Révision des conditions tarifaires de Senelec pour la ... · La loi n° 98-29 du 14 avril 1998...

- Révision des conditions tarifaires de Senelec 2017-2019 – Seconde consultation publique – Page | 1

Document de Seconde consultation publique

Révision des

conditions tarifaires

de Senelec pour la période

2017-2019

MAI 2017

Commission de Régulation du Secteur de l’Electricité


Sommaire 1. La régulation tarifaire ............................................................................................................... 6 2. Les relations entre Senelec et ses clients ................................................................................. 6 3. Les normes et obligations ........................................................................................................ 6

1. Les projections de demande ..................................................................................................... 8 1.1. Méthodologie et hypothèses .......................................................................................................... 8 1.1.1. Données générales...................................................................................................................... 8 1.1.2. Données macroéconomiques.................................................................................................... 10 1.1.3. Rendement ............................................................................................................................... 10

1.1.4. Facteur de charge ..................................................................................................................... 10

1.2. Prévisions de la demande ............................................................................................................ 11

1.2.1. Les prévisions de consommation ............................................................................................. 11 1.2.2. Les prévisions de production ................................................................................................... 11 1.2.3. Les prévisions de pointe de puissance ..................................................................................... 11 2. Les projections de dépenses d’investissement ....................................................................... 12 3. Les projections de production ................................................................................................ 13

4. Les projections de charges d’exploitation .............................................................................. 14

1. Les projections de la demande ............................................................................................... 15

2. Les projections de dépenses d’investissement ....................................................................... 15 3. Les projections de production ................................................................................................ 16

4. Les projections de charges d’exploitation .............................................................................. 16

1. Détermination des revenus requis de référence ..................................................................... 19

2. Indexation des revenus requis ................................................................................................ 20 3. Détermination du facteur d'économie d'échelle ..................................................................... 22

4. Détermination de l’indice composite d’inflation ................................................................... 22

1. Indexation du RMA sur les ventes ......................................................................................... 24 2. Tarif des Concessionnaires d’Electrification Rurale ............................................................. 24

3. Combustible des IPP .............................................................................................................. 25 4. Consommation du GO à la place du DO................................................................................ 25 5. Redevance d’électrification rurale ......................................................................................... 26 6. Le taux de rentabilité normal ................................................................................................. 26

7. Incitation contractuelle pour non-respect des normes de qualité de service .......................... 27 8. Détermination d’un facteur d’économie d’échelle θ pour chaque niveau de tension ............ 28

1. Détermination des revenus requis .......................................................................................... 29 1.1. Données économiques de référence ............................................................................................ 29 1.1.1. Inflation .................................................................................................................................... 29

1.1.2. Taux de rentabilité normal ....................................................................................................... 30 1.2. Charges d'exploitation et de maintenance ................................................................................... 30 1.3. Rémunération de la base tarifaire ................................................................................................ 31 1.4. Revenus requis ............................................................................................................................ 32 2. Eléments de paramétrage de la Formule de contrôle des revenus ......................................... 33

2.1. Le Facteur d’économie d’échelle ................................................................................................ 33

2.2. L’indice composite d’inflation .................................................................................................... 34

2.3. Les Revenus régulés requis de référence .................................................................................... 36 2.4. Les Ventes de référence .............................................................................................................. 37 3. Formule de contrôle des revenus ........................................................................................... 37



3.1. Le Revenu Maximum Autorisé (RMA) ...................................................................................... 37

3.2. Indexation et ajustement des tarifs .............................................................................................. 41

3.3. Compensation de revenus ........................................................................................................... 41 3.4. Durée de validité de la Formule de contrôle des revenus ........................................................... 42 4. Résultats de l’application de la Formule de contrôle des revenus ......................................... 42 4.1. Revenus maximum autorisés ...................................................................................................... 42 4.2. Evolution des tarifs-plafonds ...................................................................................................... 42

1. Normes et obligations pour la période 2017-2019 ................................................................. 45 2. Synthèse des questions soulevées lors de la première consultation publique ........................ 58 3. Détermination du taux de rentabilité normal ......................................................................... 63

4. Les projections de coûts soumises par Senelec ...................................................................... 70 5. Programme d’investissements soumis par Senelec ................................................................ 98 6. Les prochaines étapes du processus de révision des conditions tarifaires ........................... 180

Liste des Tableaux



Acronymes et abréviations

AFD : Agence Française de Développement

ASER : Agence Sénégalaise d’Electrification Rurale

BEI : Banque Européenne d’Investissement

BID : Banque Islamique de Développement

BM : Banque Mondiale

BOAD : Banque Ouest Africaine de Développement

BT : Basse Tension

CER : Concession d’Electrification Rurale

CRSE : Commission de Régulation du Secteur de l’Electricité

DO : Diesel Oil

DRCE : Délégation Régionale Centre Est

DRCO : Délégation Régionale Centre Ouest

DRN : Délégation Régionale Nord

DRS : Délégation Régionale Sud

END : Energie non distribuée

FER : Fonds d’Electrification Rurale

FO : Fuel Oil

FSE : Fonds de Soutien au Secteur de l’Energie

GO : Gasoil

GWh : Giga watt heures

HT : Haute Tension

IDA : l’Association Internationale de Développement

IPP : Indépendant Power Producer

LPDSE : Lettre Politique de Développement du Secteur de l’Energie

MEDER : Ministère de l’Energie et du Développement des Energies Renouvelables

MEFP : Ministère de l’Economie, des Finances et du Plan

MT : Moyenne Tension

MW : Méga watt

O&M : Opération et Maintenance

PASE : Programme d’Appui au Secteur de l’Electricité

PIB : Produit Intérieur Brut

PNUD : Programme des Nations Unies pour le Développement

PPP : Partenariat Public Privé

PSE : Plan Sénégal Emergent

PTF : Partenaire Technique et Financier

PVDE : Prévision de la Demande d’Electricité dans les Pays en Voie de Développement

PwC : Price Waterhouse Coopers

RER : Redevance Electrification Rurale

RGPHAE : Recensement Général de la Population et de l'Habitat, de l'Agriculture et de l'Elevage

RI : Réseau interconnecté de SENELEC

RMA : Revenu Maximum Autorisé

RNI : Réseau Non interconnecté de SENELEC

TCMA : Taux de croissance moyen annuel



INTRODUCTION La loi n° 98-29 du 14 avril 1998 relative au secteur de l’électricité a défini le principe des prix

plafonds comme règle de base de la régulation au Sénégal.

Elle prévoit également, en son article 28-alinéa 3, que les conditions tarifaires ainsi que la période

durant laquelle elles resteront en vigueur seront définies dans le cahier des charges du titulaire de

licence ou de concession.

En application de cette disposition, le Contrat de Concession de Senelec modifié, en son article 36 –

alinéa 4 et le Cahier des charges annexé, en son article 10, ont défini une Formule de contrôle des

revenus et fixé la durée de validité de ladite Formule à trois (3) années. À l’issue de chaque période

de validité, la Formule est révisée par la Commission de Régulation du Secteur de l’Électricité

(CRSE), après consultation des parties intéressées notamment Senelec, afin de déterminer de

nouvelles conditions tarifaires.

Les conditions tarifaires ainsi définies doivent garantir à Senelec les niveaux de revenus jugés

suffisants pour lui permettre de couvrir ses charges d’exploitation et de maintenance, d’amortir ses

immobilisations et d’obtenir un taux de rentabilité normal par rapport à une base tarifaire spécifiée.

Ainsi, la Commission a fixé, par Décision n° 2014-05 du 8 avril 2014, les conditions tarifaires

applicables à Senelec pour la période 2014-2016.

Le décret n° 98-335 du 21 avril 1998 détermine la procédure à suivre pour la révision des conditions

tarifaires qui doit être lancée douze (12) mois au moins avant l’expiration de la période durant laquelle

les conditions tarifaires sont en vigueur. Dans ce cadre, la Commission a démarré le 26 octobre 2015

le processus de révision des conditions tarifaires de Senelec.

La première consultation publique a été organisée par la Commission du 22 mars au 21 avril 2016.

Elle a porté sur le bilan de l’exploitation de Senelec durant la période 2014-2016, les normes et

obligations de Senelec pour la période 2017-2019, fixées par le Ministère de l'Energie et du

Développement des Energies Renouvelables, ainsi que la méthodologie de révision des conditions

tarifaires.

Le présent Document, objet de la seconde consultation publique, présente une synthèse de la première

consultation publique, les projections de coûts et le programme d’investissement pour la période

2017-2019 ainsi que les premières conclusions de la Commission. Ladite consultation est prévue du

24 mai 2017 au 23 juin 2017.

La Commission invite toutes les personnes intéressées à formuler, au plus tard le 23 juin 2017 à 17

heures, des observations, commentaires ou recommandations sur les éléments contenus dans le

présent Document :

par courrier adressé au Président de la Commission et déposé à la CRSE, Ex camp Lat Dior,

par courrier électronique à l’adresse [email protected],

lors des rencontres organisées par la CRSE,

en demandant à être entendues par la Commission.

mailto:[email protected]



CHAPITRE 1 : SYNTHESE DE LA

PREMIERE CONSULTATION PUBLIQUE La première consultation publique a permis de recueillir les avis et observations des acteurs du

secteur. Cette consultation s’est appuyée sur un Document présentant la synthèse du bilan de

l’exploitation de Senelec durant la période 2014-2016, l’analyse du respect par Senelec des normes

et obligations contractuelles durant la même période, les nouvelles normes fixées à Senelec par le

Ministre chargé de l’Energie et la méthodologie de détermination des revenus de Senelec.

Les contributions ont porté essentiellement sur la régulation tarifaire, les relations entre Senelec et

ses clients ainsi que les normes et obligations de Senelec.

1. La régulation tarifaire Les discussions ont porté sur :

les conséquences de l’utilisation par Senelec de combustibles plus onéreux que ceux

prévus dans les projections ;

l’impact de la baisse du prix du baril de pétrole sur les tarifs de Senelec ;

l’application de pénalités lorsque les taux de disponibilités ou de rendements sont inférieurs

aux prévisions ; et

le système de tarification par tranche du prépaiement.

2. Les relations entre Senelec et ses

clients Les discussions et observations ont porté sur :

les conditions d’abonnement, les délais de remise des factures, les délais de traitement des

réclamations et les délais de rétablissement du courant en cas de coupure ;

le traitement des plaintes pour dommage matériel ;

l’information des clients sur les compteurs prépaiement lors de l’abonnement ;

les relations avec les associations de consommateurs.

3. Les normes et obligations Les questions soulevées ont concerné :

le paiement des incitations contractuelles ;

les normes concernant les compteurs à prépaiement en particulier la disponibilité du système

de recharge ;

les mécanismes de détermination des normes de qualité du courant et les conditions de leur

définition.

l’information des usagers sur l’application par Senelec des normes et obligations.

Suite aux échanges sur les préoccupations soulevées lors de la première consultation publique

concernant les normes et obligations fixées par le Ministre en charge de l’Energie, ce dernier y a

apporté les modifications suivantes :



- définition d’objectifs de raccordement annuels ;

- rétablissement du niveau de l’incitation contractuelle relative à la norme de sécurité et à la

disponibilité ;

- reconduction de la norme relative au déplacement de compteurs ;

Le détail des normes et obligations retenues en définitive pour la période 2017-2019 est présenté

en annexe 1.

Les questions soulevées au cours de la première consultation publique, ainsi que les réponses, sont

résumées en annexe 2.



CHAPITRE 2 : PROJECTIONS

SOUMISES PAR SENELEC Senelec a accusé du retard dans la soumission des projections de coûts demandées par la Commission.

Ainsi, trois versions dont la première date du 07 juin 2016, ont été soumises.

Les ateliers et les séances de travail organisés par la Commission ont permis à Senelec de transmettre

la dernière version des projections de coût le 13 mars 2017. Cette situation a entrainé un retard de 11

mois sur le chronogramme de détermination des conditions tarifaires de la période 2017-2019.

Les projections pour la période 2017-2019 ont été élaborées sur la base de la stratégie de

développement du secteur, des normes et obligations fixées par le Ministre chargé de l’Energie et des

hypothèses macro-économiques. Elles comportent :

- les projections de demande ;

- les projections de production ;

- les projections de dépenses d’investissements ; et

- les projections de charges d’exploitation et de maintenance.

Après leur validation par la Commission, les projections servent de base à la définition des nouvelles

conditions tarifaires de Senelec.

1. Les projections de demande

1.1. Méthodologie et hypothèses

Les projections de la demande ont été élaborées par Senelec à partir du modèle PVDE (prévision de

la demande d’électricité dans les pays en voie de développement) afin de prévoir les investissements

nécessaires pour assurer une qualité du service adéquate. Dans ce modèle, la demande est désagrégée,

pour chaque zone géographique, en fonction des usages domestique, professionnel et de la demande

des grands projets.

1.1.1. Données générales

Elles concernent la définition des zones géographiques, la demande domestique, la demande

professionnelle et celle des grands projets.

a. Définitions des zones géographiques

La prévision de la demande est effectuée par zone géographique définie sur la base de critères socio-

économiques et des statuts administratifs des localités du pays. Ainsi, cinq zones correspondant aux

délégations régionales de Senelec sont retenues. Il s’agit de :

- Dakar qui couvre toute la région de Dakar ;

- Délégation Régionale Centre Est (DRCE) qui intègre les régions de Kaolack, Fatick, Kaffrine,

Tamba et Kédougou ;

- Délégation Régionale Centre Ouest (DRCO) qui regroupe les régions de Thiès et Diourbel ;

- Délégation Régionale Nord (DRN) qui comporte Matam, Saint Louis et Louga ;

- Délégation Régionale Sud (DRS) composée par les régions de Ziguinchor, Sédhiou et Kolda.

Chaque délégation comporte une zone urbaine et une zone rurale à l’exception de celle de Dakar qui

est considérée comme intégralement urbaine.



Pour chacune de ces délégations, une demande domestique et une demande professionnelle sont

projetées.

b. La demande domestique

Elle comprend la demande des ménages et celle de l’éclairage public.

La demande d'énergie électrique des ménages (secteur résidentiel) est déterminée en fonction :

- du taux d’urbanisation ;

- des niveaux de revenus ;

- de la taille des ménages ;

- du taux d’électrification ; et

- de la consommation unitaire des ménages.

Le besoin d’éclairage public est évalué sur la base de l’évolution de la demande des ménages et de

l’élasticité de la demande par rapport au prix.

c. La demande des usagers professionnels

La demande professionnelle est constituée de la demande du secteur industriel, des grands services,

des commerces et des activités informelles. Elle concerne globalement trois secteurs économiques

(primaire, secondaire et tertiaire) ainsi que l’Administration (centrale et locale). L’intensité

énergétique de chaque activité économique est le paramètre utilisé pour projeter sa demande. Elle est

définie comme étant le rapport de la consommation d’électricité d’une année donnée à la production

de biens et services ou à la valeur ajoutée.

d. La demande des grands projets

La demande des grands projets est évaluée par Senelec à partir des besoins en puissance et du nombre

d’heures d’utilisation prévues.

Les principaux projets pris en compte dans les projections de la période 2017-2019 sont :

- Train Express Régional (TER) : la demande du train est estimée à 49 GWh en 2019.

- Aéroport International Blaise Diagne : les besoins annuels en énergie de l’AIBD sont

estimés à 27 GWh par an à partir de 2018.

- Zone Economique Spéciale Intégrée : le projet devrait démarrer avec une demande de 68

GWh en 2018 qui passe de 73 GWh en 2019.

- Afrimetal : la demande de la société de métallurgie est estimée à 27 GWh par an à partir de

2018.

- Plateforme Industrielle de Diamniadio : la demande est estimée à 10 GWh en 2018 et 30

GWh en 2019.



Demande des grands projets (GWh)

1.1.2. Données macroéconomiques

La principale hypothèse macroéconomique considérée comme scénario de base, prend en compte le

cadrage macroéconomique à court et moyen terme.

Ainsi, sur la période 2017-2019, la croissance du PIB est projetée à 6,9% en 2017, 7% en 2018 et

7,3% en 2019.

1.1.3. Rendement

Le rendement global, rapport entre les ventes et la production brute, est utilisé pour déterminer la

production nécessaire pour satisfaire la demande. Ce rendement intègre des facteurs inhérents à

l’exploitation d’un système électrique, tels que la consommation des auxiliaires, les pertes techniques

au niveau des réseaux de transport et de distribution ainsi que les pertes commerciales découlant de

la fraude et des problèmes de facturation.

En 2016, le rendement global de Senelec est estimé à 81%. Des améliorations sont attendues durant

la période 2017-2019 pour atteindre 85% en 2019.

Evolution du rendement

1.1.4. Facteur de charge

Le facteur de charge est le rapport entre la production annuelle effective du système et celle qui serait

obtenue en utilisant la pointe de puissance appelée par le système durant toute l’année (8 760 heures).

Ce facteur permet d’évaluer la pointe de la demande en puissance à partir de la demande en énergie.

Pour le réseau interconnecté, il est estimé à 69,1% en 2016. Ce niveau est maintenu pour 2017 et une

amélioration annuelle de 0,5 point est considérée pour 2018 et 2019.

Concernant les réseaux régionaux de Boutoute et de Tambacounda, les facteurs de charge prévus sont

respectivement de 54,4% et 66,2% sur la période.

Projections du facteur de charge

Demande Projets 2017 2018 2019

TER 0 0 49

Aéroport Blaise Diagne AIBD 0 27 27

Zone Econ. Spéciale 0 68 73

Afrimetal 0 27 27

Plat. Ind. Intég. Diamniadio-APROSI 0 10 30

Total Projets 0 132 206

Rendement Brut 2016 2017 2018 2019

Réseau Interconnecté 80,8% 81,9% 83,0% 85,0%

Boutoute 81,9% 81,9% 81,9% 81,9%

Tamba 85,2% 85,2% 85,2% 85,2%

Centres Isolés 89,5% 89,5% 89,5% 89,5%

Total 81,0% 82,0% 83,0% 85,0%

Facteur de Charge 2016 2017 2018 2019

Réseau Interconnecté 69,10% 69,10% 69,60% 70,10%

Boutoute 54,40% 54,40% 54,40% -

Tamba 66,20% 66,20% 66,20% -



1.2. Prévisions de la demande

1.2.1. Les prévisions de consommation

Sur la base des hypothèses ci-dessus, les prévisions de consommation, considérées comme la somme

des prévisions de ventes d’énergie et de l’Energie Non Fournie, se chiffrent à 10 250 GWh sur la

période 2017-2019. Elles passent de 3 126 GWh en 2017 à 3 727 GWh en 2019.

Cette évolution s’explique notamment par une augmentation entre 2017 et 2019 des ventes Moyenne

Tension de 23,7% et des ventes Haute Tension de 54,5%.

Prévisions de consommation (GWh)

1.2.2. Les prévisions de production

En considérant les prévisions de consommations et les hypothèses de rendement, les centrales de

Senelec et celles des producteurs privés indépendants devront produire 12 295 GWh sur la période

2017-2019 pour satisfaire la demande. Ce besoin de production passe de 3 810 GWh en 2017 à 4 402

GWh en 2019, soit une croissance moyenne annuelle de 6,44%.

Prévisions de production (GWh)

1.2.3. Les prévisions de pointe de puissance

Tenant compte des prévisions de production et des hypothèses de facteurs de charge, la puissance de

pointe du réseau interconnecté (RI), passe de 591 MW en 2017 à 709 MW en 2019, soit une croissance

moyenne annuelle de 8,57% sur la période.

2016 2017 2018 2019 2017-2019

(référence)

Basse Tension 1 869 1 999,69 2 096 2 288 6 384

Usage Domestique 1 270 1 395,37 1 442 1 579 4 417

Usage Professionnel 534 531,68 576 629 1 737

Eclairage public 65 72,65 78 80 230

Moyenne Tension 843 907,37 1 050 1 122 3 079

Tarif Courte utilisation (TCU) 9 8,26 10 11 30

Tarif Général (TG) 757 818,08 952 1 018 2 788

Tarif Longue utilisation (TLU) 75 78,8 85 91 254

Concessionnaires électrification rurale 2 2,24 2 2 7

Haute Tension 177 198,72 237 307 742

Normal 177 198,72 237 307 742

Secours - - - - -

Ventes d'énergie 2 889 3 105,79 3 382 3 717 10 205

Energie non fournie 30 20 15 10 45

Demande de consommation 2 919 3 125,79 3 397 3 727 10 250

2016

(référence)

Demande de consommation 2 889 3 106 3 382 3 717 10 205 8,77%

Pertes techniques réseaux 708 641 648 631 1 920 -3,73%

Besoins de production nette* 3 597 3 746 4 030 4 349 12 126 6,53%

Consommations des auxiliaires 54 63 53 53 169 -0,64%

Besoins de production brute 3 651 3 810 4 084 4 402 12 295 6,44%

* Demande de consommation + pertes techniques réseaux

** Besoins de production nette + consommation des auxiliaires

2017 2018 2019 2017-2019 TCAM



Prévisions de la pointe de puissance (MW) par réseau

2. Les projections de dépenses

d’investissement Pour faire face aux prévisions de demande dans le respect des normes et obligations définies par le

Ministre en charge de l’Energie, Senelec projette d’investir 804 389 millions de FCFA sur la période

2017-2019 dont 262 109 millions en 2017, 369 114 millions en 2018 et 173 166 millions en 2019.

Les investissements présentés dans le tableau ci-dessous et dont le détail est fourni en annexe se

répartissent comme suit :

- 80 993 millions pour la production ;

- 328 938 millions pour le transport ;

- 25 763 millions pour la distribution ;

- 141 696 millions pour les autres investissements.

Il convient de noter qu’en plus des investissements que Senelec prévoit de réaliser, des

investissements importants dans le domaine de la production seront effectués par des producteurs

indépendants. Ils concernent la centrale au charbon CES et les centrales à Energie Renouvelables

prévues sur la période.

Prévisions des investissements de Senelec (millions de francs)

Le détail des investissements selon leurs natures est le suivant :

Ces investissements seront amortis sur les durées suivantes :

- 15 années pour les équipements de production ;

- 25 années pour les équipements de transport et de distribution ;

- 20 années pour les autres équipements.

2016 2017 2018 2019 TCAM

Réseau Interconnectée (RI) 554 591 637 709 8,57%

Ziguinchor 17 19 18 -

Tambacounda 5 6 5 -

Synthèse Investissements2017 2018 2019

Total 2017-

2019 %

PRODUCTION 35 064 29 528 16 400 80 993 10%

TRANSPORT 78 132 149 846 100 960 328 938 41%

DISTRIBUTION 82 864 143 128 26 771 252 763 31%

AUTRES 66 049 46 612 29 035 141 696 18%

Total 262 109 369 114 173 166 804 389 100%

Synthèse Investissements 2017 2018 2019Total 2017-

2019 %

Renouvellement/Réhabilitation

PRODUCTION 3 079 1 147 - 4 226 1%

TRANSPORT 4 708 4 594 880 10 182 1%

DISTRIBUTION 13 671 18 295 - 31 966 4%

AUTRES - - - - 0%

Sous - total 1 21 459 24 035 880 46 374 6%

Extensions

PRODUCTION 31 985 28 381 16 400 76 766 10%

TRANSPORT 73 424 145 252 100 080 318 756 40%

DISTRIBUTION 69 193 124 833 26 771 220 798 27%

AUTRES 66 049 46 612 29 035 141 696 18%

Sous - total 2 240 651 345 079 172 286 758 015 94%

Total 262 109 369 114 173 166 804 389 100%



3. Les projections de production La capacité installée connait une augmentation sensible sur la période. Elle devrait passer de 1 096

MW en 2017 à 1 474 MW en 2019 soit une puissance supplémentaire de 404 MW sur la période. La

puissance assignée suit la même tendance en passant de 905 MW en 2017 à 1261 MW en 2019 soit

une hausse de 524 MW.

La disponibilité moyenne de la capacité installée s’améliore pour atteindre 89,60% en 2019 contre

88,2% en 2017.

Evolution de la capacité de production

Senelec prévoit une livraison au réseau (production nette de Senelec + Achats d’énergie) de 12 132

GWh sur la période 2017-2019 pour une prévision de demande nette de 12 126 GWh, soit une

demande satisfaite à 100,05% sur les trois années.

La production nette du parc de Senelec prévue sur la période est de 5 764 GWh soit 48% de la

production totale.

La part prépondérante des achats d’énergie de 6 368 GWh (52% de production totale sur la période),

est due principalement à la mise en service de la centrale au charbon de CES, de la centrale

hydroélectrique de Kaléta et des projets d’énergies renouvelables.

Evolution de la production nette

2016 2017 2018 2019 TCAM

Puissance installée (MW) 1 070 1 096 1 339 1 474 11,3%

Puissance assignée (MW) 738 905 1 126 1 261 19,6%

Coefficient de disponibilité (%) 83,7 88,2 88,8 89,6 2,3%

Coefficient d'utilisation (%) 67,3 67,7 70,5 70,3 1,5%

2016 2017 2018 2019

Estimé Projections Projections Projections

Production nette SENELEC GWh 2 143,82 2 062,89 1 925,73 1 775,40 5 764,03

-

Réseau Interconnecté (RI) GWh 1 978,72 1 898,35 1 777,10 1 775,40 5 450,86

Bel air - Diesel (C6) GWh 605,58 716,01 687,16 686,31 2 089,48

Bel air - TAV (C2) GWh - - - -

Bel air - TAG (TAG4) GWh 5,54 - 2,07 - 2,07

Cap des Biches - TAV (C3) GWh 234,26 258,79 209,16 248,03 715,98

Cap des Biches - Diesel (C4) GWh 498,65 216,72 214,12 201,47 632,31

Cap des Biches - TAG (TAG2) GWh 0,69 - 3,45 - 3,45

Cap des Biches - TAG (TAG3) GWh - - - - -

Kahône 1 et 2 Diesel GWh 631,37 703,57 659 637,43 1 999,99

Cicad solaire GWh 2,64 3,26 2,16 2,16 7,58

-

Réseaux Non Interconnectés (RNI) GWh 165,1 164,54 148,63 - 313,17

Ziguinchor GWh 83,25 87,83 87 - 174,83

Tambacounda GWh 33,39 30,69 30,62 - 61,31

Autres centres isolés GWh 48,46 46,02 31,01 - 77,03

-

Achats d'énergie GWh 1 454,20 1 685,18 2 106,83 2 576,17 6 368,18

-

Achats d'énergie RI GWh 1 451,52 1 680,01 2 105,74 2 576,17 6 361,91

Hydro (Félou) GWh 277,2 280,03 247,03 260,03 787,08

IPP Kounoune GWh 82,22 83,01 70,01 70,01 223,02

Achat Autoproduction GWh 302,81 58,32 79,47 6,09 143,87

IPP charbon Sendou CES GWh - - 387,65 848,78 1 236,44

Hydro (Kaleta) GWh - - - 236 236

Cicad solaire GWh - - - - -

Solaire RI GWh 4,22 140,23 288,93 347,94 777,1

Location RI + ICS + Goree GWh 82,55 2,19 - - 2,19

IPP Taiba Ndiaye Eolienne GWh - - 70,09 130,8 200,89

IPP Contour Global GWh 290,09 578,64 472 324,78 1 375,42

IPP Tobene HFO GWh 343,26 504,41 442,33 310,59 1 257,33

Importation Mauritanie + Dangote GWh 69,18 33,19 48,24 41,16 122,59

-

Achats d'énergie RNI GWh 2,68 5,17 1,09 - 6,26

Location au DO de Boutoute GWh - 0,54 - - 0,54

Location Tambacounda GWh 2,68 4,63 1,09 - 5,72

-

Production Totale GWh 3 598,02 3 748,07 4 032,56 4 351,57 12 132,20

2017-2019



4. Les projections de charges

d’exploitation Les charges d’exploitation hors amortissements et redevances soumises par Senelec s’élèvent, avec

les hypothèses d’inflation retenues, à 385 222 millions en 2017, à 406 670 millions en 2018 et à 415

463 millions en 2019. En moyenne le taux de croissance annuelle (TCMA) est de 14,31% sur la

période.

Prévisions de charges d’exploitation en francs courants

Le poids des dépenses en combustible dans les charges d’exploitation passera ainsi de 46,7% en 2017

à 40,1% en 2019. La structure des dépenses en combustible évoluera avec la baisse de la part des

produits pétroliers qui passe de 100% en 2017 à 91,4% en 2019, grâce à la mise en service d’une

nouvelle unité de production au charbon correspondant à 8,6% des dépenses en combustible.

Par ailleurs, la part des dépenses d’achat d’énergie (fixes et variables) hors combustible passera de

22,3% des charges d’exploitation en 2017 à 34,9% en 2019. Les parts des services extérieurs et des

autres achats resteront relativement stables sur la période.

Répartition des prévisions de coûts d’exploitation

Estimations

2016

(référence)2017 2018 2019

Dépenses en combustible (IPP compris) 122 414 179 748 173 351 154 608 8,09%

Fuel lourd 380 HTS 75 859 112 443 106 874 106 613 12,01%

Fuel lourd 380 BTS 34 045 57 358 51 548 34 104 0,06%

Gasoil 12 510 9 947 8 936 635 -62,97%

Charbon - - 5 994 13 256

Huiles et autres fournitures liées 2 952 2 749 2 158 1 606 -18,37%

Dépenses variables d'achat énergie (hors

combustible) 18 871 27 401 39 848 50 356 38,70%

Dépenses fixes d'achat énergie (frais capacité) 40 557 58 696 76 123 94 518 32,58%

Dépenses de personnel 35 738 37 434 38 557 39 713 3,58%

Autres achats consommés 13 528 17 101 16 776 16 637 7,14%

Transports consommés 1 512 1 789 1 898 2 074 11,11%

Transport de combustible 9 717 10 313 8 767 6 069 -14,52%

Services extérieurs (hors frais de capacité et

redevances) 19 722 33 257 31 439 30 482 15,62%

Autres charges 9 191 12 517 13 279 14 511 16,44%

Impôts et taxes 3 974 4 217 4 474 4 889 7,15%

Total Charges d'exploitation hors

amortissements et redevances 278 176 385 222 406 670 415 463 14,31%

Projections

Charges d'exploitation (en millions)TCMA 2017-

2019

Charges d'exploitation (en millions)

Estimations Projections

2016 2017 2018 2019

(Référence)

Dépenses en combustible (IPP compris) 44,0% 46,7% 45,0% 40,1%

Fuel lourd 380 HTS 62,0% 62,6% 61,7% 69,0%

Fuel lourd 380 BTS 27,8% 31,9% 29,7% 22,0%

Gasoil 10,2% 5,5% 5,2% 0,4%

Charbon 3,5% 8,6%

Huiles et autres fournitures liées 1,1% 0,7% 0,5% 0,4%

Dépenses variables achat énergie (hors combustible) 6,8% 7,1% 9,8% 12,1%

Dépenses fixes achat énergie (frais de capacité) 14,6% 15,2% 18,7% 22,8%

Dépenses de personnel 12,8% 9,7% 9,5% 9,6%

Autres achats consommés 4,9% 4,4% 4,1% 4,0%

Transports consommés 0,5% 0,5% 0,5% 0,5%

Transport de combustible 3,5% 2,7% 2,2% 1,5%

Services extérieurs (hors frais de capacité et redevances) 7,1% 8,6% 7,7% 7,3%

Autres charges 3,3% 3,2% 3,3% 3,5%

Impôts et taxes 1,4% 1,1% 1,1% 1,2%

Total Charges d'exploitation hors amortissements et redevances

100,0% 100,0% 100,0% 100,0%



CHAPITRE 3 : PROJECTIONS

RETENUES PAR LA COMMISSION En vue de la validation des projections de Senelec, la Commission a organisé un atelier et des séances

de travail avec Senelec et le Ministère de l’Energie et Développement des énergies renouvelables.

1. Les projections de la demande Les projections de demande soumises par la Senelec pour la période 2017-2019 tiennent compte de

la croissance économique, du développement de l’accès à l’énergie et des besoins des grands projets.

Elles sont en conséquence validées par la Commission.

Elles servent de base à la définition des nouvelles conditions tarifaires de la période 2017-2019.

2. Les projections de dépenses

d’investissement Le programme d’investissement soumis par Senelec, d’un montant de 804,379 millions de FCFA, a

été examiné afin de déterminer les investissements éligibles à la base tarifaire à rémunérer au cours

de la période 2017-2019.

Il résulte de l’analyse du programme que les investissements ci-dessous ne sont pas éligibles à la base

tarifaire du fait de leur nature ou de leur mode de financement. Il s’agit :

- des projets financés par l’Etat du Sénégal et ceux sous forme de dons, d’un montant de 241

324 millions de FCFA dont 129 944 millions pour le transport, 78 331 millions pour la

distribution et 28 748 millions pour les autres investissements ;

- des investissements relatifs au système de comptage et aux installations intérieures des clients

d’un montant de 21 492 millions de FCFA. Ces investissements doivent être rémunérés à

travers les redevances payées par les clients ;

- des projets immobiliers, d’un montant de 10 500 millions FCFA, pour lesquels les

justifications fournies par Senelec ne permettent pas de démontrer leurs impacts sur son

activité normale. Il s’agit des Immeubles « Action sociale », « Peytavin » et « ancien bâtiment

DRH.

En déduisant ces investissements, d’un montant total de 273 316 millions de FCFA, du programme

soumis par Senelec, les nouveaux investissements qui seront intégrés dans la base tarifaire à

rémunérer au cours de la période 2017-2019 s’élèvent à 531 073 millions de FCFA.

Ce montant est susceptible d’évoluer à l’issue des discussions en cours sur l’ampleur du programme

d’investissement.

Le tableau ci-après présente par rubrique les montants des investissements à intégrer dans la base

tarifaire.



Investissements à intégrer dans la base tarifaire (millions de FCFA)

3. Les projections de production Le plan de production est déterminé en fonction de la demande de l’électricité à satisfaire et des

caractéristiques de chacune des unités de production suivant les principes de base du dispatching

économique.

Pour les besoins de la validation des projections, la Commission a analysé les différents plans de

production fournis par Senelec afin d’apprécier l’optimisation du parc de production. Dans ce cadre,

elle a formulé des observations sur les facteurs susceptibles de compromettre la cohérence du plan. Il

s’agit en particulier :

- des prix des combustibles ;

- des consommations spécifiques des centrales de productions indépendantes ;

- des pouvoirs calorifiques des combustibles ;

- des charges variables d’achat d’énergies hors combustibles.

Les observations de la Commission ont été prises en considération par la Senelec dans la version

finale des projections de coûts.

Ainsi, le plan de production prévu pour satisfaire la demande reflète une utilisation optimale du parc.

Par conséquent, il est validé par la Commission.

4. Les projections de charges

d’exploitation Les charges d’exploitation soumises par Senelec concernant les frais fixes d’achat d’énergie, les

dépenses de personnel, les services extérieurs et les impôts et taxes ont été retraitées.

- Les frais fixes d’achat d’énergie : la Commission a constaté que les frais fixes O&M n’ont

pas été indexés par Senelec tel que prévus dans les contrats d’achats d’énergie. Également,

les frais fixes (O&M) de CES en 2018 considérés par Senelec correspondent à un

fonctionnement sur toute l’année. Les frais y relatifs ont été corrigés pour tenir compte de la

date de mise en service de la centrale prévue en juillet 2018.

Ainsi les charges fixes d’achat d’énergie ont été réévaluées pour tenir compte des dispositions des

contrats d’achat d’énergie.

Les charges fixes soumises par Senelec et celles réévaluées sont présentées dans le tableau ci-après.

2017 2018 2019 TOTAL

Renouvellements/Réhabilitations 9 815 16 011 880 26 706

Production 1 799 1 147 - 2 946

Transport 1 723 3 394 880 5 997

Distribution 6 293 11 471 - 17 764

Autres - - - -

Extensions 153 314 247 755 103 298 504 367

Production 29 237 28 110 16 400 73 747

Transport 40 468 101 237 51 292 192 997

Distribution 47 127 92 447 17 094 156 668

Autres 36 482 25 962 18 512 80 955

Total 163 129 263 767 104 178 531 073



Charges fixes d’achat d’énergie réévaluées en millions de francs

- Les dépenses de personnel : les charges de l’année 2017 ont été réduites de 1 110 millions F

CFA représentant des subventions et dons qui ne doivent pas être intégrés dans le revenu

requis.

- Les services extérieurs : les charges de l’année 2017 ont été réduites de 2 847 millions

composés du fonds de préférence et des dépenses relevant du cycle de financement.

- Les impôts et taxes : les charges de l’année 2017 ont été réduites de 1 000 millions de FCFA

représentant les impôts sur les bénéfices non commerciaux qui sont à la charge des prestataires

de Senelec.

Le tableau ci-dessous présente le détail des retraitements.

Détail des charges d’exploitation de 2017 retraités en millions de francs

À la suite de ces retraitements, les services extérieurs, les impôts et taxes et les charges de personnel

ont été réévalués sur la base des hypothèses de projections de Senelec.

Ainsi les charges d’exploitation hors amortissements, redevances et impôts et taxes, retenues par la

Commission s’élèvent, à 378 207 millions en 2017, à 397 032 millions en 2018 et à 408 319 millions

en 2019. En moyenne le taux de croissance annuelle (TCMA) est de 14,19% sur la période.

Le tableau ci-dessous présente les charges d’exploitation retenues par la Commission.

Senelec Réevalué Senelec Réevalué Senelec Réevalué

CONTOUR GLOBAL 15 199 15 726 15 199 15 826 15 199 15 929

Kounoune power 6 484 6 988 6 484 6 709 6 201 6 447

Hydro (Manantali, Félou kaléta.) 6 052 6 072 6 052 6 072 8 717 8 737

CES - 22 112 19 572 39 144 39 248

Location au DO de Boutoute 1 526 1 526

Location au DO Tambacounda 426 426 242 242

LOCATION RI 1 955 1 955

TAIBA NDIAYE HFO 21 478 21 474 20 458 20 760 19 683 20 085

Senelec O&M fixes (C6+C7) 5 576 5 688 5 576 5 801 5 576 5 917

Total 58 696 59 854 76 123 74 983 94 519 96 364

2017 2018 2019

Services Extérieurs 2 847

COMMISSIONS SUR AUTRES EMPRUNTS 686 Ces dépenses rentrent dans le cycle de financement et

ne doivent pas être prises en compte dans les charges

d'exploitation SERVICES BANCAIRES 1 125

DOTATION AU FONDS DE PREFERENCE 1 036 Le fonds de préférence qui est un pass through, n'a pas

été retraité par Senelec

Impôts et taxes 1 000

RETEN. BNC SUPPORTE PAR SENELEC 1 000

Cet impôt est à la charge des prestataires de Senelec, le

rôle de Senelec se limite à la retenue à la source et son

reversement aux services fiscaux,

Charges de personnel 1 110

DONS SECOURS AGTS EN ACTIVITES. 1 110 Charges hors régulation

Total 4 957



Les charges retenues par la Commission en francs courants

Répartition des charges retenues par la Commission en %

Estimations

2016 2017 2018 2019

Dépenses en combustible (IPP compris) 122 414 179 748 173 351 154 608 8,09%

Huiles et autres fournitures liées 2 952 2 749 2 158 1 606 -18,36%

Dépenses variables d'achat énergie (hors combustible) 18 871 27 401 39 848 50 356 38,70%


Dépenses de personnel 35 738 36 324 37 413 38 536 2,54%




Autres charges 9 191 12 517 13 279 14 511 16,44%

Charges d'exploitation hors amortissements,

redevances, impôts et taxes274 203 378 207 397 032 408 319 14,19%

Charges d'exploitation (en MFCFA courants)Projections TCMA 2017-

2019

Estimations

2016 2017 2018 2019

Dépenses en combustible (IPP compris) 44,6% 47,5% 43,7% 37,9%

Huiles et autres fournitures liées 1,1% 0,7% 0,5% 0,4%

Dépenses variables d'achat énergie (hors combustible) 6,9% 7,2% 10,0% 12,3%

Dépenses fixes d'achat énergie (frais capacité) 14,8% 15,8% 18,9% 23,6%

Dépenses de personnel 13,0% 9,6% 9,4% 9,4%

Autres achats consommés 4,9% 4,5% 4,2% 4,1%

Transports consommés 0,6% 0,5% 0,5% 0,5%

Transport de combustible 3,5% 2,7% 2,2% 1,5%

Services extérieurs (hors frais capacité et redevances) 7,2% 8,0% 7,2% 6,7%

Autres charges 3,4% 3,3% 3,3% 3,6%


redevances, impôts et taxes100,0% 100,0% 100,0% 100,0%

Charges d'exploitation (en MFCFA courants)Projections



CHAPITRE 4 : METHODOLOGIE DE

REVISION La révision des conditions tarifaires de Senelec est menée conformément aux dispositions législatives,

réglementaires et contractuelles en vigueur. Il s’agit de :

la Loi n° 98-29 du 14 avril 1998 relative au secteur de l’électricité, notamment son article 28,

qui prévoit une régulation par les prix plafonds ;

le décret n° 98-335 du 21 avril 1998 relatif aux principes et procédures de détermination des

conditions tarifaires ;

le Contrat de Concession de Senelec modifié et de son cahier de charges ; et

les Règlements d’Application et les Décisions de la Commission relatifs aux conditions

tarifaires de Senelec, notamment la Décision n° 2014-05 du 08 avril 2014.

1. Détermination des revenus requis

de référence

Les nouvelles conditions tarifaires doivent assurer à Senelec les revenus nécessaires (Revenus

Requis) pour couvrir ses charges d’exploitation et de maintenance, ses impôts et taxes et les

amortissements des investissements autorisés.

Elles doivent également assurer à l’entreprise une rentabilité sur les investissements (base tarifaire)

permettant de rémunérer ses fonds propres et les emprunts servant à financer les investissements.

Cette rentabilité doit être suffisante pour attirer les capitaux privés.

Le Revenu Requis est déterminé comme suit :

RR = E&M + D + T + r*Ki

Avec

E&M : Coûts d’exploitation et de maintenance ;

D : Amortissement des investissements permis ;

T : Impôts et taxes à l’exception de l’impôt sur les sociétés ;

Ki : Base Tarifaire correspondant à la valeur nette des actifs immobilisés ;

r : Taux de rentabilité normal.

La Base Tarifaire à rémunérer sur la période 2017-2019 est déterminée à partir de sa valeur à la fin

de l’année 2016, des projections de dépenses d’investissement et des amortissements sur la période

2017-2019.

La valeur de la Base Tarifaire à la fin de l’année 2016 correspond, conformément aux dispositions

législatives et réglementaires en vigueur, à la somme des valeurs nettes de la Base Tarifaire initiale

fixée à 190 milliards au début de la concession (1999), amortie sur 25 années et des investissements

permis à Senelec sur la période 1999-2016 à laquelle sont déduites les cessions d’actifs.

Ainsi, la révision des conditions tarifaires de Senelec consiste, à déterminer, à partir des projections

des coûts de Senelec validées par la CRSE, un profil de revenus requis et de prix-plafonds qui

correspond aux niveaux de vente de référence pour la période 2017-2019.



Ces revenus requis ainsi définis représentent les revenus maximum autorisés de Senelec aux

conditions économiques de référence compte non tenu des redevances, les corrections de revenus et

des pénalités. Ces revenus sont fixés pour chaque année sur la base des projections de l’année

concernée.

