clients que sont les ICS, la SOCOCIM, la SDE et la SOMETA. La baisse notée est due principalement à celle des consommations des ICS de 24,55 GWh malgré les hausses de consommations de la SOMETA, de la SDE et des ICS respectivement de 12,3 GWh,1,23 GWh et 0,1 GWh.

Le chiffre d’affaires réalisé en HT s’élève à 14,10 milliards de FCFA diminuant ainsi de 0,50 milliards soit 3,42 % par rapport à 2012.

Le prix moyen du kWh est de 88,01 FCFA soit une hausse de 2,78 % comparé à 2012.

Chiffre d’affaires sur les ventes

Prix Moyen par niveau de Tension

VENTES 2011 2012 2013 Variations 13/12(Hors taxes) milliards milliards milliardsBT 156,60 179,80 188,20 4,67 %MT 73,10 79,50 82,00 3,14 %HT 12,30 14,60 14,10 -3,42 %TOTAL 242,00 273,90 284,30 3,80 %

PRIX MOYEN DE L’ÉLECTRICITÉ

2011 2012 2013 Variations 13/12

Basse Tension 121,49 122,53 122,65 0,10 %Moyenne Tension 120,80 115,40 115,18 -0,19 %Haute Tension 82,62 85,63 88,01 2,78 %TOTAL 118,45 117,72 118,13 0,36 %

Prix Moyen par niveau de Tension

Basse Tension Moyenne Tension Haute Tension

2011 20132012

140,0

140,0

60,0

20,0

120,0

100,0

40,0

-

ACTIVITÉ COMMERCIALE

88,0185,6382,62

115,18115,40120,80122,53 122,65121,49

RAPPORT ANNUEL 2013

40

VENTES HAUTE TENSION en GWh 2012 2013 VARIATIONS 13/12170,5 160,21 -6,04 %

ICS 116,13 91,57 -21,14 % SOCOCIM 0,01 0,02 63,75 % SDE 44,68 46,11 3,19 % SOMETA 9,68 22,51 132,43 %

CENTRE DE GESTIONCAE brut

(millions de FCFA) Poids CAE

brut( %)Encaissements

(millions de FCFA)Taux couverture

CAEADM- DIPLOMATIQUE-MT(1) 126 697 075 38,33 % 120 707 743 94,60 %HAUTE TENSION (2) 15 291 479 4,63 % 14 082 646 92,09 %GRANDS –COMPTES (1)+(2) 141 988 554 42,96 % 134 790 389 94,33 %DAKAR 1 64 449 573 19,50 % 65 312 150 96,00 %DAKAR 2 32 172 780 9,73 % 31 355 130 92,49 %DRCO 41 919 712 12,68 % 40 642 921 93,39 %DRN 19 368 497 5,86 % 19 764 720 99,14 %DRCE 14 627 463 4,43 % 15 642 957 103,22 %DRS 7 375 042 2,23 % 7 632 830 99,70 %TOTAL SENELEC 330 509 327 100,00 % 315 141 097 92,70 %

Clientèle par niveau de tension

Rendement réalisé par différents réseaux

Rendement (Vente / Production)Le rendement brut de Senelec a connu une hausse de 0,21 % passant de 79,3 % en 2012 à 79,5 % en 2013.

Sur le réseau Interconnecté, ce rendement a augmenté de 0,16 % sur la même période.

Recouvrement

Répartition du CAE et des encaissements en 2013

Les créances de Senelec passent de 93,366 milliards en janvier 2013 à 108,563 milliards en décembre 2013 soit une hausse de 15,197 milliards représentant 16,28 % en

valeur relative. Cette hausse provient principalement de l’augmentation des créances Administration de 30,47 % et de celles des Ambassades pour 96,9 millions (12,66 %).

Segments Janvier 2013 Décembre 2013 Ecart VariationTotal Particuliers 46 144 313 47 087 294 942 981 2,04 %Total Administration 46 456 253 60 613 472 14 157 219 30,47 %Total Ambassades 765 827 862 777 96 950 12,66 %Total Senelec 93 366 393 108 563 543 15 197 150 16,28 %

Situation des créances en fin décembre en Kf

RENDEMENTS 2009 2010 2011 2012 2013 Ecarts ( %)SENELEC 78,37 % 78,37 % 80,04 % 79,28 % 79,49 % 0,21 %RESEAU INTERCONNECTE 77,91 % 78,12 % 80,20 % 79,76 % 79,22 % 0,16 %BOUTOUTE 82,15 % 77,32 % 77,97 % 81,76 % 82,41 % 0,65 %TAMBA 81,92 % 77,90 % 93,59 % 77,99 % 79,70 % 1,71 %

41

GESTION DES RESSOURCES

HUMAINES

RAPPORT ANNUEL 2013

42

GESTION DES RESSOURCES HUMAINES

Au 31 Décembre 2013, Senelec compte 2479 agents (dont 2437 agents actifs), soit une légère baisse de 0,96 % par rapport à 2012 (2503 agents).

Répartition du personnel par collège

A fin 2013, Senelec compte 318 cadres, 1 830 agents maitrise et 331 agents d’exécution. Ce personnel connait une baisse de 124 (0,96 %) par rapport à 2012. Cette baisse concerne exclusivement les cadres (1,85 %) et l’effectif d’exécution (14,25 %). On note par contre une hausse de l’effectif de maitrise de 2,06 %.

