Reliability and Free Trading

Impact de la Fiabilité de Réseau et du
Libre Echange sur les Plans d’Expansions
de la Génération d’Electricité de la
CEDEAO sur l’Horizon 2002 à 2012
Projet parrainé et dirigé
par la Communauté Economique des Etats de l’Afrique de l’Ouest, CEDEAO
Financé
par l’Agence Américaine pour le Développement International, USAID
Olumuyiwa O. Shukunbi
Secrétariat de la CEDEAO, Abuja, Nigeria
Tél. 234-803-326-7670
F.T. Sparrow
Brian H. Bowen
Diakalia Sanogo
Purdue University, West Lafayette, IN, USA
Septembre 12, 2002
Impact de la Fiabilité et du Libre Echange sur les Plans d’Expansions de la Capacité
De Génération d’Electricité de la CEDEAO, Horizon 2002 - 2012
2
Résumé
Du 7 au 21 septembre, j’ai suivi à l’Université Purdue, Indiana, Etats Unis deux semaines
de formation sur l’utilisation du modèle de minimisation des coûts du projet de Pool
d’Energie de l’Afrique de l’Ouest. Ce modèle a été développé par le groupe de
développement de pool d’énergie de Purdue «Power Pool Development Group (PPDG)»
de l’Institut d’Ingénierie Interdisciplinaire dirigé par le professeur Sparrow. Le modèle
capture les interactions dynamiques entre la demande et l’offre d’électricité et les
contraintes opérationnelles (génération et expansion de capacité) associées, optimisant
cette interaction pour estimer le coût minimum pour différents scénarios traduisant la
relation demande/offre. Le matériel didactique fourni par le personnel du PPDG était
approprié pour la formation.
Le modèle de minimisation de coût de Purdue a été utilisé pour montrer les bénéfices du
libre échange de l’électricité entre les pays membres d’un pool d’énergie régional. Il est
vrai que le libre échange total serait l’idéal pour un tel groupe, mais les pays membres
doivent harmoniser les taux d’autonomie désirés pour la satisfaction de leur demande
intérieure, tout en tenant compte du fait que le degré d’autonomie influence le résultat du
modèle utilisé comme montré dans le tableau ci-dessous:
Tableau 1. Coût Total du Projet WAPP avec Fiabilité et Libre Echange, 2002 - 2010
Marges de réserve
des centrales
thermique et
hydroélectrique
Coût total pour
WAPP, Cas du
libre échange
($ million)
0%
5%
10%
20%
7904
7924
7949
8060
2%
Différence
0% - 20%
Coût total pour
WAPP, Cas
d’autonomie totale
(autarcie)
($ million)
9288
9394
9524
9990
7,6%
Pourcentage des
économies sur le coût
dû au libre échange
14,9%
15,6%
16,5%
19,3%
Ces résultats montrent qu’avec un scénario de libre échange le coût d’investissement
n’augmente que de 2% pour assurer une réserve d’énergie de 20%, par rapport à une
augmentation de 7,6% pour assurer le même niveau de réserve dans le cas de
d’indépendance totale des pays en matière de génération d’énergie.
Le libre échange d’électricité permet de réaliser des économies très importantes sur les
coûts de génération et d’expansion des capacités allant de $1.3 à $1.93 milliards avec
comme marge de réserve 0 et 20%, respectivement. Les économies réalisées sur les
coûts avec le scénario de libre échange par rapport au scénario d’indépendance
totale (autosuffisance), avec des marges de réserve nulles, sont sept fois supérieures
à l’augmentation du coût d’investissement garantissant les 20% de marge de réserve
du scénario de libre échange. Il est important de noter que malgré des coûts
d’investissement élevés du scénario d’autonomie totale, la production d’énergie sous ce
scénario est largement inférieure à celle avec le scénario du libre échange.