Pour pouvoir les adapter aux conditions économiques et aux ventes réelles, une formule d’indexation

(Formule de contrôle des revenus) est paramétrée afin de répercuter au mieux l’impact des

fluctuations de l’environnement économique (le prix des combustibles, l’inflation et le taux de

change) sur Senelec et sur lesquelles elle n’aura aucune influence.

2. Indexation des revenus requis

En considérant le montant du revenu requis de référence (RR0) et les ventes de référence (D0), le prix

moyen plafond (p0) est ainsi obtenu aux conditions économiques de référence :

DRRp

0

0

0

Dans la réalité, le revenu requis peut évoluer avec les ventes (en niveau et en structure), avec

l’inflation et selon que le facteur d’économie d’échelle est considéré ou non.

Plusieurs cas, présentés ci-dessous, peuvent être considérés.

Cas 0 : Aucune évolution des ventes

Le revenu requis pour une année t est égal au revenu requis de référence indexé avec l’inflation

constatée (t).

RRRR tt

0

)0(

Cas 1 : Evolution des ventes en niveau seulement

Si la régulation au prix plafond est appliquée directement sur les prix (sans considérer d’économie

d’échelle), le revenu requis pour une année t est ainsi obtenu :

DDRRDpRR

t

t ttt0

0

*0

)1(

En considérant un facteur d’économie d’échelle qui représente l’élasticité des charges par rapport

à l’évolution des ventes, le revenu requis est obtenu en faisant une moyenne pondérée du revenu

requis sans évolution des ventes : )0(RRt et du revenu requis en cas d’évolution des ventes en niveau :

)1(RRt

)1()0(1 RRRRRR ttt

En remplaçant )0(RRt

et )1(RRt par leur formule respective, le revenu requis devient :

DD

RRRRRRt

tt t0

00

1

La partie RRt

0

1 représente la partie fixe du revenu requis qui n’évolue que par

rapport à l’inflation.

La partie DD

RRt

t0

0 correspond à la partie variable du revenu requis qui évolue avec

l’inflation et le niveau des ventes.



Cas 2 : Evolution des ventes en niveau et en structure

Pour tenir compte de l’évolution de la structure des ventes, le revenu requis de référence doit être

réparti en revenus requis pour chaque niveau de tension. A cet effet, il est retenu l’hypothèse que les

tarifs moyens des différents niveaux de tension évoluent de la même manière sur toute la période.

Ainsi, les tarifs constatés de l’année de référence (2016) pour chaque niveau de tension ( BTp0

,

MTp0

et HTp0

) sont utilisés pour déterminer un tarif moyen ( mp0

), en considérant les prévisions

de ventes de référence pour une année donnée : Dt(BT), Dt(MT), Dt(HT) et leur somme D0

D

HTDpMTDpBTDpp

HTMTBT

m

0

020160201602016

2016

***

Les facteurs obtenus en rapportant les tarifs de 2016 par niveau de tension au tarif moyen ainsi calculé,

sont appliqués au tarif moyen de référence p0 prévu pour cette année donnée, afin d’obtenir les tarifs

de référence par niveau de tension (p0(BT), p0(MT), p0(HT)).

m

BT

BTp

ppp

2016

2016*)(00

;m

MT

MTp

ppp

2016

2016*)(00

; m

HT

HTp

ppp

2016

2016*)(00

Le produit du tarif de référence et de la prévision de demande pour chaque niveau de tension,

correspond au revenu requis pour ce niveau de tension.

)(*)()( 000

BTDBTBT pRR ; )(*)()( 000

MTDMTMT pRR ;

)(*)()( 000

HTDHTHT pRR

avec

RR0 = RR0(BT) + RR0(MT) + RR0(HT)

Ces revenus requis de référence par niveau de tension correspondent à des ventes de référence par

niveau de tension : )(0 BTD , )(0 MTD , )(0 HTD , ils prennent les valeurs ci-après avec l’évolution des

ventes par niveau de tension :

;)(

)()(;

)(

)()(

0

0

0

0MT

MTMT

BT

BTBT

DD

RRDD

RRtt

)(

)()(

0

0 HT

HTHT

DD

RRt

Ainsi, si l’économie d’échelle n’est pas considérée, le revenu requis pour une année t serait :

)(

)()(

)(

)()(

)(

)()(

0

0

0

0

0

0)2(HT

HTHT

MT

MTMT

BT

BTBTt

DD

RRDD

RRDD

RRRRttt

t

En considérant un facteur d’économie d’échelle , le revenu requis est obtenu en faisant la moyenne

pondérée du revenu requis sans évolution des ventes : )0(RRt et du revenu requis en cas d’évolution

des ventes en niveau et en structure : )2(RRt.

)2()0(1 RRRRRR ttt

En remplaçant )0(RRt et )2(RRt

par leur formule respective, le revenu requis devient :



)(

)()(

)(

)()(

)(

)()(

0

0

0

0

0

00

1HT

HTHT

MT

MTMT

BT

BTBTt

DD

RRDD

RRDD

RRRRRRttt

tt

La partie RRt

0

1 représente la partie fixe du revenu requis qui n’évolue que par

rapport à l’inflation.

La partie

)(

)()(

)(

)()(

)(

)()(

0

0

0

0

0

0HT

HTHT

MT

MTMT

BT

BTBT

DD

RRDD

RRDD

RRttt

t correspond à la

partie variable du revenu requis qui évolue avec l’inflation, le niveau et la structure des ventes.

Le cas 2 qui intègre tous les éléments d’indexation, est considéré pour la détermination des

conditions tarifaires de Senelec.

3. Détermination du facteur

d'économie d'échelle Le facteur d’économie d’échelle est défini pour intégrer dans le Revenu Maximum Autorisé de

Senelec les économies découlant d’un accroissement plus rapide des ventes par rapport au niveau de

référence prévu dans les projections. Il permet également de couvrir les charges fixes de Senelec en

cas de baisse des ventes par rapport aux prévisions et correspond au rapport entre les dépenses

d’exploitation variables issues des projections de coûts de Senelec et les revenus régulés requis

(somme des charges d’exploitation totales hors redevances et de la rémunération de la base tarifaire).

Le facteur d’économie d’échelle est fixé pour chaque année sur la base des projections de coûts de

l’année.

4. Détermination de l’indice composite

d’inflation Pour adapter les Revenus requis de référence aux conditions économiques d’une date d’indexation

donnée, un indice composite d’inflation est élaboré. Cet indice est la moyenne pondérée des inflations

sur les quatre catégories de charges, à savoir : les charges en monnaie locale, les charges en

combustibles, les charges en devises et les charges de structures non indexées.

Pour la détermination des facteurs de pondération, les charges prévisionnelles de Senelec qui doivent

être couvertes par ses revenus, sont divisées en grandes masses :

- les charges d’exploitation et de maintenance indexées sur l’inflation locale ;

- les charges en combustibles incluant les combustibles des producteurs indépendants ;

- les charges d’exploitation et de maintenance indexées sur l’inflation étrangère ;

- les charges de structure non indexées qui restent invariables sur toute la période.

Chaque catégorie de charges est rapportée aux revenus requis pour déterminer le facteur de

pondération correspondant. La même méthodologie est utilisée pour déterminer les facteurs de

pondération pour chaque type de combustibles considéré en fonction des dépenses totales de

combustibles.



Ces facteurs sont fixés pour chaque année sur la base des projections de coûts de l’année considérée.

Le facteur d’efficacité dont le but est de corriger l’inflation globale de l’économie ou du secteur par

rapport à celle de l’entreprise, peut être maintenu à zéro.

Le Revenu requis de Senelec pour une année donnée est en conséquence déterminé en considérant le

niveau de l’indice composite d’inflation constaté durant l’année concernée. Toutefois, pour les

besoins de l’indexation trimestrielle, le Revenu requis est estimé à chaque date d’indexation en

considérant l’inflation constatée durant les trois (3) mois précédant la date d’indexation.



CHAPITRE 5 : QUESTIONS

ANALYSEES Les questions analysées par la Commission portent sur les modifications relatives à certains éléments

et options de régulation proposées par Senelec.

1. Indexation du RMA sur les ventes

La Commission procède au cours de chaque année à des indexations du RMA aux conditions

économiques du 1er janvier, du 1er avril, du 1er juillet et du 1er octobre en considérant les prévisions

de ventes.

Senelec estime que la Commission devrait corriger le RMA de l’année n au 1er juillet de l’année n+1,

pour prendre en compte les ventes définitives certifiées de l’année n.

Analyse

La Commission détermine au mois de janvier de chaque année le RMA final de l’année précédente

et en déduit l’écart de revenu. Ce RMA final est calculé en tenant compte des ventes déclarées par

Senelec.

Avec ces ventes estimées, le risque d’avoir un différentiel de revenus peut exister. Toutefois l’impact

de l’écart entre les ventes estimées et celles définitives sur le RMA est marginal. A titre d’exemple

pour 2015 l’écart est de 0,3% du RMA, correspondant à 806 millions de FCFA en faveur de Senelec.

Par ailleurs, avec le déploiement massif des compteurs prépaiements, ces écarts sont appelés à

s’amoindrir.

Conclusion de la Commission

La Commission maintient son mode de calcul du RMA final basé sur les ventes d’énergies

déclarées par Senelec.

2. Tarif des Concessionnaires

d’Electrification Rurale Le prix de cession de l’électricité aux Concessionnaires d’Electrification Rurale étant inférieur de

20% du tarif MT de la grille tarifaire appliquée, Senelec demande que le manque à gagner y relatif

soit pris en charge.

Analyse

Les pertes de revenus de Senelec résultant de l’application des tarifs en vigueur sont calculées par la

Commission sans distinction des catégories tarifaires. Pour cela, le Revenu Maximum Autorisé de

chaque année est comparé à l’ensemble des recettes globales obtenues par Senelec avec ces tarifs en

vigueur.




Les écarts de revenus de Senelec sont déterminés par Commission en fonction du RMA et des

recettes globales de Senelec. Ils tiennent compte des éventuels manques à gagner résultant de

l’application d’un tarif préférentiel pour les Concessionnaires d’Electrification Rurale.

3. Combustible des IPP

Pour Senelec les producteurs indépendants d’électricité (IPP), qui, selon elle, ne sont pas tenus

d’acheter leurs combustibles auprès de la SAR, paient un prix différent du prix ex-dépôt de Senelec

considéré dans la Formule de contrôle des revenus. Ainsi, Senelec demande que la différence sur le

prix des combustibles des IPP qu’elle supporte soit prise en charge dans la Formule.

Analyse

Le décret n° 2011-865 du 22 juin 2011 portant sécurisation des approvisionnements en combustibles

des centrales électriques prévoit en son article 2 qu’« il est fait obligation aux sociétés de production

d’électricité autres que GTI et les industries dotées d’unités de production d’électricité destinées à

satisfaire leurs propres besoins, de passer commande et de s’approvisionner auprès de la SAR, en

tous combustibles destinés à la production d’électricité…. conformément à la structure officielle des

prix ».

Concernant les prix d’achat des combustibles, la Commission a noté que les producteurs indépendants

utilisent comme combustible le fuel oil 380 BTS dont le prix est différent du fuel oil 380 HTS,

considéré dans la Formule de contrôle des revenus de la période 2014-2016. Compte tenu de la part

importante de ces IPP dans la satisfaction de la demande durant la période 2017-2019, le fuel oil 380

BTS sera intégré dans la Formule.


Compte tenu de la part importante de la production indépendante, la Commission prendra en

considération dans la nouvelle Formule de contrôle des revenus de Senelec le Fuel oil 380 BTS.

4. Consommation du GO à la place du DO

La Formule de contrôle des revenus considère depuis 2013 l’utilisation du Diesel oil (DO) pour les

centrales de Senelec et les IPP. Or, Senelec rapporte que les centrales consomment essentiellement

du Gasoil (GO) à la place du Diesel oil (DO) à cause de l’insuffisance de la quantité de DO dont

dispose la SAR pour couvrir les besoins du marché intérieur et de l’incompatibilité du DO avec le

bon fonctionnement certains générateurs.


Avec les besoins importants de Senelec et les contraintes liées à l’approvisionnement en Diesel

oil, la Commission intégrera le Gasoil dans la nouvelle Formule de contrôle des revenus de

Senelec.



5. Redevance d’électrification rurale Le Gouvernement du Sénégal a créé en 2007 le Fonds d’Electrification Rurale (FER) alimenté par la

redevance d’électrification rurale prélevée sur les clients de Senelec et des opérateurs d’électrification

rurale. L’arrêté interministériel n° 008442/MEM/MEF/ du 18 décembre 2006 fixe le niveau et les

modalités de reversement à l’ASER des montants collectés par les opérateurs.

Suite à la demande de reversement de la redevance émise par l’ASER, Senelec informe qu’elle n’a

pas procédé à la collecte comme l’exige la règlementation en vigueur et demande son intégration dans

la Formule de contrôle des revenus comme « pass-through ».

Analyse

La loi n° 2006-18 du 30 juin 2006 précise les assujettis à la Redevance d’Electrification Rurale. Il

s’agit des clients à usage domestique, des clients à usage professionnel sans prime fixe de Senelec et

des clients à usage commerciaux des clients des concessionnaires d’électrification rurale. Il s’y ajoute

que l’Arrêté interministériel n° 8442 MEM/MEF du 18 décembre 2006 fixe le montant de la

redevance dû par chaque assujetti en fonction du niveau de son consommation ou de son forfait.

L’intégration de la redevance dans la Formule de contrôle des revenus se traduirait par sa

généralisation à l’ensemble des clients de Senelec alors que certains n’y sont pas assujettis.


Dans la mesure où tous les clients de Senelec ne sont pas assujettis, la Commission considère

que la redevance FER ne peut faire l’objet de « pass through » dans la Formule de contrôle des

revenus de Senelec.

6. Le taux de rentabilité normal Les observations de Senelec sur ce point ont trait aux données relatives au taux de rendement sans

risque, au coût de la dette, au ratio dette/capital, au coefficient béta et à la prime de risque.

1. Hypothèse sur le taux de rendement sans risque

D’après Senelec, le calcul à partir de la moyenne arithmétique simple des taux d’intérêt sur les

différents emprunts obligataires aux différentes périodes ne semble pas refléter la réalité des

conditions d’endettement.


La méthodologie retenue par la Commission est inspirée de la pratique adoptée par beaucoup

de régulateurs, qui utilisent la moyenne des cinq dernières années du rendement des obligations

d’une maturité supérieure ou égale à 5 ans émises par l’Etat souscripteur. En outre, le taux de

rendement sans risque est une donnée qui émane de la politique économique et financière de

l’Etat.

2. Calcul de BETA (β)

Pour Senelec, le Bêta qui mesure la variabilité du cours des actions par rapport à la variation du

marché a été fixé à 0,8 pour la période 2014-2016.

Par comparaison aux entreprises cotées du même secteur de la même zone géographique comme la

Compagnie Ivoirienne d’électricité de la Côte d’Ivoire dont le Beta est supérieur à 1, Senelec

considère que cette hypothèse soulève un certain nombre d’interrogations à savoir :



Est-ce que les composantes de l’indicateur n’ont pas connu une évolution ?

La stabilité des cours qui maintient le Beta inférieur à 1 doit être argumentée d’autant plus

que son utilisation dans la période à un niveau de 0,8 a coïncidé avec la crise financière depuis

2007.


La détermination du Bêta se fait le plus souvent par comparaison avec d’autres entreprises

cotées exerçant la même nature d’activité.

L’analyse financière considère les titres des sociétés d’électricité parmi les plus stables. En

demandant l’augmentation du (β) Senelec ne propose aucun niveau et fait référence à la

Compagnie Ivoirienne d’Electricité (CIE) qui n’est pas régulée de la même façon.

3. Prime de risque à 5%

Senelec demande que les références sur la base desquelles la prime de risque a été fixée durant la

période 2014-2016 à 5 % doivent être précisées. Elle considère que ce taux est de 7,45 % en moyenne

selon la Compagnie 1818-Banquiers privés et une analyse comparative des primes par pays dans les

principaux marchés d’actions a donné les résultats suivants : France (7,27 %), USA (5,45 %), Canada

(6,96 %), Allemagne (5,85 %) et japon (5,64 %).

Compte tenu des enjeux de la prime de risque, Senelec considère qu’elle va introduire une demande

de modification de la référence prévue dans le cahier de charges.


Du fait de l’indisponibilité de la publication visée par le Cahier des charges de Senelec en son

article 10 « Conditions de service », Senelec peut demander la modification de la source pour

la détermination de la prime de risque.

En attendant cette modification du cahier des charges, la CRSE continue d’évaluer la prime de

marché en tenant compte des références disponibles.

7. Incitation contractuelle pour non-

respect des normes de qualité de

service La norme de sécurité et de disponibilité de service est fixée à 0,3% de l’énergie totale vendue au détail

pendant l’année. Une pénalité ne pouvant pas excéder 2% du chiffre d’affaires hors taxes de Senelec

est prévue en cas de dépassement de la norme. Senelec considère qu’il existe une énergie non

distribuée liée aux caractéristiques du réseau qui fait qu’elle a des difficultés pour respecter la norme

et demande qu’elle soit revue.


Les normes et obligations ainsi que les pénalités qui y sont liées ont été fixées par le Ministre

chargé de l’Energie conformément au Contrat de concession de Senelec. Si Senelec considère

qu’elles sont contraignantes, elle doit transmettre, au Ministre chargé de l’Energie et à la

CRSE, un rapport circonstancié faisant état de ses difficultés et justifiant la nécessité de les

revoir.



Il convient de signaler que pour la période 2014-2016, les incitations contractuelles pour

manquement à la norme de sécurité et de disponibilité ont été suspendues par le Ministre en

charge de l’Energie. Par conséquent, aucune pénalité n’est appliquée à Senelec depuis 2014.

Par ailleurs, pour la période 2017-2019, le Ministre chargé de l’Energie a réajusté la norme en

augmentant le niveau de l’énergie non fournie à 1% de l’énergie totale vendue au détail contre

0,3% sur les périodes précédentes.

En outre, l’incitation contractuelle pour manquement à la norme reste suspendue jusqu’en

2018.

8. Détermination d’un facteur

d’économie d’échelle θ pour chaque

niveau de tension La méthodologie de détermination des conditions tarifaires est jugée globalement satisfaisante par

Senelec. Toutefois, elle demande la détermination d’un facteur d’économie d’échelle pour chaque

niveau de tension à la place du facteur unique.


Etant donné que Senelec ne fournit pas à la Commission ses coûts analytiques par niveau de

tension, la détermination d’un facteur d’économie d’échelle θ pour chaque niveau de tension

ne peut pas être faite.



CHAPITRE 6 : PREMIERES

CONCLUSIONS DE LA COMMISSION Les premières conclusions de la Commission portent sur :

- la détermination des revenus régulés requis pour couvrir les charges de Senelec et lui assurer

une rémunération normale de ses actifs à un taux de rentabilité normal ;

- le paramétrage de la Formule de contrôle des revenus.

1. Détermination des revenus requis Les revenus requis sont déterminés à partir :

- des données économiques de référence ;

- des projections de charges d’exploitation ;

- du programme d’investissements ;

- de la rémunération de la base tarifaire à un taux de rentabilité normal.

1.1. Données économiques de référence

1.1.1. Inflation

Les hypothèses d’inflation utilisées par Senelec dans ses projections ont été retenues. Il s’agit d’une

inflation annuelle de 3% sur les dépenses en monnaie locale et 2% sur les dépenses en monnaie

étrangère sans changement de la parité FCFA/Euro.

Concernant les combustibles, une inflation de 3% par an est prévue à partir de 2018 pour les fuels

lourds HTS, BTS et le gasoil. Pour le charbon, l’augmentation prévue est de 1% par an à partir de

2018.

Les évolutions des prix sur la période, considérées par Senelec, sont résumées dans le tableau ci-

après.

Evolution des prix des combustibles et des indices de prix

2016 2017 2018 2019

Taux de change 655,957 655,957 655,957 655,957

Indice Inflation locale (IHPC) 104,3667 107,4977 110,7226 114,0443

Inflation locale annuelle 1,0300 1,0300 1,0300

Inflation locale cumulée 1,0000 1,0300 1,0609 1,0927

Indice Inflation étrangère (IPC) 100,1867 102,1904 104,2342 106,3189

Inflation étrangère annuelle 1,0200 1,0200 1,0200

Inflation étrangère cumulée 1,0000 1,0200 1,0404 1,0612

Fuel lourd 380 HTS 174 049 248 503 255 958 263 636

Inflation annuelle 1,4278 1,0300 1,0300

Inflation cumulée 1,0000 1,4278 1,4706 1,5147

Fuel lourd 380 BTS 177 125 253 844 261 459 269 303



Gasoil 293 230 379 805 391 199 402 935



Charbon 38 675 38 675 38 675 39 062





1.1.2. Taux de rentabilité normal

Conformément aux dispositions du Cahier des charges de la Senelec, le taux de rentabilité normal

utilisé pour déterminer les revenus autorisés sur la période 2017-2019, est égal au coût réel du capital.

Ce coût du capital est défini comme la moyenne pondérée du coût de la dette et celui des fonds propres

en faisant l’hypothèse d’une part de 45% pour la dette et de 55% pour le capital.

Le coût des fonds propres est estimé à 12,93%, en considérant un taux de rendement sans risque après

impôts pour les emprunts d’Etat au Sénégal de 6,25%, une prime de risque de 8,7% et un facteur bêta

de 0,77.

Le coût de la dette est estimé à 4,2% sur la base des dettes qui existent actuellement que sur celles

que Senelec compte contracter sur la période.

Avec ces éléments, le coût réel du capital après impôts est estimé 9%.

Le taux d’impôts sur les profits des entreprises étant de 30% et celui sur les paiements d’intérêt de

17%, le coût du capital avant impôts est de 10,67%.

Le tableau ci-après présente les différents éléments de calcul du taux de rentabilité normal.

Calcul du taux de rentabilité normal

Le détail de la détermination du taux de rentabilité est présenté en annexe 3.

1.2. Charges d'exploitation et de maintenance

Les charges d'exploitation (hors redevances) retenues par la Commission, exprimées en francs

constants de 2016, présentées dans le tableau ci-dessous, sont utilisées pour la définition des nouvelles

conditions tarifaires.

Projections de charges d’exploitation et d’O&M en francs constant de 2016

Estimations

2016 2017 2018 2019

Dépenses en combustible (IPP compris) 122 414 126 457 120 286 106 402 -4,57%

Huiles et autres fournitures liées 2 952 2669 2034 1470 -20,74%

Dépenses variables d'achat énergie (hors combustible) 18 871 27 048 39 223 49 262 37,69%


Dépenses de personnel 35 738 35 266 35 266 35 266 -0,44%




Services extérieurs (hors frais capacité et redevances) 19 722 29 814 27 448 25 970 9,61%

Autres charges 9 191 12 152 12 517 13 279 13,05%


redevances, impôts et taxes274 203 321 199 336 839 349 462 8,42%

Charges d'exploitation (en MFCFA constants de 2016)Projections TCMA 2017-

2019



Les charges hors amortissements, redevances et impôts et taxes, s’élèvent à 321 199 millions FCFA

en 2017, 336 869 millions en 2018 et 349 462 en 2019 soit un taux de croissance annuel moyen de

8,42% sur la période.

Les amortissements observent une croissance moyenne annuelle de 25,5% sur la période, et s’élèvent

à 31 263 millions de FCFA en 2017, 42 265 millions de FCFA en 2018 et 47 208 millions de FCFA

en 2019.

Les Impôts et taxes évoluent faiblement sur la période en passant de 3 123 millions de FCFA en 2017

à 3 413 millions de FCFA en 2019.

Les amortissements et les impôts et taxes

1.3. Rémunération de la base tarifaire

La rémunération de la base tarifaire est déterminée à partir du taux de rentabilité défini plus haut et

de la valeur des actifs nets (Base Tarifaire) de Senelec. Elle permet à l'entreprise de faire face aux

frais financiers liés à ses emprunts et de rémunérer ses capitaux propres.

La valeur des actifs nets au cours d'une année découle :

- de la Base Tarifaire au début de la Concession (1999), fixée par le Cahier de Charges de

Senelec à 190 Milliards (à amortir sur 25 années) ;

- des investissements réalisés sur la période 1999-2016 minorés de leurs amortissements et des

cessions d’actifs au cours de la période ;

- des investissements à réaliser durant la période 2017-2019, retenus par la Commission, en

tenant compte des amortissements et des cessions d'actifs.

Pour la détermination de la Base Tarifaire à rémunérer, la valeur moyenne entre les actifs nets en

début d'année et ceux en fin d'année est considérée. Elle est de 328 779 millions en 2017, 505 463

millions en 2018 et 644 789 millions en 2019.

Avec le taux de rentabilité normal de 10,67%, la rémunération des actifs est de 35 091 millions en

2017, 53 949 millions en 2018 et 68 820 millions en 2019.

Le tableau ci-dessous présente l’évolution de la Base Tarifaire au cours de la période 2017-2019.

Estimations

2016 2017 2018 2019

Impôts et taxes 3 974 3 123 3 217 3 413 -4,95%

Amortissements 23 850 31 263 42 265 47 028 25,40%

Charges d'exploitation (en MFCFA constants de 2016)Projections TCMA 2017-

2019



Base Tarifaire de la période 2017-2019 en francs courant

1.4. Revenus requis

Les revenus régulés requis pour couvrir les charges d’exploitation et de maintenance de Senelec, les

amortissements et la rémunération de sa base tarifaire au taux de rentabilité normal, durant la période

2017-2019 ont été déterminés en tenant compte de la demande à satisfaire et des conditions

économiques de référence.

Ces revenus requis sont de 436 314 millions en 2017, 486 664 millions en 2018 et 519 767 millions

en 2019 soit une moyenne annuelle de 480 915 millions. Ils répondent à des niveaux de demandes de

référence de 3 106 GWh en 2017, 3 382 en 2018 et 3 717 en 2019 correspondant à une moyenne

annuelle de 3 402 GWh.

Revenus requis en francs courants sur la période 2017-2019

Les revenus régulés requis se chiffrent, en francs constants de 2016, à 378 525 millions en 2017,

423 753 millions en 2018 et 455 443 millions en 2019 soit une moyenne annuelle de 419 240 millions.

Valeurs des actifs nets en millions de FCFA Année référence Projections

2016 2017 2018 2019

Actifs existants au début de la concession

Valeurs début d'année 60 800 53 200 45 600 38 000

Amortissements 7 600 7 600 7 600 7 600

Cessions - - - -

Valeurs de fin d'année 53 200 45 600 38 000 30 400

Investissements période 1999-2016

Valeurs début d'année 209 647 193 701 178 344

Amortissements 16 250 15 946 15 357 15 330

Cessions - - -


Nouveaux investissements période 2017-2019

Valeurs début d'année - 155 411 399 870

Nouveaux investissements 163 129 263 767 104 178

Amortissements 7 718 19 308 24 098

Cessions - - -

Valeurs de fin d'année 155 411 399 870 479 950

Total

Valeurs début d'année 60 800 262 847 394 712 616 214

Nouveaux investissements 163 129 263 767 104 178

Amortissements 23 850 31 263 42 265 47 028

Cessions - - -


Base Tarifaire à rémunérer 328 779 505 463 644 789

Rémunération des actifs 35 091 53 949 68 820

2017 2018 2019 2017-2019 Moyenne

Charges d'exploitation (Hors amortissements, redevances,

impôts et taxes)378 207 397 032 408 319 1 183 558 394 519

Amortissements 31 263 42 265 47 028 120 556 40 185

Impôts et taxes 3 217 3 413 3 729 10 359 3 453

Rémunération des actifs 36 144 57 235 75 201 168 579 56 193

Revenus requis 448 831 499 944 534 278 1 483 052 494 351

Revenus non régulés 12 517 13 279 14 511 40 307 13 436

Revenus régulés requis (MFCFA) 436 314 486 664 519 767 1 442 746 480 915

Prévisions de vente (GWh) 3 105,79 3 382,08 3 717,42 10 205,29 3 401,76



Revenus requis en francs constants sur la période 2017-2019

Ces revenus régulés requis, en francs constants de 2016, sont utilisés pour le paramétrage de la

Formule de contrôle des revenus.

2. Eléments de paramétrage de la

Formule de contrôle des revenus Les revenus régulés requis de la période 2017-2019 ont été déterminés sur la base de la demande de

référence et d’hypothèses d’inflation. Les effets des variations futures de ces deux éléments exogènes

à Senelec, par rapport à leurs valeurs de référence, doivent être répercutés dans les Revenus Maximum

Autorisés.

Une formule d’indexation permettant de prendre en compte les effets exogènes et de déterminer les

Revenus Maximum Autorisé en tenant compte des conditions économiques réelles est par conséquent

paramétrée.

Les composantes de la Formule d’indexation sont :

- le Facteur d’économie d’échelle ;

- l’Indice composite d’inflation ;

- les Revenus régulés requis de référence ;

- les Ventes de référence.

2.1. Le Facteur d’économie d’échelle

L’élasticité des charges de Senelec par rapport aux ventes ne pouvant pas être déterminée pour chaque

année avec les projections de la demande et de coûts soumises par Senelec, le facteur d’économie

d’échelle () est considéré égal au rapport entre les dépenses d’exploitation variables et les revenus

régulés requis en francs constants (somme des charges d’exploitation totales hors redevances et de la

rémunération de la base tarifaire).

Sur la base des projections de coûts retenues par la Commission, le facteur d’économie d’échelle

représenté par le poids des charges variables est de 57% en 2017, 51% en 2018 et 46% en 2019, avec

une moyenne sur la période de 51%.

2017 2018 2019 2017-2019 Moyenne

Charges d'exploitation (Hors amortissements, redevances,

impôts et taxes)321 199 336 839 349 462 1 007 500 335 833

Amortissements 31 263 42 265 47 028 120 556 40 185

Impôts et taxes 3 123 3 217 3 413 9 753 3 251

Rémunération des actifs 35 091 53 949 68 820 157 860 52 620

Revenus requis 390 677 436 270 468 722 1 295 669 431 890

Revenus non régulés 12 152 12 517 13 279 37 949 12 650

Revenus régulés requis (MFCFA) 378 525 423 753 455 443 1 257 720 419 240

Prévisions de vente (GWh) 3 105,79 3 382,08 3 717,42 10 205,29 3 401,76



Part des charges variables

2.2. L’indice composite d’inflation

Sur la base des projections de coûts retenues en francs constants de 2016, les facteurs de pondération

des différentes composantes de l’Indice sont déterminés ainsi qu’il suit :

Le facteur de pondération des charges indexées sur l’inflation locale est de 29% en 2017 et 2018 et

de 30% en 2019 soit une moyenne sur la période de 29%.

Part des charges indexées sur l’inflation locale

Le facteur de pondération des charges indexées sur l’inflation étrangère est de 17% en 2017, 14% en

2018 et 13% en 2019, soit une moyenne de 14% sur la période.

Part des charges indexées sur l’inflation étrangère

2017 2018 2019 2017-2019

Charges variables 217 463 218 075 209 194 644 733

Dépenses en combustibles 126 457 120 286 106 402 353 145

Dépenses variables achat énergie 27 048 39 223 49 262 115 533

Huiles et autres fournitures liées 2 669 2 034 1 470 6 173

Autres achats consommés 16 603 15 813 15 225 47 642

Transports consommés 1 737 1 789 1 898 5 425

Transports combustibles 10 012 8 264 5 554 23 830

Impôts et taxes 3 123 3 217 3 413 9 753

Services extérieurs 29 814 27 448 25 970 83 231

Charges fixes 161 061 205 677 246 249 612 988

Dépenses de personnel 35 266 35 266 35 266 105 797

Frais de capacité (achat énergie) 59 441 74 198 95 136 228 774

Amortissements 31 263 42 265 47 028 120 556

Rémunération des actifs 35 091 53 949 68 820 157 860

Charges globales 378 525 423 753 455 443 1 257 720

Part variable des charges 57% 51% 46% 51%

2017 2018 2019 2017-2019


Dépenses de personnel 35 266 35 266 35 266 105 797



Transport de combustible 10 012 8 264 5 554 23 830

Impôts et taxes 3 123 3 217 3 413 9 753

Rémunération des actifs 35 091 53 949 68 820 157 860

Dépenses fixes d'achat énergie (frais capacité) 3 590 3 371 3 810 10 771

Charges en monnaie locale 108 092 123 704 135 455 367 251


Part des charges en monnaie locale 29% 29% 30% 29%

2017 2018 2019 2017-2019

Dépenses variables d'achat énergie (hors combustible) 17 652 15 464 17 875 50 992


Services extérieurs (hors frais capacité et redevances) 29 814 27 448 25 970 83 231

Charges en devise 62 770 57 283 60 088 180 141


Part des charges en devise 17% 14% 13% 14%



Le facteur de pondération de l’inflation composite des combustibles est évalué à 33% en 2017, 28%

en 2018 et 23% en 2019 soit une moyenne de 28% sur la période.

Part des charges en combustibles

Les facteurs de pondération des inflations des différents combustibles considérés, sont résumés ci-

après.

Répartition des charges en combustibles

Le facteur de pondération des charges non indexées sur un indice des prix est évalué à 21% en 2017,

29% en 2018 et 34 % en 2019 soit une moyenne de 28% sur la période.

Part des charges non indexées sur un indice des prix

L’indice composite d’inflation est la moyenne pondérée des inflations sur les quatre catégories de

charges à savoir les charges en monnaie locale, les charges en combustibles, les charges en devises

et les charges non indexées.

L’Indice Harmonisé des Prix à la Consommation (IHPC) au Sénégal est considéré pour l’inflation à

appliquer sur les dépenses indexées sur le FCFA. L’indice des Prix à la Consommation (IPC),

excluant le tabac, pour l’ensemble des ménages en France sert de référence pour l’inflation sur les

dépenses indexées sur une devise. Cet indice est corrigé par l’évolution du taux de change entre le

FCFA et l’Euro, le cas échéant. La combinaison de l’évolution des prix des différents combustibles

utilisés est considérée comme l’inflation de référence sur les combustibles.

Les valeurs de référence des indices sectoriels d’inflation, correspondant à la moyenne sur l’année

2016 de ces indices, sont les suivantes :

Indice harmonisé des prix à la consommation au Sénégal : 104,3667 base 100 en 2008 ;

Indice harmonisé des prix à la consommation pour tous ménages, excluant le prix du tabac,

en France : 100,1867 base 100 de 2015 ;

Parité du franc CFA (FCFA) par rapport à l'EURO : 655,957 ;

2017 2018 2019 2017-2019

Dépenses en combustible (IPP compris) 126 457 120 286 106 402 353 145

Charges en combustibles 126 457 120 286 106 402 353 145


Part des charges en combustibles 33% 28% 23% 28%

2017 2018 2019 2017-2019

Fuel lourd 380 HTS 78 754 72 673 70 384 221 812

Fuel lourd 380 BTS 40 023 34 921 22 431 97 374

Gasoil 7 680 6 698 462 14 840

Charbon 0 5 994 13 125 19 120

TOTAL 126 457 120 286 106 402 353 145

Fuel lourd 380 HTS 62% 60% 66% 63%

Fuel lourd 380 BTS 32% 29% 21% 28%

Gasoil 6% 6% 0% 4%

Charbon 0% 5% 12% 5%

TOTAL 100% 100% 100% 100%

2017 2018 2019 2017-2019


amortissement de la base tarifaire 31 263 42 265 47 028 120 556

Dépenses variables d'achat d'énergie (EnR) 9 396 23 759 31 387 64 542

Charges non indexées 81 206 122 480 153 497 357 183


Part des charges non indexées 21% 29% 34% 28%



Prix du fuel oil 380 HTS : 174 049 FCFA (moyenne des prix officiels ex-dépôt de 2016);

Prix du fuel oil 380 BTS : 177 125 FCFA (moyenne des prix officiels ex-dépôt de 2016);

Prix du gasoil : 250 858 FCFA (moyenne des prix officiels ex-dépôt de 2016) ;

Prix du charbon1 : 38 675 FCFA en 2016.

Les facteurs de pondération des inflations sectorielles : , , , Δ, a, b, c, d sont résumés par le tableau

ci-après.

Synthèse des facteurs de pondération des inflations

2.3. Les Revenus régulés requis de référence

Pour le paramétrage de la Formule de contrôle des revenus, le montant des revenus requis aux

conditions économiques de référence RR0 (en francs constants de 2016) est considéré. Il est de

378 525 millions en 2017, 423 753 millions en 2018 et 455 443 millions en 2019 et est réparti

par niveau de tension (RR0(BT), RR0(MT), RR0(HT)) en utilisant les tarifs moyens de 2016

tenant compte de la baisse moyenne des tarifs de 10%.

Revenus requis de référence

1 L'indice API 4 est utilisé pour déterminer le prix de référence du charbon exporté à partir du port de Richards Bay en

Afrique du Sud. Il est calculé comme une moyenne évaluée par l'Argus FOB de Richards Bay et le marqueur IHS McCloskey FOB (www.argusmedia.com/Methodology-and-Reference/Key-Prices/API-4). Dans les hypothèses de Senelec, le prix du charbon est fixé à partir d’un prix FOB API4 de 54 Dollars par tonne, auquel on ajoute un coût du fret pour transporter le charbon de Richard Bay à Dakar estimé en fonction du promoteur

considéré selon les engagements contractuels.

2017 2018 2019 Moyenne

Inflation locale 0,29 0,29 0,30 0,29

Inflation étrangère β 0,17 0,14 0,13 0,14

Inflation combustibles γ 0,33 0,28 0,23 0,28

Non indexées Δ 0,21 0,29 0,34 0,28

Fuel lourd 380 HTS a 0,62 0,60 0,66 0,63

Fuel lourd 380 BTS b 0,32 0,29 0,21 0,27

Gasoil c 0,06 0,06 0,00 0,04

Charbon d 0,00 0,05 0,12 0,06

Facteurs pondération

Revenus de référence (Mn FCFA) 2017 2018 2019 Moyenne

Revenu Requis total A0 378 525 423 753 455 443 419 240

Revenu requis basse tension B0(BT) 250 465 270 475 289 587 270 215

Revenu requis moyenne tension B0(MT) 109 249 130 201 136 501 125 280

Revenu requis haute tension B0(HT) 18 810 23 077 29 355 23 744

http://www.argusmedia.com/Methodology-and-Reference/Key-Prices/API-4



2.4. Les Ventes de référence Les ventes de référence (D0(BT), D0(MT), D0(HT)) à utiliser pour l’indexation des revenus requis

sont présentées par le tableau ci-après.

Ventes de référence de la période 2017-2019

3. Formule de contrôle des revenus

3.1. Le Revenu Maximum Autorisé (RMA) Le Revenu Maximum Autorisé (RMA) de Senelec pour une année t, hors toutes taxes, au titre de la

vente au détail d’énergie électrique, est déterminé avec la Formule de contrôle des revenus ci-après :

Avec

t : année de détermination des revenus autorisés;

: facteur d’économie d’échelle fixé à :

0,57 pour l’année 2017 ;


0,46 pour l’année 2019.

At : base de calcul de la part fixe des revenus, déterminée par la formule suivante :

tt AA 0

où

A0 est le montant des revenus requis aux conditions économiques de 2016 pour les

ventes de référence, fixé à :

378 525 000 000 FCFA pour l’année 2017 ;

423 753 000 000 FCFA pour l’année 2018 ;

455 443 000 000 FCFA pour l’année 2019 ;

t est l’indice d’inflation, déterminé par la formule suivante :

dans laquelle CIt est déterminé selon la formule ci-après :

0000000

*** ICH

ICHd

IGO

IGOc

IFOb

IFObb

aIFO

IFOaa

TCIPC

TCIPC

IHPC

IHPCCI ttttttt

t

Avec

IHPCt : Moyenne arithmétique, au dix millième près, de l'indice harmonisé des prix à la

consommation au Sénégal publié par l’Agence Nationale de la Statistique et de la

Démographie (ANSD) durant les douze mois de l’année t ;

2017 2018 2019 Moyenne

Basse Tension D0(BT) 1 999,69 2 095,89 2 288,37 2 127,99

Moyenne Tension D0(MT) 907,37 1 049,57 1 122,10 1 026,35

Haute Tension D0(HT) 198,72 236,62 306,95 247,43

Ventes globales D0 3 105,79 3 382,08 3 717,42 3 401,76

Ventes de référence (GWh)

ttt XCI

tttttttt FPPKRCRTSBARMA 11



IHPC0 : Valeur de référence de l’indice harmonisé des prix à la consommation au Sénégal

fixée à 104,3667 base 100 en 2008 ;

IPCt : Moyenne arithmétique, au dix millième près, de l'indice des prix à la consommation

pour tous ménages, excluant le prix du tabac, en France publié par l’Institut National de la

Statistique et des Etudes Economiques (INSEE) durant les douze mois de l’année t ;

IPC0 : Valeur de référence de l’indice harmonisé des prix à la consommation pour tous

ménages, excluant le prix du tabac, en France fixée à 100,1867 base 100 en 2015 ;

TCt : Moyenne arithmétique, au millième près, de la parité du franc CFA (FCFA) par rapport

à l'EURO publiée par la Banque Centrale des Etats de l'Afrique de l'Ouest (BCEAO) durant

les douze mois de l’année t ;

TC0 : Valeur de référence de la parité du franc CFA (FCFA) par rapport à l'EURO fixée à

655,957 ;

IFOat : Moyenne arithmétique, à l’unité près, du prix ex-dépôt du fuel oil 380 HTS au Sénégal

incluant les éventuelles subventions, publié par le Ministère chargé de l’Energie durant les

douze mois de l’année t ;

IFOa0 : Valeur de référence du prix ex-dépôt du fuel oil 380 HTS fixée à 174 049

FCFA/tonne ;

IFObt : Moyenne arithmétique, à l’unité près, du prix ex-dépôt du fuel oil 380 BTS au Sénégal

incluant les éventuelles subventions, publié par le Ministère chargé de l’Energie durant les

douze mois de l’année t ;

IFOb0 : Valeur de référence du prix ex-dépôt du fuel oil 380 BTS fixée à 177 125

FCFA/tonne ;

IGOt : Moyenne arithmétique, à l’unité près, du prix ex-dépôt du gasoil au Sénégal incluant

les éventuelles subventions, publié par le Ministère chargé de l’Energie durant les douze mois

de l’année t ;

IGO0 : Valeur de référence du prix ex-dépôt du gasoil, fixée à 250 858 FCFA/m3 ;

ICHt : Moyenne arithmétique, à l’unité près, du prix du charbon, incluant les impôts et taxes

non déductibles et les éventuelles subventions constatées durant les douze (12) mois de

l’année t ;

ICH0 : Valeur de référence du prix du charbon, fixée à 38 675 FCFA/tonne ;

: Facteur de pondération de l’inflation locale fixé à :




: Facteur de pondération de l’inflation étrangère fixé à :




: Facteur de pondération de l’inflation sur le combustible fixé à :






Δ : Facteur de pondération des charges non indexées fixé à




a : Facteur de pondération de l’inflation sur le fuel oil 380 HTS fixé à :




b : Facteur de pondération de l’inflation sur le fuel oil 380 BTS fixé à :




c : Facteur de pondération de l’inflation sur le gasoil fixé à :




d : Facteur de pondération de l’inflation sur le charbon fixé à :




Xt : Facteur de gain d’efficacité, fixé à zéro (0) pour la période 2017-2019.