324318 318

1745 1793 1830

437 331386

2500 2503 2479

2011

2012

2013

CADRES MAITRISE EXECUTION TOTAL

3000

2500

2000

1500

1000

500

0

Stabilisation de l’effectif

globale avec une légère

hausse de 1 %

2012

MAITRISE 71,6 %

CADRES 12,9 %

EXECUTION 15,4 %

2013

MAITRISE

73,8 %

CADRES 12,8 %

EXECUTION 13,4 %

43

Répartition du personnel par sexe et par âge

Le personnel de Senelec est composé de 2004 hommes et 475 femmes. La plus grande partie du personnel est âgé de 50 à 54 ans (21,3 % en 2013 contre 20,7 % en 2012). De plus le nombre d’agents de plus de 55 ans a augmenté (522 contre 452 en 2012).

L’âge moyen de l’effectif est de 45 ans. Le personnel dont l’âge est compris entre 20 et 44 ans, a diminué ; il passe de 1 094 en 2012 à 1025 en 2013, soit une baisse de 69 agents.

Mouvements du personnel en 2013 • les recrutements sont au nombre de 19 agents dont 09

cadres, 08 agents de maîtrise et 02 agents d’exécution • Les déperditions sont au nombre de 110 agents dont

09 décès, 05 démissions, 04 départs volontaires, 02 licenciements pour faute personnelle et 89 départs à la retraite. En 2013, on compte 04 agents en détachement et 35 en disponibilité. La déperdition a plus affecté le personnel agent maitrise (71,8 %), suivi du personnel cadre (23,7 %).

Effectifs par fonctions 2013

En 2013, l’effectif par fonctions a évolué par rapport à l’année 2012. Les fonctions Support, Production et Transport ont baissé respectivement de 38 agents, 33 agents et 03 agents. Par contre la fonction Distribution & commerciale a enregistré des augmentations d’effectifs de 28 agents.

4

Répartition par sexe et par tranche d’age de l’effectif CDI inscrit 2012

[55-60]

[35-39]

[45-49

[25-29]

[50-54

[30-34]

[40-44]

[16-24]HommesFemmes

60

65

77

89

101

55

23

2

392

454

361

265

276

198

81

Répartition par sexe et par tranche d’age de l’effectif CDI inscrit 2013

[55-60]

[35-39]

[45-49

[25-29]

[50-54

[30-34]

[40-44]

[16-24]HommesFemmes

74

71

77

92

94

45

21

1 4

448

458

326

274

253

183

58

GESTION DES RESSOURCES HUMAINES

RAPPORT ANNUEL 2013

44

FONCTIONS 2012 2013 PartsTransport 137 134 5,6 %Production 444 411 17,0 % Support 489 451 18,7 %Distribution & Commerciale 1390 1418 58,7 %TOTAL 2460 2414 100,0 %

Formation et encadrement

Durant l’année 2013, 1 300 agents tous collèges confondus ont été formés soit une baisse de 836 par rapport à 2012 (2136 agents formés). L’essentiel de la formation concernant 1 058 agents (81,3 %) s’est tenue au Sénégal au CFPP. Les actions de formation Hors CFPP ont concerné 179 agents. Quant aux formations à l’étranger, elles ont été suivies par 63 agents.

Effectifs par Fonction en 2013

Distrib & Comer

Support

Production

Transport

451

411

134

1418

16001200800400 140010006002000

Etat de la Formation

ANNEES SENEGAL CFPPSENEGAL

(HORS CFPP)ETRANGER TOTAL

2004 1044 167 32 12432005 615 300 124 10392006 722 711 131 15642007 372 759 13 11442008 354 142 49 5452009 481 204 61 7502010 1194 284 66 15442011 1299 352 69 17202012 1753 259 124 21362013 1058 179 63 1300

Evolution du Cout et Budget de Formation

Pour un budget annuel destiné à la formation de 312,56 millions de FCFA, 209,25 millions ont été exécutés soit un taux de 67 % (59,1 % en 2012).

216

257

372428

428305

546

312

209

323327

248223

117

85

350 324

16792

207221

217

53

600

500

400

300

200

100

0

Réalisations Budget formation

2003 20072005 2009 20112004 20082006 2010 2012 2013

45

RESULTATS COMPTABLES

RAPPORT ANNUEL 2013

46


L’exercice 2013 se termine par une perte nette de 221,6 millions de FCFA contre un résultat déficitaire de 9,1 milliards de FCFA en 2012 soit une amélioration de 97,6 % par rapport à l’exercice antérieur.

Soldes Intermédiaires de Gestion (S.I.G)

Chiffre d’affaires

En 2013, le chiffre d’affaires, constitué des ventes d’énergie des Travaux et Services Vendus et des Produits Accessoires s’élève à 291,7 milliards de FCFA contre 282,7 milliards de FCFA en 2012, soit une hausse de 3,2 % par rapport à l’exercice précédent (9,0 milliards).

Valeur Ajoutée

En 2012, la valeur ajoutée est de 52,7milliards de FCFA contre 25,4 milliards de FCFA en 2012 soit une hausse en valeur relative de 27,2 milliards de FCFA. Cette hausse s’explique notamment par l’augmentation de la marge

brute sur matières de 33,23 milliards et des autres produits de 3,86 milliards de FCFA. Ceux-ci malgré la baisse de la subvention d’exploitation de 34,66 milliards passant ainsi de 123,3 milliards en 2012 à 88,7 milliards en 2013 (composé essentiellement de compensation pour gel de tarifs de l’électricité).

