RAPPORT ANNUEL - Senelec

R A P P O R T A N N U E L2015

2

3

Table des matières

SIGLES ET ACRONYMES ..................................................................................................................................4

MOT DU DIRECTEUR GENERAL ......................................................................................................................5

ORGANISATION .................................................................................................................................................6

SENELEC A L’INTERNATIONAL .......................................................................................................................13

CHIFFRES CLES ................................................................................................................................................15

FAITS MARQUANTS DE L’ANNÉE 2015 ...........................................................................................................16

INFRASTRUCTURES DE PRODUCTION, TRANSPORT ET DISTRIBUTION .................................................18

Parc de production ..............................................................................................................................................18

Réseau de transport ............................................................................................................................................18

Réseau de distribution ........................................................................................................................................18

ACTIVITE INDUSTRIELLE .................................................................................................................................20

Production ...........................................................................................................................................................20

Achats d’énergie .................................................................................................................................................24

Consommations de combustibles ......................................................................................................................26

Coûts de combustibles et du kWh ......................................................................................................................28

Coût variable .......................................................................................................................................................30

Qualité de service ................................................................................................................................................32

GRANDS PROJETS ...........................................................................................................................................38

Plan d’Actions Prioritaires ...................................................................................................................................39

Les composantes du Plan d’Actions Prioritaires ................................................................................................40

Plan de Transformation 2018 ..............................................................................................................................41

Contrat de performance État du Sénégal / Senelec ...........................................................................................41

ACTIVITE COMMERCIALE ................................................................................................................................44

Rendement ..........................................................................................................................................................46

Bilan social ..........................................................................................................................................................48

Effectifs par fonction ...........................................................................................................................................49

Formation et encadrement ..................................................................................................................................50

Conditions de travail d’hygiène et sécurite .........................................................................................................51

RESULTATS COMPTABLES ..............................................................................................................................54

1. Soldes Intermédiaires de Gestion (S.I.G) ........................................................................................................54

2. Compte de Résultat ........................................................................................................................................55

3. Bilan .................................................................................................................................................................56

Perspectives ........................................................................................................................................................57

Annexes ...............................................................................................................................................................60

TA B L E D E S M AT I È R E S


4

SIGLES ET ACRONYMES

AFD Agence Française de Développement

APIX Agence pour la Promotion des Investissements et des Grands Travaux

BAD Banque Africaine de Développement

BEI Banque Européenne d’Investissement

BID Banque Islamique de Développement

BM Banque Mondiale

BOAD Banque Ouest Africaine de Développement

BOO Build Own and Operate

BT Basse Tension

CAE Chiffre d’Affaires Encaissable

CDI Comité Directeur de l’Interconnexion

CEDEAO Communauté Economique des Etats de l’Afrique de l’Ouest

CTPI Comité Technique Permanent de l’Interconnexion (Manantali)

CFPP Centre de Formation et de Perfectionnement Professionnels

CS Centre Secondaire

DRCE Délégation Régionale Centre Est

DRCO Délégation Régionale Centre Ouest

DRN Délégation Régionale Nord

DRS Délégation Régionale Sud

EEEOA Système d’Echanges d’Energie Electrique Ouest Africain

END Energie Non Distribuée

IDA Association Internationale de Développement

IPP Independant Power Producer

KFW Kreditanstalt Für Wiederaufban

MT Moyenne Tension

MWh Méga wattheures

MOU Memorandum Of Understanding

OMVG Organisation pour la Mise en Valeur du Fleuve Gambie

OMVS Organisation pour la Mise en Valeur du Fleuve Sénégal

RACEE Réseau Africain des Centres d’Excellence en Electricité

RI Réseau Interconnecté de Senelec

RNI Réseau Non interconnecté de Senelec

SOGEM Société de Gestion des Ouvrages de Manantali

TCCAE Taux de Couverture du Chiffre d’Affaires Encaissables

ASEA Association des Sociétés d’Electricité d’Afrique (ou APUA en Anglais)

WAPP West African Power Pool (ou EEEOA en français )

PASE Projet d’Appui au Secteur de l’Electricité

PLNF Production Livrée Non Facturée

5

MOT DU DIRECTEUR GENERAL

L’année 2015 a confirmé, avec un résultat net de 12, 106 milliards de francs CFA, le

redressement technique et économique continu de Senelec entamé depuis 2012. En

2014, le résultat était bénéficiaire de 2 milliards de francs CFA.

Ce bon résultat de 2015 a été obtenu grâce à un contexte d’évolution favorable des prix

des combustibles et grâce à une amélioration notoire des performances techniques des

unités de production.

La qualité de service s’est améliorée avec 85 heures de coupure durant l’année, soit une

baisse de 30% par rapport à l’année 2014.

C’est un motif de satisfaction que je partage avec tout le personnel de Senelec que je

félicite pour s’être mobilisé depuis ma nomination en Juin 2015 à la tête de l’entreprise,

en vue de couvrir la demande en électricité des ménages et des professionnels durant le

second semestre de l’année 2015.

L’entreprise qui était déjà dans un fort effort de redressement avec le soutien constant de

l’Etat du Sénégal, avait besoin d’un souffle nouveau pour l’extirper définitivement de la

longue période de crise.

Le redressement de Senelec va se poursuivre et nous voulons lui donner une nouvelle

impulsion empreinte de réalisme et de visibilité tant en termes d’actions à mettre en œuvre

dans une cohérence globale qu’en termes d’objectifs à atteindre.

Notre entreprise a besoin de s’orienter vers une nouvelle dynamique qui place la

satisfaction du client au cœur de nos préoccupations.

Dans cette perspective et pour faire face aux défis de continuité et de qualité de service

au profit de la clientèle et retrouver les fondamentaux d’une société moderne résolument

tournée vers la performance, l’organisation de Senelec a été revue.

Mais pour cela, il faut un véritable changement des outils, des méthodes et des

comportements.

C’est la raison pour laquelle, un Plan d’Actions Prioritaires dont le seul objectif est d’offrir

un service de qualité acceptable à la clientèle sur les trois (3) années 2016-2017-2018 a

été mis en œuvre au cours de cet exercice.

C’est aussi la raison pour laquelle, un Plan de transformation a été élaboré à la suite d’un

audit organisationnel et managérial de l’entreprise.

Ces deux chantiers prioritaires font partie de plusieurs chantiers pour transformer

et redresser Senelec dans un futur proche. Le Plan Stratégique « Senelec2020 »

présentement en cours d’élaboration constituera le document de référence de la stratégie

de transformation et de redressement pérenne de Senelec avec des valeurs fortes dans

des conditions d’exercice et surtout d’accomplissement de sa principale mission, qui

reste la maitrise d’un service de qualité accessible à tous nos concitoyens.

M O T D U D I R E C T E U R G É N É R A L

Mouhamadou Makhtar CISSE Directeur Général Senelec


6

Senelec est une société anonyme à participation publique

majoritaire, (loi 98-06) concessionnaire de la production,

du transport, de la distribution et de la vente de l’énergie

électrique mais également, de l’identification, du financement

et de la réalisation de nouveaux ouvrages sur son périmètre

(Loi 98-29 modifiée par loi 2002-01).

L’Etat assure la régulation et le contrôle du secteur pour la

recherche de l’efficacité du système économique eu égard

à la position stratégique de l’industrie électrique dans

l’économie nationale.

Pour la gestion opérationnelle du secteur, Senelec dispose,

au moment de la réforme, d’une concession de production,

de transport et de distribution d’électricité sur un périmètre

géographique couvrant la zone électrifiée avec quelques

localités liées à ses obligations d’électrification.

Le secteur de la production est ouvert aux producteurs

indépendants pour son développement futur. Cependant,

Senelec dispose du statut d’acheteur unique en vertu de

l’article 19 de la loi n° 98-29 du 14 avril 1998 pour une

durée de 10 ans à compter du 31 mars 1999. Cette période

d’exclusivité est prorogée jusqu’en 2019.

Senelec a pour mission de produire, importer (exporter),

transporter et distribuer l’énergie électrique sur toute

l’étendue de sa concession.

ORGANISATION

7

O R G A N I S AT I O N

Abdourahmane TOURE, Président

Cheikh Tidiane DIOP

El Hadj Ndiogou DIOUF

Papa Mademba BITEYE

Mor Ndiaye MBAYE

Thierno Seydou NIANE

Ibrahima NIANE

Oumy Khairy DIAO

Théophile Edouard AMINE

Abdoulaye KAMARA

Mouhamadou Makhtar CISSE, Directeur Général

Abdoulaye DIA, Secrétaire Général

Ibrahima DIOP, Directeur de l’Administration, du Patrimoine et des Approvisionnements

Issa DIONE, Coordinateur des Grands Projets de Production

Alioune Ibrahima BA, Directeur des Finances et de la Comptabilité

Ousmane DIOP, Directeur de la Qualité, de la Sécurité et de l’Environnement

Mar SAMBE, Directeur de l’Audit Interne et du Contrôle

Maurice André CARVALHO, Directeur des Affaires Juridiques

Moussa DIAGNE, Directeur de l’Approvisionnement du Combustible

Thierno Oumar KANE, Directeur de la Production

Thierno Amadou BA, Directeur du Transport et des Achats d’Energie

Mbacké SENE, Directeur de la Distribution et de l’Equipement Réseaux

Falilou SEYE, Directeur Commercial et de la Clientèle

Bakary DIOP, Directeur des Etudes Générales

Moussa DIEYE, Directeur des Systèmes d’Information

Mame Sall SEYE, Directrice des Ressources Humaines

Demba SY, Coordonnateur du Projet d’Appui au Secteur de l’Electricité

Fatou Madiama NDIAYE, Conseillère Technique du Directeur Général, Présidente de la Commission des Marchés

Mamadou BIAYE, Coordinateur de la Cellule Communication et Relations Publiques

Mamadou DIEME, Délégué Régional Sud

Djibril MBAYE, Délégué Régional Centre Ouest

Cheikh KA, Délégué Régional Nord

Ousmane NIANG, Délégué Régional Centre Est

ORGANES DE GOUVERNANCE

CONSEIL D’ADMINISTRATION

COMITÉ DE DIRECTION


8

En Juin 2015, un nouveau Directeur général est nommé à

la tête de Senelec. L’entreprise qui était déjà dans un fort

effort de redressement avec le soutien constant de l’Etat du

Sénégal, avait besoin d’un souffle nouveau pour l’extirper

définitivement de la longue période de crise.

Dans cette perspective et pour faire face aux défis de

continuité et de qualité de service au profit de la clientèle

et retrouver les fondamentaux d’une société moderne

résolument tournée vers la performance, la Direction

générale a décidé de revoir l’organisation de Senelec.

A cet effet, des modifications dans l’organisation du Top

Management et dans la répartition des activités entre les

différentes Directions ont été apportées et motivées par :

• la recherche d’une meilleure rationalisation de

l’organisation à travers une répartition judicieuse et

cohérente des activités

• la nécessité d’accélérer et mieux encadrer les

nouveaux projets d’infrastructures

• l’exigence de donner une meilleure image de la

société auprès de ses clients et partenaires

• la sécurisation par une meilleure prise en charge de

l’approvisionnement en combustibles

• la simplification de certaines structures au vu du

contexte de ressources limitées et le besoin de

mutualiser certaines fonctions en les rapprochant

des unités bénéficiaires

• l’impératif de préparer la société à se conformer aux

normes régissant le domaine de l’Electricité et à

garantir la sécurité des biens et des personnes dans

l’activité

• le besoin de repenser le Management de la société

à travers les procédures, une meilleure implication et

une meilleure responsabilisation des collaborateurs à

tous les niveaux.

Suite à cette nouvelle vision, le Top - management est

composé comme suit :

Secrétaire Général (SG)Il seconde le Directeur Général dans toutes ses tâches.

Direction de l’Audit Interne et du Contrôle (DAIC)Elle est chargée de l’audit technique, financier, comptable et

social des procédés et règles de gestion des unités.

Direction des Etudes Générales (DEG)Elle est chargée des études économiques générales, des

études tarifaires, de la planification stratégique, des études

de planification technique, économique et financière, du

calcul du rendement.

Coordination des Grands Projets de Production (CGPP)Elle assure le suivi et le pilotage du processus de mise en

œuvre des grands projets d’investissement de production

retenus pour les filières Charbon, Gaz Naturel Liquéfié et

Energies Renouvelables.

Direction de la Production (DP)Elle assure la maintenance et l’exploitation des installations

de production de la société et le suivi des contrats

d’Exploitation & Maintenance (O&M) signés avec les

constructeurs de centrales, ainsi que les projets de

réhabilitation. Elle est responsable des projets de nouvelles

centrales diesel.

Direction du Transport et Achats d’Energie (DTAE)Elle est responsable de la Conduite du Système Electrique

Production-Transport-Consommation (sûreté du système

électrique, placement optimal des moyens de production du

Système Electrique). Elle a en charge la gestion des achats

d’énergie, des exportations et importations d’énergie.

Direction de la Distribution et Equipement Réseaux

(DDER)Elle est responsable de l’exploitation et de la maintenance

des ouvrages de distribution de la région de Dakar et garante

des politiques et procédés dans le domaine des techniques

de la distribution au niveau national.

Elle est responsable de l’ingénierie et des travaux de tous

les projets de renforcement et d’extension des installations

de réseaux de transport et de distribution.

Direction Commerciale et de la Clientèle (DCC)Elle a pour mission l’élaboration des politiques dans le

domaine de la gestion commerciale, de la communication

commerciale et du processus clientèle qu’elle gère au mieux

des intérêts de l’entreprise et pour la satisfaction du client.

Direction des Ressources Humaines (DRH)Elle est responsable de la gestion prévisionnelle et de la

gestion administrative centralisée des Ressources Humaines.

Direction des Finances et de la Comptabilité (DFC)Elle est responsable de l’enregistrement exact, exhaustif et

traçable de toutes les transactions comptables et financières

de Senelec, de l’établissement et de la présentation à bonne

date et selon les règles de l’art des états financiers de

synthèse approuvés par les auditeurs externes.

NOUVELLE DIRECTION GENERALE

9

Elle est responsable de la gestion financière de l’entreprise

et, à cet effet, assure la satisfaction des besoins financiers

d’investissement et d’exploitation au coût optimal.

Direction des Systèmes d’Information (DSI)Elle élabore le plan directeur informatique optimal, est

responsable de la sécurité informatique et assure la

gestion du parc de matériel informatique, la maintenance et

l’exploitation du matériel et des logiciels de gestion.

Elle gère l’infrastructure du Réseau de Communication Voix

et Données (WAN et LAN, faisceaux hertziens, boucle locale

radio), la téléphonie, les fax.

Direction de l’Administration du Patrimoine et des

Approvisionnements (DAPA)Elle gère les services administratifs et généraux ainsi que

les baux immobiliers ; elle est responsable de la gestion

du patrimoine, de l’élaboration, de la mise à jour et de la

mise en place des procédures administratives et des notes

d’organisation y relatives.

Elle assure les Approvisionnements de matériel et fournitures

d’exploitation et d’entretien dans les meilleures conditions

de qualité, de prix et de délais et gère les stocks de manière

optimale.

Direction des Affaires Juridiques (DAJ)Elle assiste le Directeur Général dans le secrétariat du Conseil

d’Administration, assiste les directions opérationnelles et

fonctionnelles dans les négociations des contrats et dans la

rédaction des clauses juridiques des différents documents

contractuels dont elle assure la garde.

Elle assure un rôle de conseil dans la sécurisation, au plan

administratif, du patrimoine immobilier de l’entreprise.

Direction Qualité Sécurité Environnement (DQSE)Elle impulse une démarche qualité au sein de l’Entreprise,

propose des objectifs de certification et suit les conditions

de leur réalisation.

Elle a en charge le pilotage des activités relatives à la Sécurité,

à l’Hygiène et à l’Environnement au sein de l’entreprise.

Elle est chargée des études d’impact environnemental et

social ainsi que de la gestion des moyens permettant de

faire face aux risques en découlant.

Cellule de Communication et Relations Publiques

(CCRP)Elle définit la politique de Communication de la société. Elle

gère la communication interne, externe et institutionnelle.

Elle gère le Centre de documentation et les archives.

Elle est en charge du protocole, des voyages et des

relations publiques et est chargée de promouvoir l’image de

l’entreprise auprès du personnel et de l’extérieur.

Coordination Projet d’Appui au Secteur de

l’Electricité (PASE)Elle gère les projets du PASE conformément aux règles et

procédures arrêtées avec la Banque Mondiale et l’Etat du

Sénégal.

Délégations Régionales (DRN, DRCO, DRCE, DRS)Elles sont rattachées au Directeur Général dont elles

assurent la représentation au niveau local. Elles ont pour

mission la gestion administrative, technique et commerciale

dans leur territoire, avec l’appui fonctionnel des directions.

N O U V E L L E D I R E C T I O N G E N E R A L E


10

La nouvelle approche, s’articule autour de la mise en

œuvre de certaines recommandations des audits et études

stratégiques réalisés dans le cadre du Projet d’Appui au

Secteur de l’Electricité.

Il s’agit de lancer des chantiers urgents et de créer de

nouveaux instruments de management des ressources en

vue d’atteindre les objectifs stratégiques et opérationnels.

Décentralisation et délégation de pouvoirEn cohérence avec la nouvelle organisation et le souci

de la rendre encore plus efficace, les Notes de direction

N°55/2105 et N°86/2015 portant respectivement sur

la délégation de signature du Directeur général et sur

ses modalités d’application, matérialisent la nouvelle

approche managériale axée sur la décentralisation et la

responsabilisation.