Bt : Base de calcul de la part variable des revenus, déterminée par la formule suivante :

où

t est l’indice d’inflation, tel que déterminé ci-dessus

Bt0 est le montant des revenus requis l’année t, aux conditions économiques de 2016,

déterminé comme suit :

avec

B0(BT) : Revenus requis aux conditions économiques de 2016 pour les ventes de référence en

Basse Tension fixés à :

250 465 000 000 FCFA pour l’année 2017 ;

270 475 000 000 FCFA pour l’année 2018 ;

289 587 000 000 FCFA pour l’année 2019.

B0(MT) : Revenus requis aux conditions économiques de 2016 pour les ventes de référence

en Moyenne Tension fixés à :

109 249 000 000 FCFA pour l’année 2017 ;

130 201 000 000 FCFA pour l’année 2018 ;

136 501 000 000 FCFA pour l’année 2019.

B0(HT) : Revenus requis aux conditions économiques de 2016 pour les ventes de référence

en Haute Tension fixés à :

ttt BB 0

HTD

HTDHTB

MTD

MTDMTB

BTD

BTDBTBB ttt

t

0

0

0

0

0

0

0



18 810 000 000 FCFA pour l’année 2017 ;

23 077 000 000 FCFA pour l’année 2018 ;

29 355 000 000 FCFA pour l’année 2019.

Dt(BT) : Quantité d’énergie électrique, en GWh et au centième près, vendue au détail en Basse

Tension (i.e. comptée et facturée) par Senelec pendant l’année t ;

D0(BT) : Ventes de référence en Basse Tension fixée à :

1 999,69 GWh pour l’année 2017 ;


2 288,37 GWh pour l’année 2019.

Dt(MT) : Quantité d’énergie électrique, en GWh et au centième près, vendue au détail en

Moyenne Tension (i.e. comptée et facturée) par Senelec pendant l’année t ;

D0(MT) : Ventes de référence en Moyenne Tension fixée à :

907,37 GWh pour l’année 2017 ;


1 122,10 GWh pour l’année 2019.

Dt(HT) : Quantité d’énergie électrique, en GWh et au centième près, vendue au détail en Haute

Tension (i.e. comptée et facturée) par Senelec pendant l’année t ;

D0(HT) : Ventes de référence en Haute Tension fixée à :



306,95 GWh pour l’année 2019.

RTSt : Redevance payable à la Radio-Télévision Sénégalaise (RTS) pendant l’année t.

RCt : Redevance annuelle due à la Commission de Régulation du Secteur de l’Electricité.

FPt : Dotation du fonds de préférence

Kt : Facteur de correction des revenus déterminé selon la formule suivante :

dans laquelle

RMAt-1 est le Revenu maximum autorisé durant l’année t-1, déterminée conformément aux

dispositions ci-dessus ;

Rt-1 est le revenu perçu par Senelec durant l’année t-1, qui est égal à la somme des recettes

tirées de la vente au détail d’énergie électrique des usagers avec les tarifs appliqués et de la

compensation de revenus versée par le Gouvernement.

It-1 est un taux d’intérêt en pourcent (%), égal au taux d’intérêt légal, fixé par le Ministère des

finances, de l’année t-1 majoré de la marge bancaire plus deux pour cent (2%).

Pt-1 : Incitation contractuelle exigible à Senelec pour manquement durant l’année précédente t-1, aux

normes de qualité et de disponibilité (énergie non fournie) ;

111 1 tttt IRRMAK



3.2. Indexation et ajustement des tarifs En fixant ses tarifs, Senelec doit veillez à ce que les recettes issues de la vente au détail d’énergie

électrique au cours d’une année t n’excède pas le Revenu Maximum Autorisé pour cette année.

A cet effet, le Revenu Maximum Autorisé de l’année est estimé aux conditions économiques du

1er janvier, du 1er avril, du 1er juillet et du 1er octobre (dates d’indexation des tarifs) à partir de la

Formule de contrôle des revenus définis ci-dessus et en considérant pour les indices d’inflation

(IHPCt, IPCt), les prix des combustibles (IFOat, IFObt, IGOt, ICHt) et le taux de change (TCt), la

moyenne arithmétique de leurs valeurs publiées durant les trois (3) mois précédant la date

d’indexation des tarifs considérée.

Le taux d’ajustement maximum des tarifs à une date d’indexation donnée, est obtenu en rapportant

l’estimation du Revenu Maximum Autorisé de l’année à cette date d’indexation des tarifs au revenu

à percevoir par Senelec durant l’année, si les tarifs en vigueur sont maintenus.

Senelec peut demander un ajustement de ses tarifs dans le respect du taux maximum d’ajustement

ainsi déterminé et aux conditions ci-après :

aux conditions économiques du 1er janvier, quel que soit le taux d’ajustement maximum

obtenu ;

aux conditions économiques du 1er avril, du 1er juillet et du 1er octobre si le taux d’ajustement

maximum obtenu, est supérieur à 5% ou inférieur à -5%.

3.3. Compensation de revenus

Lorsque Senelec demande un ajustement de ses tarifs dans les conditions définies ci-dessus, la

Commission peut, en application des stipulations de l’article 36 modifié du Contrat de Concession de

Senelec, s’opposer à titre exceptionnel à celui-ci si l’ajustement est brusque et important.

Dans ce cas, le montant de la compensation, hors toutes taxes, dû par l’Etat à Senelec, est déterminé

selon la formule ci-après :

ii CPRPARPDn

CD

4

)(*

avec :

i : Date d’indexation considérée ;

n : référence de la date d’indexation, égale à un (1) au 1er janvier, à deux (2) au 1er avril, à trois (3)

au 1er juillet et à quatre (4) au 1er octobre ;

CDi : Compensation, hors toutes taxes, due au titre du trimestre commençant à la date d’indexation

i ;

RPD : Revenu annuel, hors toutes taxes, à percevoir si les tarifs demandés par Senelec, dans la limite

des tarifs maximums, étaient appliqués ;

RPA : Revenu annuel, hors toutes taxes, à percevoir en appliquant les tarifs autorisés par la

Commission suite à la demande d’ajustement de Senelec ;

CPi : Compensation, hors toutes taxes, déjà perçue par Senelec au titre de la compensation de l’année

en cours, à la date d’indexation i.



3.4. Durée de validité de la Formule de contrôle

des revenus La Formule de contrôle de revenus est fixée pour la période de 3 ans (2017-2019). Toutefois, elle

pourra être révisée exceptionnellement avant la fin de cette période à l’initiative de Senelec, en cas

d’événement imprévisible, extérieur à la volonté de Senelec rendant inadaptée la Formule ou suite à

des accords conclus par le Gouvernement et affectant significativement les conditions d’exploitation

de Senelec.

4. Résultats de l’application de la

Formule de contrôle des revenus

4.1. Revenus maximum autorisés

Afin de garantir à Senelec ses revenus, la Formule de contrôle des revenus définie plus haut, a été

utilisée pour déterminer les revenus maximum autorisés avec les projections de ventes et d’inflation

soumises par Senelec.

Les Revenus Maximum Autorisés ainsi calculés avec la Formule s’élèvent à 427 330 millions FCFA

en 2017, 490 907 millions FCFA en 2018 et 523 958 millions FCFA en 2019. Ces montants

correspondent à un Revenu cumulé sur la période 2017-2019 de 1 422 195 millions FCFA alors que

le Revenu Maximum Autorisé cumulé, issu des projections retenues par la Commission est de

1 422 072 millions FCFA, soit une différence relative de 0,01%.

Revenus Maximums Autorisés

4.2. Evolution des tarifs-plafonds

Cette partie donne, à titre d’illustration sur la base d’hypothèses sur les niveaux d’inflation et de

demande projetés, l’évolution du Revenu Maximum Autorisé et du taux d’ajustement moyen

maximum de la période. A la pratique, leur valeur réelle dépendra de l’inflation et du niveau de

demande réellement constatés.

Aux conditions économiques de 2016 (sans inflation), l’application de la Formule de contrôle de

revenus détermine sur la période 2017-2019 un Revenu Maximum Autorisé de 1 257 049 millions de

FCFA. Avec les tarifs actuellement en vigueur, Senelec devrait percevoir 1 085 291 millions de

FCFA, soit un écart de revenus de 171 758 millions de FCFA, correspondant à 39 913 millions en

2017, 67 387 millions en 2018 et 64 458 millions en 2019.

2017 2018 2019 2017-2019

Revenus Régulés Requis 436 314 486 664 519 767 1 442 746

Facteur de correction des revenus l'année n-1 14 632 - 14 632 -

Redevance de la Radio Télévision Sénégalaise payable par la Senelec 2 874 1 248 802 4 924

Redevance annuelle due à la Commission de Régulation 1 679 1 824 1 993 5 496

Dotation du Fonds de préférence 1 095 1 168 1 277 3 540

Revenus Maximum Autorisé 427 330 490 904 523 838 1 442 072

Revenus Maximum obtenus avec la Formule de contrôle des revenus 427 330 490 907 523 958 1 442 195

0 2 120 123

0,00% 0,00% 0,02% 0,01%Ecarts



Ecarts de revenus aux conditions économiques de 2016

Avec ce niveau de revenu autorisé, le taux maximum d’ajustement du tarif moyen, est de 16,06 % sur

la période. Il est de 12,11% en 2017, 19,23% en 2018 et 16,47% en 2019.

Revenus Maximum moyens aux conditions économiques de 2016

En considérant les conditions économiques prévues (inflations prévues par Senelec), le Revenu

Maximum autorisé est de 1 442 196 millions de FCFA, correspondant à un écart de revenus de

359 905 millions de FCFA par rapport au revenu à percevoir avec les tarifs actuellement en vigueur

de 1 085 291 millions de FCFA.

Ecarts de revenus aux conditions économiques prévues par Senelec

Dans ce cas de figure, le taux maximum d’ajustement du tarif moyen, par rapport au tarif moyen

actuel, est de 33,15% sur la période.

Tarifs-plafonds aux conditions économiques prévues par Senelec

2017 2018 2019 2017-2019


Revenus perçus avec les tarifs actuels 329 627 360 607 395 057 1 085 291

Ecarts de Revenus 39 913 67 387 64 457 171 757

2017 2018 2019 Moyenne

Tarif moyen 106,13 106,62 106,27 106,35

Revenu Maximum Autorisé moyen 118,98 126,55 123,61 123,18

Taux d'ajustement maximum 12,11% 19,23% 16,47% 16,06%

2017 2018 2019 Total


Revenus perçus avec les tarifs actuels 329 627 360 607 395 057 1 085 291

Ecarts de Revenus 97 703 130 300 128 901 356 904

2017 2018 2019 2017-2019

prix de vente moyen Tarifs en vigueur 106,13 106,62 106,27 106,35

Tarif moyen maximum 137,59 145,15 140,95 141,32

Taux d'ajustement maximum 29,64% 36,76% 32,80% 33,15%



ANNEXES


1. Normes et obligations pour la

période 2017-2019


REVISION DES CONDITIONS TARIFAIRES DE SENELEC

OBLIGATIONS D’ELECTRIFICATION ET NORMES FIXEES A SENELEC POUR

LA PERIODE 2017-2019

Pour la période triennale 2013-2015, les données figurant dans le bilan fourni par

Senelec indiquent que le nombre d’abonnés domestiques supplémentaires visé

dans la période sous revue, est atteint en milieu urbain, mais pas encore en milieu

rural.

En effet, Senelec a raccordé :

En zone urbaine: 125 597 nouveaux clients domestiques pour une cible de

105 506 clients, soit un taux de réalisation de 119% par rapport à l’objectif

visé ;

En zone rurale: 34 019 nouveaux clients domestiques pour une cible de

54 534 clients, soit un taux de réalisation de 62% par rapport à l’objectif

visé.

En moyenne, le nombre de ménages raccordés par an sur la période est de 41

866 en zone urbaine et de 11 340 en zone rurale.

Ainsi, globalement sur le nombre total de 160 040 nouveaux clients domestiques

ciblés, Senelec a atteint un niveau de réalisation de 159 616, soit un taux

avoisinant les 100%.

En ce qui concerne le taux d’électrification urbaine, il se situe à la fin de l’année

2015, à 77% ; alors que la contribution de Senelec au taux d’électrification rurale

actuel serait de 25 %.

Le Gouvernement ambitionne d’atteindre en 2017, un taux d’électrification

de 95 % en milieu urbain et de 60% en milieu rural.

L’atteinte des obligations d’électrification fixées à Senelec pour la prochaine période

triennale 2017-2019 tient compte de la contribution significative de Senelec à

République du Sénégal

Un Peuple – Un But – Une Foi ______

Ministère de l’Energie et du

Développement des Energies

Renouvelables ______

Le Ministre,


rehausser le taux d’électrification du pays et à corriger les déséquilibres entre les

régions dans son périmètre.

Aussi, ces obligations devront se traduire au niveau de Senelec par la mise en

œuvre, dans chacune des régions, de programmes permettant de développer les

réseaux de distribution par extension vers des zones de lotissement de nouveaux

quartiers et des localités figurant dans son périmètre ainsi que par la densification

dans les localités déjà électrifiées.

Ainsi, les obligations d’électrification fixées à Senelec sur la période 2017-

2019 consistent à raccorder 243 192 et 67 514 nouveaux abonnés

domestiques respectivement en zone urbaine et rurale.

En d’autres termes, Senelec devra, sur la période 2017-2019, raccorder au

moins 310 706 nouveaux abonnés domestiques dans son périmètre.

Le nombre important d’abonnés potentiels dans le périmètre de Senelec, d’une

part, et la mise en œuvre des ambitieux programmes d’extension et de densification

de réseaux MT et BT dans le cadre de la coopération avec la Banque Mondiale, la

KfW et la Banque Européenne d’Investissement (BEI) ainsi que l’accompagnement

des ménages à supporter les frais d’accès (installations intérieurs, avances sur

consommation …), d’autre part, devraient permettre d’atteindre cet objectif.

En ce qui concerne les normes imposées à Senelec vis-à-vis de ses clients finaux ;

le bilan fourni par cette dernière durant la période sous revue montre une

amélioration dans le suivi de leur application par rapport aux périodes antérieures

ce qui a permis une appréciation permettant de faire des réajustements,

suppressions ou reconduction de certaines d’entre elles pour la période 2017-2019.

Ainsi, il convient de noter :

le relèvement de l’énergie non fournie à un niveau raisonnable de 1% de

l’énergie totale vendue au détail contre 0,3% et la suspension de l’incitation

contractuelle dans la période 2017-2018 coïncidant à la mise en œuvre du

Plan d’Action Prioritaire (PAP) de Senelec.

la prise en compte dans le calcul du niveau de l’incitation contractuelle

relative à l’énergie non fournie, des coûts variables de production les plus

élevés (TAG) dans la période sous revue.

le remplacement, dans le cadre de la norme sur les compteurs à prépaiement,

de la distance d’un point de vente des cartes à prépaiement par rapport à un

abonné et du nombre d’abonnés par point de vente par la disponibilité des

cartes à prépaiement.


la suppression de la norme relative au déplacement de compteur car le client

doit dorénavant résilier son abonnement et se réabonner à sa nouvelle

destination.

Par ailleurs, les normes relatives aux concessionnaires d’électrification rurale, qui

sont annexés aux différentes conventions de fourniture d’électricité que Senelec a

signé avec ces derniers, sont reconduites, ainsi que les incitations contractuelles y

relatives, en attendant leur évaluation lorsque les différentes concessions

d’électrification rurale déjà attribuées seront opérationnelles.

Le détail des obligations d’électrification et des normes fixées à Senelec pour la

période 2017-2019 est présenté ci-après.


1. Obligations d’électrification fixées à Senelec:

1.1 Zones urbaines des régions

Zones urbaines des régions

Nombre de ménages

en 2015*

Nombre de

clients UD en

2015**

Taux électrification

en 2015***

Nombre de

ménages en

2019*

Taux d'électrification

cible en 2019***

Nombre de

clients UD cible

en 2019

Nombre de

nouveaux

clients UD cible

en 2019

Dakar**** 517 143 424 939 82% 561 847 98% 550 610 125 671

Thiès 112 054 83 104 74% 124 494 93% 115 780 32 676

Fatick 14 078 10 685 76% 15 999 93% 14 879 4 194

Kolda 23 985 11 284 47% 26 942 70% 18 859 7 575

Sédhiou 9 112 4 712 52% 10 235 75% 7 676 2 964

Tambacounda 22 610 15 007 66% 25 460 89% 22 660 7 653

Kédougou 5 716 2 689 47% 6 435 70% 4 504 1 815

Kaolack 42 518 34 289 81% 47 686 98% 46 733 12 444

Kaffrine 9 616 5 918 62% 10 784 85% 9 167 3 249

Diourbel 27 233 24 246 89% 30 753 97% 29 830 5 584

Louga 23 324 20 531 88% 26 142 98% 25 619 5 088

Saint louis 54 298 36 969 68% 61 160 91% 55 656 18 687

Matam 11 853 6 705 57% 13 325 80% 10 660 3 955

Ziguinchor 36 337 23 199 64% 40 041 87% 34 836 11 637

SENEGAL 909 879 704 277 77% 1 001 304 95% 947 469 243 192

* Données du SIE-Sénégal et de l’ANDS

** Données fournies par Senelec

*** Rapport du nombre de ménages électrifiés sur le nombre de ménages pour une zone donnée (hypothèse 1 client UD = 1 ménage électrifié)

****Toute la région de Dakar est considérée comme zone urbaine

1.2 Zones rurales des régions


Zones rurales des régions

Nombre de

ménages en

2015*

Nombre de

clients UD en

2015**

Taux

électrification en

2015***

Nombre de

ménages en

2019*

Taux

d'électrification cible

en 2019***

Nombre de

clients UD cible

en 2019

Nombre de

nouveaux

clients UD

cible en 2019

Thiès 93 240 49 141 53% 103 591 60% 62 155 13 014

Fatick 63 121 9 973 16% 71 762 20% 14 352 4 379

Kolda 51 196 1 858 4% 57 514 8% 4 601 2 743

Sédhiou 34 205 2 575 8% 38 427 12% 4 611 2 036

Tambacounda 51 985 4 794 9% 58 547 13% 7 611 2 817

Kédougou 14 497 93 1% 16 329 6% 980 887

Kaolack 58 402 6 096 10% 65 510 14% 9 171 3 075

Kaffrine 47 586 1 028 2% 53 379 7% 3 737 2 709

Diourbel 139 118 65 780 47% 157 111 54% 84 840 19 060

louga 79 776 14 754 18% 89 423 23% 20 567 5 813

Saint louis 62 646 16 518 26% 70 557 30% 21 167 4 649

Matam 45 343 13 127 29% 50 970 33% 16 820 3 693

Ziguinchor 43 395 8 837 20% 47 814 24% 11 475 2 638

SENEGAL 784 510 194 574 25% 880 935 29,8% 262 088 67 514

* Données du SIE-Sénégal et de l’ANDS

** Données fournies par Senelec

*** Rapport du nombre de ménages électrifiés sur le nombre de ménages pour une zone donnée (hypothèse 1 client UD = 1 ménage électrifié)


2. Normes relatives aux clients finaux

2.1 Normes D’APPROBATION

Normes (jours ouvrables) Incitations contractuelles*

Période

2014-2016

Période

2017-2019

Période

2014-2016

Période

2017-2019

Réponse à toute demande écrite

concernant les travaux de

branchement HT d’un distributeur

indépendant confiés à une entreprise

autre que Senelec

10 10

6200 F CFA

par jour de

retard

6212 F CFA

par jour de

retard

Réponse à toute demande écrite

concernant les travaux de

branchement d’un abonné MT ou

d’un promoteur immobilier confiés à

une entreprise autre que Senelec

10 10

6200 F CFA

par jour de

retard

6212 F CFA

par jour de

retard

* Le montant s’applique pour l’année 2017, il est indexé par la suite, pour chaque année n, avec l’inflation constatée durant

l’année n-1 de l’indice harmonisé des prix à la consommation au Sénégal par rapport à 2016.

2.2 NORMES DE SECURITE ET DE DISPONIBILITE (ENERGIE NON FOURNIE)

Normes (% de l’énergie totale vendue au

détail pendant l’année)

Incitations contractuelles*

Période

2014-2016

Période

2017-2019

Période

2014-2016

Période

2017-2019

Année 1 0,3% 1% - -

Année 2 0,3% 1% - -

Année 3 0,3% 1% 1331 FCFA/kWh 1334 FCFA/kWh**


l’année n-1 de l’indice harmonisé des prix à la consommation au Sénégal, par rapport à 2016. Le montant global des

Incitations est limité à 2% du chiffre d’affaires hors taxes de l’année précédente.

** Le montant tient compte de la moyenne des coûts variables de production les plus élevés (TAG) dans la période sous

revue.

2.3 NORMES LIEES AUX RELATIONS AVEC LA CLIENTELE

Normes (jours ouvrables) Incitations contractuelles

Période

2014-2016

Période

2017-2019 Période

2014-2016

Période

2017-2019

Emission première

facture (non

estimée)

3 mois après

début fourniture

3 mois après début

fourniture 6200 F CFA

6212 F CFA


Normes (jours ouvrables) Incitations contractuelles

Période

2014-2016

Période

2017-2019 Période

2014-2016

Période

2017-2019

Edition factures

bimestrielles

2 factures

estimées

consécutives

3 factures

estimées par an

2 factures estimées

consécutives

3 factures estimées

par an

15% facture estimée

concernée


concernée

Réponses aux

réclamations

concernant les

factures*

10 10

Minimum entre 50%

montant erreur et

montant facture

rectifiée

Minimum entre 50%

montant erreur et

montant facture rectifiée

Préavis avant toute

interruption

programmée de

fourniture

3 3 - -

Remise de courant

après coupure pour

défaut de paiement**

24 heures 24 heures

5% de la moyenne

mensuelle des

factures des 12

derniers mois

5% de la moyenne

mensuelle des factures

des 12 derniers mois

* Incitations exigibles seulement si l’erreur induit une facture émise plus élevée que celle qu’elle aurait dû être.

** Le délai commence à courir à compter du règlement de la facture impayée.

2.4 NORMES DE VERIFICATION DES COMPTEURS

Normes Incitations contractuelles*

(F CFA) Période

2014-2016

Période

2017-2019

Milieu

urbain

Milieu

rural

Milieu

urbain

Milieu

rural

Période

2014-2016

Période

2017-2019

Prise de rendez vous et inspection

suite à une plainte sur l'inexactitude

d'un compteur**

10 15 10 15 6656 6669


l’année n-1 de l’indice harmonisé des prix à la consommation au Sénégal, par rapport à 2016.

** Le délai commence à courir à compter du premier contact avec l’abonné.

2.5 NORMES SUR LA DISPONIBILITE DES MOYENS D’ACHAT DE CREDIT

PREPAIEMENT

Normes

(jours et heures ouvrables)

Période 2014-2016 Période 2017-2019

Disponibilité des cartes à

prépaiement

a) du lundi au vendredi : 8 heures à

17 heures

b) Week end et jours fériés : 8

heures à 12 heures

a) du lundi au vendredi : 8

heures à 17 heures


heures à 12 heures

a) du lundi au vendredi : 8 heures à

17 heures


heures à 12 heures

a) du lundi au vendredi : 8

heures à 17 heures


heures à 12 heures


2.6 NORMES DE QUALITE DU COURANT

Senelec doit livrer l'électricité dans les conditions suivantes :

Normes

Période 2014-2016 Période 2017-2019

Fréquence 50 Hz + 5% 50 Hz + 5%

Tension

Basse tension 127/220V ou 220/380V + 10% 127/220V ou 220/380V + 10%

Moyenne tension Tension nominale autorisée + 5% Tension nominale autorisée + 5%

Haute tension Tension nominale autorisée + 5% Tension nominale autorisée + 10%

Lorsqu'un abonné informe Senelec qu'il croit recevoir de l'électricité en dehors des variations

autorisées, Senelec doit réagir en respectant les normes ci-après.

Normes

(jours ouvrables)

Incitations contractuelles*

(F CFA)

Période

2014-2016

Période

2017-2019

Période

2014-2016

Période

2017-2019

Fournir des explications sans

effectuer de visite**

Milieu urbain 5 5

6656 FCFA

6669 FCFA

Milieu rural 7 7

Prendre rendez-vous pour

une visite dans le même

délai**

Milieu urbain 5 5

Milieu rural 7 7


l’année n-1 de l’indice harmonisé des prix à la consommation au Sénégal, par rapport à 2016.

** le délai commence à courir à compter du premier contact avec l’abonné.

2.7 NORMES DE BRANCHEMENT BASSE TENSION

2.7.1 Sans modification du Réseau existant


Période

2014-2016

Période

2017-2019

Période

2014-2016

Période

2017-2019

Visite à une personne ayant

fait une demande de

branchement

5 5 2 fois les coûts de

1er établissement

d’un nouveau

branchement;

rapporté à la

norme de

branchement.

2 fois les coûts de

1er établissement

d’un nouveau

branchement ;

rapporté à la

norme de

branchement.

Travaux de

branchement**

Milieu

urbain 5 5

Milieu rural 10 10

*par jour ouvrable au-delà des normes et par manquement. Le montant des incitations pour un manquement est limité à 2

fois les coûts de premier établissement.

** le délai commence à courir à compter du moment où les frais de premier établissement ont été versés et les informations

demandées ont été fournies.


2.7.2 Avec modification du Réseau existant


Période

2014-2016

Période

2017-2019

Période

2014-2016

Période

2017-2019

Réponse à une

demande de

branchement**

Milieu

urbain 10 10


premier

établissement d’un

nouveau

branchement

rapporté à la

norme de

branchement


premier établissement

d’un nouveau

branchement rapporté

à la norme de

branchement

Milieu rural 15 15

Travaux de

branchements**

Milieu

urbain 30 30

Milieu rural 60 60

*par jour ouvrable au-delà des normes et par manquement. Le montant des incitations pour un manquement est limité à 2

fois les coûts de premier établissement ou de déplacement de compteur.

** le délai commence à courir à compter du moment où les frais de premier établissement ont été versés et les informations

demandées ont été fournies.

3. NORMES RELATIVES AUX CONCESSIONNAIRES D’ELECTRIFICATION RURALE

3.1 NORMES d’approbation

Normes (jours ouvrables)

Incitations contractuelles

Période

2014-2016

Période

2017-2019

Période

2014-2016

Période

2017-2019

Approbation des

plans et schémas

soumis par le

concessionnaire

15

15

Passé ce délai,

l’approbation est

réputée acquise pour

le Concessionnaire

Passé ce délai,

l’approbation est

réputée acquise pour

le Concessionnaire

3.2 NORMES DE QUALITE DU COURANT

Senelec doit livrer l'électricité à une fréquence de 50 Hz +/- 5% et à la tension nominale +/-

5%.

Si un concessionnaire estime recevoir de l’énergie électrique en dehors des limites

autorisées, Senelec devra fournir des explications sur le problème et les mesures prises ou

à prendre pour le résoudre.

Normes

Période

2014-2016

Normes

Période

2017-2019

Incitations

contractuelles

Période 2017-2019

Incitations

contractuelles

Période 2014-2016

Fournir une explication

au concessionnaire

7 jours

ouvrables

7 jours

ouvrables

6200 F CFA pour chaque

kW de puissance

souscrite et par jour de

retard, indexés sur

l’indice harmonisé des

prix à la consommation

au Sénégal.


kW de puissance souscrite

et par jour de retard,

indexés sur l’indice

harmonisé des prix à la

consommation au

Sénégal.


Effectuer une visite

chez le

Concessionnaire pour

enquête et explication

des mesures à prendre

10 jours

ouvrable*

10 jours

ouvrables


kW de puissance

souscrite et par jour de

retard, indexés sur

l’indice harmonisé des

prix à la consommation

au Sénégal.


kW de puissance souscrite

et par jour de retard,

indexés sur l’indice

harmonisé des prix à la

consommation au

Sénégal.

Apporter une solution 90 jours* 90 jours

Au maximum égale à 3%

du chiffre d’affaires

mensuel du

concessionnaire, par

point de livraison.

Pour chaque point de

défaut de qualité de

fréquence ou de tension

comprise entre

+/- 5 % et +/- 8 %,

l’incitation contractuelle

est égale à 20 % de la

pénalité maximale.




en dehors des limites ci-

dessus, l’incitation

contractuelle est égale à

10 % de la pénalité

maximale.

Au maximum égale à 3%

du chiffre d’affaires

mensuel du

concessionnaire, par point

de livraison.




comprise entre

+/- 5 % et +/- 8 %,

l’incitation contractuelle

est égale à 20 % de la

pénalité maximale.




en dehors des limites ci-

dessus, l’incitation

contractuelle est égale à

10 % de la pénalité

maximale.

N.B : - Senelec a droit au remboursement de ses frais de déplacement et de vérification lorsque, après vérification, les limites

autorisées sont respectées.

- Un point de défaut signifie chaque 1%, en plus ou en moins, au-delà ou en deçà du seuil de tolérance de +/- 5% appliquée

sur la fréquence et la tension nominale.

* le délai commence à courir à compter du délai précédent.

3.3 NORMES DE SECURITE ET DE DISPONIBILITE (ENERGIE NON FOURNIE)

N.B :

- Les interruptions programmées ne sont pas prises en compte dans le calcul de la durée de défaillance et du nombre de

coupures.

- L’incitation contractuelle relative au nombre de coupures commence à s’appliquer quand la durée de la coupure atteint

30 mn.

3.4 NORMES LIEES AUX RELATIONS COMMERCIALES

3.4.1 NORMES DE FACTURATION

Normes

Période

2014-2016

Normes

Période

2017-2019

Incitations contractuelles

Période 2014-2016

Incitations

contractuelles

Période 2017-2019

Durée

moyenne de

défaillance

au cours

d’un mois 12 heures 12 heures

25 % du tarif de cession en

vigueur pour chaque kW de

puissance souscrite et pour

chaque heure de défaillance

au-delà de la norme de 12

heures de défaillance par

mois.

25 % du tarif de cession en

vigueur pour chaque kW de

puissance souscrite et pour

chaque heure de défaillance

au-delà de la norme de 12

heures de défaillance par

mois.


Normes

Période

2014-2016

Normes

Période

2017-2019

Incitations

contractuelles*

Période

2014-2016

Incitations

contractuelles*

Période

2017-2019

Emission

première facture

(non estimée)


fourniture


fourniture - -

Edition factures

bimestrielles

Maximum de 2 factures

estimées consécutives et

de 3 factures estimées

par an

Maximum de 2 factures

estimées consécutives et

de 3 factures estimées

par an


concernée


concernée

Réponses aux

réclamations

concernant les

factures*

10 jours ouvrables 10 jours ouvrables

Minimum entre 50%

montant erreur et

montant facture

rectifiée

Minimum entre 50%

montant erreur et

montant facture

rectifiée

* Incitations exigibles seulement si l’erreur induit une facture émise plus élevée que celle qu’elle aurait dû être.

** Le délai commence à courir à compter du règlement de la facture impayée.

3.4.2 NORMES DE PREAVIS D’INTERRUPTION PROGRAMMEE DU SERVICE

Normes

Période

2014-2016

Normes

Période

2017-2019

Incitations

contractuelles

Période

2014-2016

Incitations

contractuelles

Période

2017-2019

Préavis avant toute

interruption

programmée de

fourniture

15 jours 15 jours

5000 F CFA par kW de

puissance souscrite par

jour

en-deçà de ce délai



jour

en-deçà de ce délai

Remise de courant

après coupure

pour défaut de

paiement*

24 heures 24 heures

5% de la moyenne



5% de la moyenne



* Le délai commence à courir à compter du règlement de la facture impayée.

3.4.3 NORMES DE VERIFICATION DES COMPTEURS

Nombre

moyen de

coupures

hors

coupures

pour défaut

de paiement,

par mois et

par point de

livraison

10 10

3% du chiffre d’affaires

mensuel du concessionnaire,

par point de livraison. Pour

chaque coupure au-delà de la

norme de 10 coupures, hors

coupures pour défaut de

paiement, par mois et par

point de livraison, l’incitation

contractuelle est égale à 10 %

de la pénalité maximale.

3% du chiffre d’affaires

mensuel du concessionnaire,

par point de livraison. Pour

chaque coupure au-delà de la

norme de 10 coupures, hors

coupures pour défaut de

paiement, par mois et par point

de livraison, l’incitation

contractuelle est égale à 10 %

de la pénalité maximale.


Normes

Période

2014-2016

Normes

Période

2017-2019

Incitations

contractuelles

Période

2014-2016

Incitations

contractuelles

Période

2017-2019

Prise de rendez

vous et proposition

inspection dans le

même délai suite à

une plainte sur

l'inexactitude d'un

compteur*

10 jours

ouvrables

10 jours

ouvrables



jour au-delà de ce délai**



jour au-delà de ce délai**

* Le délai commence à courir à compter du premier contact avec le concessionnaire

** Senelec a droit au remboursement de ses frais de déplacement et de vérification lorsque, après vérification, l’écart est

au plus égal à 3% en plus ou en moins.


2. Synthèse des questions soulevées

lors de la première consultation

publique


Thèmes Questions/Commentaires Réponses

Formule de

contrôle des

revenus de

Senelec

–

Méthodologie

de révision

-

Tarification

EXHAUSTIVITE DES DONNEES DU BILAN D’EXPLOITATION DE SENELEC

Les consommateurs considèrent que la période de 3 ans de validité

des conditions tarifaires de Senelec ne permet pas de disposer, au

moment de la révision, de données exhaustives sur les réalisations

de la période sous revue.

Initialement, la période de validité des conditions tarifaires était de 5

ans et les procédures de révision ont été fixées par le décret n°98-335.

En 2011, Senelec et l’Etat ont convenu de réduire la durée de validité

des conditions tarifaires à 3 ans.

En effet, durant la période de 5 ans, des difficultés majeures ont été

notées sur la disponibilité des données relatives aux prévisions de

Senelec. Ainsi, la période de 3 ans retenue a pu apporter des

améliorations à la situation. Toutefois, il subsiste la problématique du

bilan compte tenu du fait que les informations ne sont disponibles que

pour les deux premières années.

FIABILITE DES INFORMATIONS FOURNIES PAR SENELEC

Senelec dispose-t-elle d’un outil d’audit interne qui permet de

contrôler les chiffres avancés ?

Senelec déclare disposer d’un audit interne qui veille à la fiabilité des

informations générées par les systèmes d’informations. Ces systèmes

sont répartis par activité (production, transport, commercial…). Ces

informations permettent de suivre le contrat de performance entre

l’Etat et Senelec. En outre, selon Senelec, un data center sera mis en

place prochainement pour améliorer l’analyse de ses réalisations, en

matière de respect des normes et obligations.

PENALITE EN CAS DE SUBSTITUTION DU COMBUSTIBLE PAR UN AUTRE QUI COUTE

PLUS CHER

Senelec est-elle pénalisée lorsqu’elle substitue les combustibles

prévus dans ses projections de charges d’exploitation à d’autres qui

coûtent plus chers ?

Sur la base des principes de la régulation par les prix plafonds, seul

l’impact de l’inflation est répercuté sur les revenus de Senelec, donc sur

les tarifs. Les charges additionnelles liées à l’utilisation d’un

combustible plus cher sont supportées par l’entreprise.


Formule de

contrôle des

revenus de

Senelec

–

Méthodologie

de révision

-

Tarification

TAUX DE DISPONIBILITE ET DE RENDEMENT

Senelec est-elle pénalisée lorsque ses performances en termes de

disponibilité des centrales et de rendement sont inférieures à celles

prévues ?

Senelec supporte les charges additionnelles liées aux contre-

performances en termes de disponibilité et de rendement.

BAISSE DES TARIFS DE L’ELECTRICITE

Quel est l’impact de la baisse du prix du baril de pétrole sur le tarif

de l’électricité ?

Si les prix des combustibles baissent, cela influe sur le RMA de Senelec

et par conséquent peut entrainer, dans la limite des taux d’ajustement,

une baisse des tarifs.

TARIFICATION DU PREPAIEMENT

Pourquoi la facturation par tranche n’est pas appliquée au niveau du

prépaiement ?

La facturation du prépaiement se fait en tenant compte des tranches

de consommations, depuis le 1er août 2015.

QUALITE DU SERVICE

Les associations de consommateurs ont dénoncé la qualité de

service, notamment pour ce qui concerne :

- les délais de traitement des réclamations qui sont très longs;

- les retards dans le dépôt des factures des clients;

- les délais de rétablissement en cas de coupure du courant

qui doivent être améliorés ;

- les dommages causés par les coupures.

De manière générale, Senelec ne respecte pas toutes ces normes et

obligations fixées par le Ministre en charge de l’Energie. Elle doit se

conformer à ces normes et obligations, en vue d’atteindre les objectifs

qui lui sont fixés.

Toutefois, des améliorations ont été notées dans la prise en charge des

sinistres.

SUCCESSION DE DEUX LOCATAIRES

Senelec exige du nouveau locataire de solder les impayés laissés par

l’ancien locataire, avant d’être alimenté en électricité.

Senelec doit utiliser des moyens de droit pour recouvrer ses créances

auprès des anciens locataires et laisser ainsi, au nouveau locataire la

possibilité de souscrire un abonnement.


Relation Senelec

–Clients

Normes et

obligations

INFORMATIONS SUR COMPTEUR PREPAIEMENT

Les associations de consommateurs demandent à Senelec d’avoir la

liberté de choisir entre le compteur post paiement et celui de

prépaiement.

La question relative au compteur prépaiement est en cours de

traitement dans le projet de Règlement du service de Senelec.

COMMUNICATION

Les associations de consommateurs recommandent à Senelec

d’organiser des rencontres périodiques avec leurs organisations.

Senelec a pris bonne note de cette recommandation

FACTURATION

Les consommateurs considèrent que Senelec doit vérifier, avant de

procéder à la coupure, que les factures sont effectivement remises

aux clients dans les délais.

Senelec déclare avoir pris des mesures en signant des contrats de sous-

traitance pour une meilleure diligence dans la délivrance des factures.

Des points focaux vont être désignés dans les quartiers afin de s’assurer

de la réception des factures par les clients à bonne date.

PAIEMENT DES INCITATIONS CONTRACTUELLES

Quelles sont les modalités de paiement des incitations contractuelles

par Senelec ?

A l’exception de l’incitation contractuelle relative à la norme sur

l’Energie Non Fournie qui est directement prélevée sur les revenus de

Senelec, toutes les autres incitations doivent être payées directement

au client affecté par le manquement à la norme.

NORME SUR LE PREPAIEMENT

A la place de la norme fixant la distance d’un point de vente par

rapport à un abonné, une association de consommateur propose de

disposer les cartes dans des lieux précis

Le Ministre chargé de l’Energie, dans le cadre des nouvelles normes a

fixé celle sur la disponibilité des moyens d’achat de crédits

prépaiements. Ainsi, les cartes prépaiement sont mises à la disposition

des clients tous les jours de la semaine et les jours fériés.

NORME SUR LA QUALITE DU COURANT

En plus de la norme sur la qualité du service les consommateurs

recommandent l’introduction de norme sur la qualité du courant

avec des incitations contractuelles

Senelec est tenu de livrer l'électricité dans des conditions bien définies.

Lorsqu’un abonné l’informe qu’il croit recevoir de l’électricité en dehors

des variations autorisées, Senelec a l’obligation de respecter les délais

requis. En cas de non-respect de ces délais, des incitations

contractuelles sont appliquées à Senelec. (cf. annexe 2 : Normes et

obligations pour la période 2017-2019).


CRSE

COMMUNICATION

Les associations de consommateurs recommandent à la Commission

de communiquer davantage.

La Commission a pris bonne note.


3. Détermination du taux de rentabilité

normal


NOTE SUR LE CALCUL DU TAUX DE

RENTABILITE DE SENELEC POUR LA

PERIODE 2017-2019

1. Introduction

Conformément à la loi n° 98-29 du 14 avril 1998 relative au secteur de l’électricité et au décret n° 98-

335 du 21 avril 1998 relatif aux principes et procédures de détermination et de révision des conditions

tarifaires, le Ministre chargé de l’Energie et la Commission de Régulation du Secteur de l’Electricité

doivent, en définissant les conditions tarifaires, autoriser un niveau de revenus qu’ils jugent suffisant

pour permettre à Senelec d’obtenir un taux de rentabilité normal par rapport à la base tarifaire.

Le Cahier des charges de Senelec annexé au Contrat de concession stipule que le taux de rentabilité

sera le coût réel du capital avant imposition, pour une entreprise opérant dans le même domaine

d’activités que Senelec. Aussi, le Cahier de charges énumère et détaille les paramètres et les

références à prendre en compte pour la détermination du taux de rentabilité normal.

La détermination du taux de rentabilité normal pour la rémunération de la base tarifaire de Senelec

sur la période 2017-2019 s’appuie sur :

- les stipulations du Cahier des charges de Senelec ;

- l’exploitation des données récentes sur le marché obligataire et le marché monétaire

communiquées par la Banque Centrale des Etats de l’Afrique de l’Ouest (BCEAO) et par la

Direction du Trésor et de la Comptabilité Publique ;

- le code général des impôts ;

- l’analyse de la situation des emprunts de Senelec au 31 décembre 2015 et 2016 ainsi que

l’exploitation du rapport général des Commissaires aux Comptes de Senelec sur l’exercice

clos au 31 décembre 2015 ;

- les projections du programme d’investissement de Senelec sur la période 2017-2019 incluant

les sources de son financement ;

- des décisions tarifaires prises par des organes de régulation.

Par ailleurs, certaines hypothèses retenues proviennent d’analyses comparatives (benchmarks)

portant sur la détermination de taux de rentabilité normal de sociétés d’électricité.

La présente note traite successivement :

de la méthodologie de calcul du taux de rentabilité normal ;

du coût moyen pondéré du capital ; et

des résultats obtenus.

2. Les composantes du calcul du taux de rentabilité normal

Selon les stipulations du Cahier des charges de Senelec, le taux de rentabilité normal à prendre en

compte pour la rémunération de la base tarifaire, sur la période 2017-2019, est le coût du capital

calculé comme le coût pondéré des fonds propres et de la dette (WACC) en faisant l’hypothèse de

ratios financiers efficaces.

Le WACC est déterminé comme suit :

WACC avant impôts = (1-Ts) / (1- Tc) x WACC après impôts

Avec :


WACC après impôts = g x Rd + (1-g) x Re

Ts : taux d'impôt sur les intérêts pour la période.

Tc : taux d'impôt sur les bénéfices des entreprises pour la période.

g : ratio dette/capital, fixé à 45 %.

Rd : coût de la dette après impôts fixé de manière cohérente avec le taux de rendement sans risque

après impôts estimé pour les emprunts d'Etat (Rf) défini ci-dessous.

Re : coût estimé des fonds propres.