Excédent Brut d’Exploitation

Comme la valeur ajoutée, l’Excédent Brut d’Exploitation de 2013 s’est amélioré par rapport à son niveau de 2012. Il passe de -3, 21 milliards en 2012 à 23,3 milliards en 2013, soit une hausse de 26,5 milliards de FCFA.

SIG (en milliards de FCFA)

2010 2011 2012 2013

Chiffre d'affaires HT 252,1 250,4 282,7 291,7Valeur Ajoutée 4,5 52,9 25,4 52,7Résultat d'exploitation -52,4 3,6 -12,7 3,2Résultat financier -7,0 -9,3 -8,8 -7,2Résultat HAO 4,3 0,2 12,5 3,7Résultats nets ® -55,0 -5,5 -9,1 -0,2

S.I.G en Milliards de FCFA

Chiffre d’affaires HTValeur AjoutéeRésultat d’exploitationRésultat financierRésultat HADRésultat nets

20132012

282,7

350

250

150

50

300

200

100

0

-50

52,9 52,9

291,7

52,7

3,2 3,7

-0,2-7,2-9,1-8,8-12,7

47

Résultat d’Exploitation

Le Résultat d’Exploitation est passé de -12,7 milliards en 2012 à +3,2 milliards en 2013 soit une variation positive de 15,9 milliards.

Résultat Financier

Il s’est amélioré de 1,7 milliard de FCFA et passe de -8,83 milliards en 2012 à -7,15 milliards en 2013 soit une variation relative de 19,0 %.L’écart positif sur les charges financières de 1675,8 millions s’explique, malgré la hausse des produits financiers de 118,0 millions de FCFA par : • la baisse des frais financiers sur exercices antérieurs

de 1 752,6 millions ; • La baisse de la dotation aux amortissements et aux

provisions sur les dettes financières de 36,2 millions.

Résultat net

Les soldes intermédiaires ci-dessus ont conduit à un résultat net déficitaire de -221,6 millions contre un résultat déficitaire de -9 073,3 millions de FCFA au 31 décembre 2012 soit une amélioration de 8 851,8 millions de FCFA (-97,6 %).

Compte de Résultat a. Produits

Ventes d’énergieLe chiffre d’affaires résultant des ventes d’énergie s’élève à 283,9 milliards de FCFA en 2013 contre 274,5 milliards de FCFA en 2012 soit une hausse de 9,3 milliards de FCFA (3,4 %). Les Travaux et Services Vendus ont atteint 7,6 milliards de FCFA soit une baisse (2,7 %) sur les réalisations de 2012. Les Produits Accessoires ont connu une baisse de 28,6 % en passant de 222,0 millions de FCFA en 2012 à 158,6 millions de FCFA en 2013.

Subvention d’ExploitationLes subventions d’exploitation ont connu une forte baisse en passant de 123,3 milliards de FCFA en 2012 à 88,7 milliards de

FCFA en 2013 soit une baisse de 28,1 % (+34,66 milliards de FCFA). En 2013 la subvention est composée essentiellement de la compensation pour gels de tarifs de l’électricité contre un montant de 104,8 milliards de FCFA en 2012.

b. Charges

Charges courantes en milliards de FCFA

2011 2012 2013Matières Premières consommées 225,32 274,05 250,98Lubrifiants consommés 1,75 1,98 2,17Frais financiers 9,59 8,99 7,2Charges de personnel 28,39 28,66 29,38Achats Energie 10,35 13,15 11,82

Matières premières et Autres approvisionnements

Les consommations de matières premières et autres appro-visionnements s’élèvent à 253,2 milliards de FCFA en 2013 contre 276,9 milliards de FCFA en 2012 soit une baisse de 8,3 % (22,9 milliards de FCFA).

Les achats de combustibles ont atteint en 2013 un montant de 251,0 milliards de FCFA contre 274,1 milliards de FCFA en 2012 soit une baisse de 8,4 % (23,1 milliards de FCFA).

Les achats d’énergie s’élèvent à 11,8 milliards de FCFA en 2013 contre 13,5 milliards de FCFA en 2012 soit une baisse de 10,1 % (1,3 milliards de FCFA).

Les consommations des lubrifiants se chiffrent à 2,2 milliards de FCFA contre 2,0 milliards de FCFA en 2012 soit une hausse de 190 millions de FCFA (9,6 %).

Transports

Les frais de transport réalisés en 2013 ont baissé de 795,8 millions de FCFA (-42,6 %) du fait principalement de la réduction des voyages et déplacements du personnel sénégalais hors du pays. Les réalisations ont atteint 1,07 milliard de FCFA.

S.I.G en Milliards de FCFA

2,2 7,2

251274,1

29,411,813,2

28,79,02,0

300

250

150

50

200

100

020132012

Matières Premières consLubrifiants consommés

Frais financiersCharges de personnel

Achats Energie


RAPPORT ANNUEL 2013

48

Services Extérieurs

Les Services Extérieurs consommés en 2013 ont baissé de 14,2 milliards de FCFA par rapport à l’exercice précédent: 50,4 milliards de FCFA contre 64,6 milliards de FCFA en 2012 soit une réduction de 22,0 % en valeur relative.Cet écart est imputable principalement aux deux postes suivants : • GTI - 4 393 millions • Location groupes APR - 11 017 millions • Prime fixe Sococim + 867 millions • Primes Assurances sur exercice + 396 millions

L’analyse de ces écarts montre que les frais de capacité de GTI et de la location APR ont connu des baisses car GTI n’a pas fonctionné durant le dernier semestre 2013 alors que la puissance locative d’APR a fortement baissée.