Manuel de procéduresLe besoin de repenser le Management de la société à travers

notamment les procédures, une meilleure implication et une

meilleure responsabilisation des collaborateurs à tous les

niveaux, exige la mise en place ou tout au moins, l’actualisation

du Manuel de procédures adapté à l’organisation cible.

Au-delà du fait que le manuel de procédures est un outil

de gestion central, de pérennisation du savoir-faire et de

transmission de la compétence des travailleurs, le manuel

de procédures constitue une composante essentielle de

la construction d’un système documentaire sécurisé et

accessible au personnel, aux managers, dirigeants et

aux tiers selon des règles préalablement définies, dans le

cadre de la mise en place d’un système de management

de la Qualité.

C’est la raison pour laquelle, ce chantier a été lancé,

mettant ainsi en œuvre les recommandations de l’audit

organisationnel et managérial.

Système d’information (SI)Senelec est dans un tournant clé d’innovation et

d’optimisation qui a besoin d’un Système d’Information fort,

reconnu et créateur de valeur. Au niveau des infrastructures,

Senelec va poursuivre la mise à niveau de son Datacenter et

de l’architecture système.

Au point de vue stratégique, Senelec va s’atteler à renforcer

l’alignement stratégique, la gouvernance et l’urbanisation de

son système d’information

Au niveau opérationnel, Senelec va optimiser le réseau et

renforcer la sécurité de son système d’information, accélérer

l’optimisation fonctionnelle et technique d’Oracle ERP et

la mise en œuvre des projets applicatifs critiques. Sur ce

dernier point, l’accent sera mis sur le Système d’Information

Clientèle, le Système d’information Exploitation (Production,

Transport, Distribution), le Système d’information décisionnel.

Plan d’Actions Prioritaires 2016-2018Pour remettre la société sur la rampe du redressement, la

Senelec s’est fixé comme objectif d’offrir un service continu

de qualité à un coût acceptable pour la clientèle en adoptant

une approche au service du client.

Pour ce faire Senelec a mis en place, à court terme, un Plan

d’Actions Prioritaires (PAP) sur trois ans 2016-2018.

Plan de Transformation 2018Le Plan de Transformation PT 2018 avec ses cinq programmes

principaux s’attaquera à la Performance des processus, à

la Gestion des Ressources Humaines (formation et maîtrise

des métiers ainsi que gestion du personnel), à l’efficacité du

Management et de la Communication.

L’objectif stratégique en 2018, est de « Bâtir une Senelec

performante techniquement et financièrement dans une

dynamique de développement et de satisfaction de la

clientèle »

Plan Stratégique 2020Senelec assure sa mission dans un environnement, avec

des ressources et par de procédures et des moyens jugés

par des audits peu favorables à l’atteinte des performances

exigées par les populations et par le besoin de croissance

du pays. Ce constat a conduit le management de la

société à entreprendre l’élaboration d’un plan stratégique

quinquennal visant à atteindre un service de qualité à

moindre coût de l’électricité, dans un cadre et avec un outil

de travail modernes et sécurisés, au bénéfice de l’Etat, des

consommateurs et des travailleurs.

Cette vision est en cohérence avec le Plan Sénégal Emergent

et la nécessité pour Senelec d’améliorer son image et la

qualité du service rendu à sa clientèle.

Elle est donc traduite à travers le Plan Stratégique 2016-

2020, qui sera un véritable outil de pilotage de transformation

et de mobilisation du personnel et des ressources pour la

satisfaction du client.

……….NOUVELLE APPROCHE,

11

Senelec, dans le cadre du principe de la gouvernance

vertueuse a décidé d’adopter le présent Code d’Ethique.

Cette gouvernance repose sur des valeurs éthiques qui

démontrent l’engagement de l’entreprise pour la bonne

gouvernance.Senelec souhaite maintenir en son sein

des valeurs de confiance, de respect et de tolérance.

La coexistence et le maintien de ces valeurs supposent

le respect par tous, sans distinction de catégorie

socioprofessionnelle, de race, d’ethnie ou de religion, d’un

certain nombre de règles de comportement, y compris en

face de situations parfois difficiles. Ce Code d’Ethique ne

prétend pas tout codifier, mais entend définir des principes

généraux que chacun se doit de respecter et faire respecter.

1. Lois et règlements : Tous les employés de Senelec

s’engagent expressément à respecter tant sur un

plan strictement personnel que dans le cadre des

responsabilités qu’ils exercent, les Lois et Règlements

applicables dans notre pays.

2. Bienséance, bonne conduite, honorabilité : Chaque employé de Senelec est invité à adopter tant au

travail que dans la vie courante une attitude bienséante

de bonne conduite et d’honorabilité. L’usage de drogues,

stupéfiants et alcool est strictement interdit notamment

pendant les heures et sur les lieux de travail. Chaque

employé est par ailleurs invité à adopter au travail une

tenue vestimentaire décente. Toute attitude pouvant

mettre en cause l’honorabilité de Senelec, au travers

du comportement de l’un de ses employés ou tout

manquement à ces règles fera l’objet de sanctions dans

le respect du Règlement Intérieur et du Code du Travail

applicable selon le cas.

3. Rapports entre collaborateurs : Chaque employé de

Senelec doit faire preuve de loyauté et veiller à maintenir

une bonne qualité de relations avec ses collègues,

sans discrimination ni abus d’autorité et privilégier

le travail d’équipe. Senelec déconseille fortement à

ses collaborateurs, et particulièrement entre Cadres

Dirigeants, Responsables et Subordonnés, d’entretenir

des relations intimes pour éviter leurs impacts négatifs

sur Senelec.

4. Rapports avec les clients et les fournisseurs : Senelec exige que chacun de ses collaborateurs ait avec

les clients et les fournisseurs des rapports loyaux et

honnêtes. Rien ne doit être exigé ou obtenu d’un client

ou d’un fournisseur qui puisse établir une relation de

subordination ou créer un climat propice au favoritisme,

à la corruption et au trafic d’influence.

5. Conflits d’intérêt : Les conflits d’intérêts sont

proscrits à Senelec. Pour ne pas se trouver en situation

de conflit d’intérêts, aucun employé ne doit avoir des

intérêts chez un fournisseur, un client, ou se retrouver

en position de concurrent ou de fournisseur de Senelec.

De même, aucun employé ne doit exercer d’activité

professionnelle rémunérée susceptible de concurrencer

Senelec ou d’avoir un impact sur la productivité ou la

disponibilité de l’agent.

6. Confidentialité : Chaque collaborateur prend toutes

les mesures nécessaires pour protéger, tant en raison

de sa fonction que de son activité professionnelle,

la confidentialité des informations de quelque nature

que ce soit dont il dispose et dont il est dépositaire

dans l’exercice de ses fonctions. Ce devoir de réserve

et de confidentialité subsiste sans limitation de temps

après le départ de l’employé de la société, sauf pour

les informations qui seraient tombées dans le domaine

public indépendamment des personnes concernées.

NOTRE CODE D’ÉTHIQUE



12

C’est dans ce cadre qu’il nous faut intégrer dans notre

comportement de tous les jours des valeurs qui visent

à assurer la bonne marche de l’entreprise et à favoriser

son développement harmonieux. Ces valeurs qui ont été

plébiscitées par le personnel s’appliquent à chacun de nous

quel que soit son niveau hiérarchique et son statut. Ce sont :

1. Respect du Client : Le Client est nôtre raison d’être.

Il mérite notre respect. Nous devons le traiter avec

courtoisie, diligence, bonne foi et équité, porter sur lui

toutes nos attentions et mobiliser toutes nos énergies

pour le servir. Nous aurons toujours à l’esprit que pour

un client, le visage de Senelec, c’est d’abord le nôtre.

2. Intégrité : Nous veillerons au respect des principes et

normes en vigueur dans la société et lutterons contre

toute forme de fraude. Nous nous abstiendrons d’utiliser

notre temps de travail, les biens et les services de

la société en dehors du cadre autorisé. Nous serons

loyaux vis-à-vis de notre société et éviterons toute

concurrence déloyale et tout conflit d’intérêt avec elle.

Nous nous abstiendrons de divulguer des informations

la concernant à des fins non professionnelles.

3. Responsabilité-Engagement : Nous exercerons nos

fonctions conformément aux règlements et encadrements

définis par la société (règlement intérieur, carnet de

prescriptions, notes de directions et de procédures,

règlement de service, etc.) avec professionnalisme, rigueur

et probité. Nous nous impliquerons et fournirons tous les

efforts nécessaires pour réaliser du travail de qualité

et en quantité suffisante. Nous rendrons compte dans

les délais, de toutes nos activités et nous assumerons

toutes les conséquences de nos actes (sanction positive

et négative). Nous prendrons en charge ou ferons

prendre en charge tout problème professionnel porté à

notre connaissance.

4. Equité : Nous traiterons les agents placés sous notre

autorité avec équité et leur accorderons une égalité de

chances en matière d’embauche, de rémunération, de

promotion et de développement de carrière. Les règles

seront les mêmes pour tous ; elles seront communiquées

et appliquées avec transparence.

5. Esprit d’équipe : Nous communiquerons et partage-

rons les informations, savoirs et les savoir-faire. Nous

exclurons de nos comportements, la concurrence sau-

vage et la jalousie et ferons preuve de solidarité dans

l’exercice de nos responsabilités pour améliorer notre

productivité.

Senelec s’est engagée dans un processus de management

intégré de la Qualité, de la Sécurité et de l’Environnement

(QSE) pour maîtriser, améliorer et optimiser le fonctionnement

et les performances de son organisation.

Cette démarche est incontournable dans le système de

management actuel ; elle va se poursuivre et se renforcer,

car c’est une démarche participative, un projet d’entreprise

et une exigence des parties intéressées et s’articule

parfaitement avec notre organisation.

La Politique Qualité de Senelec adossée à la Lettre

d’Engagement du Directeur Général, est articulée autour

des axes ci-dessous :

• Amélioration de la capacité de production de Senelec ;

• Restructuration financière de Senelec ;

• Amélioration des offres et services de Senelec ;

• Fourniture de produits et services conformes aux

attentes clients et exigences réglementaires ;

• Amélioration continue de notre fonctionnement et de

l’efficacité du Système de Management de la Qualité.

Senelec mettra tout en œuvre pour fournir à ses clients un

produit conforme, disponible en quantité, en qualité et au

moindre coût, ce qui correspond à la mission de base de

l’Entreprise.

Senelec va, avec la mise en place de la DAIC et de la DQSE

dans la nouvelle structure organisationnelle, renforcer le

contrôle interne et le système de management intégré,

d’abord par la mise à plat et la reconstitution de toute la

documentation de la société afin de la rendre accessible en

toute sécurité, ensuite par la définition des règles et normes

d’accès et enfin, par la création des organes de pilotage et

de suivi.

NOS VALEURS

NOTRE POLITIQUE QUALITE

13


ASEA

Les réunions annuelles de l’ASEA se sont déroulées du 10

au 12 juin à Kigali.

Il s’agit de la 49ème réunion du Comité de Direction et de la

49ème réunion ordinaire de l’Assemblée générale qui a été

précédée du séminaire de lancement du Réseau Africain des

Centres d’Excellence en Electricité (RACEE).

La 49ème Assemblée Générale tenue le 11 juin a pris les

principales résolutions suivantes suite aux recommandations

du Comité de Direction qui s’est réuni le 10 juin :

• Arrêté des comptes de l’exercice 2014 ;

• Approbation du rapport du Contrôleur Général et du

Commissaire aux Comptes ;

• Approbation du budget 2016 ;

• Lancement du RACEE ;

• Création des organes de gouvernance du RACEE

(Comité de pilotage et Comité de formation);

• Adoption du rapport d’activités du Directeur Général ;

• Création d’un groupe de travail pour proposer des

solutions pour la mise en œuvre du plan d’actions

stratégiques quinquennal, avec Senelec parmi cinq

membres ;

• Désignation d’un nouveau Commissaire aux Comptes ;

• Avertissement aux 11 membres actifs défaillants ;

• Exclusion de 2 membres ;

• Adhésion de 3 nouveaux membres suite à la réforme

du secteur de l’électricité de l’Angola ;

• Désignation du Ghana pour abriter les 50ème réunions

annuelles en juin 2016 ;

• Désignation de la Zambie, pour abriter le 18ème congrès

en 2017.

Auparavant, le séminaire de lancement des activités du

RACEE a finalement retenu 5 centres d’excellence, mais a

sélectionné 5 autres centres qui ont le potentiel pour devenir

rapidement des centres d’excellence.

OMVS

La 16ème Conférence des Chefs d’Etat et de Gouvernement

s’est tenue en mars à Conakry et a pris trois résolutions :

• Mise en place d’un Observatoire Environnemental

Régional des massifs du Fouta Djalon à Labé ;

• Accélération du processus de mise en œuvre du projet

Gouina ;

• Décision de faire de l’aménagement hydroélectrique de

Félou, un ouvrage commun entre le Mali, la Mauritanie

et le Sénégal.

La SOGEM a validé en novembre, le Plan directeur de

développement du réseau de transport de l’OMVS 2015-

2030. C’était au cours d’un atelier organisé par la SOGEM

en marge duquel, la SOGEM a organisé un séminaire de

formation des Experts des Sociétés d’Electricité et de

la SOGEM sur l’élaboration d’un plan directeur et sur la

planification et les études de réseaux.

Le 19 juin, s’est tenue à Dakar, la 60ème session extraordinaire

du Conseil des Ministres qui a examiné deux points à l’ordre

du jour : (i) état d’avancement du projet hydroélectrique de

Gouina et, (ii) état d’avancement des projets et programmes

d’investissement.

Le CDI a aussi tenu sa réunion à Dakar, le 28 décembre 2015 ;

le CPTI de son côté, a tenu ses 35ème et 36ème réunion,

respectivement du 14 au 16 septembre 2015 à Nouakchott

et du 7 au 9 décembre 2015 à Bamako.

La SOGEM a lancé au cours de l’année 2015, l’étude du

tracé des lignes prioritaires du projet Manantali II.

OMVG

Du 29 janvier au 02 février, se sont tenues à Dakar, les

réunions de comités de pilotage du projet énergie et du

PMVGRN. Ces réunions ont permis d’aborder les points

suivants :

• Examen du Rapport de revue/actualisation des études

techniques de l’interconnexion ;

• Examen du Rapport de prévision de l’offre et de la

demande et d’actualisation des études économique,

financière ainsi que l’annexe sur la tarification (Kaléta,

Sambangalou et services de transport) ;

• Examen du draft de la Convention spéciale d’établissement

des ouvrages communs du projet énergie et du draft de la

résolution portant déclaration des ouvrages communs ;

• Examen des documents de transactions : Terms sheet (TS)

de Kaléta, de Sambangalou et des services de transport

ainsi que les drafts des contrats correspondants et le

contrat d’affermage de Sambangalou et les Termsheet.

Les missions d’évaluation du projet énergie par les

Partenaires Techniques et Financiers se sont poursuivies.

Les négociations des conventions de financement avec

certains Partenaires ont abouti aux passages en Conseils

d’Administration.

EEEOA - WAPP

L’année 2015 a été particulièrement marquée par la nomination

d’un nouveau Secrétaire Général de l’EEEOA après un long

processus de sélection lancée en fin 2014. Le nouveau

Secrétaire Général est Monsieur Ki Siengui Apollinaire, ex

Directeur Général de la SONABEL (Burkina Faso) ; il a été

nommé pour un mandat de 3 ans.

Senelec a eu l’honneur d’accueillir du 22 au 25 novembre

2015, la 10ème session de l’Assemblée Générale ordinaire

de l’EEEOA. Elle a été précédée par la 30ème réunion du

Conseil Exécutif qui s’est tenue le 23 et par la 26ème réunion

de coordination des Partenaires Techniques et Financiers

qui a eu lieu le 24.

SENELEC A L’INTERNATIONAL


14

L’Assemblée Générale qui avait pour thème « Une Mobilisa-

tion Réelle Pour un Marché de l’Electricité Effectif », a pris

d’importantes résolutions :

• Adoption du rapport de la 9ème Session de l’Assemblée

Générale ;

• Adoption du rapport d’Activités du Secrétaire Général ;

• Recommandations des 28ème, 29ème et 30ème Réunions du

Conseil Exécutif ;

• Nomination des 3 nouveaux membres tournants ;

• Nomination du nouveau Vice-Président du Conseil

Exécutif ;

• Nomination des membres des Comités organisationnels ;

• Adhésion de nouveaux membres.

En dehors de la 30ème session, le Conseil Exécutif a tenu au

cours de l’année 2015, ses 27ème, 28ème et 29ème réunions

ordinaires à Cotonou.

Au cours de ces différentes réunions, d’importantes décisions

et résolutions ont été prises :

• Adoption des rapports des Conseils Exécutifs

précédents ;

• Adoption du rapport d’activités du Secrétaire Général ;

• Adoption du programme de travail et du budget 2016 ;

• Approbation du business plan du WAPP.

Deux réunions extraordinaires du Conseil Exécutif ont

été tenues sur le processus de recrutement du nouveau

Secrétaire Général de l’EEEOA.

Les Comités organisationnels ont tenu leurs réunions

statutaires sur la Fibre noire sous ses aspects techniques et

juridiques relativement à la création d’un Consortium.

Une importante réunion des Experts juristes s’est tenue du 14

au 16 janvier à Cotonou sur le projet de contrat de consortium

de la fibre noire de l’EEEOA.

Le Secrétaire Général avait convoqué du 12 au 13 février à

Dakar, une réunion de concertation entre Senelec, l’EEEOA,

USAID et GIZ sur le processus d’élaboration du plan d’affaires

pour la transformation du CFPP en Centre d’Excellence.