Conformément aux stipulations du Cahier des charges de Senelec, le coût des fonds propres (Re) est

estimé de la manière suivante :

Re= Rf + Beta * Rm

Avec :

Rf : taux de rendement sans risque après impôts estimé pour les emprunts d'Etat au Sénégal durant

la période considérée. En l'absence d'emprunts d'Etat, ce taux sera fixé sur la base :

- du taux de rendement avant impôts estimé sur les emprunts du Trésor français libellés en Euro

durant la période fixe ultérieure, corrigé de l'inflation en utilisant un taux d'inflation estimé en

France pour la période considérée.

- de la prime appliquée à ce taux reflétant le coût réel estimé d'emprunt additionnel par un

gouvernement de l'Union Monétaire des Etats d'Afrique de l'Ouest, y compris une estimation de

la prime qui serait payée par le Gouvernement du Sénégal si des informations sur le coût réel

d'emprunt par le Gouvernement du Sénégal ne sont pas disponibles.

Beta : moyenne des estimations des covariances de la valeur des titres d'entreprises du secteur

électrique par rapport à la valeur des titres des marchés en actions sur lesquels celles-ci sont cotées,

soit aux Etats Unis soit en Europe. Ces estimations devront être ajustées pour tenir compte de

variations dans les ratios de financement. Les titres utilisés pour ces calculs seront ceux d'entreprises

régulées sur une base équivalente aux modalités de régulation de Senelec durant la période

considérée.

Rm : une estimation de la prime de risque de marché au-dessus du taux de rendement sans risque qui

est requis pour un investissement dans un portefeuille d'actions diversifié durant la période

considérée. Celui-ci devrait être basé sur une estimation de la valeur historique de cette prime de

marché en France telle qu'elle est publiée dans la publication "Droit de Marché" (publication du

cabinet "Associés en Finance", Septembre 1998 ou version révisée).

Conformément aux stipulations du Cahier de charges de Senelec, le coût de la dette sera fixé de

manière cohérente avec le taux de rendement sans risque après impôts estimé pour les emprunts d’Etat

défini ci-dessus.

3. Coût du capital

Le calcul du coût du capital (WACC) de Senelec fait appel à plusieurs paramètres dont certains sont

indépendants du secteur de l’électricité. Il s’agit du taux de rendement sans risque, la prime de risque

du marché, le taux de l’impôt sur les sociétés et le taux d’imposition sur les intérêts.

En revanche, pour le coût de la dette, le coefficient Beta et le gearing (ratio dette/capital), les

paramètres spécifiques au secteur de l’électricité sont considérés.


a) Taux de rendement sans risque (Rf)

Le taux de rentabilité sans risque (Rf) est déterminé sur la base du taux de rendement des emprunts

obligataires de l’Etat du Sénégal. Il correspond à la moyenne des rendements des obligations d’une

maturité supérieure ou égale à 5 ans émises par l’Etat du Sénégal entre 2012 et 2016.

Ainsi, s’agissant de la période tarifaire 2017-2019, les emprunts obligataires effectués depuis 2012

par le Trésor du Sénégal sont considérés pour la détermination du taux de rendement.

Le tableau ci-dessous présente les emprunts pris en compte.

Tableau 1 : Etats des emprunts de l’Etat sur les 5 dernières années

Source : BCEAO /Situation du marché des titres publics et privés émis par appel public l’épargne de l’Union Monétaire Ouest Africaine en date du 23 septembre 2016.

La moyenne des emprunts obligataires correspondant au taux de rendement sans risque est de 6,22%.

b) Prime de risque de marché (Rm)

La prime de risque de marché (Rm) est une estimation de la prime de marché requis pour un

investissement dans un portefeuille d'actions diversifié. Selon le Cahier des charges de Senelec, elle

est déterminée sur la base d’une estimation de la valeur historique de cette prime de marché en France

telle qu'elle est publiée dans "Droit de Marché" (publication du cabinet "Associés en Finance").

Avec l’indisponibilité de cette publication, nous nous sommes référés à l’enquête réalisée par le

cabinet PwC sur les primes de risque que les investisseurs sont prêts à exiger pour investir en Afrique

y compris l’Afrique de l’ouest. Dans sa dernière publication, PwC considère que la prime de risque

exigée par les investisseurs varie entre 7,1 % et 10,2 %. Ainsi la moyenne de 8,65 % est retenue pour

la détermination du coût des fonds propres de Senelec, pour la période 2017-2019.

La prime de risque de marché retenue pour Senelec est de 8,65% pour la période 2017-2019.

Emetteur

Montant (en

millions de

FCFA)

Date

d’émissionDurée Taux Echéance

Trésor du Sénégal 29 392 25-mai-12 5 ans 6,25% 25-mai-17

Trésor du Sénégal 23 013 29-juin-12 5 ans 6,25% 29-juin-17

Trésor du Sénégal 88 103 07-déc-12 7 ans 6,70% 18-déc-19

Trésor du Sénégal 34 842 22-mars-13 5 ans 6,50% 22-mars-18

Trésor du Sénégal 66 937 29-juil-13 10 ans 6,50% 29-juil-23

Trésor du Sénégal 30 380 23-août-13 5 ans 6,25% 23-août-18

Trésor du Sénégal 36 497 25-oct-13 5 ans 6,25% 25-oct-18

Trésor du Sénégal 37 166 10-avr-14 5 ans 6,25% 10-avr-19

Trésor du Sénégal 118 997 27-nov-14 7 ans 6,50% 27-nov-21

Trésor du Sénégal 23 241 27-févr-15 5 ans 5,90% 27-févr-20

Trésor du Sénégal 27 500 23-avr-15 5 ans 5,90% 23-avr-20

Trésor du Sénégal 32 580 15-juil-15 5 ans 5,90% 15-juil-20

Trésor du Sénégal 32 139 13-août-15 5 ans 5,90% 13-août-20

Trésor du Sénégal 32 262 10-sept-15 7 ans 6,25% 10-sept-22

Trésor du Sénégal 100 200 25-nov-15 10 ans 6,30% 25-nov-25

Trésor du Sénégal 165 000 21-mars-16 7 ans 5,90% 22-mars-23

Taux moyen 6,22%


c) Calcul du Bêta (β)

Le Bêta est la moyenne des covariances de la valeur des titres d’entreprises du secteur électrique par

rapport à la valeur des titres des marchés en actions sur lesquels celles-ci sont cotées. En l’absence

de marché des actions organisé pour les entreprises similaires à Senelec, le Bêta est déterminé à partir

de celui des entreprises cotées exerçant la même activité, tenant compte des ratios de financement.

Pour cela, nous avons utilisé une base de données2 des Bêta pour déterminer celui du secteur de

l’électricité.

Ainsi, le Bêta des titres du secteur de l’électricité selon la base de données considérée est de 0,84.

Conformément au Cahier des charges de Senelec, cette estimation du Bêta doit être ajustée pour

prendre en compte les ratios de financement spécifiques à Senelec.

Pour cela, le Bêta du secteur est d’abord désendetté, en considérant la structure de financement du

secteur et défiscalisé sur la base du taux d’imposition moyen, afin de définir le Bêta des fonds propres

du secteur.

Par la suite le Bêta des fonds propres du secteur est réajusté pour prendre en compte la structure de

financement spécifique à Senelec et le taux d’imposition au Sénégal pour obtenir le Bêta des fonds

propres applicable à Senelec.

La structure de financement et le taux d’impôt moyen fournis par la base de donnéesErreur ! Signet non

éfini.Damodaran sont utilisés pour déterminer le Bêta des fonds propres du secteur.

Le Bêta des fonds propres qui en découle est de 0,77.

Le tableau ci-dessous fourni les éléments de détermination du Bêta des fonds propres de Senelec.

Tableau 2 : Détermination du Bêta des fonds propres de Senelec

d) Coût de la dette (Rd) Selon les stipulations du Cahier de charges de Senelec, le coût de la dette est fixé de manière cohérente

avec le taux appliqué aux obligations d’Etat, auquel, il faut ajouter une prime de risque

supplémentaire inhérente à la société concernée (Senelec). Dans la mesure où la prime de risque

exigée par les bailleurs de Senelec n’est pas disponible, cette dernière bénéficie de financements en

dehors des conditions du marché, à des taux concessionnels, la pertinence de l’application d’une telle

prime à l’ensemble des dettes de Senelec se pose.

2 Base de données fournie par le Dr. Aswath Damodaran, Professeur de Finance à la Stern School of Business de l’Université de New York, mis à jour au mois de janvier 2016 (http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_Page/data.html)

Calculs Valeurs

(1) Béta des capitaux de l'industrie 0,84

(2) Structure du capital (dette/fonds propres)

pour l'industrie 91,80%

(3) Taux d'impôts pour l'industrie 22,55%

(4) Béta des capitaux propres (1)/(1+(1-(3))*(2)) 0,49

(5) part de référence des dettes 45,0%

(6) part de référence des capitaux propres 1-(5) 55,0%

(7) Structure de capital de référence (5)/(6) 81,8%

(8) Taux d'impôts sur les sociétés 30%

(9) Beta des capitaux propres (4)*(1+(1-(8))*(7)) 0,77

Informations sur le secteur électrique global

Informations sur le secteur électrique Sénégalais


Ainsi une approche alternative consistant à estimer le coût de la dette sur la base du stock des dettes

financières et des prévisions d’endettement en considération des risques et aléas qui pourraient

survenir, a été retenue.

En se référant à la dette financière de Senelec au 31 décembre 2016 et aux prévisions d’endettement

pour le financement, des nouveaux investissements, l’estimation du coût de la dette peut être faite sur

la base des hypothèses suivantes :

o détermination d’un taux moyen sur les dettes existantes

o détermination d’un taux moyen sur les prévisions de financement

o majoration de 1 point sur la moyenne des taux ci-dessus pour tenir compte des incertitudes

éventuelles (mobilisation à temps, conditions d’emprunt, prise en charge par Senelec d’une quote-

part dans le financement, renégociations, etc).

Taux moyen des dettes financières au 31 décembre 2016

Les dettes de Senelec sont composées de la dette rétrocédée par l’Etat, la dette directe auprès des

bailleurs et la dette directe auprès des banques locales.

En exploitant les données issues de la situation des emprunts aux 31 décembre 2016, établie par

Senelec et retraitée (les emprunts contractés pour financer l’exploitation), les emprunts de Senelec,

considérés pour la détermination du coût de la dette, sont présentés dans le tableau ci-dessous.

Tableau 3 : Dettes financières de Senelec

Il ressort, du tableau ci-dessus, un taux moyen pondéré de 3,74%.

Taux moyen sur les prévisions de financement

Dans le cadre de ses projections de coûts pour la révision de ses conditions tarifaires pour la période

2017-2019, Senelec prévoit le financement de ses nouveaux investissements sur une durée de 20 ans

assortie d’un délai de grâce de 5 ans. Le taux moyen de financement est selon Senelec de 2,66 %.

En considérant un taux moyen de 3,74% pour les dettes existantes et un taux moyen de 2,66% sur les

prévisions de financement ainsi qu’une majoration de 1 point de pourcentage pour prendre en compte

les incertitudes et aléas, le coût de la dette peut être estimé à 4,20 % pour la période 2017-2019.

FDS SAOUDIEN Extension station 13 119 762 194 15/12/1992 29 ans 5 ans 3%

BID SE 092 Centale Bel Air 13 696 381 950 21/09/2005 13 ans 2 ans 6%

BID SE 093 Centrale Kahone 2 2 636 947 140 18/05/2005 25 ans 7 ans 3%

BID SE 094 Centrale Kahone 3 7 779 650 020 03/12/2005 15 ans 2 ans 5%

CE CHINE 1 Boucle 90 Kv phase 1 34 235 730 000 12/07/2007 20 ans 5 ans 2%

CE CHINE 2 Extension et Réhabilitatin de réseaux 47 467 377 000 04/07/2011 20 ans 7 ans 2%

KFW 37M Promotion de l'éfficacité énergétique 16 989 286 300 22/12/2014 20 ans 5 ans 3%

BOAD 14 Construction ligne 225 kv phase2 25 000 000 000 25/09/2015 27ans 5 ans 2%

AFD Réhabilitation centrale thermique 3 500 000 000 30/10/1995 25 ans 5 ans 3%

BOAD 11 Renforcement et extension de réseaux 10 000 000 000 20/05/2005 15 ans 3 ans 9%

BOAD 12 Centrale Kahone 2 7 300 000 000 14/12/2007 12 ans 2 ans 9%

BOAD 13 Construction ligne 225 kv 10 000 000 000 26/07/2011 13 ans 4 ans 9%

BIDC 6 milliards Centrale Kahone 2 6 000 000 000 18/04/2007 8 ans 12 mois 9%

FCFA

Durée Différé Taux d'intérêtDate de signatureBAILLEUR Objet

Montant initial à la signature du

contrat

Moyenne pondérée 3,74%


e) Ratio dette/capital (g)

Ce ratio dette/capital représente le taux d’endettement normatif de l’entreprise. Il correspond à la

proportion de dettes financières dans les capitaux permanents.

Le Cahier des charges de Senelec fixe ce ratio à 45 %.

f) Taux d’imposition

Impôts sur les paiements d’intérêts (Ts)

Le taux d’impôts sur les paiements d’intérêts (Ts) correspond au taux de la taxe sur les activités

financières prévues par le nouveau Code général des impôts promulgué en décembre 2012. Le taux

de la taxe est fixé à 17 %.

Impôts sur les bénéfices de sociétés (Ts)

Le taux d’impôts sur les bénéfices de sociétés (Ts) correspond au taux de l’impôt sur les sociétés

(I/S). Il est de 30 % depuis 2012.

4. Les résultats obtenus

Sur la base des hypothèses exposées ci-dessus, le taux de rentabilité normal est estimé à 10,67%.

Tableau 4 : Taux de rentabilité normal

5. Les documents ou informations exploités

le cahier de charges de Senelec ;

la situation du marché des titres de créances de l’Union Monétaire Ouest Africaine publiée

par la BCEAO ;

les recherches et analyses documentaires ;

l’évolution du taux d’escompte et taux de pension de la BCEAO depuis 1956 publiée par la

BCEAO ;

les conditions débitrices applicables par les établissements de crédit à fin avril 2013 : source

BCEAO ;

la situation des emprunts de Senelec aux 31 décembre 2015 et 2016 communiquée par la

Direction des Finances et de la Comptabilité de Senelec ;

les projections du programme d’investissement de Senelec sur la période 2017-2019 incluant

les sources de financement ;

le rapport général des Commissaires aux Comptes de Senelec sur l’exercice clos au 31

décembre 2015 ;

Africa : A closer look at value Valuation methodology survey 2014/15.

Taux de rendement sans risque (emprunts de

l'Etat du Sénégal)Rf 6,25%

Prime de risque de marché Rm 8,65%

Béta 0,77

Coût des fonds propres Re 12,93%

Coût de la dette Rd 4,20%

ratio dette/capital g 45%

Coût du capital après impôts WACC ap. impôts 9,00%

Taux impôts sur intérêts Ts 17%

Taux impôts sur profits entreprises Tc 30%

Coûts capital avant impôts WACC av. impôts 10,67%


4. Les projections de coûts soumises

par Senelec


REVISION DES CONDITIONS TARIFAIRES DE SENELEC

POUR LA PERIODE 2017-2019

`

PROJECTIONS DE COÛTS SUR LA PERIODE 2017-2019

Date d’établissement du document

Version 03/03/2017


TABLE DES MATIERES

INTRODUCTION Erreur ! Signet non défini.

I. HYPOTHESES DE BASE DES PROJECTIONS 2017-2019

Erreur ! Signet non défini.

I.1. DEMANDE ET RENDEMENT


I.2. INFLATION LOCALE ET ETRANGERE


I.3. CALCUL DES REVENUS


I.4. PRIX DU COMBUSTIBLE


I.5. FINANCEMENT DES INVESTISSEMENTS


I.6. AUTRES ACHATS


I.7. TRANSPORTS CONSOMMES


I.8. CHARGES DE PERSONNEL


I.9. SERVICES EXTERIEURS


I.10. REDEVANCE RTS


I.11. REDEVANCE CRSE


I.12. AUTRES REVENUS


II. PROJECTIONS SUR LA PERIODE 2017-2019


II.1. DEMANDE A SATISFAIRE SUR LA PERIODE


II.1.1. Evolution de la clientèle de Senelec


II.1.2. Evolution des ventes d’énergie


II.1.3. Projections Chiffres d’Affaires 2017-2019


II.2. PROJECTIONS DES DEPENSES D’INVESTISSEMENT


II.2.1. Perspectives de développement du parc de production


II.2.2. Perspectives de développement des réseaux


II.2.2.1. Transport


II.2.2.2. Distribution



II.2.2.3. Autres Investissements


II.3. LES PROJECTIONS DE PRODUCTION ET DE COUTS


II.3.1. Evolution des dépenses de combustibles


II.3.2. Evolution des Achats d’énergie hors combustibles


II.3.3. Charges de capacité


II.3.4. Charges de personnel


II.3.5. Evolution du rendement de Senelec


II.3.6. Evolution des Taux De Disponibilité et d’Utilisation


II.3.7. Qualité de Service


II.3.8. Amortissements et base tarifaire


CONCLUSION



LISTE DES FIGURES

Figure 1 : Evolution production brute et Achat d’énergie


Figure 2 : Evolution des charges de combustibles


Figure 3 : Evolution des Achats d’énergie


Figure 4 : Evolution des frais de capacité


Figure 5 : Evolution des charges de personnel


Figure 6 : Evolution des taux de disponibilité et d’utilisation (%)


Figure 7 : Evolution du l’énergie non fournie


LISTE DES TABLEAUX

Tableau 1: Demande des projets


Tableau 2 Evolution du PIB à l’horizon 2019


Tableau 3: Rendement global


Tableau 4: Pertes auxiliaires


Tableau 5: Facteur de charge


Tableau 6: Caractéristiques des unités


Tableau 7: Investissements Transport de 2017 à 2019


Tableau 8: Investissements distribution de 2017 à 2019


Tableau 9: Autres investissements de 2017 à 2019


Tableau 10: Prévision production, achats et coefficients de disponibilité


Tableau 11: prévisions de couts 2017 à 2019 (millions FCFA)


Tableau 12 : Evolution de la production globale sur la période 2017-2019


Tableau 13 : Répartition de la production sur la période 2017-2019


Tableau 14 : Dépenses par type de combustibles



Tableau 15 : Achats d’énergie sur la période 2014-2016


Tableau 16 : Charges de capacité sur la période 2017-2019


Tableau 17 : Charges de personnel sur la période 2017-2019


Tableau 18: Evolution du rendement


Tableau 19 : Amortissements


Tableau 20 : Base tarifaire



INTRODUCTION

La réforme du secteur électrique, effective en 1998 avec l’adoption de la loi 98-29

du 14 Avril 98 modifiée par la loi 2002-01 du 10 janvier 2002, s’est matérialisée en

mars 1999 par la signature entre l’Etat et Senelec d’un Contrat de Concession

accompagné d’un Cahier de Charges.

Ce cahier de Charges fixe à la société les objectifs de performance à atteindre,

l’évolution de ses revenus ainsi que les obligations liées à la qualité de service.

A cet effet, Senelec doit soumettre un rapport, qui passe en revue les projections

durant la période 2017-2019.

Pour ce faire, Senelec devra faire les prévisions de la demande sur la période 2017-

2019 sur la base d’hypothèses sur le rendement global, la croissance naturelle, les

futurs grands projets des promoteurs, le facteur de charges et les besoins

d’électrification afin de répondre aux obligations contractuelles. En outre, pour les

besoins de détermination des projections de coûts sur la période tarifaire, cette

demande sera soumise au parc de production retenu sur la base d’une part, de

l’existant et des futures capacités additionnelles inscrites dans le programme de

production à moyen terme d’autre part en tenant en compte le planning d’entretien

et des caractéristiques technico-économiques des unités.

En définitive, Senelec doit fournir son programme d’investissement triennal sur la

base duquel la rémunération des actifs sera fixée.


HYPOTHESES DE BASE DES PROJECTIONS 2017-2019

DEMANDE ET RENDEMENT

METHODOLOGIE

Dans le souci d’avoir des zones très homogènes, dans lesquelles les prévisions de la

demande seront effectuées, des critères socio-économiques et les statuts

administratifs des localités du territoire sénégalais ont été retenus pour le découpage

géographique.

Ainsi, 5 zones ont été définies correspondant aux délégations régionales :

Dakar : toute la région de Dakar sera considérée comme zone urbaine ;

DRCE : regroupant les régions de Kaolack, Fatick, Kaffrine, Tamba et Kédougou ;

DRCO rassemblant les régions de Thiès et Diourbel ;

DRN avec Matam, Saint Louis et Louga ;

DRS regroupant les régions de Ziguinchor, Sédhiou et Kolda.

Chaque délégation (hormis Dakar) sera séparée en zone urbaine et rurale.

La population de Dakar est estimée en 2016 à 3,43 millions d’habitants répartie en

527 224 ménages pour un taux d’électrification de l’ordre 93,6%.

Dans la délégation DRCE, la population est estimée en 2016 à 3,40 millions

d’habitants répartie en 335 871 ménages pour un taux d’électrification de l’ordre

28,9%.

La population de DRCO est estimée en 2016 à 3,58 millions d’habitants répartie

en 383 639 ménages pour un taux d’électrification de l’ordre 62,5%.

Dans la délégation DRN, la population est estimée à 2,56 millions d’habitants

répartie en 280 445 ménages pour un taux d’électrification de l’ordre 40,8%.

La population de DRS est estimée en 2016 à 1,83 millions d’habitants répartie

en 201 246 ménages pour un taux d’électrification de l’ordre 27,5%.

Les prévisions de la demande d'énergie électrique, selon les délégations ont été

élaborées suivant le modèle PVDE (Prévision de la demande d’électricité dans les

pays en voie de développement), modèle analytique articulé autour de 5 secteurs :

le secteur résidentiel ;

l’éclairage public ;

le secteur professionnel séparé selon le niveau de puissance PPP-PMP et PGP-MT;

le secteur industriel avec les clients HT ;

les grands projets.

La demande d'énergie électrique du secteur résidentiel est liée dans chaque

délégation, au taux d’urbanisation, à la répartition de la population en classe selon

leurs revenus, à la taille des ménages, au degré d’électrification des ménages, et à

la consommation unitaire des ménages. La consommation sera répartie sur les

usages suivants : l’éclairage, le Froid alimentaire, les TV-Loisirs, la

Climatisation/Ventilation et les Autres usages électriques. En l’absence de données

d’enquêtes fiables et récente, ces niveaux de consommation seront estimés afin de

reconstruire fidèlement les années de référence.

La demande de l’éclairage public de chaque zone sera évaluée en fonction de

l’évolution de la demande domestique et de l’élasticité-demande observée sur la

période de référence qui est le rapport entre le taux de croissance de la demande

d’éclairage public et le taux de croissance de la demande domestique. Il sera


également tenu compte du projet d’intégration de l’efficacité énergétique et des

énergies renouvelables dans l’éclairage public.

Il sera considéré de manière différente la demande des professionnelles petite et

moyenne puissance de celle des professionnelles grandes puissances. En effet, la

demande des PPP et PMP d’une zone sera estimée (tout comme celle de l’éclairage

public) en considérant l’élasticité-demande tandis que la consommation des PGP et des

clients MT d’un secteur d’activité sera lié à la valeur ajoutée et à l’intensité énergétique

dudit secteur.

- Le secteur primaire, constitué du sous-secteur de l'agriculture, de l'élevage, de la

pêche artisanale, et la foresterie.

- Le secteur secondaire qui regroupe les mines, les huileries, l’énergie, les BTP et

les autres industries ;

- Le secteur tertiaire qui comprend le commerce, le transport, les

télécommunications, l’éducation, la santé et les autres services ;

- L’administration sera considérée de manière séparée pour mieux tenir compte

des efforts de l’Etat pour la réduction de sa facture énergétique.

L'intensité énergétique d'une activité économique, définie à partir de la consommation

d'énergie électrique d'une année donnée, rapportée à la production des biens et services

ou à la valeur ajoutée de l’activité, est le paramètre explicatif des sous-secteurs

d'activités décrits plus haut. Elle est exprimée en kWh/kF CFA courant.

Etant donné le nombre limité de clients HT, ils seront considérés individuellement afin

de mieux tenir en compte leur évolution. La Sococim a été alimentée en secours

jusqu’au second trimestre de 2016. Le site des ICS de Taïba a été résilié en Septembre

2016 alors que le site de Darou est actuellement alimenté en secours. Les activités de

la SOMETA ont repris depuis la fin du 1er semestre 2016. La demande de la SDE

progresse de 10% par an depuis 2009.

LES GRANDS PROJETS

La demande des grands projets ci-dessous est intégrée :

TER: La demande du train est estimée à 49GWh en 2019.

AIBD : Les besoins annuels en énergie de l’AIBD sont estimés à 27 GWh dès 2018.

Zone Economique Spéciale Intégrée : Le projet devrait démarrer timidement en

2018 avec la phase pilote (50ha) puis augmenter progressivement 150,0 GWh par

an en 2030.

Afrimetal : Sa demande est estimée à 27 GWh par an à partir de Janvier 2018.

Plateforme Industrielle de Diamniadio : La demande annuelle est de 10 GWh

jusqu’en 2018 puis 30GWh dès 2019. Le démarrage est prévu au second semestre

2017.

Tableau 1: Demande des projets

Demande Projets 2017 2018 2019

Train Express Régional TER 0 0 49

Aéroport Blaise Diagne AIBD 0 27 27

Zone Economique Spéciale Intégrée ZESI 0 68 73

Afrimetal 0 27 27

Plateforme Industrielle Intégrée Diamniadio-APROSI 5 10 30

Total Projets 5 132 206


Evolution économique

Le taux de croissance du PIB est de 6,9% en 2017 ; 7,0% en 2018 puis 7,3% en

2019. Le PIB par habitant va passer de 383 890 FCFA par habitant en 2016 à

430 392 FCFA par habitant en 2019.

Tableau 2 Evolution du PIB à l’horizon 2019

PIB (Milliards de FCFA) 2010 2015 2016 2017 2018 2019

Secteur primaire 705 806 886 954 1 027 1 097

Secteur secondaire 977 1 263 1 349 1 457 1 583 1 738

Secteur tertiaire 2 387 2 929 3 094 3 302 3 518 3 758

Administration 273 332 352 363 374 383

PIB 4 342 5 331 5 682 6 076 6 502 6 977

Croissance PIB 6,6 6,6 6,9 7,0 7,3

HYPOYHESES DE RENDEMENT ET DE PERTES AUXILIAIRES

Pour déterminer la demande nette d’électricité, il convient de partir de certains

facteurs techniques à appliquer sur la consommation que l’on peut énumérer

comme suit :

Le rendement du réseau

Les pertes au niveau des auxiliaires des centrales

Les pertes techniques (réseaux transport et distribution)

les pertes non techniques.

Les rendements par réseau de 2016 devraient s’établir comme suit : RI à 80,8%;

Boutoute 81,9% ; Tamba avec 85,2% et les centres secondaires avec un

rendement de 89,5% soit un rendement global de 81,0%.

Les rendements de Boutoute, Tamba et des Centres Secondaires est fixé à son

niveau de 2016 sur toute la période soit respectivement 81,9% ; 85,2% et

89,5%. Une amélioration du rendement global de 1 point est attendue en 2018

et 2 point en 2019 pour atteindre 85,0%. Les réseaux de Boutoute et Tamba

seront interconnectés au réseau principal de même que les Centres Isolés en

2019.

Tableau 3: Rendement global

Rendement Brut 2010 2015 2016 2017 2018 2019

Réseau Interconnecté 78,4% 78,9% 80,8% 81,9% 83,0% 85,0%

Boutoute 81,0% 80,0% 81,9% 81,9% 81,9% -

Tamba 75,6% 76,6% 85,2% 85,2% 85,2% -

Centres Isolés 85,0% 92,5% 89,5% 89,5% 89,5% -

Total 78,5% 79,1% 81,0% 82,0% 83,0% 85,0%

La part des auxiliaires est estimée, dès 2016 à 2,6% à Boutoute 1,0% à Tamba

en 0,1% dans les centres secondaires. Les partes auxiliaires du RI vont

progressivement baisser pour atteindre 0,5% en 2019.

Tableau 4: Pertes auxiliaires

Pertes auxiliaires 2010 2015 2016 2017 2018 2019


Boutoute 4,6% 2,5% 2,6% 2,6% 2,6% -


Tamba 2,4% 1,3% 1,0% 1,5% 1,5% -

Centres Isolés 0,2% 0,1% 0,1% 0,1% 0,1% -

CALCUL DE LA DEMANDE DE POINTE

La pointe sur réseau est évaluée à partir de la demande nette assimilable à la

production nette et du facteur de charge selon la formule :

Facteur de charge = Production Nette (MWh)

Pointe (MW) * 8760(h)

Le facteur de charge estimé en 2016 a été maintenu en 2017 soit 69,1%. Une

amélioration annuelle de 0,5 point sur la période 2018-2019, ainsi le facteur de

charge devrait atteindre à 70,1% pour le RI en 2019.

Tableau 5: Facteur de charge

Facteur de Charge 2010 2015 2016 2017 2018 2019


Boutoute 56,4% 55,0% 54,4% 54,4% 54,4% -

Tamba 57,3% 67,2% 66,2% 66,2% 66,2% -

INFLATION LOCALE ET ETRANGERE

Les taux d’inflation locale et étrangère sont fixés respectivement à 3% et 2% par

an.

CALCUL DES REVENUS

Le chiffre d’affaires a été valorisé avec les prix moyens par niveau de tension du

budget 2017 soit :

122,37 FCFA/kWh pour la basse tension,

116,03 FCFA/kWh pour la moyenne tension

88,37 FCFA/kWh pour la haute tension.


I.1. PRIX DU COMBUSTIBLE Produits pétroliers

Les hypothèses de prix de combustible sont les suivantes :

1. Les prix de combustibles de l’année 2017 sont ceux retenus dans le budget des charges

variables de Senelec de 2017 avec des hausses sur les prix ex dépôt de 2016 (tableau 1) de

18.7% sur les fuels lourds HTS et BTS et 21% sur le gasoil.

Tableau 6: Prix ex dépôt réalisés en 2016

PRIX EX DEPOT STRUCTURE 2016 Moyenne

Janvier Février Mars Avril Mai Juin Juillet Août Septembre Octobre Novembre Décembre 2016

Fuel oil 380 HTS 132 206 130 872 134 970 145263 155 720 177 078 186 714 191 695 189 600 202 377 207 823 207 823 171 845

Gasoil 268 115 244 235 254 734 283 696 293 945 334 303 350 739 331 350 310 224 328 178 333 038 333 038 305 466

Fuel oil 380 BTS 136 069 132 729 136 707 147837 157 968 179 372 190 167 195 392 192 600 206 245 211 650 211 650 174 866

Huile 1332638.4 1332638.4 1332638.4 1332638.4 1332638.4 1332638.4 1332638.4 1332638.4 1 332 638 1 332 638 1 332 638 1 332 638 1 332 638

Les prix moyens considérés pour 2017 sont consignés dans le tableau 2

Tableau 7 : Prix de combustibles 2017

Combustible 2017 Prix moyen (F/Tonne)

Fuel oil 380 HTS 204 139

Gasoil 370 884

Fuel oil 380 BTS 207 586

Huile 1 332 638

2. Pour des besoins de projections sur les années 2018 et 2019, les prix des produits pétroliers

retenus sont ceux correspondant à un prix du baril de Brent de 60$ le. Ce prix subit

annuellement une inflation de 3% à partir de 2019.

Les prix correspondants sont résumés dans le tableau 3 suivant :

Tableau 8 : Prix de combustibles en 2018

Combustible 2018 Prix moyen (F/Tonne)

HFO380HTS 241013.6

GASOIL 371901.7

HFO380BTS 243237

HUILE 1332638


Prix du charbon

L'indice API 4 est utilisé pour déterminer le prix de référence du charbon exporté à partir du port de

Richards Bay en Afrique du Sud. Il est calculé comme une moyenne évaluée par l'Argus FOB de

Richards Bay et le marqueur IHS McCloskey FOB (www.argusmedia.com/Methodology-and-

Reference/Key-Prices/API-4).

Dans nos hypothèses, le prix du charbon est fixé à partir d’un prix FOB API4 de 54 Dollars par tonne,

auquel on ajoute un coût du fret pour transporter le charbon de Richard Bay à Dakar estimé en

fonction du promoteur considéré selon les engagements contractuels. La formule de détermination

est la suivante

Ou X/Y représente la variation du taux de change par rapport à l’année (référence 1 $ US = 584

FCFA)

API 4= prix FOB Richard Bay égale à 54 $ US

FA : le coût de Frêt – égal à 3% dans le projet Sendou CES

M0 : Marge distributeur égal à 3$/Tonne dans ce projet

En définitive, le prix du charbon rendu à Dakar avoisine les 38 675 FCFA/tonne en 2016 et une

inflation annuelle de 1% est appliquée. Ce prix intègre le coût des installations de déchargement.

I.2. FINANCEMENT DES INVESTISSEMENTS Les nouveaux investissements prévus sur la période 2017-2019, soit de 732,46 milliards de FCFA

seront financés sur une durée de 20 ans assortie d’un délai de grâce de 5 ans. Le taux de sortie moyen

de l’opération à la suite des simulations s’établira à 2,66 %

I.3. AUTRES ACHATS Les autres achats sont déterminés à partir de la valeur de ce poste pour l’année 2017 budgétisée à 16

209 Millions de F CFA à laquelle on applique une inflation annuelle de 3 % à partir de 2018.

I.4. TRANSPORTS CONSOMMES Ils évoluent avec l’inflation locale au taux de 3% par an.

I.5. CHARGES DE PERSONNEL L’effectif de 2016 est de 2545 personnes. En 2017, il est prévu 82 retraités et 300 nouveaux agents

dont 200 comme régularisation de prestataires. En 2018, il faut considérer 93 retraités et 300

nouveaux agents dont 200 comme régularisation de prestataires. Et en 2019, il faut considérer 93

retraités et 100 nouveaux recrutements.

Les charges de personnel passent de 35,738 Milliards en 2016 à 39,713 Milliards en 2019.

I.6. SERVICES EXTERIEURS Ils sont indexés sur l’inflation locale et sont déterminés sur la base de la valeur budgétisée en 2017.

I.7. REDEVANCE RTS Elle est déduite des consommations de fuel lourd 380 (BTS) prévue sur la période 2017-2019 et d’une

redevance fixe (6 330 F/tonne).




I.8. REDEVANCE CRSE Elle est indexée sur l’inflation locale pour les projections à compter de 2017 en partant de celle 2016.

I.9. AUTRES REVENUS Les autres revenus sont composés des travaux et services vendus et des produits accessoires.

L’évolution future des revenus « travaux et services vendus » est basée sur la croissance de la

demande. Le montant inscrit pour ce poste en 2017 est de 12 517Millions de F CFA.


II. PROJECTIONS SUR LA PERIODE 2017-2019

II.1. DEMANDE A SATISFAIRE SUR LA PERIODE

II.1.1. Evolution de la clientèle de Senelec La clientèle BT va connaître une forte croissance avec un taux de croissance annuel moyen de 6,4 %

sur la période 2017-2019.La clientèle MT va passer de 1 846 clients en 2016 à 2 241 clients en 2019

soit une croissance annuelle moyenne de 6,7 %.

Pour la HT, le nombre de clients prévu sera égal à 7 contre 5 clients en début de période soit une

progression de 11,9% sur la période 2017-2019.

La clientèle de Senelec devrait être de 1 445 435 en 2019 dont 319 638 en milieu rural. Il est important

de préciser que cette clientèle en zones rurales ne prend en compte les électrifications effectuées par

l’ASER.

Tableau 9 : Clients par zone géographique 2017-2019

Clients par zone 2017 2018 2019

Urbain 1 050 287 1 048 001 1 125 797

Rural 226 327 271 180 319 638

Total 1 276 614 1 319 181 1 445 435

Tableau 10 : Répartition des clients par zone géographique 2017-2019

CLIENTS PAR ZONE GEOGRAPHIQUE 2017 2018 2019

Urbain 82,3% 79,4% 77,9%

Rural 17,7% 20,6% 22,1%

Total 100,0% 100,0% 100,0%

II.1.2. Evolution des ventes d’énergie Les ventes d’énergie vont évoluer à un taux de croissance annuel moyen de 8,8 % au cours de la

période 2017-2019. Cette demande sera tirée par la BT avec un poids moyen de 62,6 % sur la période.

Tableau 11 : Evolution des ventes : 2017 et 2019

Ventes (GWh) 2016 2017 2018 2019

Basse Tension 1 869 2 000 2 096 2 288

Moyenne Tension 843 907 1 050 1 122

Haute Tension 177 199 237 307

Total 2 889 3 106 3 382 3 717

Taux de croissance 7,5% 8,9% 9,9%

II.1.3. Projections Chiffres d’Affaires 2017-2019 Le Chiffre d’affaire passera de 339,4 Milliards de FCA en 2016 à 395,1 Milliards de FCFA en 2019,

soit un taux d’accroissement moyen annuel de 5,2 % sur la période 2017-2019. Entre 2016 et 2017,

l’application de la baisse des tarifs de 10% entraine une baisse du chiffre d’affaires baisse de 2,9%

malgré la croissance des ventes de 7,5%.

Tableau 12: Projection du Chiffre d’affaires


Synthèse CA 2016 2017 2018 2019

Basse Tension 225 713 218 110 230 086 251 187

Moyenne Tension 97 718 95 136 110 154 117 765

Haute Tension 15 970 16 380 20 367 26 105

Total 339 401 329 627 360 607 395 057

II.2. PROJECTIONS DES DEPENSES D’INVESTISSEMENT Pour faire face à ces prévisions de la demande et améliorer la qualité du service de l’électricité, Senelec projette

d’investir 732,47 Milliards de F CFA sur la période 2017-2019.

Ces investissements résumés par les tableaux ci-dessous, concernent la production pour 78,28 Milliards, le

transport pour 320,16 Milliards, la distribution pour 214,32 Milliards et les Autres investissements pour 119,7

Milliards.

Tableau 13: Synthèse du programme d'investissement 2017-2019 en franc constant de

l’année 2016

Étiquettes de lignes 2017 2018 2019 2017-2019

Réhabilitation 15 135 16 811 880 32 826

PRODUCTION 3 079 1 147 0 4 226

TRANSPORT 4 408 3 394 880 8 682

DISTRIBUTION 7 647 12 271 0 19 918

Extension 207 916 327 834 163 890 699 640

PRODUCTION 29 541 28 110 16 400 74 051

TRANSPORT 72 428 143 292 95 760 311 480

DISTRIBUTION 54 955 115 431 24 018 194 404

AUTRES 50 991 41 002 27 712 119 705

Total général 223 051 344 646 164 770 732 466

II.2.1. Perspectives de développement du parc de

production Les hypothèses de base retenues dans le budget des charges variables

de 2017 sont les suivantes :

Importation de la Mauritanie de 20 MW de Janvier à Décembre 2017

Kounoune Power à un puissance moyenne de 45 MW pour toute l’année

Enlèvement moyen sur Manantali de 280 GWh (40 MW) et Félou de 83 GWh (12 MW)

IPP solaire Senergy 2 de Bokhol pour une puissance de 20 MW

IPP solaire Kima Solaria de Malicounda pour une puissance de 20 MW

Les mises en service attendues en 2017 sont :

Location au Gasoil de 30 MW du 01 Juin au 15 Novembre 2017

Senergy PV à Santhiou Mékhé d’une puissance 29 MW à partir de Mars 2017

Energy Ressources à Kahone d’une puissance 29 MW à partir de Mai 2017

Tenergy à Mérina Dakhar d’une puissance 20 MW à partir de Juillet 2017

Tableau 6: Caractéristiques des unités

Numéro Liste des unités Puissance

assignée KIA (%)

Part

auxiliaires

(%)

CS brute

Combustible

(g/kWh)

Part DO

ou Kero

(%)

CS brute

Huile

(g/kWh)

Combustible

principal


brute

(MW)

1 G301 25.00 5.00 5.00 320.00 - - FO380HTS

2 G302 - - - - - - FO380HTS

3 G303 25.00 5.00 15.00 340.00 - - FO380HTS

4 TAG1 - - - - - - GO

5 TAG2 18.000 2.5 5.00 450.00 100.0 - GO

6 TAG3 - - - - - - KE

7 TAG4 30.000 2.5 5.00 380.00 100.0 - GO

8 G401 17.00 15.00 5.00 216.00 1.30 3.00 FO380HTS

9 G402 17.00 15.00 5.00 216.00 1.30 3.00 FO380HTS

10 G403 17.00 15.00 5.00 216.00 1.30 3.00 FO380HTS

11 G404 15.00 12.00 3.00 205.00 0.50 1.00 FO380HTS

12 G405 15.00 12.00 3.00 205.00 0.50 1.00 FO380HTS

13 G601 15.50 4.00 1.50 203.00 0.50 0.80 FO380HTS

14 G602 15.50 4.00 1.50 203.00 0.50 0.80 FO380HTS

15 G603 15.50 4.00 1.50 203.00 0.50 0.80 FO380HTS

16 G604 15.50 4.00 1.50 203.00 0.50 0.80 FO380HTS

17 G605 15.50 4.00 1.00 202.00 0.50 0.80 FO380HTS

18 G606 15.50 4.00 1.00 202.00 0.50 0.80 FO380HTS

19 G93 6.00 8.00 5.00 245.00 3.00 2.5 FO380HTS

20 G94 6.00 8.00 5.00 245.00 3.00 2.5 FO380HTS

21 G149 6.00 8.00 5.00 240.00 3.00 2.5 FO380HTS

22 G150 6.00 8.00 5.00 240.00 3.00 2.5 FO380HTS

23 G701 15.00 4.00 1.50 203.00 0.50 0.80 FO380HTS

24 G702 15.00 4.00 1.50 203.00 0.50 0.80 FO380HTS

25 G703 15.00 4.00 1.50 203.00 0.50 0.80 FO380HTS

26 G704 15.00 4.00 1.50 203.00 0.50 0.80 FO380HTS

27 G705 15.00 4.00 1.40 203.00 0.50 0.80 FO380HTS

28 G706 15.00 4.00 1.40 203.00 0.50 0.80 FO380HTS

29 GTI 32.00 17.00 - - - - GO

30 KOUNOUNE POWER 45.00 5.00 - 210.00 - - FO380BTS

31 LOCATION 30 MW GO 30.00 7.00 - 231.00 - - GO

32 IPP CONTOUR GLOBAL 53.92 9.00 - 191.00 0.20 0.80 FO380BTS

33 IPP CONTOUR GLOBAL Extension 33.50 9.00 - 191.00 0.20 0.80 FO380BTS

34 IPP TOBENE POWER 74.50 5.00 - 191.00 0.20 0.80 FO380BTS

35 IPP TOBENE POWER Extension 36.50 5.00 - 191.00 0.20 0.80 FO380BTS

36 CICAD 2.00 - - - - - -

39 CESSION SOMELEC 20.00 5.00 - - - - -

40 MANANTALI 40.00 2.00 - - - - -

41 FELOU 12.00 2.00 - - - - -

43 G804 4.00 15.00 5.00 260.00 10.00 4.00 FO380HTS

44 G805 4.50 7.00 5.00 250.00 2.00 1.50 FO380HTS

45 G806 4.50 5.00 5.00 230.00 2.00 1.00 FO380HTS

46 G807 4.50 5.00 5.00 230.00 2.00 1.00 FO380HTS

47 GSedhiou 1.70 5.00 5.00 265.00 100.00 1.50 GO

48 Sedhiou 2 0.85 5.00 5.00 265.00 100.00 1.50 GO

49 G1250-BOUT 5.00 5.00 5.00 265.00 100.00 1.50 GO

50 LOCATION BOUTOUTE GO 6.00 7.00 6.00 231.00 100.00 - GO

51 GR778 1.00 5.00 5.00 265.00 100.00 1.50 GO

52 GR779 1.00 5.00 5.00 265.00 100.00 1.50 GO

53 GR780 1.00 5.00 5.00 265.00 100.00 1.50 GO

54 GR781 1.00 5.00 5.00 265.00 100.00 1.50 GO

55 GR782 1.00 5.00 5.00 265.00 100.00 1.50 GO

56 GR783 1.00 5.00 5.00 265.00 100.00 1.50 GO

57 G1250-TAMB 1.00 5.00 5.00 265.00 100.00 1.50 GO

58 LOC2 TAMBACOUNDA GO 5.00 7.00 6.00 240.00 100.00 - GO

59 CENTRES SECONDAIRES 20.00 10.00 10.00 255.00 100.00 1.00 GO

Le développement du parc se fait sur la base des contrats signés et mis à jour mais aussi suivant les

orientations et instructions retenues dans le plan de production.