Impôts et Taxes

Les Impôts et Taxes ont baissé de 11,2 milliards de FCFA en valeur absolue par rapport à 2012 (-68,9 %) : 16,2 milliards de FCFA en 2012 contre 5,0 milliards de FCFA. Cet écart est imputable, au paiement en 2012 avec la convention de croisement réciproque des dettes Senelec/Etat du Sénégal, à des pénalités de retard de paiement de ses dettes fiscales de plus de 10 milliards de FCFA.

Autres Charges

Les autres charges enregistrées en 2013 ont augmenté de 869,4 millions par rapport à 2012 soit 7,9 % en valeur relative. Cet écart s’explique principalement par la variation des postes suivants :

• Charges provisionnées d’exploit° /RC - 435 millions• Charges provisionnées sur créances - 1 131 millions• Charges provisionnées sur pénalités END + 1 939 millions

Charges de Personnel

Les charges de personnel comptabilisées en 2013 (29,4milliards de FCFA) sont supérieures à celles de 2012 (28,7 milliards de FCFA) de 720,6 millions de FCFA soit 2,5 % en valeur relative.

Charges financières

Les charges financières réalisées en 2013 s’élèvent à 7,2 milliards de FCFA contre 8,9 milliards de FCFA en 2012, soit une baisse de 1675,8 millions de FCFA (19,0 % en valeur relative).

BilanAu 31 décembre 2013, Senelec affiche un total bilan de 718,5 milliards de FCFA, soit une augmentation de 61,6 milliards de FCFA (9,4 %) par rapport à 2012 (656,9 milliards de FCFA).

400

200

300

100

0

384,0365,0

333,3

109,0

315,7307,0

329,7

106,6

2012 2013

Capitaux propres (I)Actif immobilse (I)

Actif circulants (II)Passif circulant (III)

ActifL’actif immobilisé passe de 329,7 milliards de FCFA en 2012 à 333,3 milliards de FCFA en 2013 soit une hausse de 3,6 milliards de FCFA en valeur brute (1,1 % en valeur relative). Cette variation s’explique par la hausse des immobilisations corporelles de 1,8 milliard de FCFA (7,8 %) et des immobilisations financières de 2,8 milliards de FCFA (11,0 %).

L’actif circulant, hors trésorerie a augmenté de 58,0 milliards de FCFA soit 18,9 %. Cette variation s’explique principalement par la hausse des créances et emplois assimilés qui passent de 289,3 milliards en 2012 à 341,4

milliards en 2013 et des stocks de matières premières et autres approvisionnements qui passent de 17,7 milliards en 2012 à 23,6 milliards en 2013. Les créances nettes sur les clients se chiffrent à 121,8 milliards de FCFA en 2013 contre 98,6 milliards de FCFA en 2012.

Cette hausse est principalement due à l’augmentation de la créance sur la clientèle moyenne et basse tension de 20,6 milliards de FCFA passant de 57,2 milliards de FCFA en 2012 à 77,9 milliards de FCFA avec la hausse des créances MT de l’Etat de l’ordre de 18 120 millions de FCFA.

49

Les autres créances affichent un solde net de 219,6 milliards de FCFA contre 190,2 milliards de FCFA en 2012 et s’analyse comme suit en millions de FCFA :

La Trésorerie-Actif est de 20,215 milliards de FCFA en 2013 contre 20,181 milliards de FCFA réalisés en 2012 soit une hausse de 33,8 millions de FCFA (0,2 %). Elle est essentiellement composée des valeurs à l’encaissement et des disponibilités dans les comptes banques, les comptes spéciaux (domiciliations des créances et des comptes séquestres) relatifs à l’emprunt obligataire.

Passif

Le CapitalLe capital social de SENELEC est de 125,677 milliards de francs CFA au 31 décembre 2013. Un montant de 6,1 milliards de francs CFA reste à être versé à Senelec. Les conditions demandées par les bailleurs de fond n’ont pas encore été respectées par la Senelec.

Les ressources stables passent de 331,4 milliards en 2012 à 328,3 milliards en 2013 soit une baisse de 3,1 milliards de FCFA (-0,9 %). Cette baisse résulte de la combinaison entre la baisse des dettes financières et ressources assimilées de 5,4 milliards (-2,4 % %) et la hausse des capitaux propres de 2,3 milliards (+2,2 %).

Le Passif circulant a augmenté de 68,2 milliards de FCFA (21,6 %). Cette hausse est principalement due à l’évolution des postes d’exploitation de 45,5 milliards de FCFA, des autres dettes de 24,3 milliards de FCFA.

Par contre les dettes fiscales ont baissé de 36 milliards contre une hausse des dettes sociales de 1,4 milliards.

Le Passif de trésorerie est passé de 9,8 milliards de FCFA en 2012 à 6,3 milliards de FCFA en 2013, soit une baisse de 3,6 milliards de FCFA (-39,1 %).

CONTRAT DE PERFORMANCE ETAT/SENELEC 2013-2015

La vision et les objectifs de l’Etat sont inscrits dans la Lettre de Politique de Développement du Secteur de l’Énergie 2013 - 2017 (LPDSE) signée le 31 Octobre 2012.