USAID et GIZ ont décidé de financer l’étude de faisabilité.

UEMOA

Dans le cadre de la tournée des investisseurs post conférence

internationale de Dubaï dans les Etats membres de l’UEMOA,

réalisée en février 2015, il a été retenu d’organiser des

rencontres techniques entre les investisseurs, les parties

prenantes des Etats membres pour chacun des projets

concernés, le cabinet partenaire Global Finance Capital

Limited (GFCL) et les institutions communautaires.

L’investisseur Zynergy GROUP qui avait signé au cours de

la Conférence de Dubaï un Mémorandum de Collaboration

(MOC) avec cinq (05) Etats membres de l’UEMOA (Benin,

Burkina Faso, Mali, Niger et Sénégal), la Commission de

l’UEMOA et la Banque Ouest Africaine de Développement

(BOAD) pour un projet de construction de centrales solaires

photovoltaïques, a souhaité effectuer sa mission de collecte

d’informations techniques au cours du mois de juin.

Ainsi, une visite technique de Zynergy a été organisée du 25

au 27 juin 2015 à Dakar (Sénégal), à l’effet de rencontrer toutes

les parties prenantes au projet. Cette visite a été marquée

par une série de réunions, celle de coordination à l’APIX

et celles de travail à l’Agence Nationale pour les Energies

Renouvelables (ANER) et à la Direction de l’Electricité et

des Energies Renouvelables suivies d’une visite du site de

construction de la centrale solaire photovoltaïque à Touba,

situé à environ 200 km de Dakar.

La 2ème réunion du Comité Régional des Producteurs,

Transporteurs, Distributeurs d’Energie Electrique de l’UEMOA

(CRPTDE) s’est tenue du 26 au 27 février à Ouagadougou.

Cette réunion a vu la participation des représentants des

sociétés d’électricité, des ministères en charge de l’énergie et

des ministères en charge de l’économie.

La réunion a examiné les points suivants :

• L’état d’avancement des projets de l’IRED et les

contraintes de mise en œuvre ;

• La diversification des sources d’énergies ;

• Les énergies renouvelables et l’efficacité énergétique ;

• Les stratégies de lutte contre les pertes techniques et

non techniques ;

• Le comptage intelligent et à prépaiement ;

• Les réseaux intelligents ;

• L’électrification rurale.

En ce qui concerne l’état d’exécution du programme d’urgence

de l’IRED, le Sénégal affiche un taux de décaissement

de 93,42 % avec un taux de réalisation de 100 % grâce à

l’exécution du projet boucle 225 kV phase 1.

15

C H I F F R E S C L E S

VALEURS CARACTERISTIQUES 2013 2014 2015 var 15/14

PRODUCTION (GWh) 1 907,80 2 075,80 2 214,29 6,67 %

- Réseau interconnecté 1 827,20 1 991,50 2 080,34 4,46 %

- Réseau non interconnecté 80,50 84,30 133,95 58,90 %

Centrales régionales 38,70 39,10 88,79 127,09 %

Centres isolés 41,80 45,20 45,16 -0,09 %

ACHATS D’ENERGIE (MWh) 1 130,10 1 151,40 1 199,62 4,19 %

GTI 10,00 _ _ _

Manantali 308,50 318,10 333,23 4,76 %

Aggreko 57,00 65,50 221,06 237,50 %

Kounoune 395,30 378,00 412,87 9,23 %

APR 281,30 336,20 128,44 -61,80 %

Autres IPP 78,00 53,60 103,97 93,97 %

ENERGIE TOTALE DISPONIBLE (GWh) 3 037,90 3 227,30 3 437,58 6,52 %

POINTE MAX DU RESEAU (MW) 471,00 507,00 533,32 5,19 %

VENTES D'ENERGIE (GWh) 2 406,58 2 578,88 2 752,87 6,75 %

Basse Tension 1 534,43 1 640,18 1 752,72 6,86 %

Moyenne Tension 711,94 762,97 823,28 7,90 %

Haute Tension 160,21 175,73 176,87 0,65 %

CHIFFRE D’AFFAIRES (milliards de FCFA) 284,30 302,87 321,73 6,23 %

Basse Tension 188,20 200,48 213,89 6,69 %

Moyenne Tension 82,00 87,38 93,20 6,66 %

Haute Tension 14,10 15,01 14,64 -2,48 %

PRIX MOYENS DE L’ELECTRICITE (F CFA/kWh) 118,13 117,44 116,87 -0,49 %

Basse Tension 122,65 122,23 122,03 -0,16 %

Moyenne Tension 115,18 114,53 113,21 -1,15 %

Haute Tension 88,01 85,42 82,76 -3,11 %

RENDEMENT BRUT (en %) 79,22 79,91 80,08 0,22 %

DEPENSES VARIABLES (en millions de F CFA) 259,70 268,60 212,20 -21,00 %

- Combustibles Senelec 251,10 255,10 137,50 -46,10 %

CLIENTELE (nombre) 991 672 1 050 228 1 121 962 6,83 %

Basse Tension 990 171 1 048 654 1 120 294 6,83 %

Moyenne Tension 1 497 1 569 1 662 5,93 %

Haute Tension 4 5 6 20,00 %

CHARGES DE PERSONNEL(en millions de F CFA) 29,38 29,03 30,97 6,68 %

Masse salariale (en millions de F CFA) 21,12 21,04 22,51 6,99 %

Effectif personnel (en nombre) 2 480 2 391 2 329 -2,59 %

- Production/Agents (MWh/nombre) 1 225,00 1 349,80 1 475,99 9,35 %

- Clients/Agents (nombre) 399,90 439,20 481,74 9,68 %

Charges Variables /Chiffre d’Affaires (en %) 91,40 89,10 66,69 -25,15 %

Ventes/agents (MWh) 970,40 1 072,00 1 167,54 8,91 %

CA/agents (en millions de F CFA) 114,60 126,00 136,60 8,41 %

CHIFFRES CLES

* Les ventes d’énergie prennent en compte la PLNF


16

FAITS MARQUANTS DE L’ANNEE 2015

• Inauguration de l’extension de la centrale de

Boutoute

Le Président de la République, Son Excellence Monsieur

Macky SALL a inauguré l’extension de la centrale de

Boutoute le 20 février, sur financement de l’Etat du Sénégal.

Ainsi, la capacité est passée de 10 à 20 MW.

• Inauguration de l’extension de la centrale

Kahone 2 et de la réhabilitation de Kahone 1

Le 13 avril, le Président de la République, Son Excellence

Monsieur Macky SALL inaugure la centrale de Kahone 1

réhabilitée grâce au financement de l’AFD et l’extension de

la centrale de Kahone 2 dont la capacité est portée de 60 à

90 MW sur financement de l’Etat du Sénégal.

• Création du Guichet Unique

Un guichet unique pour faciliter le raccordement des Pme et

Pmi à l’électricité a été mis en place grâce à une coopération

entre Senelec et l’APIX, qui ont signé un protocole d’accord

le 25 mars.

L’objectif du Guichet Unique est de servir d’interface entre

les entreprises qui sollicitent un raccordement aux réseaux

de distribution d’énergie électrique et les différents services

de Senelec concernés par le traitement de ces demandes

pour en raccourcir les délais.

• Nomination d’un nouveau Directeur GénéralLe 22 juin 2015, le Président de la République, Son

Excellence Monsieur Macky SALL nomme par décret,

Monsieur Mouhamadou Makhtar CISSE, Directeur Général

de Senelec.

• Lancement du Plan d’Actions Prioritaires

2016-2018

Après deux mois de gestation, Senelec a validé au cours

d’un atelier de deux jours du Comité de direction élargi,

le Plan d’Actions Prioritaires 2016-2018 qui s’est proposé

d’identifier et de mettre en œuvre les actions de rattrapage

et de mise aux normes de l’infrastructure, principalement

axées sur le réseau de transport, de distribution et aussi sur

la fonction commerciale et la fonction production. Ce plan

se chiffre à près de 132 milliards FCFA.

• Signature du Protocole d’Entente avec

Contour Global

Senelec et Contourglobal ont signé le 04 décembre un MoU

pour l’extension de la Centrale de ContourGlobal de 53 MW

à environ 85 MW par avenant au CAE signé en 2014.

• 10ème session de l’Assemblée Générale de

l’EEEOA

La 10ème session de l’Assemblée Générale du Système

d’Echanges d’Energie Electrique Ouest Africain s’est

tenue à Dakar du 23 au 25 novembre 2015. Senelec était

à l’honneur, l’Assemblée a connu un franc succès avec

la nomination de Dr ATIKU Abubakar, comme nouveau

Président du Conseil Exécutif de l’EEEOA.

• Lancement de la révision des conditions

tarifaires de Senelec

Le 26 octobre, le Directeur de cabinet du Ministre de l’Energie

et du Développement des Energies Renouvelables présidait

la cérémonie de lancement de la révision des conditions

tarifaires de Senelec pour la période 2017-2019.

17

FA I T S M A R Q U A N T S D E L’ A N N E E 2 0 1 5

INFRASTRUCTURES DE PRODUCTION, TRANSPORT ET DISTRIBUTION


18

INFRASTRUCTURES DE PRODUCTION, TRANSPORT ET DISTRIBUTION

Parc de production

La production nationale d’électricité est assurée par le parc

de Senelec d’une puissance totale installée de 508 MW,

soit 57,4 % du parc national et les unités des producteurs

privés d’une capacité totale de 378 MW (42,6 %) ; soit une

puissance totale installée de 886 MW en 2015.

Le parc diesel représente 66,7 % avec une puissance

installée de 604 MW, alors que le parc thermique vapeur,

réduit aux deux unités de la centrale C3 ne pèse que 8,3 %

de la puissance installée totale. Les trois turbines à gaz font

77 MW et 8,7 % du parc ; l’hydroélectrique composée du

barrage de Mantantali et de celui de Félou présente une

capacité de 75 MW (quota Sénégal), soit 8,5 % du parc.

Enfin, Senelec importe à partir de la Mauritanie, de l’énergie

pour une capacité de 20 MW.

Le système électrique se décompose en deux réseaux :

• le Réseau Interconnecté (RI) de 803 MW, qui

représente l’essentiel du parc de Senelec avec plus

de 90 % de la puissance installée en 2015. Ce réseau

est principalement concentré dans les parties ouest et

nord-ouest du pays et permet d’alimenter les régions

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 C6 et TAG4, Cap des Biches), de

Kahone, des centrales de production indépendante,

des centrales hydroélectriques de Manantali et Félou

répartie comme suit :

- Capacité propre de Senelec (444 MW) ;

- Centrales de production indépendante GTI et Kounoune

Power (119 MW) ;

- Centrales hydroélectriques de Manantali et Félou (75

MW) ;

- Centrales en location APR-Energy et Aggreko (145 MW);

- Importation Mauritanie (20 MW).

• le Réseau Non Interconnecté (RNI) comprend les

centrales régionales de Tambacounda et de Boutoute

(Ziguinchor) et près de 23 centres isolés répartis

entre les régions de Kaolack, Tambacounda, Kolda et

Ziguinchor. Le RNI dispose d’une puissance installée

de 83 MW entièrement diesel. Il représente 9,3 % de la

puissance totale installée au niveau du pays.

Réseau de transport

Le réseau de transport Haute Tension est concentré dans la

zone Ouest du pays, principalement dans la région de Dakar.

Il se développe actuellement vers le sud-Est en prévision de

l’interconnexion avec le futur réseau 225 kV de l’OMVS et de

l’OMVG. Il est composé de deux niveaux de tension : 90kV

et 225 kV.

En 2015, le réseau de transport représente 531,65 km dont

255,78 km de lignes 90 kV et 275,87 km de lignes 225 kV;

on note l’arrivée de la ligne 90 kV du poste OLAM au poste

SOMETA.

Le réseau de transport comprend ainsi seize (16) postes

avec 49 transformateurs pour une puissance totale installée

de 1 868,80 MVA et desservant 90 départs 30 kV.

Réseau de distribution

L’énergie électrique est distribuée à la clientèle à travers

5064 postes HTA/BT (6,6 kV ou 30 kV / 380 V). Ces postes

se répartissent comme suit :

• 3 084 postes de distribution publique (secteurs),

• 1 865 postes clients (privés),

• 115 postes mixtes (secteurs et privés).

Ces postes desservent 9 278,55 km de lignes HTA et

8 798,61 km de lignes BT

Les 9 278,55 km de lignes HTA se répartissent comme suit :

• 8 264,89 km de lignes aériennes soit 89,08 % de la

longueur totale de lignes HTA,

• 1 003,22 km de lignes souterraines soit 10,81 % de la

longueur totale de lignes HTA,

• 11,44 km de lignes fluviales soit 0,12 % qui

représentent la plus petite portion.

Les 8 798,61 km de lignes BT se répartissent comme suit :

• 8 225,45 km de lignes aériennes nues et préassemblées

confondues soit 93,49 %,

• 573,15 km de lignes souterraines soit 6,51%.

19

ACTIVITE INDUSTRIELLE


20


Production

L’énergie totale produite au cours de l’année 2015 s’élève à

3437,58 GWh contre 3227,24 GWh en 2014 soit une hausse

de 6,52 % (+210,34 GWh). L’analyse à fin 2015 montre une

production globale d’énergie par Senelec qui s’élève à

2214,29 GWh soit 64,41 % de l’énergie totale produite

(64,32 % en 2014), le reste a été fourni par les achats d’énergie

qui s’élèvent à 1223,30 GWh.

La puissance maximale à la pointe a été de 533 MW contre

507 MW en 2014 soit une hausse de 5,13 %. La pointe

minimale réalisée est de 436 MW.

Pointe 2013 Pointe 2014 Pointe 2015

Janvier 409 415 436

Février 410 423 446

Mars 419 434 457

Avril 427 453 462

Mai 458 446 491

Juin 453 489 514

Juillet 469 491 522

Août 464 487 507

Septembre 467 488 526

Octobre 471 507 533

Novembre 465 477 525

Décembre 444 445 480

Evolution des Pointes mensuelles de 2013 à 2015 :

550

500

450

400

Pointe 2014 Pointe 2015

Evolution des pointes

mensuelles estimées

21

Réseau Interconnecté de Senelec (RI) :

L’énergie produite sur ce réseau est de 2 080,34 GWh et représente 93,95 % de la production brute totale de Senelec en 2015.

Par rapport à 2014, cette production du RI a cru de 88,85 GWh (+4,46 %).

Production du Parc de Senelec en 2015 :

Production d’électricité en 2015

(GWh) Réalisations 2013 Réalisations 2014 Réalisations 2015 Var 2015/2014

RI Senelec 1 827,24 1 991,50 2 080,34 4,46 %

RNI Senelec 80,54 84,32 133,95 58,86 %

TOTAL Senelec 1 907,77 2 075,81 2 214,29 6,67 %

ACHATS D’ENERGIE 1 130,14 1 151,45 1 223,29 6,24 %

PRODUCTION TOTALE 3 037,91 3 227,26 3 437,58 6,52 %

Production en GWh 2013 2014 2015 Variation 15/14

Réseau Interconnecté 1 827,24 1 991,49 2 080,34 4,46 %

Centrale C2 Bel Air - - - -

Centrale C3 Cap des biches + C3 tag 21,35 141,83 256,19 80,63 %

Diesel 1 719,98 1 762,07 1 761,81 -0,01 %

Centrale C1 Bel Air - - - -

Centrale C4 Cap des Biches 536,68 528,47 518,49 -1,89 %

Centrale C6 Bel Air + Extension 30 MW 544,81 606,08 677,67 5,21 %

Centrale de Kahone - - 22 339 -

Centrale de Kahone 2 + extension 30 MW 638,5 627,52 605,66 -3,48 %

Centrale de Saint Louis - - - -

Turbines à Gaz 85,91 87,59 52,61 -39,94 %

Réseau non Interconnecté 80,54 84,32 133,95 58,86 %

Centrales Régionales 38,7 39,1 78,67 101,20 %

Centrales Isolées 41,84 45,22 45,16 -0,13 %

TOTAL 1 907,77 2 075,81 2 214,29 6,67 %



22

Production Senelec par type de centrale pour le RI en 2015 :

Réalisations 2013 Réalisations 2014 Réalisations 2013

Types de centrales

Réalisations 2015 Coûts Production Coûts Production Coûts

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

Diesel 1 719 977 94 % 80,8 1 762 075 88,50 % 76,1 1 784 135 85,61 % 55,17

Vapeur 21 348 1 % 141,3 141 834 7,10 % 117,52 243 594 11,84 % 80,93

TAG 85 912 5 % 187,5 87 585 4,40 % 191,5 52 608 2,56 % 156,3

RI Senelec 1 827 237 100 % 86,5 1 991 494 100,00 % 81,06 2 080 337 100,00 % 60,5

2013 2014 2015 ECART 15/14C4 73,60 % 74,41 % 73,75 % -0,66 %

C6 73,20 % 83,34 % 92,19 % 8,85 %

C7 91,70 % 91,27 % 90,20 % -1,07%

Kahone 1 - 100,00 % 98,10 % -1,90 %

C3 Vapeur 4,30 % 39,74 % 68,80 % 29,06 %

TAG 2 50,10 % 47,45 % 92,99 % 42,18 %

TAG 4 88,40 % 81,45 % 96,88 % 15,43 %

RI Senelec 69,50 % 75,62 % 85,01 % 9,23 %

GTI 20,91 % - - -

Kounoune 80,09 % 73,87 % 68,88 % -4,99 %

La disponibilité globale du parc Senelec est de 84,8 % ; elle s’est améliorée de 7,86 points comparée à l’année 2014.