Centrales à énergie conventionnelle entre 2018 et 2019

UNITE PUISSANCE (MW) Date d’Achèvement Consommation spécifique


IPP CES Sendou phase 1 au charbon 115 Juillet 2018 399 g/kWh

Importation Kaléta Hydro 48(189 GWh) janvier 2019 -

Centrales à énergie renouvelable

ANNEE CAPACITE(MW) Scaling Solar DIASS 15 MW IPP 20 MW IPP 50 MW

Solaire Eolien

2017 80 0 0 4 0

2018 125 2 (30 MW) 1 0 1

2019 90 1 (40 MW) 0 0 1

2020 50 0 0 0 1

TOTAL 345

II.2.2. Perspectives de développement des réseaux

II.2.2.1. Transport

Senelec consentira des investissements importants dans le réseau de transport pour réduire

substantiellement les pertes techniques, améliorer considérablement la qualité de service et surtout

assurer une alimentation correcte des futurs grands projets (ZESI, TER, AIBD etc…) qui constituent

des piliers essentiels dans la Stratégie de Réduction de la Pauvreté et de la propulsion du Sénégal à

un niveau économique supérieur (Plan Sénégal Emergent).

Les principaux investissements de transport concernent entre autres :

La liaison HT 225 kV Tambacounda-Kolda- Ziguinchor intégrer le sud du pays au réseau

interconnecté en 2019

Poste AIS de Diamniadio-extension Kounoune-Liaison kounoune diamniadio diass pour

l’alimentation électrique du pôle urbain de diamniadio,

La réalisation de la ligne biterne 225 kV entre Sendou et Kounoune afin d’assurer l’évacuation

de puissance des futures centrales à charbon

La réalisation de la boucle 225 kV phase 2 Kaolack-Fatick-Mbour afin d’alimenter les futurs

projets prévus dans la zone côtière mais surtout de boucler le réseau 225 kV afin d’assurer la

sécurité de contingence N-1 en cas de survenance d’un défaut sur les lignes d’évacuation des

futures centrales à charbon

La Ligne haute tension 225 kV souterraine Liaison Kounoune- Patte d'Oie nécessaire pour

renforcer le réseau de transport entre le Poste de Kounoune et le centre de Dakar étant donné

la saturation des lignes de transport et les problèmes d’encombrement de l’agglomération de

Dakar qui empêche de construire de nouvelles lignes aériennes. Cette liaison permettra

également d’assurer la sécurité de contingence N-1 en cas de survenance d’un défaut sur les

lignes.


Tableau 7: Investissements Transport de 2017 à 2019

Nature Investissement Intitulé du projet Montant

2017

Montant

2018

Montant

2019

Renouvellements/Réhabilitations

Réhabilitation fiabilisation du poste de Touba et renouvellement

des cellules 260 1 040 880

Réhabilitation Hann-Cap des Biches PASE 48 2 685 0 0

Remplacement des Transformateurs 90/6,6 kV de Bel air par un

Transformateur 90/30 kV de 80 MVA (ajout 27102016) 480 720 0

Sécurisation du Poste 225/30 kV Touba par le remplacement

des deux transformateurs 40 MVA par des 80 MVA 300 1 200 0

Transport Autres 983 1 634 0

Total

Renouvellements/Réhabilitations 4 708 4 594 880

Extensions

Transport Autres 15 954 18 537 8 399

Liaison HT Tambacounda-Kolda- Ziguinchor 16 120 48 360 16 120

Liaison HT Mauritanie-Sénégal (partie sénégalaise) 11 000 20 000 23 000

Liaison Kounoune- Patte d'Oie 4 330 7 000 9 212

Liaison HT Mbour -Fatick et complément poste Fatick HTB/HTA 3 500 8 000 5 000

Poste AIS de DIamniadio-extension Kounoune-Liaison

kounoune diamniadio diass 3 400 10 200 3 400

K. Création du poste injecteur de Guediawaye 0 4 939 6 586

Liaison Tobene-Kounoune 2 910 8 730 2 910

Ligne 225kV Diass-Thies + la travée à Diass 0 4 000 8 000

Liaison Tobène-Kounoune 2 800 4 480 6 020

Mise en place du second circuit de la boucle 90kV de Dakar 2 000 4 000 4 000

Liaison souterraine 90kV Université Sicap et poste GIS sicap

avec 02 transfos 90/30kV 40 MVA 2 000 4 000 4 000

Liaison HT Kaolack-Fatick 5 400 96 0

Reprise en GIS 90 kv Cap des Biches PASE 46 Lot 1 5 060 0 0

Poste Matam 2 225/30 kV et boucle du Ferlo 0 0 0

Renouvellement de la ligne 90kv entre sococim thiona et tobène 1 000 3 000 1 000

Création d'un nouveau poste 225/30kV à Thiès 0 1 000 3 000

Upgrade du systeme SCADA/EMS du Dispatching National

incluant la gestion des EnR 0 1 500 2 894

Installation de réactances sur les nœuds 90 et 225kV 0 640 2 560

Lignes d'évacuation centrales ENR (scaling solar) 750 1 250 0

Total Extensions 73 424 145 252 100 080

Total général 78 132 149 846 100 960

II.2.2.2. Distribution

Les investissements qui seront consentis dans la distribution ont pour finalité d’atteindre les

principaux objectifs suivants :

Le renforcement et l’extension des réseaux Moyenne et basse tension de Dakar et dans les

zones hors Dakar

Le développement des réseaux dans les zones périurbaines

L’extension du réseau MT et BT pour assurer un meilleur développement des ventes

La télécommande des appareils installés dans les postes MT de manœuvres et de coupure en

vue d’obtenir une meilleure qualité de service sur le réseau MT de Dakar.

L’électrification de plusieurs villages pour le compte du Ministère de l’Energie et du

Développement des Energies Renouvelable

Le développement des réseaux de la délégation sud avec la partie MT sur la jonction Tamba

Ziguinchor

Le renforcement des réseaux des cités religieuses

L’extension, la densification, le passage de 6,6 à 30 kV des réseaux de distribution de Kaolack,


Fatick, Mbour, Thiès, Tivaouane, Saint-Louis, Ziguinchor, Touba, Diourbel et Dakar

Tableau 8: Investissements distribution de 2017 à 2019


2017

Montant

2018

Montant

2019

Renouvellements/Réhabilitations

Distribution Autres 5 169 6 945 0

remplacement de tronçons de lignes vétustes ou peu fiables,

suppression de lignes en dérivation et restructuration Feeder à

Dakar

3 513 3 513 0

Création de poste MT/BT dans divers secteurs de Dakar et régions

AQS et sécurisation réseau avec remplacement câble/conducteur

vétuste/réseau

1 151 4 602 0

Renforcement ligne HTA, réhabilitation antennes et création de

postes en cabines à DRCE 1 249 1 249 0

Remplacement du câble sous-marin Dakar - Gorée 1 154 0 0

Remplacement câble fluvial de sédhiou 200 800 0

Remplacement du cable sous fluvial foudiougne et ndakogha sur

2,5 km 200 800 0

Création départs HTA de secours protégés , de systèmes de

protection, de postes, reconstruction et reprise étanchéité poste et

rempacement de poteaux bois termités à DRS

386 386 0

Création de postes MT/BT dans différents secteurs de Dakar AQS

et sécurisation réseau avec remplacement câble BT vétustes

(Suppression des potelets/potelets et câbles enterrés; developper

vente et lute contre l'insécurité Guédiawaye Rufisque)

650 0 0

Total

Renouvellements/Réhabilitations 13 671 18 295 0

Extensions

Distribution Autres 35 913 64 048 5 630

Projet ligne 225kV Tamba-Kolda-Ziguinchor (Partie Distribution) 14 256 17 424 0

L’extension, la densification, le passage de 6,6 à 30 kV des réseaux

de distribution de Kaolack, Fatick, Mbour, Thiès, Tivaouane, Saint-

Louis, Ziguinchor, Touba, Diourbel

6 259 10 087 7 250

RESEAU PRIMAIRE DE DIAMNIADIO et création de nouveaux

feeders à Kounoune 0 6 731 6 731

Extension du projet iDMS 0 3 500 3 781

Passage 6,6 à 30 kV de 194 postes et 100 km à Dakar (usine des

eaux et Bel Air) 1 633 0 0

L.16 Raccordement au reseau de kédougou de SARAYA ,BANDA

FASSI, SALEMATA ET FONGONLEMBI (KEDOUGOU) 988 2 964 988

J.1. Extension et densification de réseau des nouveaux pôles

urbains de Dakar 0 3 293 1 411

Automatisation de la Distribution avec la télécommande des

appareils de coupures 2 250 2 250 0

Liaison MT Ziguinchor-Kolda (Raccordement de kolda au réseau de

boutoute) 2 182 0 0

Passage en 30kV du réseau 6.6kV, Restructuration et Densification

du reseau de distribution de Tamba 600 2 400 0

Eclatement des feeders surchargés : Sacré Cœur (92%), Puits 13

(70%), HLM PO (89%), Maristes (91%), Hann Pêcheurs (80%),

Fass Mbao (108%), Sica Mbao (86%), Thiaroye (94%), Sies (82%),

Km 22 (81%), Rufsac (76%)

409 1 636 0

Reprise Réseau Présidence 485 0 0

Intégration de la teleconduite des regions dans le projet iDMS 0 500 500

I.3. Raccordement Sindian à partir de Baila 165 661 0

I.5. Raccordement Médina Gounass à partir de Bokonto 0 579 248

Obligation contractuelle 2017 800 0 0

I.2. Raccordement Diaobé-Kounkané-Pakour 0 541 232


Création Secteur et de départ secours, délocalisation poste,

renforcement renouvellement ligne HTA et pose de batteries de

condensateurs pour amélioration Qualité de Service à DRN

366 366 0

Raccordement au réseau de kolda (Kolda - Médina Yoro Foulah) 145 580 0

Reprise en GIS de la sous Station de louga 144 576 0

Création et déploiement référence électrique 134 537 0

Déploiement du SIG 150 506 0

Suppression des câbles enterrés et liaisons potelets/potelets dans

la banlieue de Dakar 130 520 0

Densification et renforcement réseau à Dakar Ville ( Dkr Nord - Dkr

Centre) 120 480 0

Evènements Religieux 2017 500 0 0

Raccordement au réseau de kolda (Medina Yoro Foulah – Pata) 100 399 0

Départ Secours Touba entre Poste 225kV et Poste HTA/BT Touba

- 15km en 240mm² et passage en croix poste Touba et cellules au

poste Touba

91 364 0

Raccordement au réseau de kolda (Pata – Ndorma) 91 362 0

Programme de renforcement et densification réseaux Senelec dans

les régions 2017 400 0 0

EXTENSION ET DENSIFICATON RESEAUX DRS 882 3 530 0


Total général 83 195 143 361 26 771

II.2.2.3. Autres Investissements

Ils concernent principalement les travaux de :

Mise en place d’une Cartographie Numérique et d’un Système d’Information Géographique,

Magasin général de Senelec

Développement d’agences commerciales

Acquisition et l’installation de compteurs

Immeuble Action sociale

Immeuble Peytavin

Mise aux normes des branchement

Développement de branchements intérieurs de clients à faibles revenues

Sécurisation des clients petite et moyenne puissance

Investissements complémentaires requis pour respecter les normes de qualité de service

Tableau 9: Autres investissements de 2017 à 2019


2017

Montant

2018

Montant

2019

Extensions

Installation et Sécurisation de compteurs à prépaiement pour

65% de la clientèle 0 4 100 8 200

Acquisition de compteurs à prépaiement 8 930 9 610 9 323

Acquisition d'un système de gestion clientèle 2 000 2 000 1 000

Immeuble SCI-Peytavin 2 000 2 500 0

D-2 Acquisition de materiel pour la pose de 40 000 compteurs

dans les marches 3 920 0 0

Mise aux normes des branchements des clients généraux 500 1 500 1 000

Siége sur site ancien bâtiment DRH 1 500 1 500 0

Immeuble Action Sociale 1 500 1 500 0


C- Installation intérieure d'environ 25,000 clients à faible

revenus 0 2 940 0

Acqusition et installation de compteurs (compteurs,

sécurisation, reclassement) (Situation du Reste à faire 1 000 0 0

Construction Centre de d'éducation et de formation au

CFONDS PROPRESP:CENTRE D'EXELLENCE 1 000 1 000 0

Acquisition et Installation de 17 000 compteurs intelligents 1 968 0 0

Sécurisation des clients petite et moyenne puissances

(+fourniture matériels) 1 750 0 0

Travaux d'execution de la strategie de gestion et de

traitement environnemental des déchets (solides et

liquides) des sites de senelec

675 600 425

Acquisition et Installation de 15 000 compteurs intelligents et

un système de gestion informatque+ Avenant 107 0 0

Acquisition et Installation de 50 000 compteurs Pré paiement 1 574 0 0

Projets Autres Commercial Nouveaux 5 513 1 200 700

Projets Autres QSE Nouveaux 2 890 1 235 250

Projets Autres QSE Encours 2 573 1 523 800

Acquisition et Installation de 10 000 compteurs intelligents

(porté à 15 000 + coffrets - financement AFD/PASE) 1 021 0 0

Projets Autres Genie Civil Encours 3 943 530 0

Construction de l'immeuble pour l'IDMS à HANN 160 500 140

Projets Autres SI Nouveaux 1 987 1 394 135

Construction du batiment central des archives de la SENELEC 320 0 0

Projets Autres GC Nouveaux 3 610 1 771 350

Projets Autres SI Encours 450 29 0

Projets Autres TELECOM Nouveaux 449 345 0

Projets Autres Commercial Encours 229 0 0

Projets Autres TELECOM Encours 255 0 0

Projets Autres Genie Civil 32 0 0

Installation de compteurs à paiement préalable, intelligents et

services connexes 457 0 0

Maitrise des servitude et liberation des emprises des lignes

HT de senelec 1 250 500 0

Acquisition de Materiel d'Exploitation pour le fonctionnement

des services 6 739 6 739 6 739

Acquisition de Matériel et mobilier de bureau pour le

fonctionnement des services 3 050 3 050 3 050

Acquisition de Matériel informatiques et télécommunications

pour le fonctionnement des services 1 514 1 514 1 514

Travaux de Bâtiments pour le fonctionnement des services 404 404 404

Autres Fourniture pour le fonctionnement des services 3 054 3 054 3 054


Total général 68 323 51 038 37 085


II.3. LES PROJECTIONS DE PRODUCTION ET DE COUTS

La puissance installée connaît une forte augmentation en passant de 1059 MW en 2016 à 1472 MW

en 2019, contre une évolution de la puissance assignée de 772 MW à 1252 MW sur la même période.

Ces hausses sont principalement imputables aux mises en service des extensions des IPP Tobène et

Contour Global, de l’IPP Sendou CES et des IPP énergie renouvelable. Il faut toutefois noter que les

capacités annoncées intègrent également les locations et les achats aux autoproducteurs.

Le coefficient de disponibilité du parc s’améliore considérablement en passant de 83.1% en 2016 à

89,6% en 2019. Ceci s’explique par les efforts du parc propre de Senelec mais surtout par la part

prépondérante des achats d’énergie qui ont des taux de disponibilités contractuels supérieurs ou égaux

à 90%.

Concernant les rendements, ils sont proches des rendements engagés dans le cadre du Contrat de

Performance avec notamment 81.46 en 2017, 83.22% en 2018 et 85.14% en 2019. Il faudra par

ailleurs noter que le rendement de 2016 n’intègre pas les PLNF.

Tableau 10: Prévision production, achats et coefficients de disponibilité

Prévisions de production 2016 2017 2018 2019

Puissance installée (MW) 1 059 1 083 1 332 1 472

Puissance assignée (MW) 723 885 1 112 1 252

Coefficient de disponibilité (%) 83.1 88.1 88.8 89.6

Coefficient d'utilisation (%) 68.3 75.5 72.2 70.6

Production brute SENELEC (GWh) 2 198 2 125 1 527 1 117

Production nette SENELEC (GWh) 2 144 2 058 1 494 1 099

Achats d'énergie (GWh) 1 454 1 690 2 538 3 252

Energie livrée (GWh) 3 652 3 815 4 064 4 370

Rendement global (%) 79.14 81.46 83.22 85.14

Avec ces hypothèses, les coûts d’exploitation de la SENELEC varient de 283,65 Milliards en 2016 à

431.79 Milliards en 2019.


Tableau 11: prévisions de couts 2017 à 2019 (millions FCFA)

Prévisions de coûts (Millions de F CFA) 2016 2017 2018 2019

Combustibles (SENELEC et IPP) 122 414 148 849 166 041 153 615

Achats d'énergie hors combustibles 24 447 34 099 47 948 61 733


Charges du personnel 35 738 37 434 38 557 39 713



Transfert BIT vers Autres achats consommés 892 366 0


Transports de combustible 9 717 9 843 10 442 11 411

Services extérieurs (hors frais capacité et

redevances) 19 722 29 716 28 225 29 870

Transfert BIT vers Services extérieurs (hors

frais capacité et redevances) 3 620 1 434 63

Impôts et taxes 3 974 4 217 4 474 4 889

Autres charges 9 191 12 517 13 279 14 511

Redevances RTS 2 767 1 352 1 064 915

Redevances CRSE 1 669 1 719 1 824 1 993

Redevance fonds de préférence 1 036 1 101 1 168 1 277

Coûts totaux d'exploitation 283 649 359 264 404 016 431 792

La production brute totale évolue de 3652 GWh en 2016 à 4370 GWh en 2019. Les Achats d’énergie

passent de 1454 GWh en 2016 à 3252 GWh en 2019. Cette augmentation des Achats d’énergie est

principalement due à l’introduction de la centrale à charbon CES d’une part et d’autre part grâce aux

l’achats d’énergie issues des IPP Solaires et Eoliens prévues sur la période. Ce qui entraîne un recul

de la part production des centrales propres de Senelec. C’est ainsi que la production du parc de

Senelec passe de 2198 GWh en 2016 à 1117 GWh en 2019.

Tableau 12 : Evolution de la production globale sur la période 2017-2019 Années 2016 2017 2018 2019

Production SENELEC 2 198 2 125 1 527 1 117

Achats d'énergie 1 454 1 690 2 538 3 252

Production brute et Achats (GWh) 3 652 3 815 4 064 4 370

Le graphique suivant illustre l’augmentation progressive des achats au détriment de la production du

parc de Senelec.

Figure 1 : Evolution production brute et Achat d’énergie


La contribution du parc de Senelec passe de 60,2 % à 25,6 % entre 2016 et 2019 contre une évolution

de 39.8 % à 74.4 % pour les Achats sur la même période.

Tableau 13 : Répartition de la production sur la période 2017-2019

Années 2016 2017 2018 2019

Part Production brute SENELEC (%) 60.2% 55.7% 37.6% 25.6%

Part Achat d'énergie (%) 39.8% 44.3% 62.4% 74.4%

Production brute et Achats (%) 100.0% 100.0% 100.0% 100.0%

II.3.1. Evolution des dépenses de combustibles Les charges de combustibles évoluent de 126,6 Milliards de F CFA en 2016 à 153,6 Milliards de F

CFA en 2019. La faible croissance des dépenses de combustibles comparée à celle de la demande

s’explique d’une part par l’introduction des énergies renouvelables qui n’impactent pas les charges

de combustible et d’autre part par l’arrivée de la centrale au charbon.

Tableau 14 : Dépenses par type de combustibles

Années 2016 2017 2018 2019

Fuel (Millions de F CFA) 113 505 137 839 150 201 132 557

Gasoil (Millions de F CFA) 13 133 11 011 9 845 7 932

Charbon (Millions de F CFA) 0 0 5 994 13 125


La figure suivante reflète l’évolution des charges de combustibles entre 2017 et 2019.

Figure 2 : Evolution des charges de combustibles

II.3.2. Evolution des Achats d’énergie hors

combustibles On note une augmentation progressive des achats d’énergie hors combustibles qui reflète

l’introduction des IPPs dans le parc de production. Ainsi, les achats d’énergie passent de 24.47

Milliards en 2016 à 56,71 Milliards en 2016. Ces achats sont composés des dépenses variables et

fixes d’O&M et des achats d’énergie notamment les énergies renouvelables.

Tableau 15 : Achats d’énergie sur la période 2014-2016

2016 2017 2018 2019

Achats d'énergie hors combustibles (Millions

de F CFA) 24 447 34 099 47 948 61 733

Le graphique ci-après illustre l’évolution des achats d’énergie sur la période 2017-2019.

Figure 3 : Evolution des Achats d’énergie


II.3.3. Charges de capacité Les charges de capacité évoluent de 34 981 Millions de FCA en 2016 à 90 028 Millions de F CFA en

2019. En outre, il faut noter l’arrivée de la première tranche charbon de 125 MW en juillet 2018 dont

les frais de capacité annuels sont de 37 Milliards sur les 5 premières années sans compter les frais de

capacité des IPP Taïba NDIAYE et Contour Global et de leurs extensions. Par ailleurs, il faut noter

l’achat d’énergie de Kaleta à partir de 2019.

(le detail des frais de capacité par groupe et par an est fourni en séparé)

Tableau 16 : Charges de capacité sur la période 2017-2019

Années 2016 2017 2018 2019

Dépenses fixes d'achat énergie (Millions de F CFA) 34 981 52 967 68 782 90 028

Figure 4 : Evolution des frais de capacité

II.3.4. Charges de personnel L’effectif de 2016 est de 2545 personnes. En 2017, il est prévu 82 retraités et 300 nouveaux agents

dont 200 comme regularisation de prestataires. En 2018, il faut considèrer 93 retraités et 300

nouveaux agents dont 200 comme regularisation de prestataires. Et en 2019, il faut considerer 93

retraités et 100 nouveaux recrutements.

Les charges de personnel passent de 35,738 Milliards en 2016 à 39,713 Milliards en 2019. Cette

croissance couvre les besoins les charges de personnel additionnelles requises et les régularisations

progressives des prestataires.

Tableau 17 : Charges de personnel sur la période 2017-2019

Années 2016 2017 2018 2019

Dépenses de Personnel (Millions de F CFA) 35 738 37 434 38 557 39 713

Le graphique suivant illustre l’évolution des charges de personnel.

Figure 5 : Evolution des charges de personnel


II.3.5. Evolution du rendement de Senelec

Le rendement devra connaitre une amélioration sur la période 2017-2019 en passant de 81,46% en

2017 à 85,14 % en 2019.

Tableau 18: Evolution du rendement

Années 2016 2017 2018 2019

Rendement global (%) 79.14 81.46 83.22 85.14

II.3.6. Evolution des Taux De Disponibilité et

d’Utilisation La disponibilité des unités a été déterminée sur la base d’un planning triennal élaboré par la Direction

Transport et des Achats d’Energie de Senelec et des coefficients d’indisponibilité aléatoire des

équipements. Néanmoins pour les nouveaux IPP, le taux de disponibilité contractuelle a été considéré.

De 2016 à 2019, la disponibilité du parc de production va passer de 83,1 % à 89,6 %. Cette

amélioration de la disponibilité des groupes se justifie par la part prépondérante des IPP qui ont une

disponibilité contractuelle supérieure à 90% et par les taux de disponibilité contractuels du parc

propre de Senelec.

Le taux d’utilisation des groupes passe de 68,3 % en 2016 à 70,6 % en 2019.

Le graphique suivant fournit l’évolution des coefficients de disponibilité et d’utilisation du disponible

(entre 2016 et 2019.

Figure 6 : Evolution des taux de disponibilité et d’utilisation (%)

II.3.7. Qualité de Service L’énergie non fournie passe de 30,23 GWh réalisées en 2016 à 10 GWh projetées en 2019.


Figure 7 : Evolution du l’énergie non fournie

II.3.8. Amortissements et base tarifaire Les amortissements des investissement nouveaux sur la période tarifaire 2017-2019 évoluent de

14 217 Millions en 2017 à 21 522 Millions en 2019.

Tableau 19 : Amortissements

Amortissement des Investissements

nouveaux MnFCFA

2017 2018 2019

14 217 24 754 21 522

Renouvellements/Réhabilitations 3 143 2 270 3 179

Production MnFCFA 285 1 200 285

Transport MnFCFA 607 483 642

Distribution MnFCFA 2 063 578 2 063

Autres MnFCFA 189 9 189

Extensions 11 073 22 483 18 343

Production MnFCFA 1 969 4 277 3 063

Transport MnFCFA 4 088 7 728 7 918

Distribution MnFCFA 2 356 7 285 3 317

Autres MnFCFA 2 660 3 194 4 045

Pour ce qui concerne la base tarifaire, nous notons une augmentation de cette rubrique qui passe de

352,303 Milliards à 823,04 Milliards sur la période 2017-2019.

Tableau 20 : Base tarifaire

2016 2017 2018 2019

Base Tarifaire

MnFCFA

Realisations

actualisées Projections Projections Projections

Valeur en début de

période 291 281 310 473 484 194 768 973

Valeur en fin de

période 413 324 484 194 768 973 877 108


Moyenne à

rémunérer 352 303 397 333 626 583 823 040

CONCLUSION Cet exercice si important a permis à Senelec d’évaluer ses coûts d’investissement et d’exploitation

sur la période triennale 2017-2019 aux fins de respecter les normes de qualité de service et les

obligations d’électrification qui lui ont été fixées par le Ministère chargé de l’Energie dans le cadre

du contrat de concession signé en 1999.

Le programme d’investissement est élaboré sur la base des projets ayant trouvé un financement et

quelques projets dont le financement est à rechercher auprès des bailleurs de fonds.


5. Programme d’investissements

soumis par Senelec

.

Note sur le Programme

d'investissement 2017-2019

[Sous-titre du document]


Table des matières

Table des matières ........................................................................... Erreur ! Signet non défini.

Liste des Tableaux .......................................................................... Erreur ! Signet non défini.

Introduction ..................................................................................... Erreur ! Signet non défini.

I. Investissement Global ............................................................. Erreur ! Signet non défini.

II. Investissement sur la Production............................................. Erreur ! Signet non défini.

III. Investissement sur le réseau de Transport ........................... Erreur ! Signet non défini.

IV. Investissement sur le réseau de Distribution ....................... Erreur ! Signet non défini.

V. Autres Investissements ............................................................ Erreur ! Signet non défini.

1- Investissements Commercial ............................................... Erreur ! Signet non défini.

2- Investissements Qualité, Sécurité et Environnement .......... Erreur ! Signet non défini.

3- Investissements Génie Civil ................................................ Erreur ! Signet non défini.

4- Investissements Télécom .................................................... Erreur ! Signet non défini.

5- Investissements SI ............................................................... Erreur ! Signet non défini.

6- Acquisition de matériel ....................................................... Erreur ! Signet non défini.

VI. Annexes ................................................................................ Erreur ! Signet non défini.


Liste des Tableaux

Tableau 1 Répartition des investissements sur la période 2017-2019Erreur ! Signet non défini.

Tableau 2 Répartition des investissements Fonds Propres sur la période 2017-2019Erreur !

Signet non défini.

Tableau 3 Répartition des investissements FE sur la période 2017-2019Erreur ! Signet non

défini.

Tableau 4 Répartition des investissements au niveau de la ProductionErreur ! Signet non

défini.

Tableau 5 Répartition des investissements DON au niveau de la ProductionErreur ! Signet

non défini.

Tableau 6 : Répartition des investissements au niveau du réseau de TransportErreur ! Signet

non défini.

Tableau 7 : Répartition des investissements au niveau du réseau de TransportErreur ! Signet

non défini.

Tableau 8 Répartition des investissements au niveau du réseau de DistributionErreur ! Signet

non défini.

Tableau 9 Répartition des investissements DON au niveau du réseau de DistributionErreur !

Signet non défini.

Tableau 10 Répartition des Autres investissements ................. Erreur ! Signet non défini.

Tableau 11 Répartition des investissements au niveau du CommercialErreur ! Signet non

défini.

Tableau 12 Répartition des investissements au niveau du Commercial : Acquisition de compteurs

............................................................................................................... Erreur ! Signet non défini.

Tableau 13 Répartition de l’investissement de QSE................ Erreur ! Signet non défini.

Tableau 14 Répartition de l’investissement en Génie Civil .... Erreur ! Signet non défini.

Tableau 15 Répartition de l’investissement de Télécom ......... Erreur ! Signet non défini.

Tableau 16 Répartition de l’investissement de SI .................... Erreur ! Signet non défini.

Tableau 17 Répartition de l’investissement acquisition de matériels : budget des services

............................................................................................................... Erreur ! Signet non défini.

Tableau 18 Répartition détaillée des investissements au niveau de la ProductionErreur ! Signet

non défini.

Tableau 19 Répartition détaillée des investissements au niveau du TransportErreur ! Signet

non défini.

Tableau 20 Répartition détaillée des investissements au niveau du DistributionErreur ! Signet

non défini.

Tableau 21 Répartition détaillée des investissements au niveau du CommercialErreur ! Signet

non défini.

Tableau 22 Répartition détaillée des investissements au niveau du génie civilErreur ! Signet

non défini.


Introduction

Cette note présente le programme d’investissements sur la période 2017-2019, l’origine des financements, l’état

d’avancement des IPPs et des projets. Elle permettra à la Commission de Régulation du Secteur de l’Electricité d’apprécier

le niveau de maturité des projets pour leurs prises en compte dans la base tarifaire.

Elle comprend les financements supportés par :

Senelec

L’Etat du Sénégal

Les partenaires techniques et financiers (BID, BOAD, KfW, BM, EXIM BANK INDE, BEI,)

A noter, Senelec a signé des protocoles d’entente avec les sociétés : VINCI, KALPA TARU et BOAD.


I. Investissement Global

Sur la période 2017-2019, le montant des investissements prévus par Senelec s’élève à 804 389 millions de

FCFA. L’investissement va se faire de manière dégressive ; en effet 262 109 millions de FCFA (correspondant

à 32,58% de l’investissement total) vont être mobilisés en 2017 contre 45,89% en 2018 et 21,53% sur la dernière

année.

Un peu moins de la moitié du montant qui sera investi (328 938 millions de FCFA correspondant à 40,89%) va

concerner le réseau de transport. Le réseau de Distribution se verra attribuer le montant de 252 763 millions de

FCFA soit 31,42% de l’investissement total contre 10,07% pour la production et 17,62% pour le Commercial et

les Supports.

Le tableau ci-dessous montre la répartition de l’investissement par rubrique et par année sur la période.

Tableau 21 Répartition des investissements sur la période 2017-2019

Étiquettes de lignes 2017 2018 2019 2017-2019

PRODUCTION 35 064 29 528 16 400 80 993

TRANSPORT 78 132 149 846 100 960 328 938

DISTRIBUTION 82 864 143 128 26 771 252 763

AUTRES 66 049 46 612 29 035 141 696

Total général 262 109 369 114 173 166 804 389

Tableau 22 Répartition des investissements Fonds Propres sur la période 2017-2019

VOLET 2017 2018 2019 2017-2019

PRODUCTION 7 489 3 318 200 11 008

TRANSPORT 8 996 6 811 3 459 19 265

DISTRIBUTION 17 137 14 829 0 31 967

AUTRES 39 882 24 787 18 087 82 755

Total général 73 504 49 745 21 746 144 995

Tableau 23 Répartition des investissements FE sur la période 2017-2019

VOLET 2017 2018 2019 2017-2019

PRODUCTION 27 575 26 210 16 200 69 985

TRANSPORT 69 137 143 035 97 501 309 672

DISTRIBUTION 65 727 128 298 26 771 220 796

AUTRES 26 167 21 825 10 948 58 940

Total général 188 605 319 369 151 420 659 394


II. Investissement sur la Production

Le montant total prévu pour la production se chiffre à 80 993 millions de FCFA dont 35 064 millions de FCFA en 2017,

29 528 millions en 2018 et 16 400 millions en 2019.

1. Mise en place du cycle combiné à Kahone 2 C7 et Bel air C6

Senelec a décidé de faire recours à un emprunt bancaire pour financer ce projet. Les objectifs visés dans ce projet sont

l’amélioration du rendement et l’augmentation de la puissance installée par centrale. Le coût du projet est estimé à 32 000

millions de FCFA.

2. Centrale solaire 15 MW de Diass

Senelec a signé un protocole d’accord avec KFW pour la recherche de financement et la construction de la Centrale

solaire de Diass. Le budget nécessaire à la réalisation de ce projet est de 13 500 millions de FCFA.

3. Réhabilitation de la tranche G302 du Cap des Biches

Senelec a signé un protocole d’accord avec l’AFD pour la recherche de financement et la réalisation de ce projet. Le

budget nécessaire à la réalisation de ce projet est de 7 000 millions de FCFA.

4. Réhabilitation de la turbine à Gaz ex-GTI du Cap des Biches et son évacuation d'énergie + Black

Start pour le Plan de Défense

Senelec a signé un protocole d’accord avec l’AFD pour la recherche de financement et la réalisation de ce projet. Le

budget nécessaire à la réalisation de ce projet est de 7 000 millions de FCFA.

5. Centrales solaires hybrides des Iles du Saloum

Ces centrales solaires hybrides entre dans le portefeuille du financement de la KfW d’un montant 2 500 millions de FCFA.

6. Centrales solaires hybrides des centres secondaires de DRCE (Kidira, Goudiry, Médina Gounass)

Ces centrales sont également financées par la KfW d’un montant 2 100 millions de FCFA.

7. Part Senelec dans les nouveaux projets de centrales

Dans le cadre du financement KfW, il est prévu une contrepartie d’un montant 2 000 millions de FCFA pour le

remplacement des groupes

8. Achat de 06 groupes de 1250 kVa pour Boutoute et Tamba

Pour faire face à la demande croissante dans les centres secondaires de Boutoute et Tamba, il a été jugé nécessaire de

recourir à l’achat de 06 groupes de 1 250 kVa en 2017. Le coût de ce projet est estimé en 1 380 millions de FCFA.


Tableau 24 Répartition des investissements au niveau de la Production

Désignation 2017 2018 2019 2017-2019

_Coût du

projet (M.

FCFA)

AFD 1 585 0 0 1 585 7 483

Production Autres 1 308 0 0 1 308 6 844

Acquisition de 5 groupes de 1250 kva (greenpower) 277 0 0 277 639

AR(AFD) 1 650 8 150 8 000 17 800 23 800

Rehabilitation de la turbine à Gaz ex-GTI du Cap des Biches et

son evacuation d'energie + Black Start pour le Plan de Défense 0 3 000 4 000 7 000 10 000

Rehabilitation de la tranche G302 du Cap des Biches 0 3 000 4 000 7 000 10 000

Production Autres 1 450 1 350 0 2 800 2 800

Centrale Solaire de Gorée 500kW 200 800 0 1 000 1 000

AR(Banque) 8 000 16 000 8 000 32 000 32 000

Mise en place du cycle combiné à Kahone 2 C7 et Bel air C6 8 000 16 000 8 000 32 000 32 000

AR(KFW) 50 250 200 500 500

Production Autres 50 250 200 500 500

FONDS PROPRES 7 489 3 318 200 11 008 49 966

Production Autres 4 868 3 318 200 8 387 47 330

Achat de 06 groupes de 1250Kva pour Boutoute et Tamba 1 380 0 0 1 380 1 380

Achat de Groupes (Kidira, Goudiry, Médina Gounass) 630 0 0 630 630

Acquisition de 5 groupes de 1250 kva Matfoorce 611 0 0 611 626

KFW 16 290 1 810 0 18 100 18 100

Centrale solaire 15 MW de Diass 12 150 1 350 0 13 500 13 500

Centrales solaires hybrides des Iles du Saloum 2 250 250 0 2 500 2 500

Centrales solaires hybrides des centres secondaires de DRCE

(Kidira, Goudiry, Médina Gounass) 1 890 210 0 2 100 2 100

Total général 35 064 29 528 16 400 80 993 131 849

(*) la rubrique « Production Autres » est détaillée en annexe.


Tableau 25 Répartition des investissements DON au niveau de la Production

Désignation 2017 2018 2019 2017-

2019

_Part

Subvention

en %

_Coût du

projet (M.

FCFA)

KFW 16 290 1 810 0 18 100 15% 18 100

Centrale solaire 15 MW de Diass 12 150 1 350 0 13 500 15% 13 500

Centrales solaires hybrides des Iles du Saloum 2 250 250 0 2 500 15% 2 500

Centrales solaires hybrides des centres secondaires de

DRCE (Kidira, Goudiry, Médina Gounass) 1 890 210 0 2 100 15% 2 100

Total général 16 290 1 810 0 18 100 15% 18 100


III. Investissement sur le réseau de Transport

Les projets sur le réseau de Transport ont pour but de permettre les échanges sous régionaux, d’assurer la continuité et

la qualité du service, de réduire les pertes techniques et l’END. L’investissement sera de 78 132 millions de FCFA en

2017 ; 149 846 millions de FCFA en 2018 et 100 960 millions de FCFA en 2019 soit un montant total de 328 938 millions

de FCFA sur la période 2017-2019.

1. Liaison HT 225 kV Tambacounda-Kolda-Ziguinchor

Ce projet financé par EXIM BANK INDE d’un coût de 80 600 millions de FCFA va contribuer à sécuriser l’alimentation des

zones est et sud du pays par l’interconnexion au reste du pays. Elle permettra également de réduire considérablement les

charges de production. La ligne sera réalisée par la société Indienne KALPA TARU.

2. Liaison HT 225 kV Tambacounda-Bakel

Ce projet financé par EXIM BANK INDE d’un coût de 47 000 millions de FCFA va contribuer à sécuriser l’alimentation de

la zone centre et assurer l’interconnexion sous régionale. La ligne sera réalisée par la société Indienne KALPA TARU.

3. Liaison HT 225 kV Mauritanie-Sénégal

La liaison HT 225 kV Mauritanie-Sénégal est financée par la BID à hauteur de 54 000 millions de FCFA. Cette infrastructure

s’inscrit dans le développement des réseaux de l’OMVS et va permettre l’évacuation de l’excédent de production de

Somelec.

4. Liaison HT 225 kV Kounoune- Patte d'Oie

Ce projet d’un coût de 20 542 millions de FCFA permet de sécuriser l’alimentation de la ville de Dakar. Il est financé par

la BID.

5. Poste AIS de Diamniadio-extension Kounoune-Liaison kounoune diamniadio diass

Ce projet permettra non seulement d’assurer l’alimentation électrique du nouveau pôle urbain de diamniadio mais

également de soulager et de secourir les postes HT aux alentours tels que Cap des biches, Mbao et Diass. Ce projet d’un

coût de 17 000 millions de FCFA est soumis à VINCI pour financement et réalisation.

6. Liaison HT 225 kV Mbour -Fatick et complément poste Fatick HTB/HTA

La liaison HT Mbour Fatick va prolonger le réseau 225 kV de Touba-Tobene-Kaolack vers Fatick afin de sécuriser

l’alimentation électrique des postes de Diass, Mbour, Kaolack et Touba (Sécurité N-1) et optimiser la répartition de

puissance. Le projet est financé par la BID et la BOAD à hauteur 17 000 millions de FCFA.

7. Liaison HT 225 kV Tobéne-Kounoune

La Liaison HT 225 kV Tobéne-Kounoune permettra d’assurer la Sécurité N-1 de la liaison existante et optimiser la

répartition de puissance. Ce projet d’un coût de 14 550 millions de FCFA est financé par la BOAD.

8. Ligne 225kV Diass-Thiès + la travée à Diass

La Liaison HT 225 kV Diass-Thiès + la travée à Diass permettra de sécuriser l’alimentation électrique de la ville de Thiès

et optimiser la répartition de puissance. Ce projet d’un coût de 14 000 millions de FCFA est soumis à VINCI pour

financement et réalisation.

9. K. Création du poste injecteur de Guédiawaye


Ce projet permettra non seulement d’assurer l’alimentation électrique de la banlieue mais également de soulager et de

secourir les postes HT aux alentours tels que Hann, Cap des biches, Mbao et Aéroport. Ce projet d’un coût de 16 464

millions de FCFA est financé par la BM et BEI à travers le PASE.

10. Mise en place du second circuit de la boucle 90kV de Dakar

Ce projet permettra d’assurer la Sécurité N-1 de la liaison existante (sécurisation de l’alimentation électrique des postes

de bel air, aéroport et université) et optimiser la répartition de puissance. Ce projet d’un coût de 10 000 millions de FCFA

est soumis à VINCI pour financement et réalisation.

11. Liaison souterraine 90kV Université Sicap et poste GIS Sicap avec 02 transfos 90/30kV 40 MVA

Ce projet permettra de soulager et de secourir les postes HT aux alentours tels que Hann, Université, Bel Air et Aéroport.

Ce projet d’un coût de 10 000 millions de FCFA est soumis à VINCI pour financement et réalisation.


Tableau 26 : Répartition des investissements au niveau du réseau de Transport

Désignation 2017 2018 2019 2017-2019

_Coût du

projet (M.