Pour atteindre les objectifs d’efficacité et d’efficience du secteur de l’énergie, il a paru nécessaire que l’Etat et l’opérateur principal Senelec, prennent des engagements fermes dans le cadre d’un Contrat de Performance 2013 – 2015 signé le 11 juin 2013. Au 31 décembre 2013, les réalisations du Contrat de Performance se résument ainsi qu’il suit : - pour les engagements de l’Etat, certaines actions sont

mises en œuvre, notamment le support à l’équilibre financier de Senelec, l’assistance pour la recherche de financement, le renforcement des capitaux propres et l’allégement de l’endettement. Toutefois des efforts sont attendus pour les actions relatives au paiement des consommations de l’Administration pour améliorer la trésorerie de Senelec et le règlement de la question des servitudes des ouvrages de réseaux.

- pour les engagements de Senelec, la mise en œuvre des objectifs stratégiques est en cours. Le principal obstacle rencontré est relatif à la réalisation des mesures d’accompagnement, essentiellement dépendant de leur financement par le PASE et des procédures de marché qui s’achèvent en fin d’année 2013.

RUBRIQUES Exercice 2012 EXERCICE 2013 VariationsClients moyenne et basse tension 57 236 77 895 20 659Clients haute tension 2 633 5 415 2 782Clients - effets à recevoir 490,74 389 -102Clients - effets escomptés non échus 0 0,000279 0Clients douteux 6 114 4 967 -1 147Clients douteux résiliés 17 471 19 409 1 938Clients - facture à établir 37 141 37 433 292Total clients bruts 121 086 145 507 24 421Créances brutes sans la production livrée non facturée 83 945 108 075 24 130Provisions sur comptes clients 22 435 23 720 1 285Créances nettes 98 651 121 787 23 137

Rubrique Exercice2011 EXERCICE2012 EXERCICE2013Variations 2013-2012

Total brut 173 212 196 750 226 186 29 436Provisions 6 827 6 594 6 571 -23Total net 166 385 190 156 219 614 29 457


RAPPORT ANNUEL 2013

50

- Sur les vingt-huit (28) objectifs fixés à Senelec, neuf (09) ont été entièrement respectés ; le reste des objectifs est en cours de réalisation, avec du retard cependant.

PERSPECTIVESSenelec entend poursuivre cette dynamique de redresse-ment technique et financier aux fins de disposer d’un parc de production moderne et fiable avec des coûts de produc-tion réduits et une disponibilité accrue par la mise en ser-vice à l’horizon 2015 d’unités au gaz et au charbon ainsi que les énergies renouvelables en cohérence avec le mix énergétique préconisé dans la dernière lettre de Politique du Développement du Secteur de l’Energie (LPDSE). C’est ainsi qu’en 2014; il est prévu : - la mise en service du groupe 804 de la centrale diesel

de Boutoute après réhabilitation - l’extension de la centrale diesel de Boutoute avec une

capacité supplémentaire de 10 MW - la mise en service de la centrale Diesel de Taiba Ndiaye

de 70 MW en production indépendante - l’importation de la Mauritanie d’une puissance de 20

MW au fuel lourd

En ce qui concerne le réseau de Transport et de Distribution, Senelec entend aussi marquer sa contribution à l’atteinte des objectifs de la nouvelle LPDSE fixés pour l’année 2017 en termes de taux d’électrification rurale (50 %), d’électrification urbaine (95 %) et au plan national (70 %).Dance cette optique, Senelec a identifié un portefeuille de projets pour les réseaux de Distribution et de Transport ; ces projets visent à : - satisfaire la demande résultant du développement

urbain des différentes régions du Sénégal (raccorder 160 000 nouveaux clients d’ici 2016) et du développement économique du pays ;

- évacuer l’énergie des centrales à charbon prévues d’être construites dans le site de Sendou et dont la

première mise en service est attendue en janvier 2015. - Anticiper l’interconnexion avec les réseaux de transport

des pays membres de l’OMVS et de l’OMVG (contribution à l’intégration sous-régionale et aux échanges d’électricité)

- Fiabiliser l’alimentation de la région de Dakar - Eteindre les centres secondaires qui alimentent les

régions du Sud et du Sud Est à des prix de kWh élevés - Baisser le prix de revient du kWh

En priorité, il s’agira d’abord de réhabiliter des lignes et postes existants pour améliorer la qualité de service, et ensuite de construire de nouvelles lignes pour l’évacuation de l’énergie des centrales à charbon prévues d’être construites dans le site de Sendou et dont la première mise en service est attendue en janvier 2015 ; à savoir , les lignes en 225 kV Sendou-Kounoune, Mbour-Kaolack et Kounoune-Patte d’Oie pour assurer les meilleures conditions d’évacuation de puissance des futures centrales au charbon avec le critère de contingence N-1, d’alimenter les Miniers du Sud Est en construisant la ligne Kaolack-Tamba-Kédougou et enfin de relier Ziguinchor au réseau interconnecté de manière à faire un maillage du territoire avec un réseau 225 kV.