La disponibilité RI est de 85,01 % soit une amélioration de 12 % par rapport à 2014.

Taux de disponibilité du RI 2015 :

650

243,59

518,49

637,66605,66

52,61

Vapeur Centrale C4 Cap des Biches

Centrale C6 Bel Air + Extension 30 MW

Centrale Kahone 2 + extension 30 MW

Tribune à Gaz

450

250

50

550

350

150

-50

Production Brute du RI

23

Centrales du Réseau Non Interconnecté (RNI)

La production des unités régionales du RNI (Boutoute,

Tamba, et les Centres Secondaires) est 133,95 GWh

(6,05 % de la production totale de Senelec) contre 84,32

GWh en 2014 soit une hausse de 58,85 %.

Au niveau de Boutoute, l’énergie produite est de 76,67 GWh

contre 39,10 GWh en 2014, soit une hausse de 96,1 %.

En 2015, l’arrivée des nouveaux groupes APR à la Centrale

de Tamba a permis de produire 12,18 GWh.

Les centres secondaires au nombre de 23 ont produit 45,16

GWh contre 45,22 GWh en 2014 soit une baisse de 0,13 %.

Cette baisse est due au raccordement de certains centres

secondaires au RI.

Le taux de disponibilité des Centrales du RNI est de 71,30 %

en 2015. Ce taux est de 76,41 % pour la centrale de Boutoute

et de 83,61 % pour Tamba.


C6 Bel Air


24

Production d’électricité des centrales du RNI :

PRODUCTION BRUTE DU RNI ( GWh )

Réalisations 2013 Réalisations 2014 Réalisations 2015

RNI SenelecProduction Coût Production Coût Production Coût

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

Boutoute 37 640 46,74 % 94,2 39 103 46,37 % 94,85 76 673 62,93 % 64,3

Tamba 1 056 1,31 % 187,42 0 0,00 % - 12 117 0,00 % 96,83

Centres secondaires 41 840 51,95 % 157,92 45 217 53,63 % 147,89 45 159 37,07 % 113,33

Total 80 537 100,00 % 128,53 84 320 100,00 % 123,29 133 949 100,00 % 83,77

37 640 39 103

76 673 1 056

12 117

41 840 45 217

45 159

010 00020 00030 00040 00050 00060 00070 00080 00090 000

100 000110 000120 000130 000

2013 2014 2015

Boutoute Tamba Centres secondaires

Achats d’énergie

En plus de l’énergie produite par ses propres centrales,

Senelec a acheté de l’énergie électrique chez les partenaires

suivants :

• GTI, Mauritanie, Manantali, Félou et Kounoune pour la

production indépendante ;

• ICS pour l’auto-production ;

• Aggreko et APR pour la location de groupes.

L’énergie injectée sur les réseaux de Senelec par les

producteurs privés a augmenté de 113,71 GWh en passant

de 1 085,91 GWh en 2014 à 1 199,62 GWh en 2015 soit une

hausse de 10,47 %.

Production indépendante

En 2015, la centrale de GTI est restée à l’arrêt tout au long

de l’année.

Le productible initial de 2015 pour Manantali est de 807

GWh réparti entre les sociétés d’électricité du Sénégal, du

Mali et de la Mauritanie avec un quota de 33 % chacune.

Lors de la 36éme réunion du CTPI qui s’est tenue à Bamako

du 7 au 9 Décembre 2015, il a été décidé que ce productible

passe à 850 GWh en 2016.

Les travaux de révisions décennales des groupes de

Manantali effectués par la société Andritz se sont poursuivis

en 2015 et il a été noté :

• Le 2 Novembre 2015 : la consignation du G2 pour

révision décennale ;

• Le 23 Novembre 2015 : la réception provisoire du G3

qui était consigné depuis le 22 Juillet 2014.

Le retour en exploitation du G3 aura permis de porter la

puissance disponible de 117 MW à 140 MW.

Le productible de 2015 de Félou est de 324,7 GWh

conformément à la 34éme réunion du CTPI. Il a été partagé

entre les SDE et le site de Félou, soit un quota de

81,2 GWh pour Senelec (25 % du productible de Félou).

Le coût variable de l’énergie enlevée sur Manantali - Félou

est resté quasiment constant soit, 20,93 FCFA/kWh contre

20,94 FCFA/kWh en 2014. Le coût de production des

centrales hydroélectriques de Manantali et de Félou reste le

plus économique du réseau interconnecté de Senelec.

La centrale de Kounoune d’une capacité contractuelle

de 68 MW a fourni 413 GWh en 2015 soit une hausse de

9,26 % par rapport à 2014. La centrale a réalisé en 2015 une

disponibilité de 75 % contre 79 % en 2014.

25

Achats d’énergie en 2015 (MWh)

Autoproduction

La Centrale de Sococim n’a pas livré de l’énergie à Senelec

en 2015.

L’auto-producteur ICS a injecté, sur le réseau interconnecté

de Senelec 42,7 MWh en 2015 contre 8,4 MWh en 2014.

Le coût de revient de cette énergie est de 30,1 FCFA/kWh.

Location de groupes

Aggreko Cap des Biches 1Un contrat de location et d’exploitation d’une puissance de

50 MW fonctionnant au HFO sur le site de Cap des Biches

a été signé le 9 janvier 2014. Ce contrat d’une durée d’un

an a été reconduit à partir du 5 Septembre 2015 avec une

exploitation de la centrale au DO jusqu’au 15 Décembre

2015 et une réduction de la puissance installée à 40 MW

entre le 16 et le 31 Décembre 2015.

La centrale a fourni 189 GWh en 2015 contre 114 GWh en

2014, avec un coût variable de 85,3 FCFA/kWh en 2015

contre 112,7 FCFA/kWh en 2014.

Aggreko Cap des Biches 2

Un contrat de location et un contrat d’exploitation et de

maintenance d’une puissance de 5 MW au DO ont fait l’objet

de l’installation d’une puissance de 5 MW supplémentaires

sur le site de Cap des Biches. La centrale a commencé à

injecter sur le réseau interconnecté de Senelec à partir du

31 Juillet 2015 mais son exploitation commerciale a débuté le

9 Septembre 2015. Pour une période de quatre mois, elle a

fourni 9,6 GWh sur le RI à un coût variable de 83,8 FCFA/kWh.

APR Energy

La location des centrales APR Energy LLC pour le compte de

Senelec s’est poursuivie en 2015 sur les sites de Kounoune

et de Tambacounda.

• APR Kounoune

La puissance locative sur le site d’APR Kounoune a

été portée à 20 MW à partir du 1er Janvier 2015. Pour

faire face à la précarité de l’équilibre offre-demande en

2015, Senelec et APR Energy LLC ont signé un nouveau

contrat de location d’une puissance de 68 MW sur

le site de Kounoune dont la phase d’exploitation a

démarré le 18 Août 2015. Le contrat est arrivé à terme

le 15 Décembre 2015.

• APR Tamba

La location des 6 MW sur le site de Tambacounda par

contrat leasing (location-vente) s’est poursuivie en 2015.

La centrale APR Tambacounda a produit 19,6 GWh à un

coût de 108,8 FCFA/kWh contre 30,7 GWh à un coût

variable de 131,8 FCFA/kWh, soit une baisse de 17 %.

Le transfert de la centrale à Senelec est intervenu le 31

Juillet 2015.

Producteurs PrivésRéalisations 2014 Réalisations 2015

Production Coût Production Coût

MWh F /kWh MWh F /kWh

MANANTALI+FELOU 318 070 20,94 333 232 21,86

GTI 0 0 0 0

AGGREKO BOUTOUTE 34 871 139,16 4 100 131,36

APR TAMBA 30 667 131,83 19 576 108,77

KOUNOUNE 377 973 83,8 412 871 57,1

APR KOUNOUNE 222 251 125,87 128 442 99,94

SOMELEC 0 0 103 970 90,06

AGREKKO CDB 5 MW + AGGRKKO CDB 50 MW + AGREKKO DIASSE 113 994 112,71 221 061 84,38

SOCOCIM 53 613 51,52 0 0

ICS 8 43,54 42 36,32

TOTAL 1 151 440 75,44 1 223 294 60,01



26

La consommation de Fuel Oïl enregistrée en 2015 par les

centrales de Senelec est de 466 161 tonnes soit 46 389

tonnes de plus qu’en 2014 (11,05 %).

Le Diesel Oïl n’a pas été consommé par les groupes de

Senelec, durant l’année 2015 ni 2014. Cela s’explique par

une utilisation de Gaz oil en lieu et place du Diesel Oïl dans la

production de l’énergie, à hauteur de 35 378 tonnes.

La consommation de Gaz est également nulle pour les

groupes de Senelec. La consommation d’huile réalisée est de

2 184 tonnes contre 2 064 Tonnes en 2014 soit une hausse

de 5,81 %.

Consommations de combustibles

Consommations de combustibles Senelec de 2011 à 2015 (tonnes)

Combustibles 2011 2012 2013 2014 2015 Evolution

Fuel lourd 266 896 290 701 370 296 419 992 466 161 11,05 %

Diésel-oïl 26 612 22 277 11 381 0 0 0

Gasoil 0 0 30 121 44 749 35 378 -20,94 %

Gaz 20 193 0 0 0 0 0

266 896

290 701

370 296

419 992

466 381

26 612

22 277

11 381

30 121

44 749

35 378

20 193

0 50 000 100 000 150 000 200 000 250 000 300 000 350 000 400 000 450 000 500 000

2011

2012

2013

2014

2015

Fuel lourd Diésel-oil Gasoil Gaz

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 (88,6 %)

Evolution des consommations de combustibles par type d’équipement

CONS. DE COMBUSTIBLES (Tonnes, knM3)

FO DO & GO

2012 2013 2014 2015 Var 15/14 2012 2013 2014 2015 Var 15/14

Groupes Diesel 261 311 361 864 372 108 385 190 3,52 % 13 130 12 175 13 020 15 927 22,33 %

Groupes Vapeur 29 390 8 432 47 884 80 971 69,10 % 0 0 0 0 0,00 %

TAG 0 0 0 0 0,00 % 9 147 29 327 31 729 19 450 -38,70 %

Senelec 290 701 370 296 419 992 466 161 10,99 % 22 277 41 502 44 749 35 377 -20,94 %

Evolution consommations combustibles (tonnes)

27

Consommation de Diesel Oïl par type de centrale entre 2012-2015

Consommation totale de combustibles Senelec et IPP

60 000

40 000

20 000

0

2012 2013 2014 2015

Groupes Diesel Groupes Vapeur TAG

Fuel lourd

93%

Gasoil 7%

Fuel lourd Gasoil

Fuel lourd (T) Gasoil (T) Gaz naturel (kNm3)

Senelec 465 786 35 379 0

Achats 104 759 69 443 0

Combustibles Total 570 545 104 822 0

Evolution de la consommation de DO par type de centrale

Poids des consommations par type de combustible en 2015



28

Dépenses de combustibles

Les achats de combustibles ont atteint un montant total HTVA de 186,10 milliards de FCFA en 2015 contre 258,5 milliards

de FCFA en 2014 soit une baisse de 72,4 milliards de FCFA (-28 %).

L’ensemble des charges variables (combustibles, lubrifiants

et achats d’énergie) ont atteint 212,17 milliards contre 268,55

milliards en 2014 ; soit une baisse de 56, 38 milliards.

Les dépenses variables rapportées aux charges d’exploitation

(347,63 milliards) représentent 61,03 % en 2015 contre

66,04 % en 2014.

Le ratio charges variables de production sur chiffre d’affaires

qui était de 77,61 % en 2014 passe à 72,56 %. 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

PRODUITSAchats 2012 Achats 2013 Achats 2014 Achats 2015 Budget 2015

(TM) (TM) (TM) (TM) (TM)

Fuel lourd 371 792 453 290 501 064 570 545 615 959

Diesel oil 38 485 11 381 77 943 36 758 -

Gasoil 154 822 109 443 136 568 - 24 444

Distillat - 3 391 - - -

Gaz Naturel (kNm3) 12 933 14 453 14 353 - 14 481

Huile 1 482 1 706 2 064 2184 2179

98,6%

106,6%

94,0%

84,6%

75,4%

70,0%

75,0%

80,0%

85,0%

90,0%

95,0%

100,0%

105,0%

110,0%

2011 2012 2013 2014 2015

237 289

265 269 212

239 291

267 255 240

0

100

200

300

400

2011 2012 2013 2014 2015

Combustibles Senelec

Charges variables

Achats de combustibles

Evolution des consommations de combustibles de 2012 à 2015

Charges variables/Chiffre d’affaires EN % Coût combustible (en milliards de FCFA)

29

Prix du combustible

Le prix moyen de la tonne de Fuel Oil 380 en 2015 est de

240 493 contre 347 218 en 2014, soit (-30,73 %). La baisse

des cours mondiaux a impacté positivement les charges

d’exploitation, avec un niveau moyen du prix du baril de

pétrole à 80 dollars US en 2015.

EVOLUTION DES PRIX MOYENS DES COMBUSTIBLES DE 2005 À 2015

Evolution des prix moyens des combustibles

Evolution mensuelle des Prix HFO et DO(TM) en 2015

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

FUEL OïL 186 09 219 60 272 78 210 36 278 15 354 06 403 91 371 94 347 21 240 49

DIESEL Oïl 346 40 370 06 475 01 302 35 400 74 514 71 567 10 574 47 526 70 398 99

-

200 000

400 000

600 000

800 000

150 000 175 000 200 000 225 000 250 000 275 000 300 000 325 000 350 000 375 000 400 000 425 000 450 000

17-

janv.

14-

févr.

14-

mars

11-

avr.

09-

mai

06-

juin

04-

juil.

01-

août

29-août

26-sept.

24-oct.

21-nov.

19-déc.

Fuel Oil 223 46 214 88 256 76 254 61 272 47 279 63 270 31 257 04 218 31 195 52 194 80 193 31 178 26

DIESEL OIL 360 82 347 46 404 89 395 85 419 82 431 57 417 65 395 91 352 39 336 21 336 70 329 13 309 72



30

Le coût variable de production du kilowattheure pour l’ensemble

du pays est de 61,74 FCFA/kWh contre 83,28 FCFA/kWh en

2014. Il est de 60,48 FCFA/kWh pour l’ensemble du Réseau

Interconnecté (y compris les achats) et 60,74 FCFA/kWh pour les

unités du RI Senelec.

Coût variable du kWh

Cout variable du kWh 2013 2014 2015Evolution

2015/2014Centrales diesel 80,76 76,10 55,13 -27,50 %

Centrale Vapeur 141,3 117,5 80,93 -31,12 %

TAG 187,5 191,5 156,29 -18,39 %

RI Senelec 86,9 84,13 60,74 -27,80 %

GTI 201,29 - - -

Manantali & Félou 21,15 20,94 22,33 4,39 %

Location (APR & Agrekko) 133,14 125,87 99,94 -20,60 %

Kounoune 86,2 83,80 57,01 -31,97 %

SOCOCIM 40,5 51,52 0 -100,00 %

Somelec - - 90,06 -

ICS 48,1 43,54 36,32 -16,58 %

Total Achat 77,6 75,44 60,03 -20,45 %

Total RI 83,2 81,06 60,72 -25,39 %

Evolution du coût variable du kWh (en FCFA) sur le RI de 2013 à 2015

2013 2014 2015

GTI Manantali & Félou location (APR & Agrekko) Kounoune Total Achat RI Senelec

0

50

100

150

200

250

Evolution du Coût variable du kWh

31

La production nette du parc de Senelec du RI s’élève à

2028,69 GWh pour une production brute de 2080,34

GWh soit un rendement de 97,51 %. Les producteurs

indépendants ont injecté 1199,62 GWh sur le réseau

interconnecté. Ainsi, l’énergie totale injectée sur le réseau

de transport s’élève à 3 280 GWh pour une livraison

aux postes sources de 3 192 GWh correspondant à un

rendement transport de 97,33 %.

A Dakar, le poste de Hann demeure toujours le nœud de

consommation le plus important du réseau en termes

d’énergie distribuée.

La part de la consommation des clients HTB (ICS, SOCOCIM,

Mékhé, Someta et OLAM) dans la demande totale est de

6 % en 2015.

Mouvements d’énergie

Distribution d’énergie par postes sources en 2015

DISTRIBUTION (MWh) 2013 2014 2015 Part 2015 ( %)Evolution

2015/14

30 kV Hann 693 911 607 219 575 657 18,0 % 94,8 %

30 kV C3 180 457 221 986 233 085 7,3 % 105,0 %

6,6-30 kV Aeroport 284 445 173 888 217 708 6,8 % 125,2 %

30 kV Université - 101 273 124 368 3,9 % 122,8 %

30 kV Thiona 208 777 286 557 234 570 7,3 % 81,9 %

30 kV Mbao 124 605 166 053 261 024 8,2 % 157,2 %

30 kV Malicounda 160 722 207 571 150 957 4,7 % 72,7 %

30 kV Kaolack 125 024 144 857 167 409 5,2 % 115,6 %

30 kV Sakal 204 724 220 735 231 811 7,3 % 105,0 %

6,6 - 30 kV Bel Air 410 927 405 126 487 176 15,3 % 120,3 %

30 kV Dagana 51 835 59 753 63 323 2,0 % 106,0 %

30 kV Matam 47 039 50 820 38 587 1,2 % 75,9 %

31 kV Bakel 158 628 8 731 15 656 0,5 % 179,3 %

30 kv Tobéne 89 490 - 23 344 0,7 % -

30 kv Diass - - 30 544 1,0 % -

30 kv Touba 46 110 181 725 160 614 5,0 % 88,4 %

ICS-Mines (Taïba) 22 508 56 675 65 937 2,1 % 116,3 %

ICS-Chimie (Darou) 65 030 37 749 35 599 1,1 % 94,3 %

OLAM - - 1 530 0,0 %

MEKHE - 55 393 57 258 1,8 % 103,4 %

SOMETA - 25 907 16 166 0,5 % 62,4 %

Total Distribution 2 809 201 3 012 018 3 192 493 100,0 % 106,0 %



32

Qualité de service

En 2015, sur la base de la quantité d’énergie distribuée

aux clients, le niveau de satisfaction de la demande est de

98,9 %.