Impact de la Fiabilité et du Libre Echange sur les Plans d’Expansions de la Capacité
De Génération d’Electricité de la CEDEAO, Horizon 2002 - 2012
3
Les coûts totaux comprennent aussi les coûts de construction de centrales de génération
« moins importantes » produisant moins d’un MW, mais dont la production est
économiquement justifiée dans certains pays.
Il est possible de rendre ce modèle plus réaliste, et des recommandations à cet effet sont
consignées à la fin du présent rapport.
Il est très important de souligner que tous les chiffres figurant dans ce rapport ont
été obtenus sur la base de la Base de Données #5 de la CEDEAO.
Impact de la Fiabilité et du Libre Echange sur les Plans d’Expansions de la Capacité
De Génération d’Electricité de la CEDEAO, Horizon 2002 - 2012
4
Contexte & Données du WAPP
Suite au déficit de la production d’énergie en Afrique de l’Ouest et dans le cadre de ces efforts
pour stimuler la croissance économique dans un environnement social stable, la communauté
Economique des Etats de l’Afrique de l’Ouest (CEDEAO) a choisi le système de pool
d’énergie régional comme moyen de génération d’électricité à coût peu élevé. Un tel modèle
encourage le libre échange d’énergie et permet de réduire les coûts d’investissement de la
génération d’énergie dans la région. Il est normal qu’un projet d’une telle envergure requière
une planification appropriée et un engagement sans faille de la part de tous les protagonistes.
Ainsi, après plusieurs réunions au niveau de divers représentants des gouvernements des pays
membres de la CEDEAO, un protocole d’accord fut signé, concrétisant ainsi la naissance du
Pool d’Energie de l’Afrique de l’Ouest (WAPP)
Il y a maintenant deux ans que le PPDG de l’Université Purdue a commencé les travaux de
modélisation du pool relatifs au pool d’énergie Ouest Africain. La collecte de donnés jouant
un important rôle dans l’exercice de modélisation, des sessions de formation dans ce domaine
furent organisées en Afrique d l’Ouest pour faciliter le développement d’un modèle qui
réaliste qui permettrait une évaluation économique appropriée des besoins en énergie de la
région. Le projet est à sa cinquième base de données qui a été compilée par L’université
Purdue, et livrée aux pays membres et au secrétariat de la CEDEAO en Septembre 2001. Les
travaux de compilation de la base de données #6 présentement en cours devront prendre fin en
Janvier 2003.
L’atelier de formation qui s’est déroulé à l’université Purdue portait sur l’utilisation du
modèle économique sur la base des données de la Base de Données # 5 de la CEDEAO. Une
nouvelle interface conviviale qui vient d’être développée par Purdue rend l’exécution du
modèle et l’interprétation des résultats plus faciles. La première semaine de l’atelier est
consacrée à l’explication des théories économiques et des hypothèses à la base du modèle. La
stratégie adoptée consiste à introduire d’abord un modèle statique, avant d’évoluer
progressivement vers des modèles dynamiques pour finalement aboutir au modèle complet
qui incorpore toutes les contraintes (physique et économique) affectant la génération, et
l’expansion des capacités de génération et de transmission dans la région.
Les politiques et les problèmes d’ordre économiques ayant un impact sur les résultats du
modèle ont été discutés, en plus des problèmes relatifs aux frais de transit de l’électricité, aux
coûts de la demande d’électricité non satisfaite (MWh) et de déficit de la réserve de capacité
(MW), du taux de croissance de la demande, des importations et exportations fermes et du
facteur d’autonomie. Ces discussions m’ont permis de mesurer toute l’importance de la
qualité des données destinées au modèle. Tous les coûts sont actualisés, utilisant un taux
d’actualisation de 10% qui à mon avis devrait être soigneusement revue selon les réalités
économiques de chaque pays, au lieu d’utiliser un taux unique pour toute la région
Tableau 2. Expansions de la capacité de génération du WAPP assumant la fiabilité du réseau
et le libre échange entre les pays membres
Marges de réserve
Expansions totales de
Expansions totales de Capacité
Impact de la Fiabilité et du Libre Echange sur les Plans d’Expansions de la Capacité
De Génération d’Electricité de la CEDEAO, Horizon 2002 - 2012
des centrales
thermique et
hydroélectrique
Capacité au niveau de
WAPP, scénario de libre
échange
(MW)
Total
8395
Thermique 7096
Hydroélec. 1299
Total
8911
Thermique 7110
Hydroélec. 1301
Total
8914
Thermique 7441
Hydroélec. 1473
5%
10%
20%
5
au niveau de WAPP, cas
d’indépendance complète des
pays membres
(MW)
Total
8064
Thermique 7004
Hydroélec. 1060
Total
8179
Thermique 7011
Hydroélec. 1168
Total
8783
Thermique
7172
Hydroélec.