Pour le volet Distribution, il s’agira de réhabiliter et de densifier le réseau ; ensuite de procéder à son extension et au passage en 30 kV du réseau 6,6 kV existant dans toutes régions du Sénégal. En priorité, la région de Dakar a été ciblée et c’est la raison pour laquelle, 33 milliards de FCFA ont été mobilisés avec Exim Bank de Chine et 24 millions de dollars US avec la Banque Mondiale, à travers le Projet d’Appui au Secteur de l’Electricité (PASE). Pour les régions de Saint-Louis, Thiès, Ziguinchor, Diourbel, Kaolack et Fatick, la KfW a mis à la disposition du Gouvernement un don de 28 millions d’euros. A cette mobilisation de fonds, vient s’ajouter la participation du budget de l’Etat du Sénégal à hauteur de 20 milliards de francs CFA.

51

ANNEXES

RAPPORT ANNUEL 2013

52

ACTIF 2011 2012 2013Ecarts

Valeur %ACTIF IMMOBILISE Charges immobilisées 818 644 75 494 1 785 -73 709 -97,60 %Immobilisations incorporelles 113 817 49 044 39 064 -9 980 -20,30 %Immobilisations corporelles 280 144 978 302 134 133 303 995 041 1 860 908 0,60 %Avances et acomptes versés sur immobilisations 1 900 388 2 102 532 1 138 024 -964 508 -45,90 %Immobilisations financières 23 338 844 25 382 183 28 172 261 2 790 078 11,00 %TOTAL ACTIF IMMOBILISE (I) 306 316 671 329 743 386 333 346 174 3 602 788 1,10 %ACTIF CIRCULANTActif circulant H.A.O 0 0 0 0Stocks 30 000 874 17 753 142 23 570 196 5 817 054 32,80 %Créances et emplois assimilés 259 158 782 289 255 119 341 401 619 52 146 500 18,00 %TOTAL ACTIF CIRCULANT ( II ) 289 159 656 307 008 261 364 971 815 57 963 554 18,90 %TRESORERIE – ACTIFTOTAL TRESORERIE - ACTIF ( III ) 24 607 766 20 181 103 20 214 922 33 819 0,20 %Ecarts de conversion - Actif ( IV ) 76 508(perte probable de change )TOTAL GENERAL ( I+II+III+IV ) 620 160 601 656 932 750 718 532 911 61 600 161 9,40 %

PASSIF 2011 2012 2013Ecarts

Valeur %CAPITAUX PROPRES ET RESSOURCES ASSIMILEESCapital 119 576 000 119 576 000 119 576 000Primes et Réserves -62 402 245 -67 904 434 -76 977 748 -9 073 314 13,36 %Résultat net de l'exercice (bénéfice + ou perte - ) -5 502 189 -9 073 314 -221 548 8 851 766 -97,56 %Autres capitaux propres 30 263 569 64 022 788 66 579 916 2 557 128 3,99 %TOTAL CAPITAUX PROPRES (I ) 81 935 135 106 621 040 108 956 620 2 335 580 2,19 %DETTES FINANCIERES ET RESSOURCES ASSIMILEES(1)

TOTAL DETTES FINANCIERES (II ) 246 945 287 224 743 814 219 332 403 - 5 411 411 -2,41 %

TOTAL RESSOURCES STABLES (I + II ) 328 880 422 331 364 854 328 289 023 - 3 075 831 -0,93 %

PASSIF CIRCULANTTOTAL PASSIF CIRCULANT(III) 264 657 651 315 724 801 383 954 602 68 229 801 21,61 %TRESORERIE – PASSIFTOTAL TRESORERIE-PASSIF (IV ) 26 550 897 9 843 095 6 289 287 -3 553 808 -36,10 %Ecarts de conversion-Passif (V ) 71 632 0 0(gain probable de change)TOTAL GENERAL (I+II+III+IV+V ) 620 160 602 656 932 750 718 532 911 61 600 161 9,40 %

RAPPORT COMMISSAIRES AUX COMPTESBILAN ACTIF

BILAN PASSIF

53

Libellé 2011 2012 2013 variationsProduction de l'exercice 241 973 728 273 575 404 283 890 567 3,80 %

Chiffre d'affaires HT 250 362 333 282 707 607 291 744 406 3,20 %

Production (P)

Valeur Ajoutée 52 863 986 25 449 299 52 657 859 106,90 %

Excédent Brut d'exploitation 24 476 091 -3 210 315 23 277 648 -825,10 %

Evolution 48 037 132 -27 686 406 26 487 962 -195,70 %

Résultat d'exploitation 3 578 477 -12 711 630 3 205 021 -125,20 %

Résultat financier -9 251 293 -8 826 592 -7 150 767 -19,00 %

Résultat des Activités Ordinaires -5 672 815 -21 538 222 -3 945 746 -81,70 %

Résultat HAO 171 626 12 465 909 3 729 198 -70,10 %

Résultats nets ® -5 502 189 -9 073 314 -221 548 -97,60 %

Evolution 49 515 389 -3 571 125 1 917 136

LibelléRÉALISATIONS

BUDGET 2013

Ecart Budget2013/12

2012 2013 Valeur %

Matières Premières 246 368 235 553 242 142 -6 589 -2,70 % -4,40 %

frais sur combustibles 15 308 14 485 0 14 485 -5,40 %

Variation stock de Matières Premières 12 375 943 0 943 -92,40 %

Matières Premières consommées 274 051 250 982 242142 8 840 3,70 % -8,40 %

Achats Energie 13 152 11 823 18429 -6606 -35,80 % -10,10 %

Lubrifiants 2097 2174 2902 -728 -25,10 % 3,70 %

Variation de stocks lubrifiants -113 83 0 83 -173,50 %

Lubrifiants consommés 1 984 2 257 2 902 -645 -22,20 % 13,80 %

Total Mat. Premières et autres consommés 289 187 265 062 263 473 1 589 0,60 % -8,30 %