Il affiche une légère amélioration par rapport à 2014

(98,6 %) illustrée par la baisse de l’énergie non fournie. Le

nombre d’heures moyen de coupure passe ainsi de 122

heures en 2014 à 85 heures à 2015, soit une baisse de 30 %.

Les incidents réseaux ont enregistré une hausse de 18 %

par rapport à 2014.

Les délestages automatiques notés au cours de l’année

sont au nombre de 267 dont 92 % concernant le premier

stade. La fréquence moyenne est de 50,21 Hz.

15

41

6

18

19

3

5 7

73

1 3

22

24

0

21

6

63

93

3 5

03

39

7 2

40

7

2014 2015

Incidents Manque de Production Effacement HT Travaux manœuvres Surcharge+Faible U

20

45

7

25

77

3

11

90

9

1 6

82

4 3

84

1 8

80

6 3

68

4 0

73

1 7

91

3 8

47

2014 2015

Incidents Manque de Production Effacement HT Travaux manœuvres Surcharge+Faible U

Evolution des interruptions par nature

Evolution end par nature en GWH

33

DECLENCHEMENTS DE GROUPES

Par rapport à l’année dernière, le nombre de déclenchements

de groupes a augmenté de 10 % pour le parc de production

du RI Senelec. Sur l’ensemble du RI, on enregistre une

hausse de 7 %.

Toutes les centrales du réseau interconnecté ont enregistré

une hausse de leur nombre de déclenchements par rapport

à 2014 à l’exception de Kounoune Power (-4 %).

INTERRUPTIONS DE SERVICES RESEAUX

Les interruptions de service concernant les réseaux HTA

et HTB 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 recensés s’élèvent à 25 641

en 2015 soit une baisse de 9,14 % par rapport à 2014.

Cette baisse est enregistrée au niveau des réseaux 6,6 kV

(-33,8 %) de Dakar et 30 kV hors Dakar (-1,1 %). L’Energie

Non Distribuée suite à des perturbations et interruptions sur

les réseaux a connu une baisse de 17 % par rapport à 2014.

Répartition des Interruptions par nature

L’END totale a baissé de 7,66 GWh par rapport à 2014 (44,91

GWh). Depuis 2012, on assiste à une nette rupture par rapport

à la tendance haussière de l’END des années antérieures.

Interruptions sur les réseaux par niveau de tension

TensionInterruptions 2014 Interruptions 2015 Evol.

Nombre END (MWh) Nombre END (MWh) END

MT Dakar 14 030 25 384 12 267 21 304 -16,1 % %

MT Régions 13 409 14 926 12 455 13 525 -9,4 % %

90 kV 692 4 596 741 2 425 -47,2 %

225 kV 88 3 178 0

TOTAL interruptions 28 219 44 909 25 641 37 254 -17 %

NatureInterruptions 2014 Interruptions 2015 Evol.


Incidents 15 416 20 457 18 193 25 773 25,99 %

Manque production 5 773 11 909 1 322 1 682 -85,88 %

Effacements HT 240 4 384 216 1 880 -57,12 %

Manœuvre/Travaux 6 393 6 368 3 503 4 073 -36,04 %

Surcharge / Faible U 397 1 791 2 407 3 847 114,80 %

TOTAL interruptions 28 219 44 908 25 641 37 255 -17,04 %



34

MANŒUVRES ET TRAVAUX

L’END suite à des manœuvres et travaux sur le réseau HTB

a connu une augmentation de 272 MWh en 2015. Leur

nombre a connu une hausse de 4 % par rapport à 2014.

Il passe de 370 en 2014 à 385 en 2015 sur les réseau 90 kV

et 225 kV.

Niveau de Tension

Manœuvres

et Travaux 2014

Manœuvres

et Travaux 2015Evolution END


90 kV 313 44 298 316 618 %

225 kV 57 0 87 0 -

TOTAL Manœuvres et Travaux 370 44 385 316 -618 %

TensionIncidents 2014 Incidents 2015 Evol.


90 kV 115 87 227 229 163,22 %

225 kV 40 0 88 0 -

TOTAL interruptions 155 87 315 229 163,22 %

INCIDENTS

L’Energie Non Distribuée aux clients HTB, suite aux incidents

sur le réseau de transport connaît une hausse de 163,22 %

par rapport à 2014. Leur nombre a connu également une

hausse en passant de 157 en 2014 à 315 cette année.

Le détail de l’ensemble des déclenchements est

donné dans le tableau ci-dessous :

35

L’END par manque de production (délestages et effacements)

s’élève à 3,6 GWh contre 16,3 GWh en 2014, soit une baisse

de 78 %. Cette diminution de l’END est due d’une part, à

des mesures de renforcement de la capacité de production

et d’autre part, à une meilleure disponibilité des unités de

production liée notamment à la réhabilitaion du groupe 301.

DELESTAGES PAR MANQUE DE PRODUCTION

EFFACEMENTS CLIENTS HAUTE TENSION

Pour soulager sa 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 19 heures et minuit. Les effacements

n’ont concerné que les ICS.

En 2015, à l’image des délestages, on note une baisse des

effacements de 54,6 % en énergie par rapport à 2014. Les

réalisations sont les suivantes :

TensionDÉLESTAGES + EFFACEMENTS 2014 Délestages + Effacements 2015

Evol.Nombre END (MWh) Nombre END (MWh)

6,6 kV Dakar 2 087 2 258 339 266 -88,2 %

30 kV Dakar 2 032 5 809 556 736 -87,3 %

6,6 kV Régions 74 98 8 14 -85,7 %

30 kV Régions 1 580 3 744 419 666 -82,2 %

90 kV 240 4 384 216 1 880 -57,1 %

TOTAL délestages 6 013 16 293 1 538 3 562 -78,1 %

Répartition des délestages à Dakar et dans les autres régions

ICS 2014 2015 Evolution

Nombre d’éffacement 240 216 -10,0 %

END (MWh) 4 384 1 880 -57,1 %

SOCOCIM Industries



36

37

GRANDS PROJETS


38

GRANDS PROJETS

Production

• Les projets de réhabilitation des Centrales de C3, et Kahone 1 ont été achevés et ont permis d’augmenter la capacité disponible du parc propre de Senelec, de 64 MW

• Les projets d’extension des centrales de C6 (Bel Air) et C7 (Kahone II) sont terminés portant leurs capacités respectives à 90 MW.

• Pour les autres projets de production diesel, la construction de la centrale IPP dual fuel/gaz Tobène Power (70 MW) et de la centrale IPP dual fuel/gaz ContourGlobal (53 MW) se poursuit pour des mises en service prévues avant juillet 2016.

• Quant aux centrales au charbon, une reprise des travaux de la centrale Sendou1 (125 MW) est notée et place la perspective de mise en service en octobre 2017.

• Cependant, les discussions se poursuivent encore sur le projet de centrale IPP Africa Energy (300 MW) de Mboro. En effet, ce projet est entré dans sa phase de développement depuis le 19 Février 2015 et connaît des difficultés avec le problème du passage de la Société GCO sur le corridor qui doit abriter le chenal d’amenée d’eau de la centrale et le convoyeur pour le charbon. Des solutions sont dégagées suite à une rencontre entre les parties prenantes tenues au Bureau Opérationnel de Suivi du Plan Sénégal Emergent. Les études d’impacts pour la ligne d’évacuation sont également engagées par Senelec et la recherche de financement par Africa Energy est en cours.

• Le Contrat d’Achat d’Energie de la centrale au charbon IPP (350 MW) de Kayar a été signé depuis le 06 février 2015 avec le promoteur indien Jindal, mais n’est toujours pas en vigueur. Il reste à finaliser la garantie gouvernementale et éventuellement l’accord de soutien de l’Etat pour la mise en vigueur afin de débuter la phase de développement.

• Les phases de développement des 9 projets de centrales solaires photovoltaïques IPP dont les Contrats d’Achat d’Energie ont été signés le 31 décembre 2013 se poursuivent avec des niveaux d’avancement très différents.

A terme, les 9 projets solaires totalisent une capacité installée de 165 MWc.

Mais il convient de retenir que 5 projets sont en état d’avancement correct et dont on espère la mise en service avant décembre 2016.

• En ce qui concerne le parc éolien de Taiba Ndiaye de 150 MW qui sera développé par PETN avec qui Senelec a signé un Contrat d’Achat d’Energie, le 31 décembre

2013, un avenant au CAE est en cours de discussion à la demande des prêteurs. La renégociation de la convention de garantie gouvernementale est également en cours toujours sur la demande des prêteurs.

• Projet de la coopération allemande : il s’agit de la construction d’une centrale solaire photovoltaïque de 15 MW à Diass, de la réalisation de 3 centrales hybrides solaire PV/diesel dans les localités du Sud Est et de la réalisation des centrales hybrides solaires PV/diesel/Batteries dans les Îles du Saloum. Il est financé par la KfW à hauteur de 27 millions d’euros, ce projet fera l’objet d’un appel d’offres international dont le processus est en cours. La mise en service de ces centrales est prévue en 2017.

Transport

• Projets du PASE

Le volet Transport et Distribution du PASE financé par la

Banque Mondiale à hauteur de 85 millions de dollars sur un

coût global de 93,5 Millions USD, représente 48 Millions USD

pour la Composante 1 relative à ce volet. Sur le Programme

des Travaux et du Budget Annuel 2015 de la composante

1 du PASE, les travaux engagés dans le cadre de la Mise

à niveau et modernisation du Réseau de Transport et de

Distribution sont d’un montant de 26,80 milliards FCFA.

Des mises en service ont commencé et des travaux sont

lancés et se poursuivent pour l’essentiel des projets suivants :

- installation d’un poste 90 kV à coupure dans SF6 au

Cap des Biches

- renouvellement ligne HT Hann-CDB1

• Boucle 225 kV Phase 2

Négociation, puis signature le 25 septembre de la convention

de financement avec la BOAD/FDE pour un montant de 25

milliards FCFA.

Les fonds seront mobilisés en 2016 avec le respect des

conditions de mise en vigueur pour la réalisation des projets

suivants :

- liaison 225 kV Kaolack-Fatick,

- liaison 225 kV Tobène-Kounoune,

- liaison 225 kV Sendou-Kounoune,

• Sécurisation de l’alimentation de la ville de Dakar

Il s’agit de deux projets de lignes 225 kV d’un coût global de

66 millions d’euros financé par la BID, qui vont contribuer

au renforcement de l’alimentation électrique de la région de

Dakar de manière durable, fiable et à augmenter la capacité

de transit des liaisons :

- liaison 225 kV Kounoune-Patte d’Oie

- liaison 225 kV Mbour-Fatick

Le projet a connu un début d’exécution avec la phase de

pré qualification pour le sous-projet Kounoune-Patte d’Oie

lancé au cours de l’année.

39

• Interconnexion Sénégal-Mauritanie

Ce projet est conçu pour renforcer l’intégration économique

régionale et permettre l’échange d’énergie transfrontalier

entre la Mauritanie et le Sénégal, par une liaison 225 kV. Il

est financé à hauteur de 103 millions d’euros par la BID pour

la partie réalisée dans le territoire sénégalais.

• Réseau 225 kV OMVG

Pour la partie sénégalaise, il s’agit de la liaison 225 kV

Kaolack-Tamba-Sambangalou et de la liaison 225 kV

Birkilane-Soma-Tanaf (lignes et postes associés)

Interviennent dans le financement les Partenaires Techniques

et Financiers l’AFD, la BAD, la BEI, la BID, la BM, la BOAD

et la KfW qui, pour la plupart ont bouclé les négociations

des conventions de financement avec l’Etat du Sénégal et

l’OMVG.

• Boucle Sud : Liaison 225 kV Tamba-Kolda-

Ziguinchor

Cette liaison permet d’intégrer les régions Sud du Sénégal,

à savoir Ziguinchor, Sédhiou, Kolda et Tamba dans le réseau

interconnecté à partir du point de jonction entre les réseaux

OMVS et OMVG, qui sera le poste de Tamba. Pour son

financement et sa réalisation, des négociations avancées

sont en cours avec le Groupe Indien KALPA TARU, pour un

coût d’environ 155 millions de dollars us, lignes et postes

associés.

Distribution

• Volet Distribution du PASE:

Les travaux sont en cours pour l’essentiel des projets

ci-après :

- renouvellement poste 30 kV Thiona

- implémentation d’un Système Intégré de

Management de la Distribution (IDMS) pour le

réseau de Dakar

- passage du réseau 6,6 kV à 30 kV (Usine des eaux et

Bel Air)

- extension et densification de réseaux de Distribution

à Dakar (mise en service en cours)

- remplacement câble de Gorée

- liaison MT Ziguinchor-Kolda.

• Projet Efficacité Energétique et Accès à l’Energie

de la KfW

Le projet est financé par la KfW à hauteur de 24,235 milliards

FCFA et Senelec donne une contrepartie de 1,965 milliards

FCFA. Il consiste à réaliser l’extension et la densification

des réseaux de distribution, le passage de 6,6 à 30 kV des

réseaux de distribution de 9 villes de l’intérieur du Sénégal.

La confection des dossiers d’appels d’offres est en cours,

les mises en service sont prévues en 2017.

• Boucle 90 kV de Dakar phase 2 (Extensions de

Réseaux à Dakar et Banlieue)

C’est un projet de 37 809 656 292 FCFA qui consiste à

réaliser :

- l’extension du poste Bel Air dont les travaux sont

terminés et ;

- le changement de tension du réseau MT de Dakar

en passant de 6,6 kV à 30 kV, les sous-stations

Université, Aéroport, Thiaroye, Usine des eaux et Bel

Air ; les travaux sont en cours.

Plan d’Actions Prioritaires

Ce plan identifie et met en œuvre les actions de rattrapage

et de mise aux normes de l’infrastructure industrielle de

Senelec, principalement centrées sur le réseau de transport,

de distribution et aussi sur la fonction commerciale et

production. Ce plan se chiffre à 131,956 milliards FCFA.

Le PAP est structuré en deux composantes techniques

(Production, réseaux et Commercial) et une composante

« Support ».

Les actions phares à engager tournent autour de :

• La mise en service d’une capacité additionnelle

de location de 47 MW comme prestation d’achat

d’énergie avec les sociétés Aggreko et APR LLC

pour passer la pointe ;

• La sécurisation de nos propres unités de production

pour en garantir la bonne disponibilité ;

• La réalisation en urgence de circuits électriques de

secours pour le réseau de distribution à Dakar afin de

sécuriser les banlieues qui étaient très affectées ;

• La mise en œuvre de mesures urgentes pour le

réseau de transport pour en assurer la stabilité et

éviter les black-out ;

• La modernisation et la sécurisation du processus

de collecte, facturation et recouvrement de l’énergie

vendue grâce au déploiement des compteurs

à prépaiement, des compteurs intelligents et à

l’acquisition d’un Nouveau Système d’Information

Clientèle ;

• L’exécution d’un plan de production optimisé et

la réalisation d’infrastructures de réseaux aptes à

satisfaire les nouveaux besoins ;

• La création d’un environnement socio-professionnel

apte à favoriser la motivation nécessaire pour la

conduite de notre projet d’entreprise.

GRANDS PROJETS 2015


40

Les composantes du Plan d’Actions Prioritaires

Le PAP est structuré en deux composantes

«techniques» (Production, Réseaux et

Commercial) et une composante « Support »

Composante 1 : Réseaux et commercial

L’objectif de cette composante est d’assurer un meilleur transit de l’énergie en provenance des centres de production vers les consommateurs. Cette composante mobilise 81 % (106,763 milliards) du budget global. Ses objectifs spécifiques se résument à :

Objectifs spécifiques réseaux • Maîtriser la maintenance des ouvrages de réseaux

pour garantir leur bonne disponibilité ; • Améliorer la qualité des réseaux ; • Améliorer la gestion des réseaux.

Objectifs spécifiques commercial • Améliorer la qualité de l’accueil Commercial ; • Moderniser les systèmes de mesure d’énergie ; • Améliorer le rendement (lutter contre le vol

d’électricité) ; • Améliorer le recouvrement.

Composante 2 : Production

Cette composante cible la fiabilisation des unités de production. Il s’agit de terminer les réhabilitations en cours, d’augmenter le rendement des centrales C6 et C7, de planifier et d’optimiser la maintenance des machines, mais aussi de réhabiliter et de mettre aux normes les parcs de stockage de combustible.Cette composante mobilise 10 % (13,118 milliards) du budget global.

Ses objectifs spécifiques sont : • Finaliser la réhabilitation des groupes de base pour

recouvrer de la puissance et fonctionner avec efficience, • Optimiser le rendement des centrales C6 et C7 par la

mise en place de turbines de récupération de chaleur gain de puissance de 8 %.