1611
Les tableaux 1 et 2 ci-dessus, font ressortir la différence entre les résultats du modèle avec
libre échange par rapport au modèle sans échange d’électricité. Les échanges entre les Etats
membres contribuent à l’expansion des capacités au niveau des pays qui ont de faibles coûts
de génération. Ceci permet la satisfaction de la demande des états membres déficitaires,
entraînant ainsi une réduction des coûts par rapport au cas où chaque pays assure tous ces
besoins de génération.
Tant disque un facteur d’autonomie serait l’idéal, il reste important et réaliste qu’un taux de
consensus soit fixé de commun accord dans le but d’assurer à moindre coût la satisfaction des
besoins de production d’énergie de toute la région.
Expansions de la Capacité de Génération des Centrales Thermiques et
Hydroélectrique par Période, 2002 - 2012
Tableau 3: Expansions de la Capacité de Génération Thermique et Hydroélectrique, avec
Libre Echange, 2002 - 2012
Marges de Réserve
5%
Thermique (MW)
Hydroélec. (MW)
TOTAL (MW)
10%
Thermique (MW)
Hydroélec. (MW)
TOTAL (MW)
20%
Thermique (MW)
Hydroélec. (MW)
TOTAL (MW)
Période 1
2003-4
Période 2
2005-6
Période 3
2007-8
Période 4
2009-10
Période 5
2011-12
TOTAUX
1758
263
2021
3001
391
3392
655
248
903
746
235
981
936
162
1098
7096
1299
8395
1771
261
2032
3001
409
3410
655
235
890
746
235
981
937
161
1098
7110
1301
8411
1771
412
2183
3002
446
3448
670
181
851
738
241
979
1260
193
1453
7441
1473
8914
Le tableau 3 présente la décomposition des expansions de la capacité de génération de la
région sur une période de planification de 10 ans, et sur la base du scénario du libre échange.
On note une réduction substantielle de la génération pendant les périodes 3 et 4,
Impact de la Fiabilité et du Libre Echange sur les Plans d’Expansions de la Capacité
De Génération d’Electricité de la CEDEAO, Horizon 2002 - 2012
6
correspondant à des périodes pendant lesquelles la demande globale de la région est satisfaite,
ceci expliquant la baisse de la production d’énergie. La différence totale en MW reflète la
différence entre les marges de réserve.
Expansions de la Capacité de Génération par Pays et par Période, 20022012
Tableau 4.
Expansions de la Capacité de Génération du WAPP (thermique &
hydroélectrique), avec 5% de Marges de Réserve et Libre Echange
Période 1 Période 2
Période 3
Période 4
Période 5
Pays
2003-4
2005-6
2007-8
2009-10
2011-12
Bénin
4
Burkina Faso
Côte d’Ivoire
247
Gambie
Ghana
115
Guinée
106
388
134
101
2
Guinée Bissau
15
Liberia
32
3
39
10
Mali
95
Niger
114
5
Nigeria
1736
3001
616
736
840
Sénégal
18
19
Sierra Leone
Togo
19
TOTAUX
2021
3392
903
981
1098
Un examen des tableaux 4, 5 et 6 montrent que la plus grande portion de l’énergie générée par
la région provient du Nigeria, à cause du volume d’expansion des capacités en cours dans ce
pays. Cependant, il faudrait attirer l’attention sur l’importance et la nécessité d’une mise à
jour des données du Nigeria, afin d’avoir une prévision plus correcte des expansions de
capacité qui prévaudrait dans la région.