Total Charges d’exploitation 441 207 392 211 393 093 -882 -0,20 % -11,10 %

Mat. 1ères /Total Charges Exploit 65,50 % 67,60 % 67,00 % 0 0,80 % 3,10 %

Mat. 1ères /CAHT 102,29 % 90,85 % 87,25 % 0,036 4,10 % -11,20 %

SOLDE INTERMEDIARE DE GESTION

CHARGES VARIABLES DE PRODUCTION

ANNEXES

RAPPORT ANNUEL 2013

54

CHARGES FINANCIERES

Frais financiers 7 193 741 052 8 946 309 744 9477733477 6 913 121 103

Pertes de change 7 192 798 12 269 641 60813393 50 628 903Dotations aux amortissements et aux provisions - 36217812 50740622 132 800 011TOTAL 7 200 933 850 8 994 797 197 9 589 287 492 7 096 550 017

RESULTAT FINANCIER -7 150 766 616 -8 826 592 189 -9 251 292 640 -6 968 441 318RESULTAT DES ACTIVITES ORDINAIRES -3 945 745 778 -21 538 222 386 -5 672 815 334 -59 366 354 630PRODUITS HORS ACTIVITES ORDINAIRES

Produits des cessions d'immobilisations 599 850 21 304 560 22 275 421 953 840Produits H.A.O. 133 640 10 407 152 521 - 2 307 304 131Reprises H.A.O. 3 728 464 016 2 037 571 394 2 048 673 482 2 041 518 587TOTAL 3 729 197 506 12 466 028 475 2 070 948 903 4 349 776 558

CHARGES HORS ACTIVITES ORDINAIRES

Valeurs comptables des cessions d'immobilisations 0 119787 0 0

Charges H.A.O. 0 0 1899322985 0Dotations H.A.O. 0 0 0 0TOTAL 0 119 787 1 899 322 985 0RESULTAT HORS ACTIVITES ORDINAIRES 3 729 197 506 12 465 908 688 171 625 918 4 349 776 558Impôts sur le résultat 5 000 000 1 000 000 1 000 000 1 000 000RESULTAT NET -221 548 272 -9 073 313 698 -5 502 189 416 -55 017 578 072

PROPRE À L'EXERCICE

2013


2012


2011


2010PRODUITS D'EXPLOITATIONVentes de produits fabriqués 283 890 567 471 274 574 649 374 241 973 727 905 243 465 268 589Travaux, services vendus 7 695 260 197 7 910 916 174 8 268 970 193 8 432 714 449Production stockée - - 0Production immobilisée - - 0Produits accessoires 158 577 949 222 040 968 119634710 170 133 433Subventions d'exploitation 88 666 000 000 123 327 669 236 103 370 537 229 28 070 305 805Autres produits 11 393 666 653 7 533 331 129 12359363118 7 548 989 221Reprises de provisions 3 526 693 297 14 483 213 626 7026790753 1 605 588 064Transferts de charges 85 272 839 443 223 903 2317228574 147 979 720

TOTAL 395 416 038 406 428 495 044 410 375 436 252 482 289 440 979 281

CHARGES D'EXPLOITATIONAchats de matières premières et fournitures liées 264 035 235 772 276 924 932 482 250 430 874 138 211 436 549 033variation de stock 1 026 435 733 12 262 312 397 - 13 012 093 229 3 313 911 953Autres achats 8 357 605 894 5 895 094 849 9 188 879 309 17 494 907 495variation de stock - 2 608 709 040 - 612 475 653 - 759 722 275 -10 165 716 062Transports 1 072 081 829 1 867 935 315 1 224 438 028 1 355 790 669,00Services extérieurs 50 421 507 260 64 656 382 483 51 289 979 223 42 698 938 254Impôts et taxes 5 026 511 455 16 178 990 356 4 036 162 253 4 668 949 379Autres charges 11 815 544 594 10 946 135 286 10 829 729 706 12 413 135 113Charges de personnel 29 380 211 246 28 659 614 313 28 387 895 215 28 031 986 568Dotations aux amortissements et aux provisions 23 684 592 825 24 427 752 779 30 241 632 808 30 590 440 191TOTAL 392 211 017 568 441 206 674 607 371 857 775 176 341 838 892 593

RESULTAT D’EXPLOITATION 3 205 020 838 -12 711 630 197 3 578 477 306 -52 397 913 312

PRODUITS FINANCIERSRevenus financiers 44 714 071 127 783 350 144 653 161 39 757 212

Gains de change 5 303 416 91 356 798 141 748 071 88 043 857Reprise de provisions - - 51 509 470 51 509 470 0

Transferts de charge 149 747 574 330 84 150 307 630TOTAL 50 167 234 168 205 008 337 994 852 128 108 699

55

SOCIÉTÉ NATIONALE D’ELECTRICITÉ DU SÉNÉGAL«SENELEC»28, rue VincensBP 93 - Dakar

SÉNÉGAL

Capital Social : 125 676 650 000 FCFA

RAPPORT GÉNÉRAL DES COMMISSAIRES AUX COMPTES

Etats financiers — Exercice clos le 31 décembre 2013

DESTINATAIRE : Messieurs les Actionnaires

En exécution de la mission qui nous a été confiée par votre Assemblée Générale Ordinaire du 26 octobre 2012, nous vous présentons notre rapport relatif à l’exercice clos le 31 décembre 2013 sur : • Le contrôle des états financiers de la SENELEC tels que joints au présent rapport ; • Les vérifications spécifiques et informations prévues par la loi.