• Fiabiliser et sécuriser des installations, • Optimiser le programme de maintenance (respect,

diminution durée) des groupes avec optimisation des durées de réalisations,

• Réhabiliter et mettre aux normes les parcs de stockage combustible.

Composante 3 : Supports

Cette composante cible les activités de soutien à la bonne

mise en œuvre du PAP.

Elle mobilise 9 % (12,075 milliards) du budget global.

Les systèmes d’information, 33 % du budget de cette

composante, est la locomotive des supports. Ainsi elle a été

dissociée des autres supports.

Les objectifs spécifiques de cette composante sont :

• Renforcer et sécuriser les systèmes d’information et

la disponibilité du réseau voix et données.

• Créer un environnement socio-professionnel apte à

favoriser la motivation nécessaire pour la conduite

de notre projet d’entreprise et développer une culture

d’entreprise ;

• Améliorer l’image de Senelec en interne et vis-à-vis

de sa clientèle ;

• Harmoniser les pratiques et faire appliquer les

procédures ;

• Garantir la disponibilité à temps des ressources

(Financières, matérielles et humaines);

• Mettre en place une bonne politique de gestion des

risques ;

• Planifier le renouvellement des effectifs ;

Composantes Activités 2016 2017 2018 TOTAL

Composante 1 :Réseaux & commercial

Transport 5 127 3 680 1 549 10 356

Distribution 20 460 20 196 12 836 53 492

Commercial 7 330 10 355 6 900 24 585

Total 32 917 34 231 21 285 88 433

Composante 2 : Production Production & DAC 3 640 1 283 25 4 948

Total 3 640 1 283 25 4 948

Composante 3 : SupportsSI 2 160 1 160 1 025 4 345

GC 1 915 2 150 436 4 500

Total 4 075 3 310 1 461 8 845

Total Budget Investissements 40 632 38 824 22 771 102 226

Tableau de répartition des coûts d’investissements du PAP

Plan d’Actions Prioritaires

41

Plan de Transformation 2018

Le Plan de Transformation PT 2018 avec ses cinq

programmes principaux s’attaquera à la Performance des

processus, à la Gestion des Ressources Humaines (formation

et maîtrise des métiers ainsi que gestion du personnel), à

l’efficacité du Management et de la Communication :

• Instauration d’un Management Efficace et Participatif

• Développement de la culture de Communication

• Gestion efficace des Ressources Humaines

• Mise en place de processus performants

• Garantie de la maîtrise des métiers et Capitalisation

des connaissances

Soixante (60) défis ont ainsi été structurés et définis en

détails en termes de recommandations, d’objectifs, de

coûts, de délais, de mobilisation de ressources humaines et

de résultats escomptés.

Pour un coût global de 46,5 milliards de francs CFA incluant

la mise aux normes de l’infrastructure réseaux, 60 % des

projets du Plan de transformation seront mis en œuvre en

moins d’un an avec des coûts inférieurs à 250 millions de

francs CFA. Ces Quick Wins coûtent 2,05 milliards de francs

CFA, représentant respectivement 3,2 % du budget.

Le Plan a défini également les organes de pilotage.

Contrat de Performance État du

Sénégal-Senelec

Les enseignements majeurs qui peuvent être tirés des

réalisations du contrat de performance se résument ainsi

qu’il suit.

Engagements de l’Etat du Sénégal

Les résultats obtenus sur les engagements de l’Etat se

déclinent comme suit :

• Respect de l’essentiel des engagements techniques

mis à part le règlement de la question des servitudes,

• Respect des engagements financiers (réalisation de

la restructuration financière entraînant notamment

la mise à niveau des capitaux propres) en dehors

des mesures pour le paiement des créances des

collectivités locales, le recours à l’énergie solaire,

le cadre juridique et règlementaire de lutte contre

le vol d’électricité.

Engagements de Senelec

Composantes Activités 2016 2017 2018 TOTAL

Exploitation

Maintenance Transport 1 000 1 000 1 000 3 000

Prestations d’énergie 9 000 9 000

Maintenance Distribution 850 850 800 2 500

Réseaux &commercial 10 850 1 850 1 800 14 500

Maintenance Production 3 000 3 000 3 000 9 000

Autres supports 2 425 2 040 1 765 6 230

TOTAL BUDGET EXPLOITATION 16 275 6 890 6 565 29 730

TOTAL GENERAL 56 907 45 714 29 131 956

Tableau de répartition des coûts d’exploitation du PAP

Indicateurs d’exploitation

2013 2014 2015

L’amélioration de la disponibilité des groupes du RI Senelec au cours de l’exercice avec un résultat de 74 % comparé à l’objectif de 70 % et aux 64 % atteint en 2012.

La réduction de 3 % de la consommation spécifique au cours de l’exercice 2013.

L’impact positif de cette réduction de la consommation spécifique sur le coût variable unitaire de production qui a diminué de 8 % au cours du même exercice.

La détérioration de la qualité de service en cas de panne due au dépassement du temps moyen de dépannage de 2,15 heures de l’objectif fixé de 8 heures.

La forte dégradation de l’énergie non distribuée au cours de l’exercice pour atteindre 41 GWh contre les 25 GWh fixés comme objectif ce qui correspond à un dépassement de 64 %.

Le très bon taux de disponibilité des lignes HT (99,14 %) surpassant l’objectif fixé de 95 %.

L’amélioration du coût variable unitaire de production s’élevant à 83,2 FCFA/kWh contre l’objectif de 94,46 FCFA/kWh.

L’amélioration de la disponibilité des groupes du RI Senelec au cours de l’exercice avec un résultat de 76,9 % par rapport au résultat de 2013 mais une non atteinte de l’objectif de 80 %.

L’amélioration de la qualité du service en cas de panne grâce à la réduction du temps moyen de dépannage de 2 heures comparé à 2013 mais une non-atteinte de l’objectif de 7 heures.

La forte dégradation de l’énergie non distribuée au cours de l’exercice pour atteindre 45 GWh contre les 15 GWh fixés comme objectif ce qui correspond à un dépassement de 200 %.

L’augmentation de 2 % (224 gFO/kWh) de la consommation spécifique au cours de l’exercice 2014 et le dépassement de l’objectif de 220 gFO/kWh

La nette amélioration de la disponibilité des groupes du RI de Senelec avec 87,57 % en T4 2015 ce qui a impacté positivement le résultat de l’exercice avec une disponibilité moyenne de 84,85 %.

La poursuite de l’’amélioration du coût variable unitaire de production s’élevant à 61,13 FCFA/kWh contre l’objectif de 61,63 FCFA/kWh, principalement due à la baisse des prix des produits pétroliers.

La nette amélioration de l’énergie non distribuée au cours de l’exercice pour atteindre 34,1 GWh contre 45 GWh l’exercice précédent. Cependant, ce résultat est largement supérieur à l’objectif fixé de 10 GWh.

La forte dégradation de la qualité du service en cas de panne avec une augmentation du temps moyen de dépannage de 2 heures comparé à 2014 et un net dépassement de l’objectif (6h vs. 10h 50 réalisé)

L’augmentation de 1,4 % (226,9 gFO/kWh) de la consommation spécifique au cours de l’exercice 2015 due au recours aux centrales vapeur et le dépassement de l’objectif de 220 gFO/kWh

GRANDS PROJETS 2015


42

Indicateurs commerciaux

Indicateurs relatifs aux ressources humaines

Indicateurs qualitatifs

2013 2014 2015

L’augmentation importante du nombre de clients supplémentaires tant en milieu urbain (+96 % comparé à l’objectif fixé) que rural (+67 % comparé à l’objectif fixé).

L’augmentation du nombre de clients en milieu rural est d’autant plus satisfaisante du fait de la difficulté d’amener l’énergie dans certaines zones éloignées.

Le mauvais recouvrement des clients Administrations et assimilés (hors Administration Centrale) (49 % recouvrés) détériorant de manière significative le ratio créance clients égal à 125,28 jours en 2013 contre les 95 visés par l’objectif fixé. La non-atteinte de l’objectif fixé (+8,5 %) en termes de taux de croissance de ventes en volume avec un résultat de 4 %. La détérioration des délais de réponses et traitements qui ont tous dépassé l’objectif poursuivi de 34 à 70 %.

L’augmentation importante du nombre de clients supplémentaires tant en milieu urbain (+70 % comparé à l’objectif fixé) que rural (+53 % comparé à l’objectif fixé).

L’amélioration du taux de croissance des ventes en volume par rapport à 2013 avec un résultat de +6,5 % ce qui reste cependant en deçà de l’objectif fixé (+8,5 %).

L’amélioration du ratio créance clients (105 jours en 2014) malgré la non-atteinte de l’objectif fixé à 90 jours.

La détérioration du taux de recouvrement des factures fraîches d’électricité avec un taux de 94,6 % en 2014 comparé à l’objectif de 97 %.

La détérioration des délais de réponses et traitements qui ont tous dépassé l’objectif poursuivi de 48 à 70 %. La détérioration du taux de rendement global (80 % en 2014) comparé à l’objectif fixé de 82 %.

L’augmentation importante du nombre de clients supplémentaires en milieu urbain (+36,6 % comparé à l’objectif fixé). L’amélioration du taux de croissance des ventes en volume (6,8 % comparé à 6,5 % en 2014) malgré la non-atteinte de l’objectif fixé à 8,5 %.

L’amélioration du taux de recouvrement des factures fraîches d’électricité avec un taux de 96,1 % comparé à l’objectif de 98 % La diminution significative du nombre de clients supplémentaires en milieu rural (81 % de la cible fixée).

La détérioration du ratio de créances clients (110,7 jours) comparé à l’objectif de 85 jours.

Le très faible taux de recouvrement de l’Administration et des services assimilés (54 % en T4 2015) comparé à l’objectif de 100 %.

La détérioration du taux de rendement global (79,5 % en 2015) comparé à l’objectif fixé de 83 %.

2013 2014 2015

La limitation du nombre d’heures supplémentaires avec un taux de 8,05 % comparé à l’objectif de 8,33 %. Le manque de productivité du personnel observé avec un résultat de 8,89 % comparé à l’objectif fixé de 8,16 %. Le faible taux de recrutement de personnel (19 % de réalisation) ce qui n’a pas permis de fournir les moyens humains nécessaires à l’amélioration des délais contractuels fixés en matière de qualité de service à la clientèle.

L’atteinte de l’objectif en matière de limite supérieure du taux d’heures supplémentaires avec un résultat équivalent à 8,11 % comparé à l’objectif de 8,41 %. L’amélioration de la productivité du personnel (7,97 % en 2014) malgré la non atteinte de l’objectif fixé à 7,58 %. Le faible taux de recrutement de personnel (23 agents sur 100 prévus au Contrat).

L’atteinte de l’objectif en matière de limite supérieure du taux d’heures supplémentaires avec un résultat équivalent à 8,40 % (comparé à 8,39 % fixé dans le Contrat). Le faible taux de recrutement de personnel (40 agents sur 100 prévus au Contrat).

La détérioration de la productivité du personnel observé avec un résultat de 8,24 % comparé à l’objectif fixé de 6,99 %.

2013 2014 2015

Le lancement des optimisations du système d’information de Senelec. L’optimisation du module de gestion budgétaire dans trois des Directions. La publication des Etats financiers de l’exercice dans les délais prescrits. Le retard accumulé de nombreux projets du plan triennal d’investissements.

La poursuite de la mise en place du nouveau système d’information clientèle (NSIC).

Le lancement des travaux d’inventaire et de réévaluation des immobilisations suite à l’attribution du marché au Cabinet Aziz Dieye.

Le retard observé dans la mise en œuvre de l’optimisation du module de gestion budgétaire au sein des Directions initialement prévu en 2013 et a priori finalisé début 2015.

Le retard de publication des Etats financiers intermédiaires dans les délais prescrits.

Le retard accumulé de nombreux projets du plan triennal d’investissements.

La réalisation de l’audit organisationnel de Senelec par PMC Le lancement de la mission de séparation comptable attribuée au consortium PwC/RTE le 8 mars 2016 La réalisation de la transformation de l’ERP Oracle La poursuite de la mission d’inventaire et de réalisation des immobilisations Le retard accumulé dans la mise en place du nouveau système d’information (NSIC) crucial pour Senelec Le retard de publication des Etats financiers intermédiaires dans les délais prescrits. Le retard accumulé de nombreux projets du plan triennal d’investissements.

Il apparait de la situation des objectifs fixés à Senelec dans

le Contrat de performance 2013 /2015 que des efforts dans

certains domaines sont notés. Il s’agit notamment de la

disponibilité du parc de production Senelec, la maîtrise du

coût variable de production, l’accroissement de la clientèle,

la sécurisation des revenus et l’amélioration de l’équilibre

financier.

Pour d’autres, des efforts seront à réaliser mais nécessitent

le réajustement des cibles contractuelles et la levée des

difficultés de mise en œuvre du plan d’investissement,

l’insuffisance de la prise en charge en termes de plans

d’actions prioritaires, la méthode de fixation des objectifs.

Le Contrat de Performance entre l’Etat du Sénégal et Senelec

est une véritable opportunité pour Senelec. Il permettra

à l’entreprise de sortir de ses difficultés structurelles

financières et opérationnelles et de s’aligner aux normes

du secteur de l’énergie. Même si certains objectifs ne sont

pas atteints, il est à noter une amélioration tendancielle des

résultats de certains objectifs sur la période 2013-2015.

La poursuite du Contrat de Performance est donc une

nécessité pour Senelec. Auparavant, il sera nécessaire de

choisir des indicateurs réalistes, de mettre en œuvre dans

des délais raisonnables les mesures d’accompagnement

pour l’atteinte des objectifs et de mieux prendre en charge

les objectifs à l’échelle de toute l’entreprise.

43

ACTIVITE COMMERCIALE


44

ACTIVITE COMMERCIALE

Clientèle et Ventes d’Energie

En 2015, Senelec compte 1 121 962 clients soit un accroisse-

ment de 6,83 % (+71 734 clients). L’énergie totale facturée à

l’ensemble de la clientèle est de 2 752,87 GWh en 2015. Elle

augmente ainsi de 6,75 % (173,99 GWh).

Le chiffre d’affaires total réalisé sur ces ventes est de 321,73

milliards de FCFA HTVA.

Le prix moyen global du kWh est de 116,87 FCFA contre

117,44 FCFA en 2014 soit une baisse de 0,57 FCFA (-0,49 %).

Clientèle par niveau de tension

Ventes (GWh) par niveau de tension

CLIENTS 2013 2014 2015 Variation 15/14

BT 990 171 1 048 654 1 120 294 6,83 %

MT 1 497 1 569 1 662 5,93 %

HT 4 5 6 20,00 %

TOTAL 991 672 1 050 228 1 121 962 6,83 %

VENTES 2013 2014 2015 Variation 15/14

Basse Tension 1 534,43 1 640,18 1 752,72 6,86 %

Moyenne Tension 711,94 762,97 823,28 7,90 %

Haute Tension 160,21 175,73 176,87 0,65 %

TOTAL 2 406,58 2 578,88 2 752,87 6,75 %

2013 2014 2015

1 534,431 640,18

1 752,72

711,94762,97 823,28

160,21 175,73 176,87

Basse Tension Moyenne Tension Haute Tension

Ventes par niveau de tension (GWh)

45

Basse Tension (BT)Le nombre de clients Basse Tension passe de 1 048 654

clients en 2014 à 1 120 292 clients en 2015 soit une hausse

de 6,83 %. L’énergie facturée à cette catégorie de la clientèle

s’élève à 1 752,72 GWh contre 1 640,17 GWh en 2014

soit une hausse de 6,86 %. Cette énergie BT représente

63,67 % du volume global des ventes de 2015.

Le chiffre d’affaires réalisé sur les ventes BT est de 213,89

milliards de FCFA et a augmenté de 13,41 milliards de FCFA

comparé à 2014.

Le prix moyen du kWh en BT est 122,03 FCFA, soit une

baisse de 0,20 FCFA par rapport à 2014.

Moyenne Tension (MT)La clientèle Moyenne Tension a consommé 823,28 GWh soit

29,91 % des ventes globales de Senelec. Ces ventes MT

ont augmenté de 60,31 GWh soit 5,93 % par rapport à 2014.

Le chiffre d’affaires MT s’élève à 93,20 milliards de FCFA

augmentant ainsi de 5,82 milliards (+6,66 %) par rapport

à 2014.

Le prix moyen du kWh MT est passé de 114,53 FCFA en

2014 à 113,21 FCFA en 2015 soit une baisse de -1,15 %.

Haute Tension (HT) En 2015, les ventes HT s’élèvent à 176,87 GWh contre

175,72 GWh en 2014 soit une hausse de 0,50 %. Ces

ventes concernent les six (6) clients que sont ICS TAIBA,

ICS DAROU, SOCOCIM, SDE, SOMETA et OLAM. La

hausse notée est due principalement à l’augmentation des

consommations des ICS et SDE respectivement de 7,07

GWh et 1,87 GWh malgré la baisse de celle de SOMETA

de 37,59 %.

Le chiffre d’affaires réalisé en HT s’élève à 14,64 milliards de

FCFA, baisse de 0,37 milliard par rapport à 2014 (2,48 %).

Le prix moyen du kWh HT est de 82,76 FCFA, soit une

baisse de 3,11 % comparé à 2014.