TOTAUX
4
0
247
0
115
731
15
84
95
119
6929
37
0
19
8395
Impact de la Fiabilité et du Libre Echange sur les Plans d’Expansions de la Capacité
De Génération d’Electricité de la CEDEAO, Horizon 2002 - 2012
7
Tableau 5.
Expansions de la Capacité de Génération du WAPP (thermique &
hydroélectrique), avec 10% de Marges de Réserve et Libre Echange
Période 1 Période 2
Période 3
Période 4
Période 5
Pays
2003-4
2005-6
2007-8
2009-10
2011-12
Bénin
4
Burkina Faso
Côte d’Ivoire
247
Gambie
Ghana
115
Guinée
121
116
101
2
Guinée Bissau
15
Liberia
32
39
10
Mali
95
Niger
110
5
4
Nigeria
1736
3001
616
736
841
Sénégal
18
19
Sierra Leone
Togo
19
TOTAUX
2032
3001
890
981
1098
Tableau 6.
Expansions de la Capacité de Génération du WAPP (thermique &
hydroélectrique), avec 20% de Marges de Réserve et Libre Echange
Période 1 Période 2
Période 3
Période 4
Période 5
Pays
2003-4
2005-6
2007-8
2009-10
2011-12
Bénin
4
Burkina Faso
Côte d’Ivoire
553
Gambie
Ghana
115
Guinée
149
443
67
107
9
Guinée Bissau
15
Liberia
32
3
49
29
Mali
95
Niger
123
Nigeria
1846
3002
621
738
846
Sénégal
18
19
2
Sierra Leone
10
Togo
19
TOTAUX
2183
3448
851
979
1453
TOTAUX
4
0
247
0
115
340
15
81
95
119
6930
37
0
19
8002
TOTAUX
4
553
115
775
15
113
95
123
7053
39
10
19
8914
Impact de la Fiabilité et du Libre Echange sur les Plans d’Expansions de la Capacité
De Génération d’Electricité de la CEDEAO, Horizon 2002 - 2012
8
Validation de Données et Futur Scénario de Politique
Il est important de mettre l’accent sur le fait que ce modèle porte sur la commercialisation de
deux commodités distinctes, l’énergie (MWh) et la réserve de puissance (MW). Les tableaux
ci-dessous donnent les coûts des déficits de ces deux commodités dans la région. Les coûts du
déficit en énergie (demande non satisfaite ou énergie non distribuée) sont si élevés les trois
premières périodes de la faible capacité de génération au début de l’horizon de planification.
Cette situation change et les demandes d’énergie de la région son satisfaites dès la
construction et la mise en service de nouvelles centrales. Il faudrait envisager une capacité
totale de génération qui permettra la satisfaction des demandes en Gambie, au Burkina Faso et
en Sierra Leone, les résultats du modèle indiquant que la génération d’électricité par ses pays
pour satisfaire leur consommation interne est beaucoup plus coûteuse que les autres options
possibles. (Tableaux 4, 5 et 6)
Coût de la Demande d’Energie non satisfaite, UE (MWh)
($ millions)
Marge
Période 1 Période 2 Période 3 Période 4
Réserve 2003/2004 2005/2006 2007/2008 2009/2010
Libre
5%
597
49
29
0
Echange
20%
597
49
29
0
Indépendance 5%
958
49
42
36
des pays
20%
958
49
42
36
Tableau 7.