FCFA)

AFD 132 0 0 132 350

Transport Autres 132 0 0 132 350

AR(AFD) 1 789 4 700 5 133 11 621 12 261

Transport Autres 1 529 2 160 1 360 5 048 5 688

Upgrade du systeme SCADA/EMS du Dispatching National

incluant la gestion des EnR 0 1 500 2 894 4 394 4 394

Réhabilitation fiabilisation du poste de Touba et renouvellement

des cellules 260 1 040 880 2 180 2 180

AR(Kalpataru) 2 380 6 070 50 8 500 8 500

Transport Autres 1 900 5 350 50 7 300 7 300

Remplacement des Transformateurs 90/6,6 kV de Bel air par un

Transformateur 90/30 kV de 80 MVA (ajout 27102016) 480 720 0 1 200 1 200

BID 19 030 35 400 37 512 91 942 93 442

Liaison HT Mauritanie-Sénégal (partie sénégalaise) 11 000 20 000 23 000 54 000 54 000

Liaison Kounoune- Patte d'Oie 4 330 7 000 9 212 20 542 20 542

Liaison HT Mbour -Fatick et complément poste Fatick HTB/HTA 3 500 8 000 5 000 16 500 18 000


BM 380 1 620 370 2 370 2 370

Transport Autres 380 1 620 370 2 370 2 370

BM(5920) 9 703 0 0 9 703 15 786

Reprise en GIS 90 kv Cap des Biches PASE 46 Lot 1 5 060 0 0 5 060 6 890

Réhabilitation Hann-Cap des Biches PASE 48 2 685 0 0 2 685 5 240

Transport Autres 1 958 0 0 1 958 3 656

BOAD 3 390 10 530 3 010 16 930 16 930

ETAT SENEGAL 216 0 0 216 216



FDE 5 400 96 0 5 496 7 200

FE (retenuede garantie SUNIR) 577 0 0 577 19 906

Transport Autres 577 0 0 577 19 906

FONDS PROPRES 8 996 6 811 3 459 19 265 39 324


Installation de réactances sur les nœuds 90 et 225kV 0 640 2 560 3 200 3 200

Lignes d'évacuation centrales ENR (scaling solar) 750 1 250 0 2 000 2 000

FSE 1 080 1 720 0 2 800 2 800

Sécurisation du Poste 225/30 kV Touba par le remplacement des

deux transformateurs 40 MVA par des 80 MVA 300 1 200 0 1 500 1 500

Transport Autres 780 520 0 1 300 1 300

JICA 0 1 440 4 320 5 760 7 200


Kalpataru 16 120 48 360 16 120 80 600 80 600

Liaison HT Tambacounda-Kolda- Ziguinchor 16 120 48 360 16 120 80 600 80 600

MCC 0 0 0 0 6 000

Poste Matam 2 225/30 kV et boucle du Ferlo 0 0 0 0 6 000

OMVG 0 0 0 0 0


OMVS 0 0 0 0 0


PASE 0 4 939 6 586 11 525 16 464

K. Création du poste injecteur de Guediawaye 0 4 939 6 586 11 525 16 464

VINCI 8 940 28 160 24 400 61 500 64 500

Poste AIS de DIamniadio-extension Kounoune-Liaison kounoune

diamniadio diass 3 400 10 200 3 400 17 000 17 000

Ligne 225kV Diass-Thies + la travée à Diass 0 4 000 8 000 12 000 14 000

Liaison souterraine 90kV Université Sicap et poste GIS sicap avec

02 transfos 90/30kV 40 MVA 2 000 4 000 4 000 10 000 10 000

Mise en place du second circuit de la boucle 90kV de Dakar 2 000 4 000 4 000 10 000 10 000

Renouvellement de la ligne 90kv entre sococim thiona et tobène 1 000 3 000 1 000 5 000 5 000


Création d'un nouveau poste 225/30kV à Thiès 0 1 000 3 000 4 000 5 000


Total général 78 132 149 846 100 960 328 938 393 849

(*) la rubrique « Transport Autres » est détaillée en annexe.

Tableau 27 : Répartition des investissements au niveau du réseau de Transport

Désignation 2017 2018 2019 2017-

2019

Moyenne

de Part

Subvention

en %

_Coût du

projet (M.

FCFA)

ETAT SENEGAL 216 0 0 216 100% 216

Transport Autres

Contrepartie finanement BID et FDE 216 0 0 216 100% 216

Complément pour bi-terne Kaolack-Birkilane 0 0 0 0 100% 0

FSE 1 080 1 720 0 2 800 100% 2 800

Sécurisation du Poste 225/30 kV Touba par le

remplacement des deux transformateurs 40 MVA par des

80 MVA

300 1 200 0 1 500 100% 1 500

Transport Autres

Acquisition de transformateurs secours des postes sources

Bel Air et Thiona 780 520 0 1 300 100% 1 300

JICA 0 1 440 4 320 5 760 100% 7 200

Transport Autres

Poste GIS Sococim 0 1 440 4 320 5 760 100% 7 200

Total général 1 296 3 160 4 320 8 776 100% 10 216


IV. Investissement sur le réseau de Distribution Sur la période, 252 763 millions de FCFA seront investis sur le réseau de Distribution afin de permettre le développement

des ventes, d’assurer la continuité et la qualité du service sans oublier la sécurité des populations mais également des

agents durant les manœuvres.

1. L’extension, la densification, le passage de 6,6 à 30 kV des réseaux de distribution de Kaolack, Fatick,

Mbour, Thiès, Tivaouane, Saint-Louis, Ziguinchor, Touba, Diourbel

C’est un projet d’un coût de 39 600 millions de FCFA est financé et sera réalisé par Kalpataru dont 14 256 millions de FCA

en 2017 et 17 424 millions de FCFA en 2018. Il permettra non seulement de renouveler le réseau existant très vétuste

mais également d’améliorer sensible le rendement de ces réseaux. Ce qui se traduira par une réduction de l’END et des

charges de production.

2. L’extension, la densification, le passage de 6,6 à 30 kV des réseaux de distribution de Kaolack, Fatick,

Mbour, Thiès, Tivaouane, Saint-Louis, Ziguinchor, Touba, Diourbel

Ce projet d’un coût de 23 652 millions de FCFA est financé par la KFW et va concerner les villes de Kaolack, Fatick,

Mbour, Thiès, Tivaouane, Saint-Louis, Ziguinchor, Touba, Diourbel... Il permettra non seulement de renouveler le réseau

existant très vétuste, de participer à l’atteinte des objectifs de ménages à électrifiées mais également d’améliorer sensible

le rendement de ces réseaux. Ce qui se traduira par une réduction de l’END et des charges de production.

3. Réseau primaire de diamniadio et création de nouveaux feeders à Kounoune

Ce projet permettra non seulement d’assurer l’alimentation électrique du nouveau pôle urbain de diamniadio mais

également de soulager et de secourir les postes HT aux alentours tels que Cap des biches, Mbao et Diass. Ce projet d’un

coût de 13 462 millions de FCFA est soumis à VINCI pour financement et réalisation.

4. Extension du projet iDMS

Ce projet d’un coût de 7 281 millions de FCFA est soumis à l’AFD pour financement. Il permettra d’automatiser

l’exploitation du réseau de la distribution (recherche et élimination des défauts en quelques minutes, manœuvres sur les

ouvrages et leur supervision en temps réel, …). Ce projet aura un impact considérable sur la réduction de l’END, donc

une amélioration de la qualité du service.

5. Remplacement de tronçons de lignes vétustes ou peu fiables, suppression de lignes en dérivation et

restructuration Feeder à Dakar

C’est un projet d’un coût de 7 025 millions de FCFA est financé par FSE/Etat du Sénégal. Il contribue essentiellement à

l’atteinte des objectifs sur l’END et en partie sur le rendement.

6. Création de poste MT/BT dans divers secteurs de Dakar et régions AQS et sécurisation réseau avec

remplacement câble/conducteur vétuste/réseau

C’est un projet d’un coût de 5 753 millions de FCFA est financé par la Senelec sur fonds propres. Il contribue

essentiellement à l’atteinte des objectifs sur le taux d’électrification (nombre de ménages à électrifier) et en partie sur le

rendement

7. Raccordement au réseau de Kédougou de SARAYA, BANDA FASSI, SALEMATA et FONGONLEMBI

C’est un projet d’un coût de 4 939 millions de FCFA est financé par la BM à travers le PASE dans le cadre du programme

d’extinction des centres secondaires. Il contribue essentiellement à l’amélioration du facteur de charge (alimentation

continue en électricité), à la réduction des charges de production et l’atteinte des objectifs sur le taux d’électrification

(nombre de ménages à électrifier). Donc en résumé, ce projet permettra d’améliorer sensiblement la qualité du service

rendu.

8. Extension et densification de réseau des nouveaux pôles urbains de Dakar


C’est un projet d’un coût de 4 704 millions de FCFA est financé par la BM à travers le PASE. Il contribue essentiellement

à l’atteinte des objectifs sur le taux d’électrification (nombre de ménages à électrifier) et en partie sur le rendement. Il

permet donc d’accompagner la politique de développement des nouveaux pôles urbains de Dakar comme déclinée dans

le Plan Sénégal Emergent.

9. Automatisation de la Distribution avec la télécommande des appareils de coupures

C’est un projet d’un coût de 4 500 millions de FCFA, soumis à Kalpataru pour financement et réalisation est un prérequis

pour le projet IDMS. Il contribuera à l’automatiser de recherche et l’élimination des défauts en quelques minutes. Ce projet

aura un impact considérable sur la réduction de l’END, donc une amélioration de la qualité du service.

10. EXTENSION ET DENSIFICATON RESEAUX DRS

C’est un projet d’un coût de 4 412 millions de FCFA est financé par la BM à travers le PASE. Avec l’intégration du Sud au

réseau interconnecté prévu en 2019, ce projet contribuera essentiellement à l’atteinte des objectifs sur le taux

d’électrification (nombre de ménages à électrifier) et en partie sur le rendement.

11. Passage en 30kV du réseau 6.6kV, Restructuration et Densification du réseau de distribution de Tamba

Ce projet d’un coût de 3 000 millions de FCFA est soumis à VINCI pour financement et réalisation. Il permettra non

seulement de renouveler le réseau existant très vétuste mais également d’améliorer sensible le rendement de ces réseaux.

Ce qui se traduira par une réduction de l’END et des charges de production. Ce projet est un prérequis pour l’intégration

du Sud au réseau interconnecté prévu en 2019. En effet, l’alimentation moyenne tension projetée est en 30kV alors que

l’existante est en 6,6kV.

12. Renforcement ligne HTA, réhabilitation antennes et création de postes en cabines à DRCE

Ce projet d’un coût de 2 498 millions de FCFA est financé par FSE/Etat du Sénégal. Il contribue essentiellement à l’atteinte

des objectifs sur l’END, sur le taux d’électrification (nombre de ménages à électrifier) et en partie sur le rendement.

13. Liaison MT Ziguinchor-Kolda (Raccordement de Kolda au réseau de boutoute)

C’est un projet d’un coût de 3 100 millions de FCFA est financé par la BM à travers le PASE. Avec l’intégration du Sud au

réseau interconnecté prévu en 2019, ce projet contribuera essentiellement à l’atteinte des objectifs sur le taux

d’électrification (nombre de ménages à électrifier), à la réduction des charges de production et en partie sur le rendement.

14. Eclatement des feeders surchargés : Sacré Cœur (92%), Puits 13 (70%), HLM PO (89%), Maristes (91%),

Hann Pêcheurs (80%), Fass Mbao (108%), Sica Mbao (86%), Thiaroye (94%), Sies (82%), Km 22 (81%),

Rufsac (76%)

Ce projet d’un coût de 2 045 millions de FCFA est financé par la Senelec sur fonds propres. Ce projet aura un impact

considérable sur la réduction de l’END, donc une amélioration de la qualité du service. En effet, il permettra de fiabiliser

les départs (réduction des défauts enregistrés sur ces départs) et d’augmenter les possibilités de secours en cas

d’incidents. Il contribue en outre à l’atteinte des objectifs sur le rendement.

15. Passage 6,6 à 30 kV de 194 postes et 100 km à Dakar (usine des eaux et Bel Air)

Ce projet d’un coût de 5 080 millions de FCFA est financé par la BM à travers le PASE. Il permettra non seulement de

renouveler le réseau existant très vétuste mais également d’améliorer sensible le rendement de ces réseaux. Ce qui se

traduira par une réduction de l’END et des charges de production.

16. Remplacement du câble sous-marin Dakar - Gorée

Ce projet d’un coût de 1 357 millions de FCFA, financé par la BM à travers le PASE a pour objectif principal de sécuriser

l’alimentation électrique de Gorée et de réduire les charges de production. En effet, le câble existant très vétustes a

enregistré beaucoup de défaut. Ainsi Gorée est alimentée en autonome par des groupes électrogènes. Ce qui se traduit

par des coûts de production très élevé.

17. Remplacement Câble fluvial Sédhiou


Le câble fluvial de Sédhiou long de 2,5 Km a subi une agression par le bac de Sédhiou sur une longueur de 300m ; ce

câble spécifique de section 50 mm² en cuivre ne se trouve pas dans le magasin de stock Senelec. L'objectif est de secourir

alimentation de la Région de Sédhiou et d’assurer une meilleure qualité de service. Le coût de ce projet est de 1 000

millions de FCFA. Il est financé par la BM à travers le PASE.

18. Remplacement du câble sous fluvial foudiougne et ndakogha sur 2,5 km

Ce projet d’un coût de 1 357 millions de FCFA, soumis à la BOAD pour financement a pour objectif principal de sécuriser

l’alimentation électrique de foudiougne et de réduire les charges de production. En effet, le câble existant très vétustes a

enregistré beaucoup de défaut. Ainsi foudiougne est alimentée en autonome par des groupes électrogènes. Ce qui se

traduit par des coûts de production très élevé.

19. Intégration de la télé conduite des régions dans le projet iDMS

Ce projet d’un coût de 1 000 millions de FCFA est soumis à l’AFD pour financement. Il permettra d’automatiser dans les

régions l’exploitation du réseau de la distribution (recherche et élimination des défauts en quelques minutes, manœuvres

sur les ouvrages et leur supervision en temps réel, …). Ce projet aura un impact considérable sur la réduction de l’END,

donc une amélioration de la qualité du service.

1. Reprise Réseau Présidence

Ce projet d’un coût de 1 000 millions de FCFA est financé par la Senelec sur fonds propres. Ce projet aura un impact

considérable sur la réduction de l’END, donc une amélioration de la qualité du service. En effet, il permettra de sécuriser

l’alimentation électrique de la présidence par la création de départs dédiés et d’augmenter les possibilités de secours en

cas d’incidents.


Tableau 28 Répartition des investissements au niveau du réseau de Distribution

Désignation 2017 2018 2019 2017-

2019

_Coût du

projet

(M.

FCFA)

AR(AFD) 1 589 8 718 5 288 15 594 15 631

Extension du projet iDMS 0 3 500 3 781 7 281 7 281

Distribution Autres 1 304 3 675 1 007 5 986 6 023

Integration de la teleconduite des regions dans le projet iDMS 0 500 500 1 000 1 000

Création et déploiement référence électrique 134 537 0 671 671

Déploiement du SIG 150 506 0 656 656

AR(BOAD) 3 938 15 752 0 19 691 19 691

Distribution Autres 3 738 14 952 0 18 691 18 691

Remplacement du cable sous fluvial foudiougne et ndakogha sur 2,5

km 200 800 0 1 000 1 000

AR(Kalpataru) 9 555 30 842 0 40 397 40 398


Automatisation de la Distribution avec la télécommande des

appareils de coupures 2 250 2 250 0 4 500 4 500

Densification et renforcement réseau à Dakar Ville ( Dkr Nord - Dkr

Centre) 120 480 0 600 600

Depart Secours Touba entre Poste 225kV et Poste HTA/BT Touba -

15km en 240mm² et passage en croix poste Touba et cellules au

poste Touba

91 364 0 455 455

AR(KFW) 40 160 0 200 200


BM(4214) PASE/Etat 234 0 0 234 2 368


BM(8882) PASE 1 633 0 0 1 633 5 080

Passage 6,6 à 30 kV de 194 postes et 100 km à Dakar (usine des eaux

et Bel Air) 1 633 0 0 1 633 5 080


Désignation 2017 2018 2019 2017-

2019

_Coût du

projet

(M.

FCFA)

ETAT SENEGAL 6 038 734 578 7 350 13 258

Distribution Autres 5 138 734 578 6 450 12 358

Evènements Religieux 2017 500 0 0 500 500

PROGRAMME DE RENFORCEMENT ET DENSIFICATION RESEAUX

SENELEC DANS LES REGIONS 2017 400 0 0 400 400

EXIM BANK CHINE - CMEC 1 803 0 0 1 803 37 810


FONDS PROPRES 17 137 14 829 0 31 967 39 863


Création de poste MT/BT dans divers secteurs de Dakar et régions

AQS et sécurisation réseau avec remplacement câble/conducteur

vétuste/réseau

1 151 4 602 0 5 753 5 753

Eclatement des feeders surchargés : Sacré Cœur (92%), Puits 13

(70%), HLM PO (89%), Maristes (91%), Hann Pêcheurs (80%), Fass

Mbao (108%), Sica Mbao (86%), Thiaroye (94%), Sies (82%), Km 22

(81%), Rufsac (76%)

409 1 636 0 2 045 2 045

Obligation contractuelle 2017 800 0 0 800 800

Preprise en GIS de la sous Station de louga 144 576 0 720 720

Suppression des câbles enterrés et liaisons potelets/potelets dans

la banlieue de Dakar 130 520 0 650 650

Création de postes MT/BT dans différents secteurs de Dakar AQS et

sécurisation réseau avec remplacement câble BT vétustes

(Suppression des potelets/potelets et câbles enterrés; developper

vente et lute contre l'insécurité Guédiawaye Rufisque)

650 0 0 650 650

Reprise Réseau Présidence 485 0 0 485 1 000

FSE 11 480 8 200 0 19 679 19 679



Désignation 2017 2018 2019 2017-

2019

_Coût du

projet

(M.

FCFA)

remplacement de tronçons de lignes vétustes ou peu fiables,

suppression de lignes en dérivation et restructuration Feeder à

Dakar

3 513 3 513 0 7 025 7 025

Renforcement ligne HTA, réhabilitation antennes et création de

postes en cabines à DRCE 1 249 1 249 0 2 498 2 498

Création départs HTA de secours protégés , de systèmes de

protection, de postes, reconstruction et reprise étanchéité poste et

rempacement de poteaux bois termités à DRS

386 386 0 772 772

Création Secteur et de départ secours, délocalisation poste,

renforcement renouvellement ligne HTA et pose de batteries de

condensateurs pour amélioration Qualité de Service à DRN

366 366 0 731 731

Kalpataru 14 256 17 424 0 31 680 39 600

Projet ligne 225kV Tamba-Kolda-Ziguinchor (Partie Distribution) 14 256 17 424 0 31 680 39 600

KFW 6 259 10 087 7 250 23 596 23 652

L’extension, la densification, le passage de 6,6 à 30 kV des réseaux

de distribution de Kaolack, Fatick, Mbour, Thiès, Tivaouane, Saint-

Louis, Ziguinchor, Touba, Diourbel

6 259 10 087 7 250 23 596 23 652

PASE 3 512 0 0 3 512 6 555

Liaison MT Ziguinchor-Kolda (Raccordement de kolda au réseau de

boutoute) 2 182 0 0 2 182 3 100

Remplacement du câble sous-marin Dakar - Gorée 1 154 0 0 1 154 1 357


PASE/95% BEI et 5% BM 1 947 13 148 3 138 18 233 18 233


J.1. Extension et densification de réseau des nouveaux pôles

urbains de Dakar 0 3 293 1 411 4 704 4 704

EXTENSION ET DENSIFICATON RESEAUX DRS 882 3 530 0 4 412 4 412


Désignation 2017 2018 2019 2017-

2019

_Coût du

projet

(M.

FCFA)

I.5. Raccordement Médina Gounass à partir de Bokonto 0 579 248 827 827

I.3. Raccordement Sindian à partir de Baila 165 661 0 827 827

I.2. Raccordement Diaobé-Kounkané-Pakour 0 541 232 773 773

PASE/BM 1 856 10 635 3 786 16 278 16 278


L.16 Raccordement au reseau de kédougou de SARAYA ,BANDA

FASSI, SALEMATA ET FONGONLEMBI (KEDOUGOU) 988 2 964 988 4 939 4 939

Remplacement câble fluvial de sédhiou 200 800 0 1 000 1 000

PASE/EU (DON) 867 3 467 0 4 334 4 334


Raccordement au reseau de kolda (Kolda - Médina Yoro Foulah) 145 580 0 725 725

Raccordement au reseau de kolda (Medina Yoro Foulah – Pata) 100 399 0 498 498

Raccordement au reseau de kolda (Pata – Ndorma) 91 362 0 453 453

SAPCO 120 0 0 120 150


VINCI 600 9 131 6 731 16 462 16 462

RESEAU PRIMAIRE DE DIAMNIADIO et création de nouveaux feeders

à Kounoune 0 6 731 6 731 13 462 13 462

Passage en 30kV du réseau 6.6kV, Restructuration et Densification

du reseau de distribution de Tamba 600 2 400 0 3 000 3 000

Total général 82 864 143 128 26 771 252 763 319 241

(*) la rubrique « Distribution Autres » est détaillée en annexe.


Tableau 29 Répartition des investissements DON au niveau du réseau de Distribution

Désignation 2017 2018 2019 2017-

2019

Moyenne

de Part

Subvention

en %

_Coût

du

projet

(M.

FCFA)

ETAT SENEGAL 6 038 734 578 7 350 100% 13 258

Distribution Autres 5 138 734 578 6 450 100% 12 358

Contrepartie financement Passage 6,6 à 30 kV sous station Centre Ville et

complément Bel Air 2 028 0 0 2 028 100% 4 861

Contrepartie financement KFW 656 734 578 1 968 100% 1 968

Exécution Convention Electrification Rurale n°20 (Marché Travaux) 1 337 0 0 1 337 100% 1 895

Densification du réseau dans les régions 2013 687 0 0 687 100% 2 059

Programme de renforcement et densification réseau Senelec dans les régions

2016 300 0 0 300 100% 300

Evénements religieux 2015 et Modernisation de la ville de Tivavouane 130 0 0 130 100% 1 275

Evènements Religieux 2017 500 0 0 500 100% 500

PROGRAMME DE RENFORCEMENT ET DENSIFICATION RESEAUX

SENELEC DANS LES REGIONS 2017 400 0 0 400 100% 400

FSE 11 480 8 200 0 19 679 100% 19 679

Distribution Autres 5 967 2 687 0 8 653 100% 8 653

Extension des Réseaux dans les Péripheries des zones Urbaines et alentours de

Gros Villages ' Lots 1, 2, 3 & 4) 3 240 360 0 3 600 100% 3 600

Acquisition de 5 postes mobiles HTA/BT + 1 transformateurs 630kVA sur remorque

, acquisition de postes en cabine et réhabilitation, renouvellement, renforcement

lignes HTA/BT à DRCO

877 877 0 1 753 100% 1 753

Création boucle Touba - Dahra en ligne HTA de 148mm² sur environ 100Km 700 700 0 1 400 100% 1 400

Renforcement et renouvellement ligne HTA de faible section par 148mm² le

tronçon du départ D3 ( Bignona) entre Oulampane - Medina Wandifa - Entrée

Sedhiou sur environ 75Km

450 450 0 900 100% 900


Désignation 2017 2018 2019 2017-

2019

Moyenne

de Part

Subvention

en %

_Coût

du

projet

(M.

FCFA)

Installation de 20 000 coffrets étanche de regroupement de branchement pour

reprendre les branchements des clients en bordure de mer 450 50 0 500 100% 500

Creation d'un deuxieme départ HTA aldiana ( Mbour Forage à JOAL) Bouclable

avec la ligne existante et création de poste TR 630kVa avec depart protégé par

disj sur Fadial-Palmarin et Telecommandé DRCO

250 250 0 500 100% 500

remplacement de tronçons de lignes vétustes ou peu fiables, suppression

de lignes en dérivation et restructuration Feeder à Dakar 3 513 3 513 0 7 025 100% 7 025

Renforcement ligne HTA, réhabilitation antennes et création de postes en

cabines à DRCE 1 249 1 249 0 2 498 100% 2 498

Création départs HTA de secours protégés , de systèmes de protection, de

postes, reconstruction et reprise étanchéité poste et rempacement de

poteaux bois termités à DRS

386 386 0 772 100% 772

Création Secteur et de départ secours, délocalisation poste, renforcement

renouvellement ligne HTA et pose de batteries de condensateurs pour

amélioration Qualité de Service à DRN

366 366 0 731 100% 731

KFW 6 259 10 087 7 250 23 596 30% 23 652

L’extension, la densification, le passage de 6,6 à 30 kV des réseaux de

distribution de Kaolack, Fatick, Mbour, Thiès, Tivaouane, Saint-Louis,

Ziguinchor, Touba, Diourbel

6 259 10 087 7 250 23 596 30% 23 652

PASE/EU (DON) 867 3 467 0 4 334 100% 4 334

Distribution Autres 532 2 126 0 2 658 100% 2 658

Raccordement au reseau de kolda (Vélingara – Nétéboulou) 226 906 0 1 132 100% 1 132

Raccordement au reseau de kolda (Djéné-Sakar-Diana Malari –Kolda) 223 894 0 1 117 100% 1 117

Raccordement au reseau de kolda (Djérédji – Bémet Bidjini) 82 326 0 408 100% 408

Raccordement au reseau de kolda (Kolda - Médina Yoro Foulah) 145 580 0 725 100% 725

Raccordement au reseau de kolda (Medina Yoro Foulah – Pata) 100 399 0 498 100% 498


Désignation 2017 2018 2019 2017-

2019

Moyenne

de Part

Subvention

en %

_Coût

du

projet

(M.

FCFA)

Raccordement au reseau de kolda (Pata – Ndorma) 91 362 0 453 100% 453

Total général 24 643 22 487 7 828 54 959 97% 60 923


V. Autres Investissements

Ces investissements d’un montant global de 155 465 millions concernent principalement les travaux de : Génie

Civil, les projets informatiques, les aménagements des locaux des Directions, le budget d’investissement des

services etc.

Tableau 30 Répartition des Autres investissements

Désignation 2017 2018 2019 2017-2019

_Coût du

projet (M.

FCFA)

Commercial 28 969 17 350 12 223 58 542 71 139

GC 11 890 8 900 440 21 230 22 170

QSE 7 288 3 833 1 475 12 596 12 702

SI 2 437 1 423 135 3 995 4 007

TELECOM 704 345 0 1 048 1 163

Acquisition de Matériel 14 762 14 762 14 762 44 285 44 285

Total général 66 049 46 612 29 035 141 696 155 465

1- Investissements Commercial

Sur la période 2017-2019, un montant de 58 542 millions de FCFA (dont 28 969 en 2017, 17 350 en 2018 et 12 223 en

2019) sera investi dans le Commercial grâce aux financements du PASE, de l’AFD, de KfW, de BEI et du PAP.

Ce montant va permettre de réaliser les projets suivants :

- Acquisition de compteurs à prépaiement d’un montant de 16 839 millions de FCFA

- Installation et Sécurisation de compteurs à prépaiement pour 65% de la clientèle d’un montant de 20 500 millions

de FCFA

- Projets Autres Commercial Nouveaux d’un montant de 7 413 millions de FCFA

- Acquisition d'un système de gestion clientèle d’un montant de 5 000 millions de FCFA

- Acquisition de matériel pour la pose de 40 000 compteurs dans les marches d’un montant de 3 940 millions de

FCFA

- Mise aux normes des branchements des clients généraux d’un montant de 3 000 millions de FCFA

- Installation intérieure d'environ 25,000 clients à faible revenus d’un montant de 2 940 millions de FCFA

- Acquisition et Installation de 17 000 compteurs intelligents d’un montant de 1 968 millions de FCFA

- Sécurisation des clients petite et moyenne puissances (+fourniture matériels) d’un montant de 1 750 millions de

FCFA

- Acquisition et Installation de 50 000 compteurs Pré paiement d’un montant de 1 574 millions de FCFA

- Acquisition et Installation de 10 000 compteurs intelligents (porté à 15 000 + coffrets - financement AFD/PASE)

d’un montant de 1 134 millions de FCFA

- Acquisition et installation de compteurs (compteurs, sécurisation, reclassement) d’un montant de 2 500 millions

de FCFA

- Acquisition et Installation de 15 000 compteurs intelligents et un système de gestion informatique+ Avenant d’un

montant de 1 578 millions de FCFA,

- …

Les projets du Commercial et leur coût respectif sont détaillés dans le tableau ci-après :


Tableau 31 Répartition des investissements au niveau du Commercial

Commercial 2017 2018 2019 2017-

2019

_Coût

du

projet

(M.

FCFA)

AR 0 4 100 8 200 12 300 20 500

Installation et Sécurisation de compteurs à prépaiement pour 65% de la

clientèle 0 4 100 8 200 12 300 20 500

BM( PASE) 2 732 2 000 1 000 5 732 7 349

Acquisition d'un système de gestion clientèle 2 000 2 000 1 000 5 000 5 000

Installation de compteurs à paiement préalable, intelligents et services

connexes 457 0 0 457 584

Projets Autres Commercial Encours 168 0 0 168 187

Acquisition et Installation de 15 000 compteurs intelligents et un système

de gestion informatque+ Avenant 107 0 0 107 1 578

FONDS PROPRES 9 552 2 700 1 700 13 952 16 083

Projets Autres Commercial Nouveaux 4 052 1 200 700 5 952 5 952

Mise aux normes des branchements des clients généraux 500 1 500 1 000 3 000 3 000

Acquisition de compteurs à prépaiement 2 250 0 0 2 250 2 700

Sécurisation des clients petite et moyenne puissances (+fourniture

matériels) 1 750 0 0 1 750 1 750

Acqusition et installation de compteurs (compteurs, sécurisation,

reclassement) (Situation du Reste à faire 1 000 0 0 1 000 2 500


KFW 3 542 0 0 3 542 3 542

Acquisition et Installation de 17 000 compteurs intelligents 1 968 0 0 1 968 1 968

Acquisition et Installation de 50 000 compteurs Pré paiement 1 574 0 0 1 574 1 574

PASE/BEI 662 7 571 1 323 9 555 9 555

Acquisition de compteurs à prépaiement 662 4 631 1 323 6 615 6 615


C- Installation intérieure d'environ 25,000 clients à faible revenus 0 2 940 0 2 940 2 940

PASE/BM 12 481 980 0 13 461 14 110


D-2 Acquisition de materiel pour la pose de 40 000 compteurs dans les

marches 3 920 0 0 3 920 3 920

Projets Autres Commercial Nouveaux 1 461 0 0 1 461 1 461

Acquisition et Installation de 10 000 compteurs intelligents (porté à 15 000

+ coffrets - financement AFD/PASE) 1 021 0 0 1 021 1 134


Total général 28 969 17 350 12 223 58 542 71 139

(*) les rubriques suivantes seront détaillées en annexe :

- Acquisition de compteurs à prépaiement

- Projets Autres Commercial Nouveaux

- Projets Autres Commercial Encours

Tableau 32 Répartition des investissements au niveau du Commercial : Acquisition de compteurs

Commercial 2017 2018 2019 2017-

2019

_Coût

du

projet

(M.

FCFA)

BM( PASE) 564 0 0 564 2 162

Installation de compteurs à paiement préalable, intelligents et services

connexes 457 0 0 457 584

Acquisition et Installation de 15 000 compteurs intelligents et un système

de gestion informatque+ Avenant 107 0 0 107 1 578

FONDS PROPRES 3 250 0 0 3 250 5 200



Acquisition et Déploiement compteurs prépaiement (libellé retouché; sans les

objectifs) 2 250 0 0 2 250 2 700

Acqusition et installation de compteurs (compteurs, sécurisation,

reclassement) (Situation du Reste à faire 1 000 0 0 1 000 2 500

KFW 3 542 0 0 3 542 3 542

Acquisition et Installation de 17 000 compteurs intelligents 1 968 0 0 1 968 1 968

Acquisition et Installation de 50 000 compteurs Pré paiement 1 574 0 0 1 574 1 574

PASE/BEI 662 4 631 1 323 6 615 6 615

Acquisition de compteurs à prépaiement 662 4 631 1 323 6 615 6 615

B- Fourniture de 300,000 compteurs modulaires à paiement préalable 662 4 631 1 323 6 615 6 615

PASE/BM 7 040 980 0 8 020 8 658


D-1 Acquisition compteurs prépaiement (260 000) 3 920 980 0 4 900 4 900

Acquisition et Installation de 100 000 compteurs Pré paiement (Passé à 150

000) 2 099 0 0 2 099 2 624

Acquisition et Installation de 10 000 compteurs intelligents (porté à 15 000

+ coffrets - financement AFD/PASE) 1 021 0 0 1 021 1 134

Total général 15 057 5 610 1 323 21 991 26 177


2- Investissements Qualité, Sécurité et Environnement

Sur la période 2017-2019, un montant de 12 596 millions de FCFA (dont 7 288 en 2017, 3 833 en 2018 et 1 475 en 2019)

sera investi en QSE pour réaliser les Études d’Impact Environnemental et Social (EIES), les Audits environnementaux et

gérer les servitudes. Cet investissement va permettre de réaliser les projets suivants :

- Maitrise des servitude et libération des emprises des lignes HT de Senelec d’un montant de 1 750 millions de

FCFA,

- Travaux d'exécution de la stratégie de gestion et de traitement environnemental des déchets (solides et liquides)

des sites de Senelec Impenses pour nouvelles centrales d’un montant de 1 700 millions de FCFA,

- Projets Autres QSE Encours

- Projets Autres QSE Nouveaux

- …

Les projets QSE et leur coût respectif sont détaillés dans le tableau ci-après :


Tableau 33 Répartition de l’investissement de QSE

QSE Projets 2017 2018 2019 2017-

2019

_Coût

du

projet

(M.

FCFA)

AR(AFD)

FONDS

PROPRES

Travaux d'execution de la strategie de gestion et de traitement

environnemental des déchets (solides et liquides) des sites de

senelec

675 600 425 1 700 1 700

Projets Autres QSE Encours 2 573 1 523 800 4 896 5 002

EIES Réseaux 200 450 700 1 350 1 350

Evaluation Environnementale et Sociale des Nouveaux Projets PASE 550 150 0 700 700

EIES des nouvelles centrales 400 200 0 600 600

Impenses malicounda 500 0 0 500 500

Travaux de métrologie environnementale 50 350 0 400 400

Plan de suivi des études d'impact PGES 100 100 50 250 250

Mise en conformité réglementaire Sécurité environnementale Bel Air et Cap

de Biches 100 100 50 250 250

Plans d'Actions de Reinstallation des Nouveaux projets 150 100 0 250 250

Etudes D'impact des nouveaux projets 200 0 0 200 200

Mise en conformité des installations intérieures de SENELEC 50 50 0 100 100

Mise en place SMI 50 23 0 73 112

Mise en place de paratonnerre 70 0 0 70 70

Etude démantèlement centrales vapeur CI, CII de Bel Air 60 0 0 60 60

EIES Malicounda 60 0 0 60 60

Mise à jour des POI des centrales et études de dangers EDD 33 0 0 33 100

Projets Autres QSE Nouveaux 2 790 1 210 250 4 250 4 250


Evaluation Environnementale, Suivi et Surveillance des Projets ( Dakar et

Régions) PAP2 700 660 0 1 360 1 360

Dédomagement attributaires terrains 600 0 0 600 600

Travaux de mise en conformité ICPE des sites d'exploitation 100 250 150 500 500

Impenses centrale de Malicounda 350 0 0 350 350

Travaux d’execution des nouveaux PGES 150 100 0 250 250

Impenses lignes d'évacuation 250 0 0 250 250

impense terrains et lignes 250 0 0 250 250

PAR des nouveaux projets PAP2 100 50 0 150 150

Mise en place d’un système de management de la sécurité selon l’OHSAS

18 001 50 50 50 150 150

Mise en conformité moyens de lutte contre l’incendie 50 50 50 150 150

Impenses 140 0 0 140 140

Mise en conformité sécuritaire des ouvrages et des activités

opérationnelles 50 50 0 100 100

Maitrise des servitude et liberation des emprises des lignes HT de

senelec 1 250 500 0 1 750 1 750

Total

général 7 288 3 833 1 475 12 596 12 702


3- Investissements Génie Civil

Sur la période 2017-2019, un montant de 21 230 millions de FCFA (dont 11 890 en 2017, 8 900 en 2018 et 440 en 2019)

sera investi en Génie Civil pour construire et mettre à niveau des agences et bureaux commerciaux, réaliser des projets

d’extensions et de réhabilitation de centrales et faire l’état des lieux, la mise à jour et le suivi des immobilisations des

installations électriques. Cet investissement va permettre de réaliser les projets suivants :

- Immeuble SCI-Peytavin d’un montant de 4 500 millions de FCFA

- Immeuble Action Sociale d’un montant 3 000 millions de FCFA

- Siège sur site ancien bâtiment DRH d’un montant 3 000 millions de FCFA

- Construction Centre d'éducation et de formation au CFPP : CENTRE D'EXELLENCE d’un montant 2 000 millions

de FCFA

- Projets Autres Génie Civil Encours d’un montant 3 000 millions de FCFA

- Projets Autres GC Nouveaux d’un montant 5 730 millions de FCFA

- …

Les projets Génie Civil et leur coût respectif sont détaillés dans le tableau ci-après.


Tableau 34 Répartition de l’investissement en Génie Civil

Génie Civil 2017 2018 2019 2017-

2019

_Coût

du

projet

(M.

FCFA)

AR(BEAD, Géo groupe, Norinco et CSE) 1 500 1 500 0 3 000 3 000

Immeuble Action Sociale 1 500 1 500 0 3 000 3 000

AR(BEAD,Géo groupe, Norinco et CSE) 1 500 1 500 0 3 000 3 000

Siége sur site ancien bâtiment DRH 1 500 1 500 0 3 000 3 000

AR(CdC, BEAD, Géo groupe, Norinco et CSE) 2 000 2 500 0 4 500 4 500

Immeuble SCI-Peytavin 2 000 2 500 0 4 500 4 500

AR(Green Energy Africa) 1 000 1 000 0 2 000 2 000

Construction Centre d'éducation et de formation au CFPP: CENTRE

D'EXELLENCE 1 000 1 000 0 2 000 2 000

FONDS PROPRES 5 890 2 400 440 8 730 9 670

Projets Autres Genie Civil Encours 3 975 530 0 4 505 5 265

Projets Autres GC Nouveaux 1 435 1 370 300 3 105 3 105

Construction de l'immeuble pour l'IDMS à HANN 160 500 140 800 800

Construction du batiment central des archives de la SENELEC 320 0 0 320 500

Total général 11 890 8 900 440 21 230 22 170

NB : les rubriques Projets Autres Génie Civil Encours et Projets Autres GC Nouveaux sont détaillées en annexe.


4- Investissements Télécom

Sur la période 2017-2019, un montant de 1 048 millions de FCFA sera investi pour les Télécommunications. Cet

investissement va permettre de réaliser les projets suivants :

- Réhabilitation et acquisition des supports pylônes de Dahra, Linguère, Diamacouta, Porokhane, Kaffrine,

Koumpentoum, Koungheul, Vincens pour un montant de 100 millions de FCFA

- Plan Directeur télécommunications dont le coût est de 100 millions de FCFA

- Extension du réseau radio TEE vers Matam, Linguère et Bakel en s'appuyant sur la fibre optique pour un montant

de 100 millions de FCFA

- Acquisition d'un RTU complet et de 8 cartes optiques Single Mode - 180 km pour la télé conduite des postes de

Dagana et de Matam pour un montant de 110 millions de FCFA

Les projets Télécom et leur coût respectif sont détaillés dans le tableau ci-après.


Tableau 35 Répartition de l’investissement de Télécom

Télécom 2017 2018 2019 2017-

2019

_Coût

du

projet

(M.

FCFA)

FONDS PROPRES 704 345 0 1 048 1 163

Projets Autres TELECOM Nouveaux 449 345 0 793 793

Réhabilitation et acquisition des supports pylones de Dahara, Linguére,

Diamacouta, Porokhane, Kaffrine, Koupentoum, Koungheul, Vincens 59 137 0 195 195

Plan Directeur Télécoms 80 20 0 100 100

intégration du Poste de Bakel dans le Dispatching 97 0 0 97 97

Installation d'ateliers d'énergie, de boosters et de modules optiques 250km pour

les postes de Dagana, Matam. 19 76 0 95 95

Remplacement du pylône de 100 m de Thiès 90 0 0 90 90

Réhabilitation du réseau radio Sud (Cap skirring-Ziguinchor-Sédhiou et kolda) 17 68 0 85 85

réhabilitation des liaisons Louga-Thiés et numérisation des liaisons Diourbel-

Touba 76 0 0 76 76

Réhabilitation et cloisonnement locaux télécoms : Kounoune 90, Sococim,

Thiona, TTK etc 11 44 0 55 55

Projets Autres TELECOM Encours 255 0 0 255 370

Extenion du réseau radio TEE vers Matam, Linguere et Bakel en s'appuyant sur

la fibre optique 81 0 0 81 100

Remplacement des liaisons Alvarion par des Wimax Radwin ou airmux ou

équivalent 70 0 0 70 70

Extension du nombre d'accès V24 des multiplexeurs PDH du dispatching de

Mbao et du dispatching de repli de hann 54 0 0 54 90

Acquisition d'un RTU complet et de 8 cartes optiques Single Mode - 180 km pour

la télé conduite des postes de Dagana et de Matam 50 0 0 50 110

Total général 704 345 0 1 048 1 163


5- Investissements SI

Sur la période 2017-2019, un montant de 3 995 millions de FCFA (dont 2 437 en 2017, 1 423 en 2018 et 135 en 2019)

sera investi par DSI pour favoriser le travail collaboratif tout en assurant la sécurité et la disponibilité des données. Cet

investissement va permettre de réaliser les projets suivants :

- Extension du Réseau Communication Voix et Données (RCVD)

- Intégration des sites secondaires au RCVD

- Migration du système de la téléphonie IP

- Remise aux normes des locaux techniques

- Renforcement de la capacité du backup énergie de la salle d'énergie

- Généralisation du réseau wifi

- Automatisation des flux de travail (Workflow,) et mise en place outils de stratégie digitale

- Haute disponibilité de l’infrastructure réseau (Plan de Reprise d’Activité)

- Intégration GMAO aux directions opérationnelles de Senelec (DD, Transport et DCC)

- Développent de solution de Cash management avec un taux d'externalisation des encaissements de 40% en

2017 et de 60% à 2018.

- Acquisition et fourniture de licence COSWIN GMAO

- Consolidation et virtualisation des postes de travail

- Mise en œuvre de la Haute disponibilité des Systèmes de prépaiement et Compteurs intelligents

Les projets DSI et leur coût respectif sont détaillés dans le tableau ci-après.


Tableau 36 Répartition de l’investissement de SI

Systèmes

d'Information Projets 2017 2018 2019

2017-

2019

_Coût

du

projet

(M.