Chiffre d’affaires sur les ventes

VENTES 2013 2014 2015Variations 15/14(Hors taxes) Milliards

FCFAMilliards

FCFAMilliards

FCFA

BT 188,20 200,48 213,89 6,69 %

MT 82,00 87,38 93,20 6,66 %

HT 14,10 15,01 14,64 -2,48 %

TOTAL 284,30 302,87 321,73 6,23 %

Prix moyen par niveau de tension (FCFA/kWh)

PRIX MOYEN DE

L’ÉLECTRICITÉ2013 2014 2015 Variation 15/14

Basse Tension 122,65 122,23 122,03 -0,16 %

Moyenne Tension 115,18 114,53 113,21 -1,15 %

Haute Tension 88,01 85,42 82,76 -3,11 %

PRIX 118,13 117,44 116,87 -0,49 %

ACTIVITÉ COMMERCIALE

2013 2014 2015

Basse Tension Moyenne Tension Haute Tension TOTAL

122,65 122,23 122,03

115,18 114,53 113,21

88,01 85,42 82,76

118,13 117,44 116,87

Evolution du prix moyen du kWh


46

VENTES HAUTE TENSION en GWh2014 2015 Variation 15/14

175,72 176,6 0,50 %

ICS 94,42 101,49 7,49 %

SOCOCIM 0 0,15 -

OLAM 0 1,53 -

SDE 55,39 57,26 3,38 %

SOMETA 25,91 16,17 -37,59 %

CENTRE DE GESTIONCAE brut

(en kilo Francs)Poids CAE brut

Encaissements

(en kilo Francs)

Taux couverture

CAETOTAL GRANDS–COMPTES 162 035 564 43,71 % 138 927 174 85,7 %

DAKAR 1 71 355 636 19,25 % 69 833 456 97,9 %

DAKAR 2 38 402 446 10,36 % 36 987 057 96,3 %

DRCO 48 903 237 13,19 % 47 886 992 97,9 %

DRN 23 163 995 6,25 % 22 525 515 97,2 %

DRCE 18 048 240 4,87 % 17 481 861 96,9 %

DRS 8 802 619 2,37 % 8 533 252 96,9 %

TOTAL Senelec 370 711 736 100 % 342 175 309 92,3 %

Evolution des Ventes Haute Tension entre 2014 et 2015

Rendement

Rendement

Le rendement brut de Senelec a connu une hausse entre

2014 et 2015, il passe de 80 % en 2014 à 80,5 % en 2015

soit une hausse de 0,5 point. Cependant sur le réseau

Interconnecté, le rendement a baissé de 0,6 point entre

2014 et 2015.

Recouvrement

Répartition du CAE et des encaissements (k FCFA)

Les créances de Senelec passent de 85 milliards en

janvier 2015 à 93, 6 en décembre 2015 soit une hausse de

8,5 milliards représentant 10,0 % en valeur relative. Cette

hausse provient essentiellement des créances Administration

(38,0 %) et des Ambassades (31,2 %).

Segments Janv-15 Déc-15 Ecart VariationTotal Particuliers 41 311 322 33 251 654 -8 059 668 -19,5 %

Total Administration 43 176 489 59 565 451,0 16 388 962 38,0 %

Total Ambassades 582 494,0 764 168,0 181 674,0 31,2 %

Total Senelec 85 070 305 93 581 273,00 8 510 968,0 10,0 %

Situation des créances à fin décembre (k FCFA)

Rendements 2013 2014 2015 Ecart

Senelec 79,5 % 80,0 % 80,5 % 0,5 %

Réseau Interconnecté 79,2 % 79,9 % 80,1 % -0,6 %

Boutoute 82,4 % 82,5 % 81,3 % -1,2 %

Tamba 79,7 % 73,6 % 77,4 % 3,8 %

47

BILAN SOCIAL


48

BILAN SOCIALAu 31 Décembre 2015 Senelec compte 2 329 agents permanents (dont 2 289 agents actifs), soit une

baisse de 2,59 % par rapport à 2014 (2 391 agents). Cette baisse concerne uniquement l’effectif

d’exécution (29,76 %).

Répartition du personnel par collège

La répartition par collège donne :

311 cadres,

1 815 agents maitrise

203 agents d’exécution.

0

500

1000

1500

2000

2500

CADRES MAITRISE EXECUTION TOTAL

318

1830

331

2479

296

1806

289

2391

311

1815

203

2329

2013

2014

2015

318

1830

331

2479

296

1806

289

2391

311

1815

203

2329

Une baisse de l'effec�f globale de

l'ordre De 2,59 %

CADRES CADRES12,38%

MAITRISE MAITRISE75,53%

EXECUTIONEXECUTION

12,09%

2014

13,35%8,72%

2015

77,93 %

Evolution des effectifs CDI Inscrits

49

Répartition du personnel par sexe et par âge

Le personnel de Senelec est composé de 1 867 hommes et 462

femmes. L’effectif âgé de 45 à 60 ans représente 60,8 % en 2015

contre 60,2 % en 2014. La moyenne d’âge est de 47 ans. Le

personnel âgé de moins de 45 ans baisse de 34 agents ; il passe

de 951 en 2014 à 913 agents en 2015.

Mouvements du personnel

Durant l’année 2015, 40 agents ont été recrutés soit :

• 22 cadres,

• 11 agents de maîtrise et

• 7 agents d’exécution.

Les déperditions sont au nombre de 110 agents.

On compte 06 agents en détachement et 34 en disponibilité.

Effectifs par fonction 2015

En 2015, l’effectif par fonction s’est contracté de 77 agents

par rapport à l’année 2014. Les fonctions, Transport,

Production, Distribution et Commercial ont baissé respec-

tivement de 4 agents, 17 agents et 62 agents. Par contre

la fonction Support a enregistré une augmentation d’effectif

de 6 agents.

BILAN SOCIAL

6

47

163

248

258

306

417

483

0

10

52

78

89

88

72

74

6

40

155

214

273

270

413

495

3

13

48

70

91

88

78

72 [55-60]

[35-39]

[45-49

[25-29]

[50-54

[30-34]

[40-44]

[20-24]

[55-60]

[35-39]

[45-49

[25-29]

[50-54

[30-34]

[40-44]

[20-24]

Répartition par sexe et par tranche d’age

de l’effectif CDI inscrit 2014

Répartition par sexe et par tranche d’age

de l’effectif CDI inscrit 2015


50

305

428

546

312

443

488

248

327 323

209 240 200

75

175

275

375

475

575

2010 2011 2012 2013 2014 2015

Budget

Realisations

FONCTIONS 2014 2015 PartsTransport 123 119 5,2 %

Production 420 403 17,7 %

Support 446 452 19,8 %

Distrib & Comer 1370 1 308 57,3 %

TOTAL 2359 2282 100,0 %

Formation et encadrement

Durant l’année 2015, 2 144 formations tous collèges

confondus ont été dispensées ; soit une hausse de 602 par

rapport à 2014 (1542 formations). Le tableau ci-dessous

donne la répartition des formations au Sénégal et à l’étranger.

Etat de la Formation

ANNEES SENEGAL CFPP SENEGAL Hors CFPP ETRANGER TOTAL

2014 1389 131 22 1542

2015 1302 780 62 2144

Evolution du coût et budget de formation (millions FCFA)

Evolution des coûts de la formation

Le coût de la formation est de 200 millions, soit un taux d’exécution de 40,98 % par rapport au budget, contre 54,18 % en 2014.

119

403

452

1 308

0 200 400 600 800 1000 1200 1400

Transport

Production

Support

Distrib & Comer

Effectifs par Fonction en 2015

51

Dialogue socialDe grandes avancées ont été notées sur la plateforme

revendicative de la Convergence syndicale, en particulier

sur l’avance scolaire, la subvention Tabaski, le tarif

préférentiel, les primes de transport, risques, logement,

caisse et sur la revalorisation salariale.

Ces résultats ont été obtenus grâce à la démarche

d’ouverture et d’écoute imprimée par la nouvelle Direction

générale, ponctuée par des visites de courtoisie et de

mobilisation du personnel autour des ambitions du Directeur

Général pour Senelec et par des rencontres régulières avec

les partenaires sociaux

Œuvres socialesSenelec est en train de bâtir une approche sociale au-delà

du périmètre constitué par son personnel et les familles et

qui commence à s’élargir vers les parties intéressées. C’est

une exigence que Senelec entend bien respecter dans la

dynamique de la Responsabilité Sociale d’Entreprise.

Au titre des œuvres sociales et des projets du FOPES,

Senelec a mobilisé près de 5 milliards de francs CFA au

cours de l’exercice 2015

Conditions de travail, d’hygiène et de sécurité

Accidents de travail

Consultations médicales

Nature de l’accidentTotal

Accident de travail Accident de trajet

2015

Avec arrêt de travail 10 03 13

Sans arrêt de travail 01 00 01

Décès 01 00 01

Total victimes 12 03 15

Nombre de journées perdues 254 75 329

2014

Avec arrêt de travail 03 03 06

Sans arrêt de travail 01 03 04

Décès 02 01 03

Total victimes 06 07 13

Nombre de journées perdues 44 160 204

CENTRES DE SANTE AGENTS ÉPOUSES ENFANTS AUTRES TOTAL

VINCENS 1662 1023 1668 464 4817

BEL-AIR 1065 35 515 57 1672

PIKINE-GUEDIAWAYE 681 185 369 193 1428

CAP DES BICHES 1371 465 853 175 2864

RUFIS UE 822 541 1071 245 2679

HANN 1347 70 141 245 2679

DISPATCHING MBAO 200 17 28 16 261

REGIONS 2364 853 1512 99 4828

TOTAL 9512 3004 6157 1494 18 549

BILAN SOCIAL


52

53

RESULTATS COMPTABLES


54

RESULTATS COMPTABLESL’exercice 2015 se termine par un bénéfice net de 12,11

milliards de FCFA avec un résultat excédentaire de 2,04

milliards de FCFA en 2014 soit une amélioration de 10,07

milliards de FCFA par rapport à l’exercice antérieur.

1. Soldes Intermédiaires de

Gestion (S.I.G)

Chiffre d’affaires

En 2015, le chiffre d’affaires, constitué des ventes d’énergie

des Travaux et Services Vendus et des Produits Accessoires

s’élève à 331,1 milliards de FCFA contre 391,5 milliards

de FCFA en 2014, soit une baisse de 15 % par rapport à

l’exercice précédent (-60,4 milliards).

Valeur Ajoutée

En 2015, la valeur ajoutée est de 69,8 milliards de FCFA

contre 49,6 milliards de FCFA en 2014 soit une hausse en

valeur relative de 20,2 milliards de FCFA. Cette hausse de la

valeur ajoutée s’explique notamment par une baisse du prix

du baril du pétrole.

Excédent Brut d’ExploitationComme la valeur ajoutée, l’Excédent Brut d’Exploitation

de 2015 s’est amélioré par rapport à son niveau de 2014. Il

passe de 20,6 milliards en 2014 à 38,9 milliards en 2015, soit

une hausse de 18,3 milliards de FCFA.

Résultat d’Exploitation

Le Résultat d’Exploitation est passé de +1,8 milliards en

2014 à +16,1 milliards en 2015 soit une variation positive de

14,3 milliards de FCFA.

Résultat Financier

Il s’est détérioré de 2,8 milliards de FCFA et passe de

-6,4 milliards en 2014 à -9,2 milliards en 2015 soit une

variation relative de 43,75 %.

L’écart sur les charges financières de -2,8 milliards s’explique

essentiellement par :

• La hausse des frais financiers sur exercices antérieurs

de 2 764 millions ;

• La hausse des intérêts de retard sur dettes commerciales

de 569 millions ;

• La baisse des intérêts sur emprunts ordinaires de

1 172 millions ;

• La baisse des intérêts bancaires sur opération

trésorerie de 132 millions.

2013 2014 2015Chiffre d'affaires HT 380,4 391,5 331,1

Valeur Ajoutée 52,7 49,6 69,8

Résultat d'exploitation 3,2 1,8 16,1

Résultat financier -7,2 -6,4 -9,2

Résultat HAO 3,7 6,6 5,2

Résultats nets ® -0,2 2 12

S.I.G en Milliards de FCFA

391,5

331,1

49,6 69,8

1,8 16,1

-6,4 -9,2

6,6 5,2 2 12

-100

0

100

200

300

400

500

2014 2015

Chiffre d'affaires HT Valeur Ajoutée Résultat d'exploitation

Résultat financier Résultat HAO Résultats nets ®

55

Résultat netLes soldes intermédiaires ci-dessus ont conduit à un résultat

net bénéficiaire de 12 106,8 millions avec aussi un résultat

excédentaire de 2 036 millions de FCFA au 31 décembre

2014.

2. Compte de Résultat

a. Produits

Ventes d’énergie

Le chiffre d’affaires des ventes, composé des ventes de

produits fabriqués et de la compensation pour le gel de

tarif, s’élève à 321,9 milliards de FCFA en 2015 contre 380,4

milliards de FCFA en 2014, soit une baisse de 58,5 milliards

de FCFA (-15,4 %). Les Travaux et Services Vendus ont

atteint 9 milliards de FCFA, soit une baisse de 17,4 % sur les

réalisations de 2014. Les Produits Accessoires ont connu

une baisse de 30,7 % en passant de 150,2 millions de FCFA

en 2014 à 104,8 millions de FCFA en 2015.

Chiffre d’AffairesRéel

2014

Réel

2015

Ecart 15/14

Valeur %Produits fabriqués 302 085 321 936 19 851 6,57 %

Ecart sur RMA 78 320 - - -

Chiffre d’Affaires ventes 380 405 321 936 -58 469 -15,37 %

Travaux & services vendus 10 916 9 011 -1 905 -17,45 %

Produits accessoires 150 104 -46 -30,67 %

TOTAL 391 471 331 053 -60 418 -15,43 %

b. Charges

Charges courantes en milliards de FCFA

2014 2015

Achats Matières Premières fournitures 258,5 234,5

Lubrifiants consommés 3,1 2,7

Frais financiers 6,6 8,6

Charges de personnel 29,05 30,9

Achats Energie 14,1 20,7

Matières premières et Autres approvisionnements

Les consommations de matières premières et autres

approvisionnements s’élèvent à 234,5 milliards de FCFA

en 2015 contre 303,2 milliards de FCFA en 2014 soit une

baisse de 22,7 % (68,8 milliards de FCFA).

Les achats de matières premières stockés ont atteint

en 2015 un montant de 170,5 milliards de FCFA contre 238

milliards de FCFA en 2014 soit une baisse de 28 % (67,5

milliards de FCFA).

Les achats d’énergie s’élèvent à 20,7 milliards de FCFA en

2015 contre 14,1 milliards de FCFA en 2014 soit une hausse

de 48 % (6,7 milliards de FCFA).

Les consommations des lubrifiants se chiffrent à 2,7

milliards de FCFA contre 3,1 milliards de FCFA en 2015 soit

une baisse de 0,4 milliard de FCFA (-12,9 %).

Transports

Les frais de transport réalisés en 2015 ont diminué de

55,1 millions de FCFA (- 4 %) du fait principalement de

la réduction des voyages et déplacements du personnel

sénégalais hors du pays. Les réalisations ont atteint

1,3 milliard de FCFA.


S.I.G en Milliards de FCFA

0

100

200

300

2014 2015

Achats Matières Premières fournitures Lubrifiants consommés Frais financiers Achats Energie Charges de personnel

Charges Courantes en Milliards de FCFA


56

Services Extérieurs

Les Services Extérieurs consommés en 2015 ont baissé de

927 millions de FCFA par rapport à l’exercice précédent :

20,1 milliards de FCFA contre 21,0 milliards de FCFA en

2014 soit une réduction de 4 % en valeur relative.

Cet écart est imputable principalement aux postes suivants :

• Prestations travaux centrales - 1 027 millions ;

• Primes Assurances sur exercice - 383 millions ;

• Travaux et Services Extérieurs - 245 millions ;

• Prestations Travaux Réseaux - 254 millions ;

• Location Matériel et Outillage - 1 234 millions ;

• Charges sur locaux Adm & Commerciaux - 124 millions ;

• Frais de Recyclage et Formation - 82 millions.

Impôts et Taxes

Les Impôts et Taxes ont baissé de 1,1 milliard de FCFA

en valeur absolue par rapport à 2014 (-17 %), passant de

6,2 milliards de FCFA à 5,2 milliards de FCFA. Cet écart

est imputable, essentiellement aux taxes sur opérations

bancaires non déductibles.

Autres Charges

Les autres charges enregistrées en 2015 ont augmenté de

3,2 milliards par rapport à 2014 soit 19 % en valeur relative.

Cet écart s’explique principalement par la variation des

postes suivants :

• Assainissement comptes clients +5 544 millions;

• Charges et provisions d’exploitation +525 millions.

Charges de Personnel

Les charges de personnel comptabilisées en 2015 (30,1

milliards de FCFA) sont supérieures à celles de 2014 (29,0

milliards de FCFA) de 1 894 millions de FCFA soit 7 % en

valeur relative.

Charges financières

Les charges financières réalisées en 2015 s’élèvent à 8,6

milliards de FCFA contre 6,6 milliards de FCFA en 2014,

soit une baisse de 2 017 millions de FCFA (31 % en valeur

relative).

Bilan

Au 31 décembre 2015, Senelec affiche un total bilan de 771

milliards de FCFA, soit une augmentation de 33,5 milliards de

FCFA (4,5 %) par rapport à 2014 (737,5 milliards de FCFA).

Actif

L’actif immobilisé passe de 343,5 milliards de FCFA en 2014

à 377,5 milliards de FCFA en 2015 soit une hausse de 34

milliards de FCFA en valeur brute (10 % en valeur relative).

Cette variation s’explique par la hausse des immobilisations

corporelles de 32,4 milliards de FCFA (10,3 %), et des

immobilisations financières de 1,6 milliards de FCFA (5,3 %).