Les états financiers annuels ont été arrêtés par votre Conseil d’Administration du 30 juin 2014. II nous appartient, sur la base de notre audit, d’exprimer une opinion sur ces comptes.

1. OPINION SUR LES ETATS FINANCIERS

Nous avons effectué notre audit selon les normes professionnelles applicables au Sénégal à l’exception des limitations décrites aux points (1) à (4) du paragraphe suivant. Ces normes requièrent la mise en œuvre de diligences permettant d’obtenir l’assurance raisonnable que les états financiers ne comportent pas d’anomalies significatives.

Un audit consiste à vérifier, par sondages ou au moyen d’autres méthodes de sélection, les éléments justifiant des montants et informations figurant dans les états financiers de synthèse. Il consiste également à apprécier les principes comptables suivis, les estimations significatives retenues et la présentation d’ensemble des comptes. Nous estimons que les éléments que nous avons collectés sont suffisants et appropriés pour fonder notre opinion.

1. La loi 2002-01 du 10 janvier 2002 a transféré à l’Etat du Sénégal la propriété des installations de production de SENELEC, les postes et lignes électriques, de transport, de distribution et les droits immobiliers attachés à ces immobilisations en précisant que les conditions de mise à disposition par l’Etat de ces immobilisations seront définies dans le contrat de concession de SENELEC. A ce jour, aucune convention entre SENELEC et l’Etat du Sénégal n’a été signé concernant les modalités d’utilisation desdites installations. Le transfert de propriété n’a pas été

Rapport spécial des commissaires aux comptes SENELEC - Clôture le 31 décembre 2012

ANNEXES

RAPPORT ANNUEL 2013

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Matérialisé dans les comptes de la société et les immobilisations concernées figurent toujours comme biens propres à l’actif du bilan de la SENELEC.

2. Le dernier inventaire physique des immobilisations effectué par la SENELEC remonte à l’exercice 2000. Compte tenu de l’importance de la rubrique immobilisations dans les livres de la SENELEC, des insuffisances dans le suivi et la gestion des immobilisations et de la communication perfectible entre les services techniques et les services comptables et financiers, l’absence d’inventaire physique récent ne contribue pas à garantir une correcte maîtrise des immobilisations de la société.

En conséquence, nous ne sommes pas en mesure d’apprécier l’impact éventuel des régularisations qu’il conviendrait de constater dans les livres de la SENELEC à l’issue de l’inventaire physique de ses immobilisations.

3. Les comptes de subvention d’investissements s’élèvent au 31 décembre 2013 à un montant net de 66 580 millions FCFA. En l’absence de détail analytique et du fait de l’impossibilité de recoller le montant des subventions au passif du bilan avec le fichier des immobilisations, nous n’avons pas été en mesure de valider les subventions d’investissement nettes au 31 décembre 2013 au moyen d’autres procédures satisfaisantes.

4. En raison des insuffisances de contrôle interne relatives à l’enregistrement des créances clients, des problèmes techniques de déversement entrainant des régularisations manuelles significatives au niveau de la comptabilité générale et de l’existence de suspens importants à apurer au niveau de la comptabilité auxiliaire, nous n’avons pas été en mesure de valider au moyen d’autres procédures satisfaisantes les créances clients administration qui s’élèvent à 60 582 millions FCFA en valeur nette au 31 décembre 2013.

Sous ces réserves, nous certifions que les états financiers sont, au regard des règles et principes comptables du Système Comptable Ouest Africain (SYSCOA), réguliers et sincères et donnent une image fidèle du résultat des opérations de l’exercice écoulé ainsi que de la situation financière et du patrimoine de la SENELEC au 31 décembre 2013.

2. VERIFICATIONS ET INFORMATIONS SPECIFIQUES

Nous avons également procédé, conformément aux normes professionnelles applicables au Sénégal, aux vérifications spécifiques prévues par la loi.

À l’exception de l’incidence éventuelle des faits exposés dans la première partie de ce rapport, nous n’avons pas d’autres observations à formuler sur la sincérité et la concordance avec les états financiers des informations données dans le rapport de gestion du conseil d’administration et dans les documents adressés aux actionnaires sur la situation financière et les états financiers.

Par ailleurs, nous vous signalons que l’article 389 de l’Acte Uniforme de I’OHADA relatif à la libération du capital social stipule que la libération du surplus intervient dans un délai qui ne peut excéder trois ans à compter de l’autorisation du Conseil d’Administration.


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Au 31 décembre 2013, le montant du capital social non encore libéré, suite à l’augmentation de capital de 2008, figurant dans les comptes de la SENELEC s’élève à 6 101 millions FCFA.

Les Commissaires aux Comptes

Dakar, le 1er juillet 2014


ANNEXES

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28, rue Vincens - BP 93 - Dakar SÉNÉGALTél. : (221) 33 839 30 30 Fax : (221) 33 823 12 67Email : [email protected] Web : www.senelec.sn

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