FCFA)

AR(AFD)

Projets Autres SI Nouveaux 75 75 0 150 150

Intégration GMAO aux directions opérationnelles de Senelec (DD,

Transport et DCC) 75 75 0 150 150

FONDS

PROPRES

Projets Autres SI Nouveaux 1 912 1 319 135 3 366 3 366

Extension du Réseau Communication Voix et Données (RCVD) 321 321 0 641 641

Intégration des sites secondaires au RCVD 0 315 135 450 450

Remise aux normes des locaux techniques 200 200 0 400 400

Migration du système de la téléphonie IP 320 80 0 400 400

Renforcement de la capacité du backup énergie de la salle d'énergie 260 65 0 325 325

Généralisation du réseau wifi 125 125 0 250 250

Automatisation des flux de travail (Workflow,) et mise en place outils

de stratégie digitale 160 40 0 200 200

Haute disponibilité de l’infrastructure réseau (Plan de Reprise

d’Activité) 160 40 0 200 200

Développent de solution de Cash management avec un taux

d'externalisation des encaissement de 40% en 2017 et de 60% à 2018. 96 24 0 120 120

Acquisition et fourniture de licence COSWIN GMAO 40 60 0 100 100

Consolidation et virtualisation des postes de travail 60 40 0 100 100

Travaux de Sécurisation d’accès physique au Datacenter 88 10 0 98 98

Développement solution pilote Accès Internet par CPL basse tension 50 0 0 50 50

Mise en place d'un guichet automatique commercial 32 0 0 32 32


Projets Autres SI Encours 450 29 0 479 491

Mise en œuvre de la Haute disponibilité des Systèmes de

prépaiement et Compteurs intelligents 273 0 0 273 273

Câblage informatique des Agences de SENELEC 67 29 0 95 95

Intégration et reprise du câblage des sites de Touba, kaolack et

Mbour au Réseau RCVD et mise aux normes du local de Hann 42 0 0 42 45

Travaux et fournitures d'équipements pour la Sécurisation de la salle

serveurs et pour la création salle énergie (aménagement du local salle

d’énergie,Déplacement équipements d’énergie onduleur, régulateurs,

coffret, reprise cablage, réparation onduleur)

36 0 0 36 45

Fourniture et pose d'équipements pour le projet "Mise en WAN des

sites de Boutoute, Hann Maristes et Nguinth" 33 0 0 33 33

Total général 2 437 1 423 135 3 995 4 007


6- Acquisition de matériel

Un montant de 44 285 millions de FCFA sera investi pour l’acquisition de matériels dans le cadre des investissements de

fonctionnement de Senelec.

Ces investissements seront scindés en une partie Exploitation (acquisition de transformateur MT/BT etc.) et une partie

Support (Achat de matériel et mobiliers de bureau, de logiciels etc. ;


Tableau 37 Répartition de l’investissement acquisition de matériels : budget des services

Acquisition de Matériel 2017 2018 2019 2017-2019

_Coût du

projet (M.

FCFA)

FONDS PROPRES 14 762 14 762 14 762 44 285 44 285

Acquisition de Materiel d'Exploitation pour le fonctionnement

des services 6 739 6 739 6 739 20 218 20 218

Autres Fourniture pour le fonctionnement des services 3 054 3 054 3 054 9 162 9 162

Acquisition de Matériel et mobilier de bureau pour le

fonctionnement des services 3 050 3 050 3 050 9 151 9 151

Acquisition de Matériel informatiques et télécommunications

pour le fonctionnement des services 1 514 1 514 1 514 4 542 4 542

Travaux de Bâtiments pour le fonctionnement des services 404 404 404 1 213 1 213

Total général 14 762 14 762 14 762 44 285 44 285


VI. Annexes

Tableau 38 Répartition détaillée des investissements au niveau de la Production

Production 2017 2018 2019 2017-

2019

_Coût

du projet

(M.

FCFA)

AFD 1 308 0 0 1 308 6 844

Production Autres

Réhabilitation TAG 2 (prestations complémentaires et réalisation IPC) 984 0 0 984 984

Réhabilitation turbines à vapeur Centrale 3 199 0 0 199 4 753

Protection incendie C3, C4 et Kahone 1 98 0 0 98 919

DP Installation de chantiers et Logistique de Projet PRRSE 14 0 0 14 92

Aménagement lieu de stockage C4 13 0 0 13 96

AR(AFD) 1 450 1 350 0 2 800 2 800

Production Autres

Réhab et mise à niveau réservoirs et Parcs à fioul 900 300 0 1 200 1 200

Remise aux normes des reseaux incendies des differents sites pompage et

tuyauterie 200 500 0 700 700

Complément et Remise aux normes des parcs combustibles de Bel Air ; Cap

des biches et Kahone2 150 350 0 500 500

Etude pour l'hybridation Diesel-Solaire des centrales 200 200 0 400 400

AR(KFW) 50 250 200 500 500

Production Autres

Télégestion des centrales solaires de Senelec 50 250 200 500 500

FONDS PROPRES 4 868 3 318 200 8 387 47 330

Production Autres

Achat de 03 groupes electrogènes de puissance unitaire 1250 kVA 210 490 0 700 700

Remise aux normes des parcs combustibles de Bel Air ; Cap des biches et

Kahone2 245 355 0 600 600


Rénovation circuit eau de mer, remise à niveau distribution electrique

appontement et prestations electrmecaniques, fournitures équipements divers de

fiabilisation des tranches 301 et 303

147 343 0 490 490

Réhabilitation de la Tour de refroidissement (2015 et début 2016) 150 300 0 450 450

Extension 34 MW à BEL air 450 0 0 450 18 136

Projet pilote Energies Renouvelables 100 100 200 400 400

Remise aux normes Site de Bel Air et Travaux de démantélement C1/C2 de

Bel Air et TAG 1 de cap des Biches 117 273 0 390 390

Extension 34 MW à Kahone 263 0 0 263 18 810

2 groupes tractables de 800 Kw 260 0 0 260 260

4 groupes tractables de 100 kW 240 0 0 240 240


Upgrading des turbocompresseurs des groupes 404 et 405 (2016 -2017) 217 0 0 217 900

Achats de pompes de dépotage HFO et DO pour Bel Air, Cap des Biches C3

et Kounoune Power 63 147 0 210 210

Réfection voirie et caniveau et autres site de Cap des biches + Travaux de

réfection voirie interne, route d'accès et éclairage et mur de cloture C3, C4 site de

cap des biches et mise en place POI et HSE + Mise en place système de contrôle

d'accès et vidéo surveillance

100 102 0 202 300

Remplacement de réfrigérant à plaque eau de mer groupe MAN C4 60 140 0 200 200

Mise en place de plates formes de dèpotage des camions citernes 100 100 0 200 200

Achat de trois(03) groupes électrogènes tractables (250,165 et 80 KVA) pour

les agences et les évènements religieux 60 140 0 200 200

Achat de comprésseurs et pompes pour les auxiliaires 54 126 0 180 180

Remplacement de l'éclairage du bloc usine + Remise en état des extracteurs

du bloc Usine + Reprise peinture au sol et des mur du bloc usine 55 100 0 155 200

achat de compresseurs d'air 30 bars 45 105 0 150 150

Achat du 4ème filtre Beaudrey et mise en place du 3ème filtre Beaudrey 150 0 0 150 150

Réfection batardeaux et Portiques + Remplacement planches en bois de

couverture des canaux + Fourniture de palans électriques 29 100 0 129 145

Centrale d' air autonome(fiabilisation et renforcement) 120 0 0 120 120


Acquisition 2 groupes de 400 kW (Marsassoum) + Acquisition 2 groupes de

200 kW (Medina Yoro Foulah) 116 0 0 116 116


Mise en place de 3 ponts bascules sur les sites de Cap des Biches Bel Air et

Kahone2 (TOUS LES SITES) 40 60 0 100 100

Remplacement des bancs des aéroréfrigérants Eau des groupes 404 et 405

(2016 – 2017) 100 0 0 100 500

Remplacement des systèmes Usure butée électroniques de 301 et 303 +

Installer des survitesses électroniques sur les Turbines de 301 et 303 20 80 0 100 100

Achat électropompe élévatrices + coffret d'alimentation et de commande 100 0 0 100 100

Fourniture réfrigérant huile + réfrigérant eau brute 90 0 0 90 140

Déplacement pompes de dépotage de Bel Air et Augmentation des capacités

de stockage par redeploiement des cuves des centrales secondaires 27 63 0 90 90

Achat bancs réfrigérant TAG4, Achat et montage d'un banc de charge pour

black start TAG4 (gestion de la faible charge) 24 56 0 80 80

Remplacement économiseur tranche 303 (partie travaux ) 75 0 0 75 400

Réfection toiture, rambarde et étanchéité bloc usine 75 0 0 75 150

Réhabilitation tank de stockage RM4 (suite extension C6) 60 0 0 60 60

Remise en état des Dalle support des moto- ventilateurs et étancheite dalle

chemin de retour eau de mer au-dessus des pompes de circulation 56 0 0 56 150

Achat une pompe de dépotage pour Fuel (Boutoute) + Achat une pompe

dépotage pour DO (Boutoute) + Achat une pompe mobile pour les eaux pluviales

(Boutoute)

50 0 0 50 50

Renouvellement des ponts roulants 15 35 0 50 50

Réfection des Bacs de stockage de C4 : escaliers, peinture, et autres 25 25 0 50 50

fournitures de plans d'évacuation, de moyens d'alerte et de pictogrammes de

sécurité 15 35 0 50 50

Remplacement des salinomètres de 301 et 303 45 0 0 45 45

Achat d'instruments pour analyse vibratoire et de thermographie

infrarouge,ultra son et thermomètre numérique pour la maintenance conditionnelle

et collecteur de vibration avec logiciel

35 0 0 35 35


fournitures et pose de Fontaines à eau pour DPR, DPD, DAC et DGCI 10 22 0 32 32

Achat d’un chariot élévateur 31 0 0 31 31

Achat de comprésseurs 7 bar, batteries et chargeur courant continu pour le

contrôle commande poste 6,6 kV 9 21 0 30 30

Achat et pose de 02 electropompe immergée eau de mer 25 0 0 25 50

Réhabilitation extracteurs blocs usine C3 25 0 0 25 80

Poste des effluents 20 0 0 20 20

Reprise dalle autour des réfigérant d'air et pose de couche de résine C4 20 0 0 20 50

Construction Abri et toilette pour appontement C3 et C4 20 0 0 20 20

Pompe succeuse "grand débit" pour nettoyage appendices, sas et canal des

PE 17 0 0 17 30

Achat et pose d'une cuve de neutralisation des effluents PDD 15 0 0 15 30

Réhabilitation Rack,tuyauterie et chemin de cable exterieur bloc usine coté

océan et entre BAG et usine 15 0 0 15 200

Installation des sondes de niveau electroniques sur les 2 Bacs de 5000 au

Cap des Biches 15 0 0 15 15

Postes à souder argon, arc et PVC et outillage soudeurs 15 0 0 15 15

Achat d'une armoire chargeur 48v Normal/secours 15 0 0 15 15

Fourniture et pose de 5 armoires climatisation SDC Wartsila 15 0 0 15 15

Achat d'une armoire chargeur 127v Normal/secours 15 0 0 15 15

Achat matériel de labo chimie et poste de demineralisation eau pour les

centrales secondaires 10 0 0 10 10

Rénovation Portes d'acces et reprise carrelage salle de Commande TAG4 et

peinture 10 0 0 10 10

Achat matériel de labo chimie 10 0 0 10 10

Rehabilitation Pont Roulant Atelier 10 0 0 10 10

Climatisation Salle de commande tag4 5 0 0 5 6

Réfection toilettes et vestiaires TAG4 5 0 0 5 5

Remplacement et installation d'un compteur consommation Combustible

TAG4 4 0 0 4 4

Centrale de Malicounda 120 MW (en IPP ou EPC) 0 0 0 0 0


Impenses à payer pour Centrales Nouvelles 0 0 0 0 600

Total général 7 677 4 918 400 12 995 57 474

Tableau 39 Répartition détaillée des investissements au niveau du Transport

Transport 2017 2018 2019 2017-

2019

_Coût

du

projet

(M.

FCFA)

AFD 132 0 0 132 350

Transport Autres

Compensation réactive du réseau 30 kV 132 0 0 132 350

AR(AFD) 1 529 2 160 1 360 5 048 5 688

Transport Autres

Acquisition de matériels logistiques spécifiques pour la maintenance : 1 000 860 860 2 719 2 719

1 Transformateur secours 80 MVA pour les postes sources 225 kV et 90 kV 200 800 0 1 000 1 000

Assistance à maitrise d’ouvrage pour l'etude et l'implementation du plan de

protection et la mise en place d’une plateforme de supervision des protections et des

auxiliaires

0 500 500 1 000 1 640

Etude d’impact sur un horizon 2017-2018-2019 sur l’intégration des EnR (et de

l’intermittence) sur le réseau de la Senelec. 66 0 0 66 66

Assistance pour la mise en place d’actions coordonnées de gestion de la réserve

et calcul de l’énergie réglante. 66 0 0 66 66

Assistance à maitrise d’ouvrage pour la mise en place d’un système WAMS 52 0 0 52 52

Benchmark sur le plan de defense 50 0 0 50 50

Mise en service des boucles de régulation sur les groupes Senelec (ex : C6, C7,

C4, C3, TAG4, TAG2) 49 0 0 49 49

Licence logicielle pour étude de l’intégration des REN sur les réseaux. 46 0 0 46 46

AR(Kalpataru) 1 900 5 350 50 7 300 7 300

Transport Autres


Transport 2017 2018 2019 2017-

2019

_Coût

du

projet

(M.

FCFA)

Renouvellement des lignes CDB-Sococim 520 2 080 0 2 600 2 600

Renforcement de puissance pour garantir la puissance dans les postes sources

: Acquisition de transformateur de 2X80MVA pour Aéroport 540 960 0 1 500 1 500

Mise en place d'un deuxieme circuit d'évacuation de la centrale de Contour

Global 200 800 0 1 000 1 000

Avenant Liaison 225 kV Kaolack-Fatick (Télécom + Extension GC+Aléas) 400 550 50 1 000 1 000

Mise en place d'un deuxieme circuit d'évacuation de la centrale de Tobène

Power 140 560 0 700 700

Réhabilitation de la ligne double terne CDB-PO2 ; Hann-Kounoune 100 400 0 500 500

BID 200 400 300 900 900

Transport Autres

Recrutement d'un bureau de Contrôle pour liaison Kounoune Patte d'Oie et

Mbour-Fatick 200 400 300 900 900

BM 380 1 620 370 2 370 2 370

Transport Autres

Sécurisation de l’alimentation électrique des clients des postes Aéroport et

Université en procédant au renouvellement des cellules 30kV non fiables 380 1 520 0 1 900 1 900

Complément Etudes du plan de défense et du plan de reconstitution du réseau

en cas d’incident 0 100 370 470 470

BM(5920) 1 958 0 0 1 958 3 656

Transport Autres

Reprise Poste 30 kV Thiona PASE 46 Lot 2 1 372 0 0 1 372 2 034

Extension Postes 30 kV Hann, Bel-air PASE 33 586 0 0 586 1 622

BOAD 480 1 800 100 2 380 2 380

ETAT SENEGAL 216 0 0 216 216

Transport Autres


Transport 2017 2018 2019 2017-

2019

_Coût

du

projet

(M.

FCFA)

Contrepartie finanement BID et FDE 216 0 0 216 216

Complément pour bi-terne Kaolack-Birkilane 0 0 0 0 0

FE (retenuede garantie SUNIR) 577 0 0 577 19 906

Transport Autres

Lignes Tobène Touba Kaolack 577 0 0 577 19 906

FONDS PROPRES 8 246 4 921 899 14 065 34 124

Transport Autres

Contrepartie finanement BID et FDE (part SENELEC) 1 000 1 259 259 2 518 2 518

Inductances Ligne Tobène Touba Kaolack 1 443 96 0 1 539 1 925

Mise en place d'un nouveau système de radio communication à la normeTETRA 200 800 0 1 000 1 000

Mise en place d’une plateforme de surveillance des équipements sensibles des

postes tels que les protections, les RTU, les blocs courants continus etc. pour un

montant de 1 milliard

0 500 500 1 000 1 000

Redevances Eaux & Forêts + Impenses Liaison 225 kV Tamba-Kolda-Ziguichor 1 000 0 0 1 000 1 000

Intégration au Dispatching et BCC des nouveaux Postes HTA et HTB 760 40 0 800 800

fourniture, pose, raccordement et mise en service de transformateur de 80MVA-

90/30kV au poste de Mbao 600 0 0 600 600

Acquisition d'un camion de lavage sous Tension (hors Budget 2015) 507 0 0 507 605

Réhabilitation des postes et salles de relayage (bloc redresseur, batteries,

climatisation, passerelles, groupe de secours et divers) 242 170 0 412 412

Part Senelec Lignes Tobène Touba Kaolack 335 48 0 383 19 906

Réhabilitation des régleurs de tous les transformateurs des st/stations et Postes

sources 70 280 0 350 350

Actualisation du plan de protection Senelec 240 60 0 300 300

Acquisition d’outillage pour travaux sur les câbles 90 kV et 225 kV souterrains

HTB- équipes d’intervention et matériel de sécurité 225kV - formation 300 0 0 300 300


Transport 2017 2018 2019 2017-

2019

_Coût

du

projet

(M.

FCFA)

Fiabilisation des postes auxiliaires des centrales, des TSA et création d’une

cellule coupage barres 30kV au poste CDB 60 240 0 300 300

Génie-civil Poste GIS Sococcim 60 100 140 300 300

Remplacement des isolateurs par des silicones sur les tronçons TOBENE-

TAIBA-ICS 290 0 0 290 290

Réhabilitation de la cellule MTOA de Bel Air et Acquisition de pièces de rechange

pour les postes Mbao, Mbour et Bel Air 46 184 0 230 230

Amélioration du réseau de télécommunications (création de redondance des

équipements télécoms, généralisation vidéo surveillance, secours réseau optique) 215 0 0 215 215

Réhabilitation du poste 30kV de la centrale de Boutoute 40 160 0 200 200

Amélioration de la sécurité d’exploitation (acquisition de sectionneurs,

disjoncteurs pour les postes Hann, Sococim et Tobène 90kV) 0 200 0 200 200

Amélioration du système de protection des postes et des lignes (protection Jeux

de barres dédiée, redondance de protection lignes et remplacement de relais

obsolètes)

40 160 0 200 200

Mise en conformité de la ligne Touba-Tobène-Kaolack 40 160 0 200 200

Sécurisation courant continu pour assurer le secours N-1 : 07 blocs courants

continus (postes Aéroport, Université, Hann, Mbao, Sococim, Tobène, Malicounda) 175 0 0 175 175

Remplacement des chevalets des câble de garde de la ligne Kounoune Tobene 30 120 0 150 150

Sécurisation du SCCN du poste 90kV de Kounoune 150 0 0 150 150

Réhabilitation des disjoncteurs HTB ayant plus de 10 ans 20 80 0 100 100

Réhabilitation du système de contrôle commande numérique du poste 30kV de

Cap des Biches 20 80 0 100 100

Silliconnage du poste de sococim 97 0 0 97 150

Acquisition et installation de 04 autocommutateurs à CDB, Kounoune, Tobène et

Touba 35 40 0 75 75


Transport 2017 2018 2019 2017-

2019

_Coût

du

projet

(M.

FCFA)

Mise en place de cellules écoles pour la formation du personnel 14 56 0 70 70

Travaux de réhabilitation des armoires de téléconduite de la sous station

Thiaroye 60 0 0 60 60

Fourniture d'une armoire de téléconduite pour l'intégration de Kahone 1 12 48 0 60 60

Sécurisation de l'alimentation en courant continu des postes Hann, CDB et du

Dispatching National 50 0 0 50 50

Disjoncteurs de rechange pour le poste de Bel Air 49 0 0 49 49

Acquisition de 2 citernes metaliques de 40 m3 equipées de pompes sur essieu

tractables pour stockage d'huile vidangée des transfos de puissance 0 40 0 40 40

Mbao et Bel Air: remise en état boucle de communication entre calculateurs et

relais de protections Bel Air 25 0 0 25 25

Travaux de sécurisation et de fiabilisation du système de protection des centrales

de Tamba counda et Kolda 20 0 0 20 20

Liaison dérivation ligne Sambagalou Kédougou 0 0 0 0 0

FSE 780 520 0 1 300 1 300

Transport Autres

Acquisition de transformateurs secours des postes sources Bel Air et Thiona 780 520 0 1 300 1 300

JICA 0 1 440 4 320 5 760 7 200

Transport Autres

Poste GIS Sococim 0 1 440 4 320 5 760 7 200

OMVG 0 0 0 0 0

Transport Autres

( Liaison HT Mbirkilane-Soma-Tanaff (Lot 6)) dont localisé au Sénégal 0 0 0 0 0

( Liaison HT Tanaff-Mansoa (Lot 5)) dont localisé au Sénégal 0 0 0 0 0

Liaison HT Kaolack-Birkilane-Tambacounda (Lot 1) 0 0 0 0 0

Liaison HT Tambacounda-Sambangalou (Lot 2) 0 0 0 0 0


Transport 2017 2018 2019 2017-

2019

_Coût

du

projet

(M.

FCFA)

OMVS 0 0 0 0 0

Transport Autres

Liaison HT Tambacounda-Kayes (OMVS) 0 0 0 0 0

VINCI 540 1 960 1 000 3 500 3 500

Transport Autres

Renouvellement du poste 90kV de Thiona 0 1 000 1 000 2 000 2 000

Renforcement de puissance pour garantir la puissance dans le poste source

Université : Acquisition de 02 transformateurs 80MVA 540 960 0 1 500 1 500

Total général 16 937 20 170 8 399 45 506 88 890


Tableau 40 Répartition détaillée des investissements au niveau du Distribution

Distribution 2017 2018 2019 2017-

2019

_Coût du

projet (M.

FCFA)

AR(AFD) 1 304 3 675 1

007 5 986 6 023


007 5 986 6 023

Mise en place d’un nouveau bâtiment pour le BCC et le BRC + le Centre de Repli 0 1 000 1

007 2 007 2 007

Remplacement et renouvellement ligne HTA sur tronçon départ D3 bignona (75 km) 500 681 0 1 181 1 181

Mise en place d'un Système de gestion global des actifs 300 723 0 1 023 1 023

Nouveau projet d'installation de détecteurs de défauts pour arriver à 100% des postes équipes

en dehors des postes télécommandés qui intègrent cette fonction 0 573 0 573 573

Création de départ de secours de Kanel à Matam (en passant par Thiemping sur environ 30Km) 72 252 0 324 360

Pose d'un câble sous fluvial pour relier Matam à Diamel (1 km) 60 140 0 200 200

Accompagnement Idms (avec EDF déjà retenu apres AO) 100 100 0 200 200

Réalisation de la base de données (partie HTA/HTB et MT) 144 0 0 144 144

Assistance à maitrise d’ouvrage pour l'extension de la GMAO dans toutes les entités de

Senelec 0 131 0 131 131

Extension du système AMI 50 75 0 125 125

Manuel operateur (code des manœuvres) et organisation 79 0 0 79 79

AR(BOAD) 3 738 14

952 0 18 691 18 691

Distribution Autres 3 738 14

952 0 18 691 18 691

Création d'un nouveau départ 30kV à partir du poste Haute Tension de Bakel et l'antenne SAED

Ballou et bouclage avec les centrale de Kidira, Goudiry et bouclage avec le reseau de Tamba

- départ Kothiary au niveau de Bala -160km à vol d'oiseau et télécommande des 4 postes

(SAED Ballou, Kidira, Goudiry et BALA)

495 1 980 0 2 475 2 475


Distribution 2017 2018 2019 2017-

2019

_Coût du

projet (M.

FCFA)

creation d'un depart 148 mm² et 240 mm² secours à partir du poste source de DAGANA avec

10 postes de manouevres pour secourir UGB, Saint Louis et une cellule au poste

Dagana…(telecommande à prevoir au niveau des postes de manœuvres)

454 1 816 0 2 270 2 270

Rehabilitation du feeder Kaolack en 38mm² en 148mm² 385 1 540 0 1 925 1 925

Renouvellement complet du feeder T31 343 1 372 0 1 715 1 715

Réhabilitation du feeder Diourbel en 38mm² en 148mm² (80km) et passage en souterrain sur

10km - en 240mm² 340 1 360 0 1 700 1 700

Renouvellement du feeder T32 324 1 296 0 1 620 1 620

Rehabilitation de tout le départ GEO DN (actuellement en 38 ) en 148 mm² 286 1 144 0 1 430 1 430

Réhabilitation du départ Gueoul en 148mm² 224 896 0 1 120 1 120

Réhabilitation du feeder Thiès Aviation (38 et 22 mm²) en souterrain 240mm² 205 820 0 1 025 1 025

Renouvellement du troncon Mapathé Diouck- Ballou de 54, 6 à 148mm² sur 30km suite

bouclage avec Tamba 84 336 0 420 420

Création d'un câble de secoursde 14 kms (à Cap des biches pour les feeders Route de rufisque

et Sies 77 306 0 383 383

Création d'un câble de secours (à Hann) de 13,56 kms pour les feeders Maristes, Hann

Pêcheurs et Labo Pêcheries 75 299 0 374 374

Création d'un câble de secours pour le feeder Boune Village (secours chargé en moins d’un an

- mis en service en octobre 2015) et Km22 56 224 0 280 280

Rufisque Nord : Installation de postes protégés pour limiter les perturbations (KEUR DAOUDA

SARR départs SENPRIM et SANGALKAM, DIAMNIADIO départs HOPITAL DES ENFANTS et

BARGNY)

48 192 0 240 240

Création d'un câble de secours de 5,4 kms pour ENDSS, CRA, Ouakam à partir du poste

université 40 160 0 200 200

Yenn Nouveau : installation d’un disjoncteur à télécommander à STATIONSPATIALE (départs

STATION GANDOUL et SEBI VILLAGE), à YENN NOUVEAU départ BARGNY MINAM 36 144 0 180 180

Création d'un câble de secours de 5,3 kms pour les 3 feeders Sodida, Puits 12, Front de Terre 32 130 0 162 162

Création d'une liaison de secours pour le feeder OACI 30 120 0 150 150


Distribution 2017 2018 2019 2017-

2019

_Coût du

projet (M.

FCFA)

Création d'un câble de secours de 2,64 kms pour SAII, Médina 30kV, Tunel de Soumbédioune,

MTOA 26 105 0 131 131

Création d'un câble de secours pour les feeders Sica et Rufsac à Mbao 26 104 0 130 130

Création d'un câble de secours pour les feeders Soprim et Fass Mbao 26 103 0 129 129

Suppression de l'antenne SAM SAM sur le feeder Fass Mbao 19 78 0 97 97

Bouclage des antennes BARGNY GUEDJ sur Yenn Nouveau 19 76 0 95 95

Suppression des antennes TIVAOUANE LAMSAR sur Sica 17 68 0 85 85

Suppression antenne SENKOM sur Sica 15 60 0 75 75

Suppression des antennes CASERNEMENT MBAO et SICAP MBAO sur Sica 12 48 0 60 60

Km 22 : Installation de postes protégés pour limiter le perturbations (KEUR MASSAR VILLAGE

départ NIAKOUL RAB) 12 48 0 60 60

Suppression de l'antenne COMICO YEUMBEUL sur le feeder Fass Mbao 11 44 0 56 56

Bouclage des antennes BARGNY DIAMALAYE sur Yenn Nouveau 11 44 0 55 55

Bouclage des antennes SEBI GARE et P1 (500m) sur Yenn Nouveau 7 27 0 34 34

Rufisque Nord : Installation de disjoncteurs aériens télécommandés, voire remplacement des

IACM par des IAT sur les antennes longues en zones éloignées 3 12 0 15 15

AR(Kalpataru) 7 094 27

748 0 34 842 34 843

Distribution Autres 7 094 27

748 0 34 842 34 843

Bouclage entre Kaolack Nord et Kaolack Sud et sécurisation alimentation Stade Lat Dior avec

création d'un poste manœuvre sur le Premier troncon de KKN et bouclage avec PA2 579 2 314 0 2 893 2 893

bouclage des feeders Ranérou et Dahra Linguere (Postes Barkedji et Ranerou) 282 1 128 0 1 410 1 410

Densification et renforcement réseau à DRCO et DRS 240 960 0 1 200 1 200

Densification et renforcement réseau à DRN et DRCE 240 960 0 1 200 1 200

Bouclage Joal Glace Sarina Glace et Fadiouth avec insetion d'un poste en coupure sur le

troncon - 8km sous-terrain 240mm² et bouclage glace en poste en Té avec le poste en Té du

piquage de HLM joal

206 824 0 1 030 1 030


Distribution 2017 2018 2019 2017-

2019

_Coût du

projet (M.

FCFA)

Réhabiliation du feeder actuellement en 38mm² vers du 148mm² et passage en souterrain 240

mm² à l'interieur de la ville (10km)+ 10 Télécommande dans la ville de Mbour 186 744 0 930 930

Changement de tension 6.6 à 30 kV EN SOUTERRAIN RESEAU HTA RICHARD TOLL 180 720 0 900 900

Réhabilitation à 148mm² du feeder Mboro 161 644 0 805 805

Bouclage entre les feeders D3 et D2 (Diembering et Kafountine) 144 576 0 720 720

Renforcement et renouvellement ligne HTA de faible section par 148mm² du départ Louga 1

issu de Sakal sur environ 40Km 112 448 0 560 560

Bouclage Darou FALL (Mboro) et Antenne Fass BOYE (Tivaouane) - 16km - 54,6mm² 86 344 0 430 430

Rehabiliation du départ en 148mm² de SAKAL 84 336 0 420 420

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au postes F4, F3,

Loyenne, Rte de Linguère, Centre de Santé, Sourah, Mbacké Barry, Ndindy 2 84 336 0 420 420

Bouclage Barkewi et SP Orkadiere sur 15km 81 324 0 405 405

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée aux postes Madiyana,

Beug Bamba, Darou Khoudouss, Touba Coupure, Touba, Epuration, Gouye Mbind, Darou

minam 4, Darou Minam 1, Livraison KEBE

79 315 0 394 394

Création d'un poste en Té à Noto pour liaision avec le départ Mboro au niveau du poste Serigne

Mansour 75 300 0 375 375

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au HLM JOAL, JOAL

VILLE, FADIOUTH, CENTRE DE MAREYAGE, OMEGA FISHING, JOAL GLACE, SANTHIE

JOAL ET LYCEE KHELCOM

73 291 0 364 364

Bouclage Kathiote et H61 Bama ( derivation Missirah) 68 270 0 338 338

Bouclage H61 Thissé Kaymor et Kathiote (Kaffrine) - sur 22km à vol d'oiseau 68 270 0 338 338

Télécommande des 04 Postes de Manoeuvre de la boucle interieure de Touba avec

renouvellement des cellules avec protections - (F7 non inclus) 67 266 0 333 333

Bouclage Feeder Nioro et Nouveau départ Passy à hauteur de TAWA MBOUDAYE et Poste

PASSY 62 248 0 310 310

Bouclage Darou DIOP et Gassane (TAIF-GEO DN) avec pose d'un IAT - 18km 56 226 0 282 282

Bouclage KOBILO et H61 DOUNDOU 54 214 0 268 268


Distribution 2017 2018 2019 2017-

2019

_Coût du

projet (M.

FCFA)

Bouclage Keur Maba Diakhou - Prokhane sur 17km 54 214 0 268 268

Bouclage Antenne Kayar (poste Capas) - Lac Rose pour régler le problème de secours de

l'antenne Kayar (16km à vol d'oiseau) 51 203 0 254 254

Renouvellement du troncon fraglisé entre PM LEYBAR et Sous Station Saint LOUIS 50 200 0 250 250

bouclage keur Amadou Yalla et Patar Nar 48 192 0 240 240

Bouclage Antennes KHEUN et DIADIAM et pose IAT sur les piquages de ces deux antennes

(IAT TELECOMMANDE) 48 192 0 240 240

Bouclage KKN- Diourbel aux Postes H61 Taiba Moutoupha et H61 Forage Ndindy 48 192 0 240 240

bouclage Boudi Sakho et ferme Agricole(feeders Keur Momar SARR et Dahra Linguere) 48 192 0 240 240

Bouclage Djilass - Nguénienne (15km) 48 192 0 240 240

Bouclage entre Marssassoum et Départ D3 46 184 0 230 230

Bouclage Antenne H61 DEALI et H61 Touba Boggo (Antenne Nguiranene PM TAIF) 14 km à

vol d'oiseau avec IAT au début des piquages 45 181 0 226 226

Bouclage Samba Gueye - Saloum Diané - 14 km 45 181 0 226 226

Bouclage Ndiaganiao et Fissel Mbadane - 13km+ IAT à Fissel 44 178 0 222 222

Fiabilisation du bouclage entre les départs Mapathé Diouck et Bakel avec la création de 02

postes en coupures en remplacement des H61 existants - H61 Manel et H61 Tuabou. Et

Télécommande des postes

43 170 0 213 213

Bouclage H61 Touba Merina et H61 Touba Darou Sam Yabal (Depart Rte de Belel au PM

Belel) avec des IAT au début des piquages 13 km à vol d'oiseau 42 170 0 212 212

Bouclage H61 SP1 et cascas sur pour 13 km à vol d'oiseau 42 170 0 212 212

Disjoncteurs aériens pour dérivations de la zone de Boutoute 40 160 0 200 200

Renouvellement troncon F7-Minam en 54,6mm² en 240mm² -- 8km 40 160 0 200 200

bouclage entre H61 BOYA 2 et Boudi Sakho sur 12 km 40 158 0 198 198

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée aux postes Grande

Mosquée, Tivaouane 2, Esplanade 1 et 2, Koulyguidiane et Dialo 39 158 0 197 197

Rehabiliation du poste KEBEMER SECTEUR en Té et transfert du piquage Toby DIOP dans

le poste avec GIS et Télécommande en remplacement de l'IACM de Toby DIOP 39 154 0 193 193


Distribution 2017 2018 2019 2017-

2019

_Coût du

projet (M.

FCFA)

Bouclage TOUBA - Senembal avec H61 Ngoye Aliou Sylla et Piquage Wakhaldiam (grappe

d'antenne Niakhar) - 10 km à Vol d'oiseau 36 144 0 180 180

Rehabilitation de Mbacké 54.6 - troncon Manœuvre Touba -- Poste Touba HTA/BT - 7km en

souterrain 240 mm² 35 140 0 175 175

Bouclage Feeder Nioro et Nouveau départ Passy avec Pakala et Keur Saloum Diané - 34 136 0 170 170

Bouclage H61 GAYA sur TAREDJi et H61 SONATEL SUR DAGANA sur pour 10 km à vol

d'oiseau 34 136 0 170 170

Bouclage premier troncon ATR Ndombe - piquage Forage Darou Salam et H61 DIOP sur

l'antenne Diakhao 34 136 0 170 170

Bouclage H61 Gott (Antenne Tassete) et H61 Mbousnack Ngor (antenne Sewekhaye) 31 125 0 156 156

Bouclage Antenne H61 NGAYENNE et H61 NGILING MBAO AVEC IAT 9 km à vol d'oiseau

FEEDERS SAINT LOUIS 1 ET POTOU 31 125 0 156 156

insertion de dix disjocteurs telecommandés pour le reseau existant de DRN 30 120 0 150 150

Bouclage KKN - KKS permettant une reprise de la grappe d'antenne de Tassette avec 2 postes

H61 Sonatel Kissène et H61 Tassète 28 114 0 142 142

Creation d'un départ PASSY à la sous-station avec dedoublage du départ à partir de

embranchement Noirot sur 10km à vol d'oiseau en cable 240mm² 28 112 0 140 140

bouclage entre H61 NGAO SP10 et DRAINAGE KRANKAYE pour 10km 28 112 0 140 140

Délocalisation et passage en souterrain 240mm²du départ Nioro entre Kahone et

Embranchement Noirot sur 10km 28 112 0 140 140

Bouclage KKN - Tivaouane aux Postes H61 Dinguiraye (Grappe d'antenne) et H61 Keur

Nganda - 10 km en vol d'oiseau . Pose d'un poste bas à Nganda 28 112 0 140 140

Bouclage Antenne H61 SDE et Station de pompage de Bakel sur 4km à vol d'oiseau 26 104 0 130 130

Bouclage H61 bediene et Ndawene Keur Ali (Antenen Khelly sur Gueoul) 7km à vol d'oiseau 26 102 0 128 128

Bouclage H61 SP4B sur TAREDJi et H61 SP NIANE NDAN SUR DAGANA sur pour 7 km à

vol d'oiseau 26 102 0 128 128

Bouclage Gueoul et F7 avec H61 LORO et H61 KALSANE GUISSE - Dahra Linguère(7 km à

vol d'oiseau) avec des IAT au debut des piquages 26 102 0 128 128


Distribution 2017 2018 2019 2017-

2019

_Coût du

projet (M.

FCFA)

Bouclage H61 Khelly et H61 Darou Sanoussy (7 km à vol d'oiseau) avec des IAT au debut des

piquages 26 102 0 128 128

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée du Poste Ainoumady,

Pire, PM Mekhé 26 102 0 128 128

Bouclage H61 Forage Sen Fruit et H61 Koudiandene (antenne usine Lam Lam) 25 101 0 126 126

Bouclage Saint Louis - Tivaouane aux H61 Pambal et Diakhaté Gormone 25 101 0 126 126

sécurisation du poste des sorties 30kV surplombant les maisons autour du poste Thiona 25 100 0 125 125

Bouclage antenne Ndiouffene sur ligne principale ATR Ndombe avec un poste en CROIX 24 95 0 119 119

Rehabilitation et equipement en CROIX du poste Ancien Gossas et ripage du piquage dans le

poste (1km) 24 95 0 119 119

Bouclage entre Diatock Affiniam 24 94 0 118 118

Restructuration du reseau de Guéréo avec insertion d'un poste en Té sur la ligne principale et

passage en coupure du H61 Guéréo - 1.5km 24 94 0 118 118

Bouclage Samba DIA - Forage Yayem (Fatick-Aldiana) - 6km 23 91 0 114 114

bouclage antenne AgriNord SCL et Peuls Nioss et pose IAT TELECOMMANDE 23 91 0 114 114

Bouclage H61 KANENE DJOB et H61 GROUF GUISSE - Dahra Linguère(6 km à vol d'oiseau)

avec des IAT au debut des piquages 23 91 0 114 114

Bouclage Jean Pierre Demeelaere et Saly Joseph 22 90 0 112 112

Poste en CROIX pour reprise F7, Antenne Namora et Darou Tanzil 21 84 0 105 105

bouclage entre H61NAYOBE et Gouye Mbeute sur 5 km 20 80 0 100 100

Banc de condensateur avec regulation varmétrique automatique au niveau de koungheul 20 80 0 100 100

IAT telecommandés aériens pour la zone Kolda et Velingara 20 80 0 100 100

Bouclage Medina Mboba et Bala sur l'antenne CREAM COLOBANE- 5km 20 80 0 100 100

Bouclage Antenne Diakhao I au poste Thialy vers Sen Iran Auto avec poste Té et

Télécommande 20 78 0 98 98

Bouclage Antenne Somone à partir de Canda 2 et Guignakh avec un poste en Té au niveau de

la dérivation de Somone 20 78 0 98 98


Distribution 2017 2018 2019 2017-

2019

_Coût du

projet (M.

FCFA)

Bouclage Thiamene Walo - Thiamene Santhie - 7km . Poste Ndoffane: reprise GC et

telecommande et equipement en cellules blindées motorisé 19 77 0 96 96

Passage en Croix à hauteur de Ngazobil et transfert antenne Nguenienne et Ngazobil + 150m 19 74 0 93 93

Télécommande - reprise genie civil et cellules fermées SF6 motorisées avec 2 tronconnement

barres au poste SINDIA 19 74 0 93 93

bouclage sur la ligne pricipale Dagana Coupure avec creation de deux poste en Té. (il y'a un

projet de passage en souterrain de ce feeder) 19 74 0 93 93

Passage en Croix poste NDOULO et Transfert antenne Khoule au poste sur 300m 19 74 0 93 93

Passage en Croix poste Escale et Transfert antenne Quartier Nord à Diourbel 19 74 0 93 93

Bouclage antenne H61 Tanguiss( Ten Toubab) et H61 Keur Daour Ndiaye - 4 km à vol d'oiseau

avec IAT 17 69 0 86 86

Bouclage projet Comasel (Diaobé Mboumba) sur TAREDJi et SP3 DIEYABE sur pour 4km à

vol d'oiseau 17 69 0 86 86

Bouclage H61 Rewmao(Antenne Refane) et H61 Touba Darou Salam (antenne Touba Toul) -

4km à vol d'oiseau 17 69 0 86 86

Bouclage H61 Walo (Antenne Lambaye) et entre piquage et Thieytou (antenne Baba Garage) 17 69 0 86 86

Bouclage H61 SP2 AERE LAO sur TAREDJi et BODé SUR DAGANA sur pour 4km à vol

d'oiseau 17 69 0 86 86

Renouvellement du poste Faisceaux Hertziens avec protections des sous-départs 17 68 0 85 85

Bouclage Thies DN - Touba à partir de Hersent 2 et Ligne Principale (200 m à vol d'oiseau)

avec un poste en Té 17 67 0 84 84

Bouclage SALY et MBOUR : Antenne Saly Niakh nikhal à partir des Amazonnes vers Blue

Africa avec un poste en Té à Blue Africa 17 67 0 84 84

Délocalisation et passage en souterrain 240mm²du départ Kaolack entre Kahone Village et

S/S kaolack 17 67 0 84 84

Bouclage entre Pout Nord et Pout Sud 1 -Transformation des postes en Croix 17 66 0 83 83

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée à Saly 16 65 0 81 81

Reconfiguration du poste manœuvre Sindia - (4 departs + tronconnement barres) 16 64 0 80 80


Distribution 2017 2018 2019 2017-

2019

_Coût du

projet (M.

FCFA)

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée aux postes Abdou Sama,

Diakhaye 1 16 63 0 79 79

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée du Poste Darou Mousty

maconné, PM Fass Touré 16 63 0 79 79

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée du Poste Kelle Coupure,

Kelle Livraison 16 63 0 79 79

Bouclage entre Balingore Niamone 15 61 0 76 76

bouclage Guédé 2 et H61 Forage Tindondy+ 15 60 0 75 75

Bouclage Marché Darou Tanzil et Forage Khaira - 3km 14 58 0 72 72

Bouclage Antenne Manguier et Club Baobab (Poste Ricci) 14 58 0 72 72

Rehabilitation troncon SDE Kaffrine - Kaffrine Nord en 148mm² - 14 56 0 70 70

Création départ Secours Zone ZAC et Sen Iran à partir de Thiona (A prévoir dans le nouveau

poste) 14 56 0 70 70

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste NGEKOKH 14 56 0 69 69

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée (5départs + 2

tronconnements barres) au poste ATR NDOMBE 14 56 0 69 69

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée avec 1 tronconnement

barres au Poste ATR MBOUR 14 56 0 69 69

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée(avec sectionnement

barres au poste PM LEYBAR 14 56 0 69 69

Bouclage DISEZ - Boukhou avec une protection à DISEZ 14 54 0 68 68

Bouclage TAV et T31 à partir de Antenne H61 Poudriere et Pout Nord 1 (2 km à vol d'oiseau)

_ secours EPT et Reservation de Guiers 14 54 0 68 68

Protection du Poste KAWIL avec disjoncteur reprise GC et Ccellules fermee SF6 motorisées 12 48 0 60 60

Bouclage Kawara (antenne Pognène) et F10 (ZAC) avec Télécommande 12 46 0 58 58

Bouclage Antenne Lonkide et Mboudaye - 1.5km 12 46 0 58 58

Création d'un poste en Té au point de piquage de HLM Télécommande 11 42 0 53 53

Création d'un poste en Té au niveau du piquage antenne Niakhar 11 42 0 53 53


Distribution 2017 2018 2019 2017-

2019

_Coût du

projet (M.