L’actif circulant, hors trésorerie a diminué de 2,8 milliards de

FCFA soit 1,7 %. Cette variation s’explique principalement

par la hausse des créances et emplois assimilés qui passent

de 354,9 milliards en 2014 à 358,6 milliards en 2015 contre

une baisse des stocks de matières premières et autres

approvisionnements qui passent de 16,1 milliards en 2014

à 9,7 milliards en 2015. Les créances nettes sur les clients

se chiffrent à 130,6 milliards de FCFA en 2015 contre 116

milliards de FCFA en 2014 soit une hausse de 14,6 milliards

de FCFA.

Les autres créances affichent un solde net de 228 milliards de

FCFA contre 238,9 milliards de FCFA en 2014 correspondant

à une baisse de 10,9 milliards de FCFA.

La Trésorerie-Actif est de 23 milliards de FCFA en

2014 contre 21 milliards de FCFA réalisés en 2015 soit

une baisse de 2 milliards de FCFA (13,7 %). 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.

0

100

200

300

400

2014 2015

258,4 275,8

343,5 377,5

371 368,2

270 259

Capitaux Propres Actifs Immobilisés Actifs Circulants Passifs Circulants

Masses du Bilan en Milliards de FCFA

57

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 238,3 milliards de francs

au 31 décembre 2015.

Les ressources stables passent de 456,9 milliards en 2014

à 506,1 milliards en 2015 soit une hausse de 49,2 milliards

de FCFA (+10,8 %).

Le Passif circulant a baissé de 10,9 milliards de FCFA (-4,0 %)

par rapport à 2014. Cette baisse est principalement due à

la régression des dettes des fournisseurs d’exploitation de

28,8 milliards de FCFA atténuée par une hausse des autres

dettes postes de 14,4 milliards de FCFA.

Par contre les dettes fiscales ont augmenté de 7,9 milliards

contre une baisse des dettes sociales de 124 millions.

Le passif de trésorerie est passé de 10,6 milliards de FCFA

en 2014 à 5,9 milliards de FCFA en 2015, soit une baisse de

4,8 milliards de FCFA (-44,8 %).

PERSPECTIVES

Comme en 2014, l’effort de redressement qui a permis

à Senelec de sortir progressivement de la crise, va se

poursuivre en 2016 avec le soutien de l’État du Sénégal.

A cette fin, Senelec compte, dans un contexte favorable de

prix de combustibles soutenables, maitriser ses charges,

sécuriser son revenu en l’absence de compensation

pour gel de tarifs, et dégager une marge bénéficiaire qui

lui permettra d’autofinancer les quick-wins de son Plan

d’Actions Prioritaires 2016-2018.

Ainsi, pour 2016, la priorité sera accordée à la mobilisation du

financement complémentaire du Plan d’Actions Prioritaires

auprès de l’Etat et des Partenaires Techniques et Financiers.

Il s’agira aussi de lancer les chantiers identifiés comme le

manuel de procédures, le Plan de Transformation PT2018,

avec un accent particulier sur le programme de réforme de

la gestion des ressources humaines.

Enfin, Senelec va finaliser l’élaboration du Plan Stratégique

2016-2020, qui sera l’unique cadre de référence de la stratégie

de développement de Senelec. En effet, le Plan d’Actions

Prioritaires 2016-2018 étant axé sur la mise aux normes de

l’infrastructure industrielle, le Plan de Transformation 2016-

2018 sur la performance des processus et sur la gestion des

ressources humaines, le Plan Stratégique intègrera en plus

de ces deux plans, tous les projets structurants de Senelec

et sa politique de diversification.

Senelec va poursuivre ses efforts pour la mise en œuvre

du mix énergétique avec un plan de production à moyen

et long terme partagé, une finalisation des phases de

contractualisation et ou de développement de projets de

centrales conventionnelles et à énergies renouvelables.

En ce qui concerne les réseaux de transport et de

distribution, Senelec avec l’appui de l’Etat entend

finaliser la mobilisation des financements et lancer la

mise en œuvre des grands projets de transport tels que

l’Interconnexion Sénégal-Mauritanie, la sécurisation de

l’alimentation de la ville de Dakar, la boucle 225 kV phase

2 et la boucle 225 kV-Sud.

Les indicateurs de performances sur lesquels Senelec s’est

engagée à travers le Contrat de performance signé avec

l’État du Sénégal, constitueront le cadre de suivi de l’état de

mise en œuvre des actions inscrites dans les plans précités.

Une attention particulière sera portée sur l’alignement

entre les objectifs du Plan Stratégique 2016-2020, ceux

du Contrat de performance 2017-2019 et les nouvelles

conditions tarifaires 2017-2019.



58

59

ANNE

XES


60

ACTIF 2013 2014 2015Ecarts

Valeur %ACTIF IMMOBILISE

Charges immobilisées 1 785 0 0 0

Immobilisations incorporelles 39 064 42 125 399 226 357 101 847,72 %

Immobilisations corporelles 303 995 041 312 650 568 345 009 777 32 359 209 10,35 %

Avances et acomptes versés sur immobilisations 1 138 024 1 042 731 749 298 -293 433 -28,14 %

Immobilisations financières 28 172 261 29 762 853 31 339 349 1 576 496 5,30 %

TOTAL ACTIF IMMOBILISE (I) 333 346 174 343 498 276 377 497 651 33 999 375 9,90 %

ACTIF CIRCULANT

Actif circulant H.A. O 0 0 0 0

Stocks 23 570 196 16 144 404 9 580 000 -6564404 -41 %

Créances et emplois assimilés 341 401 619 354 873 109 358 617 099 3743990 1 %

TOTAL ACTIF CIRCULANT (II) 364 971 815 371 017 513 368 197 099 -2820414 -1 %

TRESORERIE - ACTIF 0

TOTAL TRESORERIE - ACTIF (III) 20 214 922 22 984 314 21 036 022 -1948292 -8 %

Ecarts de conversion - Actif (IV) 4 318 216 4318216

(Perte probable de change) 0

TOTAL GENERAL (I+II+III+IV) 718 532 911 737 500 103 766 730 772 -737 500 103 -100,00 %

PASSIF 2013 2014 2015Ecarts

Valeur %

CAPITAUX PROPRES ET RESSOURCES ASSIMILEES

Capital 119 576 000 238 293 753 238 292 752 -1 001 0,00 %

Primes et Réserves -76 977 748 -77 199 297 -75 163 245 2 036 052 -2,64 %

Résultat net de l’exercice (bénéfice+ ou perte -) -221 548 2 036 051 12 106 837 10 070 786 494,62 %

Autres capitaux propres 66 579 916 95 285 279 100 519 718 5 234 439 5,49 %

TOTAL CAPITAUX PROPRES (I) 108 956 620 258 415 786 275 756 063 17 340 277 6,71 %

DETTES FINANCIERES ET RESSOURCES ASSIMILEES (1) 0

TOTAL DETTES FINANCIERES (II) 219 332 403 198 462 574 230 354 340 31 891 766 16,07 %

TOTAL RESSOURCES STABLES (I + II) 328 289 023 456 878 360 506 110 403 49 232 043 10,78 %

PASSIF CIRCULANT 0

TOTAL PASSIF CIRCULANT(III) 383 954 602 269 997 481 259 074 613 -10 922 868 -4,05 %

TRESORERIE - PASSIF 0

TOTAL TRESORERIE-PASSIF (IV) 6 289 287 10 624 262 5 863 972 -4 760 290 -44,81 %

Ecarts de conversion-Passif (V) 0 0 0 0

(Gain probable de change) 0

TOTAL GENERAL (I+II+III+IV+V) 718 532 911 737 500 103 771 048 989 33 548 886 4,55 %

RAPPORT COMMISSAIRES AUX COMPTES

BILAN ACTIF

BILAN PASSIF

61

Libellé 2012 2013 2014 2015 Variations

Production de l'exercice 273 575 404 372 556 567 380 404 957 321 937 587 -15,4 %

Chiffre d'affaires HT 282 707 607 380 410 406 391 471 031 331 053 408 -15,4 %

Production (P)

Valeur Ajoutée 25 449 299 52 657 859 49 612 876 69 796 941 40,7 %

Utilisation de la Valeur ajoutée ( %)

Personnel 89,0 % 56,0 % 59,0 % 44,3 % -25,0 %

Impôts et taxes 157,0 % 10,0 % 13,0 % 7,5 % -42,7 %

Frais financiers 0,0 % 14,0 % 13,0 % 12 % -5,2 %

Excédent Brut d'exploitation -3 210 315 23 277 648 20 563 720 38 853 023 88,9 %

Evolution -27 686 406 26 487 962 -2 713 928 - -100,0 %

Résultat d'exploitation -12 711 630 3 205 021 1 784 496 16 102 131 802,3 %

Résultat financier -8 826 592 -7 150 767 -6 393 395 -9 202 215 43,9 %

Résultat des Activités Ordinaires -21 538 222 -3 945 746 -4 608 899 6 899 916 -249,7 %

Résultat HAO 12 465 909 3 729 198 6 649 950 5 226 921 -21,4 %

Résultats nets ® -9 073 314 -221 548 2 036 051 12 106 837 494,6 %

Evolution -3 571 125 8 851 766 2 257 599 - -

SOLDES INTERMEDIAIRES DE GESTION

ANNEXES

PROPRE À

L'EXERCICE

2015

PROPRE à

L'EXERCICE

2014

PROPRE à

L'EXERCICE

2013

PROPRE à

L'EXERCICE

2012

PRODUITS D'EXPLOITATION

Ventes de produits fabriqués 321 937 587 468 380 404 956 630 372 556 567 471 274 574 649 374

Travaux, services vendus 9 011 017 889 10 915 879 595 7 695 260 197 7 910 916 174

Production stockée - - -

Production immobilisée - - -

Produits accessoires 104 803 392 150 195 002 158 577 949 222040968

Subventions d'exploitation - - 123 327 669 236

Autres produits 11 623 916 713 13 243 114 497 11 393 666 653 7533331129

Reprises de provisions 1 658 188 890 3 618 055 256 3 526 693 297 14483213626

Transferts de charges 98 068 954 86 683 266 85 272 839 443223903

TOTAL 344 433 583 306 408 418 884 246 395 416 038 406 428 495 044 410

CHARGES D'EXPLOITATION

Achats de matières premières et fournitures liées 234 488 433 550 303 241 483 468 291 708 002 054 276 924 932 482

Variation de stock 5 737 730 010 559 472 692 1 026 435 733 12 262 312 397

Autres achats 6 691 792 599 7 269 402 568 8 357 605 894 5 895 094 849

Variation de stock -1 135 814 016 -1 238 741 455 -2 608 709 040 -612 475 653

Transports 1 259 605 901 1 314 701 381 1 072 081 829 1 867 935 315

Services extérieurs 20 098 731 325 21 025 914 013 22 748 740 978 64 656 382 483

Impôts et taxes 5 161 475 788 6 215 590 689 5 026 511 455 16 178 990 356

Autres charges 19 878 428 486 16 713 446 688 11 815 544 594 10 946 135 286

Charges de personnel 30 943 918 525 29 049 155 979 29 380 211 246 28 659 614 313

Dotations aux amortissements et aux provisions 24 507 149 233 22 483 962 587 23 684 592 825 24 427 752 779

TOTAL 347 631 451 401 406 634 388 610 392 211 017 568 441 206 674 607

RESULTAT D’EXPLOITATION -3 197 868 095 1 784 495 636 3 205 020 838 -12 711 630 197

PRODUITS FINANCIERS

Revenus financiers 199 489 131 200 926 136 44 714 071 127 783 350

Gains de change 1 205 767 1 209 643 5 303 416 91 356 798

Reprise de provisions 3 618 055 256 1 658 188 890 - -51 509 470

Transferts de charge 86 683 266 98 068 954 149 747 574 330

TOTAL 9 402 910 648 6 595 530 892 50 167 234 168 205 008

COMPTE DE RESULTAT


62

CHARGES FINANCIERES

Frais financiers 8 611 406 078 6 593 978 311 7 193 741 052 8946309744

Pertes de change 142 158 818 1 552 581 7 192 798 12269641

Dotations aux amortissements et aux provisions - - 36217812

TOTAL 8 753 564 896 6 595 530 892 7 200 933 850 8 994 797 197

RESULTAT FINANCIER -9 202 215 750 -6 393 395 113 -7 150 766 616 -8 826 592 189

RESULTAT DES ACTIVITES ORDINAIRES 6 899 916 155 -4 608 899 477 -3 945 745 778 -21 538 222 386

PRODUITS HORS ACTIVITES ORDINAIRES

Produits des cessions d'immobilisations 29 976 601 26 865 218 599 850 21 304 560

Produits H.A.O. 335 000 000 423 476 833 133 640 10407152521

Reprises H.A.O. 4 956 054 413 6 208 616 842 3 728 464 016 2 037 571 394

TOTAL 5 321 031 014 6 658 958 893 3 729 197 506 12 466 028 475

CHARGES HORS ACTIVITES ORDINAIRES

Valeurs comptables des cessions d'immobilisations 35 791 116 9 008 764 - 119787

Charges H.A.O. 58 318 339 - - 0

Dotations H.A.O. _ - - 0

TOTAL 94 109 455 9008764 0 119 787

RESULTAT HORS ACTIVITES ORDINAIRES 6 649 950 129 3 729 197 506 12 465 908 688

Impôts sur le résultat 20 000 000 5 000 000 5 000 000 1 000 000

RESULTAT NET 12 106 837 714 2 036 050 652 -221 548 272 -9 073 313 698

63

SOCIÉTÉ NATIONALE D’ELECTRICITÉ DU SÉNÉGAL«SENELEC»

28, rue VincensBP 93 - Dakar

SÉNÉGAL

Capital Social : 238 292 752 687 FCFA

RAPPORT GÉNÉRAL DES COMMISSAIRES AUX COMPTES

Etats financiers — Exercice clos le 31 décembre 2015

DESTINATAIRE : Messieurs les Actionnaires

En exécution de la mission qui nous a été confiée par votre Assemblée Générale Ordinaire du 26 octobre 2011, nous

vous présentons notre rapport relatif à l’exercice clos le 31 décembre 2015 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 28 juin 2016. Il 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

points décrits aux points (1) à (3) 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. 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 transport, de distribution, les postes et lignes électriques de la SENELEC ainsi que les droits immobiliers

attachés à ces immobilisations en précisant que les conditions de mise à disposition par l’Etat du Sénégal

de ces immobilisations seront définies dans le contrat de concession de la SENELEC. A ce jour, aucune

convention entre la SENELEC et l’Etat du Sénégal n’a été signée concernant les modalités d’utilisation

desdites installations, Le transfert de propriété n’a pas été matérialisé dans les comptes de la société et les

immobilisations concernées figurent toujours comme biens propres à l’actif du bilan de la SENELEC.

Rapport spécial des commissaires aux comptes

SENELEC - Clôture le 31 décembre 2012

ANNEXES


64

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.

Conscient de cette faiblesse, la SENELEC s’est attaché les services d’un cabinet pour l’assister dans la

réalisation d’un inventaire physique qui a démarré sur l’exercice 2015 et devrait se poursuivre sur l’exercice

2016.

Dans l’attente de la _finalisation et de l’exploitation des résultats de cet inventaire, nous ne sommes pas en

mesure d’apprécier l’impact éventuel des régularisations qu’il conviendrait de constater dans les livres de la

SENELEC.

Par ailleurs, suite aux insuffisances évoquées ci-avant, les subventions d’investissement dont la contrepartie

figure dans le fichier des immobilisations et qui s’élèvent à 100 519 millions FCFA au 31 décembre 2015

n’ont pas pu être validées de manière satisfaisante.

3. Les comptes de TVA de la SENELEC s’élèvent à l’actif du bilan à 173 037 millions FCFA au 31 décembre

2015. Nous avons identifié un montant de 19 000 millions FCFA dont la déductibilité pourrait être atteinte

par la forclusion de 2 ans (article 379 du CGI). Par ailleurs, nous n’avons pas obtenu d’analyse satisfaisante

du compte « TVA déductible sur les droits de douane » dont le solde s’élève à 119 600 millions FCFA au 31

décembre 2015 ; cependant, un montant de 77 042 millions FCFA compris dans ce compte a pu être validé

par une documentation probante.

Du fait de l’absence d’analyse nous n’avons pas été en mesure d’identifier la TVA prescrite enregistrée dans

ce compte.

Nous avons été informés des discussions en cours avec I’ État du Sénégal, dans le cadre de la nouvelle

convention de dettes croisées qui devrait pour prendre en compte la situation des créances de TVA en vue

d’un dénouement au cours de l’exercice 2016. Dans l’attente de la signature de la nouvelle convention

de dettes croisées, nous ne sommes pas en mesure d’apprécier la part de cette TVA déductible qui sera

définitivement perdue par la SENELEC.

A notre avis, sous réserves, de l’incidence éventuelle des points exprimés dans les paragraphes (1) à (3)

ci-dessus, nous certifions que les états financiers annexés aux pages 06 à 28 ci-après sont, au regard des

règles et principes comptables du Système Comptable OHADA, 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 2015.



65

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.

En application des dispositions de l’article 746-2 de l’Acte Uniforme relatif au droit des sociétés commerciales

et du GIE, nous avons vérifié l’existence et la mise à jour du registre de titres nominatifs par la SENELEC.

Toutefois, nous avons noté que le registre de fifres nominatifs n’a pas encore été mis en place par la société.

Dakar, le 29 juin 2016



ANNEXES


66

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

RAPPORT ANNUEL - Senelec

Documents

Transcript of RAPPORT ANNUEL - Senelec