FCFA)

Télécommande 4 cellule fermées SF6 motorisée TP COUPURE 11 42 0 53 53

Passage en Té Piquage Ndianda et Ndiarogne 11 42 0 53 53

Création d'un poste en Té au point de piquage de H61 Touba FALL Télécommande 11 42 0 53 53

Passage en Té poste Thiadiaye et transfert de l'antenne Fissel Mbadane sur ce poste (300m)+

Télécommande 11 42 0 53 53

Securisation Palais Presidentiel de Popenguine avec création d'un poste en coupure entre

Ndayane et Popenguine+ Télécommande 11 42 0 53 53

Passage Village Ndame en Té et reprise antenne Boussobé dans le poste ( 500m) 11 42 0 53 53

Création d'un poste en Té à hauteur de Toubacouta avec le piquage de Missirah 11 42 0 53 53

Piquage IACM SANAR à remplacer par un poste en Té telecommandé - cellule fermées SF6

motorisée et Disjoncteur sur les deux departs au poste 11 42 0 53 53

Création d'un poste en Té au point de piquage de F5 télécommandé 11 42 0 53 53

Transfert de l'antenne Ndounloumadji au poste Cédo Cébé et requipement du poste+

telecommnde 11 42 0 53 53

Réhabilitation Poste ISRA eT Télécommande 11 42 0 53 53

Création d'un poste en Té à Foudiougne sur le cable sous fluvial avec télécommande 11 42 0 53 53

Création poste en Croix sur la dérivation départ Kaffrine Nord avec protection 11 42 0 53 53

Poste en CROIX au point de piquage de Gueréo et Thiafoura 11 42 0 53 53

Télécommande - cellule fermées SF6 motorisée et Disjoncteur sur les deux departs au poste

Poste Thiabakh 11 42 0 53 53

POSTE EN Té à prevoir entre IACM OREFONDE et IACM ourossogui 11 42 0 53 53

Création d'un poste en Té Antenne S Abdou Khadre 11 42 0 53 53

Poste en Té au piquage de l'antenne Keur Gou Mack 11 42 0 53 53

insertion d'un poste en Té au piquage F4 sur Taif 11 42 0 53 53

insertion poste manœuvre à Goléré telecommandé 11 42 0 53 53

Passage en Té du piquage Yayem + Télécommande 11 42 0 53 53

Création d'un poste en Té au niveau du piquage ISRA (entre samgawene et piquage antenne

Touba Ndorong) 11 42 0 53 53


Distribution 2017 2018 2019 2017-

2019

_Coût du

projet (M.

FCFA)

Création d'un poste en Té au point de piquage de HLM + télécommande 11 42 0 53 53

Rémplacement du poste SODEVA par un nouveau poste en Té et reprise du bouclage entre

T31/T32 10 40 0 50 50

Passage en Té poste Gandiaye et transfert de l'antenne sur ce poste (200m)+ Télécommande 9 36 0 45 45

Remplacement du cable de la boucle des ZAC avec raccordement du cable sur F10 et Seniran

Auto 9 35 0 44 44

Bouclage Centre d'Epuration et Ligne Principale Saint Louis (entre piquage Sen Fruit et Keur

Issa) 9 35 0 44 44

Bouclage Thies DN - Saint Louis à partir de Hersent 1 9 35 0 44 44

Bouclage antenne Minoterie et Total BST - 1km 9 35 0 44 44

Bouclage Antenne CES Seydou Nourou TALL avec Zone residentielle sur Mbour 9 35 0 44 44

Bouclage entre FAHU et Sud Stade 9 34 0 43 43

Bouclage Feeder Noirot - Hotel de Paris aux Postes P2 et TabaNgoye - 500m 9 34 0 43 43

Poste Gendarmerie, Telecommande et reprise GC et cellules fermees SF6 motorisé 8 32 0 41 41

au poste Protegé TAREJI , prevoir la telecommande pour les deux disjoncteur des departs

dans le postes 8 32 0 40 40

Prevoir quatres IAT aeriens pour les dérivations : Tandiem, Balinghor, Diatoc , Bessir,

Djimeunde, Thionk Essyl, Tandouck. 8 32 0 40 40

telecommande poste linguere coupure et Dahra(au poste DAHRA mettre un disjoncteur sur les

3 departs 8 32 0 40 40

Création d'un poste en Té sur le piquage antenne usine LAM LAM - Télécommandé 8 32 0 40 40

Antenne Khelcom, pose d'un IAT sur la ligne principale à hauteur de Daara 10 8 32 0 40 40

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée Poste Geo DN 10 30 0 40 40

Fourniture et pose de cellules férmées dans les postes maconés vétustes à Dakar ( bordure

de mer) 8 32 0 40 40

Création d'un poste de manœuvre sur le piquage F7 avec télécommande 8 32 0 40 40

Création d'un posste en Té au niveau de la dérivation Babagarage (Grappe d'antenne de

Dinguiraye) 8 32 0 40 40


Distribution 2017 2018 2019 2017-

2019

_Coût du

projet (M.

FCFA)

Télécommande - cellule fermées SF6 motorisée et Disjoncteur sur les deux departs au poste

KEUR MOMAR SARR 8 32 0 40 40

Création d'un poste en Té sur le piquage de Grand Standing avec télécommande 8 32 0 40 40

Délocalisation et renouvellement du poste CAFEC pour manœuvre avec cellule fermée SF6 et

télécommande 8 32 0 40 40

Insertion IAT sur l'antenne Ndiaga 8 32 0 40 40

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste PIE XII 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise génie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste Mapathé

DIOUCK 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au Sandiara 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste CAMP

PIROGUE 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée à NIOK SALL 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste Centre

frigorifique 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste Saly HOTEL 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste CES FATICK 10 30 0 39 39

Protection et Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste

HLM Tivaouane 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste CHEIKH ANTA 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste MBOUR

FORAGE 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste CLUB ALDIANA 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste P0 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste Darou minam 1 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste PM MBACKE

SUD SINGUI 10 30 0 39 39


Distribution 2017 2018 2019 2017-

2019

_Coût du

projet (M.

FCFA)

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste DISPENSAIRE

FATICK 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée du Poste Tivaouane

Coupure 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste DVF 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au Tattaguine 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise génie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste Elévateur Bakel 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste ARTILLERIE

NORD 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste Embranchement

Fatick 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste Marché Poissons 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste F1 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste Missirah 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise génie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste Gassambéry 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste Nouveau Gossas 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste Gendarmerie 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste Passy 2 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste Gniby 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste PM BAOBAB 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste HLM

(Manœuvre Touba Belel) 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste Poste

POPENGUINE 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste Hodjil 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste Sara Ndiougary 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste HOTEL

MBACKE 10 30 0 39 39


Distribution 2017 2018 2019 2017-

2019

_Coût du

projet (M.

FCFA)

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au Sam Gawane 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste KABATOKI 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au SOS 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste Koungheul 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au USINE 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée AU POSTE lam3 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au H61 NDIASSANE 8 32 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste LIVRAISON

SEIB 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise génie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste Bondji 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste Lycée

Commercial 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée et Disjncteur sur l'antenne

Tassinere (au poste RAO) 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée du Poste Mboro 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au Keur Serigne Louga

Nord 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée et Disjncteur au poste

PAL 1 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au Marché Médina 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée Poste Ancien Gossas 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au Medina Mosquee 10 30 0 39 39

Disjoncteur et Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste

Karang 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste Garoutiere

Fatick 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste Mbar 10 30 0 39 39


Distribution 2017 2018 2019 2017-

2019

_Coût du

projet (M.

FCFA)

Télécommande de départs au poste POUT NORD (Télécommande - reprise genie civil pour la

cabine haute et cellule fermées SF6 motorisée) 8 32 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste poste Darou

Marnance Coulibaly 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste Sokone 2 10 30 0 39 39

Télécommande -reprise genie civil - cellule fermées SF6 motorisée et Disjoncteur au poste

Dagana Coupure 10 30 0 39 39

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste F6 8 23 0 30 30

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste Bayakh 8 23 0 30 30

Insertion IAT ANTENNE Saloum Diane 6 24 0 30 30

Pose IAT TELECOMMANDE sur KRANKAYE 6 24 0 30 30

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste Embranchement

Kayar 8 23 0 30 30

Insertion IAT à Sagatta, IACM Terrain Foot, Antenne Touba Merina 6 24 0 30 30

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste Kayar 8 23 0 30 30

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motoriséeau poste Beer Thialane 8 23 0 30 30

Télécommande - reprise genie civil pour la cabine haute et cellule fermées SF6 motorisée au

poste Pout Village 6 24 0 30 30

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée à Leona Bambey 8 23 0 30 30

Liaison Penthioum Mbaye Wade avec BST et poste en Té au poste BST - 1km 5 20 0 25 25

Télécommande - cellule fermées SF6 motorisée et Disjoncteur sur les deux departs

(Rehabilitation poste Poste Manœuvre Ross BETHIO) 5 18 0 23 23

insertion de deux IAT entre OMVS DAGANA et TAREDJI (a hauteur de Fanaye et Thilé

Boubacar) 4 16 0 20 20

Mettre en service les postes protégés de Marssassoum, Velingara et Medina Gounass 4 16 0 20 20

Prevoir deux IAT pour les derivations Karantaba, Banghere et Sandiniery 4 16 0 20 20

Prevoir deux IAT pour les dérivations : Diamacouta, Boggal et Sare Alkaly) 4 16 0 20 20

Prevoir deux IAT pour les dérivations : Bambaly, Djiredji 4 16 0 20 20


Distribution 2017 2018 2019 2017-

2019

_Coût du

projet (M.

FCFA)

Prevoir un disjonteur aerien à Oukout sur la ligne principale vers Cap Skirring 3 12 0 15 15

Antenne Manko à Pout Village - disjoncteur aérien Telecommandé à poser 3 12 0 15 15

Antenne Keur Guilaye - Pose d'un Disjoncteur 3 12 0 15 15

Pose Disjoncteur Aerien telecomnandé sur l'antenne Ronkheu 3 12 0 15 15

Prevoir un disjoncteur aerien à Medina Wandifa pour la derivation Diamacouta et sare Alkaly 3 12 0 15 15

Pose d'un disjoncteur au poste Pout Sud 2 3 12 0 15 15

Chaine de Forage de Pout Nord - Réhabilitation des protections, de la ligne et pose d'un

compteur emission reception au poste PN13 et une télécommande 3 12 0 15 15

Protection de l'antenne SILMANG (Grappe d'antennes) 3 12 0 15 15

Prevoir un disjonteur aerien à Oussouye pour les dérivations : Mlomp, Elinkine, Kagnout,

Samatite , Loudia Ouloff 3 12 0 15 15

Pose d'un disjoncteur au poste Henji 3 12 0 15 15

Prevoir un disjonteur aerien à Sedhiou pour les derivations de Bambaly, Djiredji 3 12 0 15 15

Prevoir un disjonteur aerien à Tanaff pour les dérivations : Karantaba, Banghere et Sandinier 3 12 0 15 15

Rippage point de piquage Sourah 23 dans le poste Touba Taif - 500m 3 10 0 13 13

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée au poste SERIGNE

ABDOU KHADRE 3 10 0 13 13

Insertion IAT ANTENNE Kaymor 2 8 0 10 10

insertion IAT Telecommandé sur l'Antenne Medinatou Salam 2 8 0 10 10

insertion IAT TELECOMMANDE sur l'Antenne DIAKHAO 2 8 0 10 10

insertion IAT sur l'antenne SP4 Méri 2 8 0 10 10

Insertion r un IAT sur le bouclage Bonji-Samba Gniby un IAT à hauteur de BOULEL 2 8 0 10 10

Insertion IAT à Mbayenne 2 8 0 10 10

Pose d'un IAT à la sortie du cable sous fuvial au port de Foudiougne 2 8 0 10 10

Insertion IAT à Meouane 2 8 0 10 10

INSERTION IAT TELECOMMANDE SUR L'Antenne Mbaraklou 2 8 0 10 10

Pose IAT TELECOMMANDE sur antenne SOCAS 2 8 0 10 10

Insertion IAT TELECOMMANDE sur l'Antenne SIBASSOR 2 8 0 10 10


Distribution 2017 2018 2019 2017-

2019

_Coût du

projet (M.

FCFA)

Remplacement de l'IACM NDIA 1 sur la la ligne principale par IAT telecommandé 2 8 0 10 10

Insertion IAT à Fass Boye 2 8 0 10 10

Insertion IAT sur la ligne principale à hauteur Ngathie Naoudé 2 8 0 10 10

insertion IAT sur l'antenne CASCAS 2 8 0 10 10

Insertion IAT sur la ligne principale à hauteur de Yeri Male Foulbe 2 8 0 10 10

Pose d'un IAT sur la ligne de Nioro sur l'antenne Keur Madiabel à hauteur Ndiago 2 8 0 10 10

remplacement iacm Foumé HARO par IAT telecommandé 2 8 0 10 10

insertion IAT TELECOMMANDE sur l'Antenne Forages Fandene 2 8 0 10 10

remplacement IACM Grappe Tigo et Forage par un IAT telecommandé 2 8 0 10 10

insertion IAT TELECOMMANDE sur l'Antenne Mbodiene 2 8 0 10 10

remplacement IACM Hopital Koungheul par un IAT telecommandé 2 8 0 10 10

Insertion IAT TELECOMMANDE sur l'Antenne SERAS 2 8 0 10 10

Remplacement IACM Mbam par un IAT telecommandé 2 8 0 10 10

insertion IAT telecommandé sur l'antenne wadabéré 2 8 0 10 10

Remplacement IACM MOUDERY par un IAT TELECOMMANDE 2 8 0 10 10

Insertion IAT à Diogomaye 2 8 0 10 10

insertion IAT sur l'antenne Bambali 2 8 0 10 10

IAT Télécommandé sur l'antenneSen Fruit 2 8 0 10 10

insertion IAT sur l'antenne Bambali sur l'antenne Guédé1 2 8 0 10 10

Insertion IAT ANTENNE Keur Yoro 2 8 0 10 10

insertion IAT sur l'antenne Bambali sur l'antenne Namora 2 8 0 10 10

Insertion IAT à Lompoul 2 8 0 10 10

Poste IAT TELECOMMANDE sur antenne Seneguindia 2 8 0 10 10

Pose d'un IAT sur la ligne de Geo DN à hauteur Ngeulo 2 8 0 10 10

insertion IAT sur l'antenne Bambali sur l'antenne Alieu 2 8 0 10 10

Pose d'un IAT sur la ligne Principale à hauteur de Patar 2 8 0 10 10

Prevoir un IAT à Mlomp pour les dérivations : Elinkine, Kagnout, Samatite, Loudia Ouloff 2 8 0 10 10

insertion IAT TELECOMMANDE sur l'Antenne Fayil 2 8 0 10 10


Distribution 2017 2018 2019 2017-

2019

_Coût du

projet (M.

FCFA)

Insertion IAT sur l'antenne Sous prefecture à Touba 2 8 0 10 10

INSERTION IAT TELECOMMANDE SUR L'Antenne Malem Hoddar 2 8 0 10 10

insertion IAT sur l'antenne Darou Miname Boggo 2 8 0 10 10

insertion IAT TELECOMMANDE sur l'Antenne Mbelacadiao 2 8 0 10 10

iat sur l'antenne Affé Djolloff 2 8 0 10 10

insertion IAT TELECOMMANDE sur l'Antenne Medina 2 2 8 0 10 10

Insertion IAT sur l'antenne Djilor à hauteur du Forage Djilor 2 8 0 10 10

Insertion IAT TELECOMMANDE sur l'antenne Mounawir 2 8 0 10 10

Insertion IAT sur l'antenne Forage Sokone 2 8 0 10 10

Pose IAT TELECOMMANDE sur l'IACM k21 2 8 0 10 10

Insertion IAT sur l'antenne Khelcom à hauteur de Forage Ndiene 2 8 0 10 10

Pose IAT TELECOMMANDE sur l'IACM k57 2 8 0 10 10

Insertion IAT sur l'antenne l'antenne DVF1 2 8 0 10 10

IAT Télécommandé sur l'antenne Fandène 2 8 0 10 10

Insertion IAT sur l'antenne l'antenne DVF1 sur l'antenne Darou Miname Boggo 2 8 0 10 10

insertion IAT TAREDJI (APRES GUEDE SUR LA LIGNE PRINCIPALE pour le tronconnement) 2 8 0 10 10

Insertion IAT sur l'antenne Mboss 2 8 0 10 10

IAT TELECOMMANDE sur l'antenne SONATEL DAGANA 2 8 0 10 10

Pose d'un IAT sur la ligne Principale à hauteur de Sadio Guerlé 2 8 0 10 10

Pose IAT TELECOMMANDE sur Mbane sur la ligne principale 2 8 0 10 10

Pose d'un IAT sur la ligne Principale à hauteur de Touba Belel 2 8 0 10 10

IACM THILOGNE 0 REMPLACER PAR UN IAT 2 8 0 10 10

Pose d'un IAT sur la ligne Principale à hauteur Louly Benteigné 2 8 0 10 10

Insertion IAT ANTENNE Keur Ayib 2 8 0 10 10

Pose d'un IAT sur la ligne Principale à hauteur de Ourour 2 8 0 10 10

Insertion IAT ANTENNE Ndiawar ALKAY 2 8 0 10 10

Pose IAT sur l'antenne Ndiayenne Sirakh 2 8 0 10 10

Insertion IAT à Keur Nganda 2 8 0 10 10


Distribution 2017 2018 2019 2017-

2019

_Coût du

projet (M.

FCFA)

Pose IAT sur l'antenne GAPP DIOP 2 8 0 10 10

Antenne EMAP - Pose d'un IAT 2 8 0 10 10

Antenne Morolland - Pose d' un IAT 2 8 0 10 10

Pose d'un IAT sur la grappe d'antenne LAMY 1 2 8 0 10 10

Insertion IAT sur la ligne principale à hauteur de Mbaye Mbaye 2 8 0 10 10

Pose d'un IAT sur la ligne de Nioro sur l'antenne Keur Madiabel à hauteur Mbouba 2 8 0 10 10

Pose IAT TELECOMMANDE au poste MAGASINS REFRIGERES 2 8 0 10 10

Pose d'un IAT sur la ligne Principale à hauteur de Darou Khafour 2 8 0 10 10

Insertion IAT ANTENNE THIOFFIOR 2 8 0 10 10

Insertion IAT à Mbaye Seneba 2 8 0 10 10

Pose IAT TELECOMMANDE sur l'antenne KHATEDE 2 8 0 10 10

IAT TELECOMMANDE su l'antenne GAYA 2 8 0 10 10

Pose d'un IAT sur la ligne Principale à hauteur Diofior Centre 2 8 0 10 10

Pose IAT Télécommandé ANTENNE TEN TOUBAB 2 8 0 10 10

Pose d'un IAT sur la ligne Principale à hauteur Nianing 2 8 0 10 10

Pose IAT Télécommandé (Antenne SEBI YABA) 2 8 0 10 10

Pose d'un IAT sur la ligne Principale de Niakhar à hauteur du village de niakhar 2 8 0 10 10

Pose IAT TELECOMMANDE à Sakal village 2 8 0 10 10

Pose IAT sur l'antenne DVF Bambey 2 8 0 10 10

Pose IAT TELECOMMANDE au Antenne Mbakhene 2 8 0 10 10

Pose IAT sur l'antenne Lambaye 2 8 0 10 10

Pose IAT TELECOMMANDE au IACM MBACKE CAYOR 2 8 0 10 10

insertion IAT sur l'antenne GOLORé 2 8 0 10 10

Pose IAT TELECOMMANDE sur IACM k40 2 8 0 10 10

Pose IAT Télécommandé (IACM POUT LELO) 2 8 0 10 10

Insertion IAT sur l'antenne Soum 2 8 0 10 10

Pose IAT TELECOMMANDE au Antenne Darou Sanou Sy 2 8 0 10 10

insertion IAT telecommandé à DOJI 2 8 0 10 10


Distribution 2017 2018 2019 2017-

2019

_Coût du

projet (M.

FCFA)

Pose IAT TELECOMMANDE au IACM GUEOUL 2 8 0 10 10

insertion IAT telecommandé à Thikité 2 8 0 10 10

Pose IAT TELECOMMANDE au PiQUACE Darou Marnane 2 8 0 10 10

insertion IAT telecommandé SUR antenne Ndiomé 2 8 0 10 10

Pose IAT TELECOMMANDE au PIQUACE IACM GUEOUL 2 8 0 10 10

Insertion IAT TELECOMMANDE sur l’antenne 2 8 0 10 10

Pose IAT TELECOMMANDE au poste Grand DIGUE 2 8 0 10 10

Insertion IAT TELECOMMANDE sur la grappe d'antennes Keur Malick BA 2 8 0 10 10

Insertion IAT ANTENNE Taiba Ndinguiraye 2 8 0 10 10

insertion IAT TELECOMMANDE sur l'Antenne Mbouleme 2 8 0 10 10

insertion IAT TELECOMMANDE sur l'Antenne Centre Polyvalent 2 8 0 10 10

Pose IAT Télécommandé su rl'antenne Kalahary 2 8 0 10 10

Pose IAT TELECOMMANDE sur antenne DIAMA 2 8 0 10 10

Pose IAT TELECOMMANDE sur l'antenne BIDIAME 2 8 0 10 10

Télécommande - reprise genie civil et cellule fermées SF6 motorisée (IACM THOR DJENDER) 2 6 0 8 8

AR(KFW) 40 160 0 200 200


telecommander les postes strategiques de manœuvres à passer en 30kV dans kfw 40 160 0 200 200

BM(4214) PASE/Etat 234 0 0 234 2 368


Extension et densification de réseaux à Dakar (Lot 1&2) 234 0 0 234 2 368

ETAT SENEGAL 5 138 734 578 6 450 12 358


Contrepartie financement Passage 6,6 à 30 kV sous station Centre Ville et complément Bel

Air 2 028 0 0 2 028 4 861

Contrepartie financement KFW 656 734 578 1 968 1 968

Exécution Convention Electrification Rurale n°20 (Marché Travaux) 1 337 0 0 1 337 1 895

Densification du réseau dans les régions 2013 687 0 0 687 2 059


Distribution 2017 2018 2019 2017-

2019

_Coût du

projet (M.

FCFA)

Programme de renforcement et densification réseau Senelec dans les régions 2016 300 0 0 300 300

Evénements religieux 2015 et Modernisation de la ville de Tivavouane 130 0 0 130 1 275

EXIM BANK CHINE - CMEC 1 803 0 0 1 803 37 810


Boucle 90 kv de Dakar Phase 2: réhabilitation et extension réseaux à dakar ET CPL 1 803 0 0 1 803 37 810

FONDS PROPRES 13

369 7 495 0 20 864 28 245

Distribution Autres 13

369 7 495 0 20 864 28 245

Projet AQS BT (REDUPAN, restructuration réseaux pour régler les problèmes de tension) à

Dakar et dans les régions 600 2 400 0 3 000 3 000

Télécommande de 30 postes du réseau HTA de Dakar et IDMS 1 761 1 174 0 2 935 2 935

Passage 6,6 à 30 kV sous station Centre Ville et complément Bel Air 0 1 861 0 1 861 4 861

Extension de Réseau à Dakar et dans les régions (eod,coselec, etm) 1 303 0 0 1 303 2 984

Densification et renforcement réseau dans la banlieu de Dakar ( Rufisque, Bargny ) 240 960 0 1 200 1 200

Extension réseaux Dakar et Régions 2014 1 016 0 0 1 016 1 925

Equipements Electriques de Postes 2015 1 000 0 0 1 000 1 000

Equipement electrique postes immeubles et lotissements 2017, remboursement Equipement

électrique préfinancé par les promoteurs 700 300 0 1 000 1 000

Renforcement et Densification du réseau de Senelec dans les régions - budget 2016 (relance

Lot2) 704 0 0 704 704

Renforcement et Densification du réseau de Senelec dans les régions - budget 2015 (lot1) 703 0 0 703 879

Fourniture de postes préfabriqués et cabine mobile : 653 0 0 653 653

Equipements Electriques de Postes 2014 543 0 0 543 1 100

Réhabilitation et Rénovation Atelier Ouvrage électromécanique de HANN (Génie Civil +

Machine) 100 400 0 500 500

REHABILITATION DES RESEAUX DE DISTRIBUTION (ILES DU SALOUM, KIDIRA,

GOUDIRY, MEDINA GOUNASS) - Contrepartie financement KFW 500 0 0 500 500


Distribution 2017 2018 2019 2017-

2019

_Coût du

projet (M.

FCFA)

Contrôle accès des postes de distribution publiques 100 400 0 500 500

Acquisition de postes préfabriqués et de cabines mobiles pour la location et les services

distributions (Stock STAL) 375 0 0 375 375

Delocalisation postes à DRN et Création secteur et remplacement H61 par un poste maconné

à DRN 331 0 0 331 331

Electrification Nguith 300 0 0 300 300

Réhabilitation du laboratoire d’essais des transformateurs de mesures 300 0 0 300 300

cellules compactes modulaires et Postes bas à remplacer par des postes

simplifiés(Sécurisation et AQS) à Dakar 2 300 0 0 300 300

Réaménagement Réseau Médina en urgence 258 0 0 258 896

Création de poste MT/BT + secteur ( baisse de tension) à Dakar Ville 240 0 0 240 240

Délocalisation portion de ligne HTA sur le départ KMS à hauteur de Témey sur environ 14Km 224 0 0 224 224

Secteurs BT souterrains très perturbés à passer en aérien à Dakar2 207 0 0 207 207

Electrification des villages environnants de la Centrale de Taïba Ndiaye 191 0 0 191 191

réseau HTA primaire pôle urbain de Pointe Sarréne 150 0 0 150 150

Projet pilote de télésurveillance des paramètres électriques de 210 transformateurs de

distributions à Dakar et dans les régions avec système d’alerte par SMS 126 0 0 126 126

Electrification du musée des civilisations noires 109 0 0 109 109

Acquisition serrures intélligentes pour postes HTA/BT de Dakar 100 0 0 100 100

Changement Tension ds 15 postes Dakar (CDT 10) 2015 75 0 0 75 75

Projet de Changement de Tension (CDT 11) 75 0 0 75 75

Compteurs frontière phase 2 25 0 0 25 170

réhabilitation et d'extension du réseau d'éclairage du site de Senelec Hann 23 0 0 23 23

Réhabilitation poste GELOT SEYDI 20 0 0 20 20

Compteurs aux frontières phase 1 17 0 0 17 293

FSE 5 967 2 687 0 8 653 8 653



Distribution 2017 2018 2019 2017-

2019

_Coût du

projet (M.

FCFA)

Extension des Réseaux dans les Péripheries des zones Urbaines et alentours de Gros Villages

' Lots 1, 2, 3 & 4) 3 240 360 0 3 600 3 600

Acquisition de 5 postes mobiles HTA/BT + 1 transformateurs 630kVA sur remorque , acquisition

de postes en cabine et réhabilitation, renouvellement, renforcement lignes HTA/BT à DRCO 877 877 0 1 753 1 753

Création boucle Touba - Dahra en ligne HTA de 148mm² sur environ 100Km 700 700 0 1 400 1 400

Renforcement et renouvellement ligne HTA de faible section par 148mm² le tronçon du départ

D3 ( Bignona) entre Oulampane - Medina Wandifa - Entrée Sedhiou sur environ 75Km 450 450 0 900 900

Installation de 20 000 coffrets étanche de regroupement de branchement pour reprendre les

branchements des clients en bordure de mer 450 50 0 500 500

Creation d'un deuxieme départ HTA aldiana ( Mbour Forage à JOAL) Bouclable avec la ligne

existante et création de poste TR 630kVa avec depart protégé par disj sur Fadial-Palmarin et

Telecommandé DRCO

250 250 0 500 500

PASE 176 0 0 176 2 098


bis- Extension et densification réseaux - Relance Lot 3 ( Lots 3A, 3B & 3C) (PASE) 176 0 0 176 2 098

PASE/95% BEI et 5% BM 899 4 544 1

247 6 690 6 690

Distribution Autres 899 4 544 1

247 6 690 6 690

B. Passage 6.6 à 30 kV des 2 feeders restants à Bel Air (Arsenal et Port Sud) 588 1 764 588 2 940 2 940

J.2. Renforcement téléconduite réseaux HTA de Dakar et environs 0 1 235 529 1 764 1 764

H.2. Extension et densification réseaux Velingara 223 890 0 1 113 1 113

H.1. Extension et densification réseaux Dabo 88 353 0 441 441

I.1. Raccordement Marsasoum à partir de Tangori 0 302 129 432 432

PASE/BM 669 6 872 2

799 10 339 10 339

Distribution Autres 669 6 872 2

799 10 339 10 339


Distribution 2017 2018 2019 2017-

2019

_Coût du

projet (M.

FCFA)

Sécurisation alimentation électrique de KARMEL et amélioration qualité de service des feeders

T32 ; T31 ; Rufisque Nord et Km 22 669 2 674 0 3 343 3 343

L.5 Création de postes et de secteurs, extension et renforcement de réseaux BT à Dakar et

dans les régions 0 1 870

1

247 3 116 3 116

Développement des ventes et amélioration qualité de service à Mbour, joal, Kayar, bayakh 0 902 602 1 504 1 504

Sécurisation de l’alimentation électrique des clients des postes Aéroport et Université en

procédant au renouvellement des cellules 30kV non fiables 0 720 480 1 200 1 200

L.4 Automatisation de la Distribution avec la télécommande des appareils de coupures 0 706 470 1 176 1 176

PASE/EU (DON) 532 2 126 0 2 658 2 658


Raccordement au reseau de kolda (Vélingara – Nétéboulou) 226 906 0 1 132 1 132

Raccordement au reseau de kolda (Djéné-Sakar-Diana Malari –Kolda) 223 894 0 1 117 1 117

Raccordement au reseau de kolda (Djérédji – Bémet Bidjini) 82 326 0 408 408

SAPCO 120 0 0 120 150


réseau HTA primaire pôle urbain de Pointe Sarréne 120 0 0 120 150

Total général 41

082

70

993

5

630

117

706 171 125


Tableau 41 Répartition détaillée des investissements au niveau du Commercial

Commercial 2017 2018 2019 2017-

2019

_Coût

du

projet

(M.

FCFA)

BM( PASE) 168 0 0 168 187

Projets Autres Commercial Encours

Assistance conseil pour la mise en place du système de gestion clientèle 168 0 0 168 187

Total Projets Autres Commercial Encours 168 0 0 168 187

FONDS PROPRES 4 052 1 200 700 5 952 6 133

Projets Autres Commercial Nouveaux

Amélioration du rendement de distribution et de La qualité de service/Lot 1 500 500 500 1 500 1 500

Raccordement et installation intérieure de nouveaux clients:

*( libellé modifié en "Accompagnement dans la conduite des projets de

réalisation des installations intérieures des clients à faibles revenus" (etude,

formation et contrle de conformité)

500 500 0 1 000 1 000

Réalisation des branchements et mises en service de divers compteurs 900 0 0 900 900

La mise en place d’un outil information de gestion clientèle moderne :

contrepartie Senelec ( reprise des données du SIC, equipement des postes de

travail, déploiement dans les autres sites). NB : NSIC financé par le PASE pour

10 millions de Dollars (A modifier en "Préparation mise en place NSIC")

500 200 200 900 900

Sécurisation des comptages industriels (libellé retouché; sans les objectifs) 2

marchés lancés 500 0 0 500 500

Sécurisation SGC&SSCC (libellé retouché; sans les objectifs) 300 0 0 300 300

Amélioration du cadre d'acceuil de la clientèle 300 0 0 300 300

Marketing Clients Particuliers et Grands Compte.(Fusionné avec la ligne en

précédente sous le libellé "Recrutement d’une Agence de Conseil en

communication et Marketing pour la réalisation de la campagne Marketing

Woyofal" )

250 0 0 250 250


Commercial 2017 2018 2019 2017-

2019

_Coût

du

projet

(M.

FCFA)

Amélioration Informations et niveau de satisfaction clients > 90% (remplacé par

"Acquisition d'un système de Gestion des files d’Attente Caisses et Accueils et

Mise en place d’un Système de Télédiffusion"

188 0 0 188 188

Large accompagnement sur WOYOFAL et Compteurs Intelligents (Fusionné

avec la ligne suivante sous le libellé "Recrutement d’une Agence de Conseil en

communication et Marketing pour la réalisation de la campagne Marketing

Woyofal" )

100 0 0 100 100

La définition et le suivi des indicateurs de mesure de la satisfaction clientèle

(remplacé par SELECTION D’UN CONSULTANT POUR LA REALISATION

D’UNE ENQUETE DE SATISFACTION AUPRES DES CLIENTS ET UNE

ENQUETE MYSTERE AUPRES DU PERSONNEL COMMERCIAL DES

AGENCES (350-160 cédé à la GFA)

14 0 0 14 14

Total Projets Autres Commercial Nouveaux 4 052 1 200 700 5 952 5 952


Fourniture de 15 000 Coffrets Comptage Basse Tension 0 0 0 0 181


PASE/BM 1 521 0 0 1 521 1 532

Projets Autres Commercial Nouveaux

D-4- Acquisition pour installation intérieure d'environ 12500 clients à faible

revenus 1 176 0 0 1 176 1 176

D-5 Installation intérieure d'environ 12500 clients à faible revenus 147 0 0 147 147

D-3 Acquisition de materiel pour la reprise de reseau de 20 marches 138 0 0 138 138

Total Projets Autres Commercial Nouveaux 1 461 0 0 1 461 1 461


Installation de 2 000 Coffrets pour Sécurisation des Clients Industriels 60 0 0 60 71



Commercial 2017 2018 2019 2017-

2019

_Coût

du

projet

(M.

FCFA)

Total général 5 741 1 200 700 7 641 7 852


Tableau 42 Répartition détaillée des investissements au niveau du génie civil

Génie Civil Autres 2017 2018 2019 2017-

2019

_Coût

du

projet

(M.

FCFA)

FONDS PROPRES 5 410 1 900 300 7 610 8 370

Projets Autres Genie Civil Encours 3 975 530 0 4 505 5 265

Réhabilitation du Siége à Vincens 300 300 0 600 600

Construction Magasin Central à hann 400 0 0 400 500

Construction siège Agence Principale de Mbour 200 150 0 350 350

Construction Agence de Thiaroye 320 0 0 320 400

Construction Agence de Saint Louis 273 0 0 273 573

Réhabilitation des bâtiments de Hann 160 80 0 240 240

Réhabilitation d'annexe au Siége à Vincens (infirmerie) 200 0 0 200 200

Construction Agence principale de Kaolack 200 0 0 200 250

Construction Agence principale de Tamba 200 0 0 200 250

Aménagement Parc à cables Hann ( Magasin) 150 0 0 150 300

Construction nouveau siège Senelec de Richard Toll 120 0 0 120 150

Acquisition de plateforme SIG: Architecture et compilation des données 100 0 0 100 100

Réhabilitation 3 Villas au HLM, Louga 90 0 0 90 90

Refection Agence principale de Louga et aménagement d'un restaurant Louga 80 0 0 80 80

Réhabilitation Agence de Rufisque 75 0 0 75 75

Construction chambres de passage de Touba 60 0 0 60 60

Sécurisation du terrain de Kédougou pour la centrale 60 0 0 60 60

Construction Bureau Commercial et Chambres de passage de Kafountine 50 0 0 50 50

Construction bureau commercial de Kédougou et chambre de passage 50 0 0 50 50

Construction Bureau Commercial et Chambres de passage Sedhiou 50 0 0 50 50

Construction Agence Rurale et Chambres de passage Bignona 50 0 0 50 50

Construction 05 nouvelles chambres de passage à DRCO:THIES 40 0 0 40 40


Construction d'un bâtiment à usage de Bureau de Kebemer 40 0 0 40 40

Construction siège Agence rurale de Kayar 30 0 0 30 30

Construction bureau de paiement de Thilogne 30 0 0 30 30

Construction bureau de paiement de Sémé 30 0 0 30 30

Construction de Chambres de passage et réfection de l'Agence de Linguère 30 0 0 30 30

Construction bureau de paiement de BOKILADJI 30 0 0 30 30

Sécurisation ancienne centrale, Construction mur de clôture de St Louis 30 0 0 30 30

Construction siège Agence rurale Joal 30 0 0 30 30

Réhabilitation des deux bâtiments de l'Agence de Kolda 30 0 0 30 30

Construction Bureau Commercial de Thionk Essyl 30 0 0 30 30

Construction bureau de paiement de Hamady Ounaré 30 0 0 30 30

Construction Chambres de passage Cap Skirring 30 0 0 30 30

Construction Bureau Commercial de Diouloulou 30 0 0 30 30

Construction bureau de paiement de Pété 30 0 0 30 30

Construction Bureau Commercial de Goudomp 30 0 0 30 30

Construction bureau de paiement de Ourosogui 30 0 0 30 30

Construction bureau commercial de Diawara 30 0 0 30 30

Construction bureau de paiement de Ross Béthio 30 0 0 30 30

Construction des locaux de la cartographie "Extension du batiment archive" 30 0 0 30 30

Aménagement ancien locaux pour bureau de paiement Vélingara 20 0 0 20 20

Réaménagement agence principale pour le service distribution de St Louis 20 0 0 20 20

Réaménagement Agence de Pikine, St Louis 15 0 0 15 15

Clôture maçonnée du site (dimensions 100 m x 100 m) Diouloulou 12 0 0 12 12

Remise en état Bureau de paiement de Koki 10 0 0 10 10

Réfection Agence Dahra 10 0 0 10 10

Construction parking couvert de 06 places au Siège et réparation faux plafond

Ziguinchor 10 0 0 10 10

Réhabilitation bureau Médina Gounass 10 0 0 10 10

Réhabilitation Chambres de passage Kolda 10 0 0 10 10

Clôture maçonnée du site (dimensions 100 m x 80 m) Thionk Essyl 10 0 0 10 10

Construction d'un magasin à Darou Mousty 8 0 0 8 8


Construction parking couvert de 04 places au Service Distribution Ziguinchor 5 0 0 5 5

Repriseforme de pente étanchéité batiment Télécomà la sous-station 30/6,6

KV de Ziguinchor 5 0 0 5 5

Aménagement buraux Réseaux de Distribution Ziguinchor 5 0 0 5 5

Reprise étanchéité Agence Principale de Matam 5 0 0 5 5

Sécurisation terrain de Bambey 5 0 0 5 5

Réfection BC de Dagana 4 0 0 4 4

Reprise étanchéité BC de Bakel 3 0 0 3 3

Projets Autres GC Nouveaux 1 435 1 370 300 3 105 3 105

Travaux de réfection des postes et embases des pylones du Transport 0 200 300 500 500

Travaux de réfection et de construction d'édifices dans les délégationsDK1 et

DK2 100 200 0 300 300

Construction siège Agence Zac MBAO 100 150 0 250 250

Construction siège Agence Keur Massar 100 150 0 250 250

Acquisition et Installation de bureaux modulaires pour travaux de rehabilitation

et de chantiers 250 0 0 250 250

Travaux de réfection et de construction d'édifices dans la DRS 100 100 0 200 200

Travaux de réfection et de construction d'édifices dans la DRN 100 100 0 200 200

Travaux de réfection et de constructiond'édifices dans la DRCO 100 100 0 200 200

Travaux de réfection et de constructiond'édifices dans la DRCE 100 100 0 200 200

Sécurisation de nouveaux sites (cloture) 100 100 0 200 200

Aménagement VRD dans le site de HANN 0 150 0 150 150

Remise en état mur de cloture C3, C4 125 0 0 125 125

Aménagement espace de restauration Bel Air (DRH) 80 20 0 100 100

Réalisation d'un Forage et d'un château d'eau pour le site de CAP DES

BICHES 90 0 0 90 90

Remise aux normes site de Bel Air 90 0 0 90 90

Total général 5 410 1 900 300 7 610 8 370


6. Les prochaines étapes du processus

de révision des conditions tarifaires

- Révision des conditions tarifaires de Senelec – Seconde consultation publique – Page | 183

Initiale Réalisation

Publication d’un rapport relatif aux premières conclusions et comportant un

projet relatif aux nouvelles conditions tarifaires (45 jours).

Publication du fait que la Formule de contrôle des revenus de la Senelec sera

révisée.

Publication de la durée de la consultation publique

27/05/16 24/05/17

Le rapport évalue les propositions de Senelec au regard

des orientations du Ministre chargé de l’Energie.

La durée de la seconde consultation publique ne peut

être inférieure à 30 jours.

Journée de partage du rapport relatif à ses premières conclusions et

comportant un projet relatif aux nouvelles conditions tarifaires

clôture de la seconde

Consultation PubliqueCRSE Clôture 2nde phase de consultation publique 27/06/16 23/06/17

Tout avis reçu après la clôture ne sera pas pris en

considération.

La Commission mettra les résultats bruts à la disposition

du public dans les meilleurs délais.

Eventuellement

Ajustement des

objectifs

Ministre chargé de

l’EnergieAjustement éventuel des objectifs par le Ministre chargé de l'Energie 27/07/16 23/07/17

Eventuellement

Révisions des

projections pour la

période 2014-2016

SenelecRévision par Senelec des projections pour la période 2017-2019 sur la base des

nouvelles orientations ministérielles11/08/16 07/08/17

Projet de décision CRSEPublication par la Commission du projet de décision relatif aux conditions

tarifaires retenues12/10/16 08/10/17

Le document contiendra la version finale des principaux

paramètres figurant dans le rapport des premières

conclusions.

Eventuellement

Contestation du projet

de décisionsSenelec

Communication au Ministre chargé de l’Energie et à la Commission de la

contestation27/10/16 23/10/17

Eventuellement

Choix d’un ExpertMinistre chargé de

l’Energie

Désignation d’un expert sur la base d’une liste fournie par SENELEC et la

Commission, aux frais de SENELEC11/11/16 07/11/17

Eventuellement

Conclusions de l’Expert ExpertSoumission d’un avis sur la validité de la décision de la Commission et de la

contestation de SENELEC25/11/16 21/11/17

Les conclusions de l’expert ne lient pas la Commission

dans sa prise de décision

Décision finale CommissionPublication par la Commission de la décision finale relative aux conditions

tarifaires retenues02/12/16 28/11/17

Les projections des coûts et revenus autorisés de

SENELEC seront publiées en annexe.

Modification éventuelle des objectifs d’électrification, des normes de qualité

et du montant des incitations contractuelles.

Modification de la Formule de contrôle des revenus.

Publication d’une annonce de la modification du contrat de concession et

cahier de charges de SENELEC

Nouvelle grille tarifaire SenelecPublication nouvelle grille des tarifs sur la base de la nouvelle Formule de

contrôle des revenus.31/01/17 28/01/18

RUBRIQUE RESPONSABLE ACTIONS A MENERCALENDRIER

OBSERVATIONS

2nde CONSULTATION PUBLIQUE

Premières conclusions

et lancement de la

deuxième phase de

consultation publique

PHASE DE MISE AU POINT

Entrée en vigueur des

nouvelles conditions

tarifaires

Commission 01/01/17 29/12/17

CRSE

Révision des conditions tarifaires de Senelec pour la ... · La loi n° 98-29 du 14 avril 1998...

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