Période 5
2011/2012
0
0
37
37
Mathématiquement parlant, il y’a déficit en énergie “Unserved Energy” quand la contrainte de
la demande dans le modèle n’est pas satisfaite. Ainsi, l’énergie non distribuée (UE) est
constatée quand la production d’un pays n’arrive pas à couvrir sa demande. Le coût unitaire
de l’énergie non distribuée a été fixé dans le modèle WAPP à $140/MWh
Les coûts du déficit en réserve de puissance «Unmet Megawatts» sont comptabiliser pour
refléter les marges de réserve que se fixent chaque pays. Le tableau ci-dessous montre que la
capacité de génération de l’ensemble de la région augmente avec les marges de réserves
fixées par les pays membres.
Tableau 8.
Coûts du déficit en puissance de réserve (Unserved MW) en millions de dollars
Marge
Période 1 Période 2 Période 3 Période 4 Période 5
Réserve 2003/2004 2005/2006 2007/2008 2009/2010 2011/2012
Libre
5%
53
46
36
0
0
Echange
20%
63
55
37
0
0
Indépendance 5%
219
46
43
38
156
des pays
20%
419
55
50
90
232
Le déficit en réserve de puissance (MW) se produit quand la marge de réserve n’est pas
satisfaite. Les résultats du modèle n’indiquent pas de déficit en réserve (UM) quand la marge
est fixée à zéro. Le coût unitaire du déficit de réserve est fixé à $2million/MW.
Impact de la Fiabilité et du Libre Echange sur les Plans d’Expansions de la Capacité
De Génération d’Electricité de la CEDEAO, Horizon 2002 - 2012
9
Recommandations
Mes recommandations à propos du modèle WAPP peuvent être divisées en trois
catégories:
1. sur les paramètres du modèle
2. sur l’interface
3. sur le groupe de planification de capacité du WAPP
1.
Paramètres du modèle
(a) Ce modèle régional pourrait être amélioré en prévoyant des nœuds
supplémentaires pour chaque pays de la région. Ceci contribuera à une
représentation plus correcte du rôle des producteurs indépendants (IPPs) et la
production d’électricité des Sociétés d’Energie nationales pour la satisfaction des
urbaines et rurales.
(b) Transformer certains paramètres régionaux en paramètres qui seront fonction
du pays, du site de la centrale, de l’année et la saison (humide et sèche). Les
paramètres concernés sont: (Wcost, coût de l’eau; fdrought, facteur sécheresse;
Resthm, marge de réserve pour la génération thermique; ResHyd, marge de
réserve pour génération hydroélectrique; UMcost, coût unitaire du déficit en
réserve; UEcost, coût unitaire de l’énergie non distribuée).
(c) Incorporer des paramètres pour faire ressortir l’impact des différents contrats
entre des producteurs tiers d’énergie (contrats “take or pay” des IPPs, fournisseurs
indépendant des services de transmission) et les sociétés d’électricité du WAPP.
(d) Les valeurs des facteurs d’autonomie (AF), les coûts unitaires des déficits en
réserve et énergie (UMcost et UEcost) devront être fixé en fonction de la situation
intérieure de chaque pays.
(e) Il faudrait toujours rappeler l’importance de la validation et de la mise à jour
constante des données, si l’on sait que plus les informations utilisées dans le
modèle sont à jour et correctes, meilleurs et plus réalistes seront les prédictions du
modèle.
(f) Les coûts de transit d’électricité doivent faire l’objet d’accords entre toutes les
parties impliquées afin que tous puissent bénéficier des retombées positives du
libre échange.
2.
L’ Interface
(a) L’écran de l’interface donnant le récapitulatif des coûts doit faire l’objet d’une
révision pour que les résultats soient identiques aux chiffres provenant du fichier
de résultats du programme GAMS. Il serait aussi opportun de prévoir un écran ou
des écrans qui contiendraient des documents financiers pertinents à
l’interprétation des résultats.
(b) On pourrait prévoir de donner les résultats du modèle par zone (A et B).
(c) Rendre opérationnel l’option d’impression de l’affichage de l’écran «Print
Screen » pour permettre une correcte impression des graphes
(d) Faire en sorte que l’on puisse changer le nombre de nœuds dans le modèle
directement à partir de l’interface.
(e) Compléter les ressources en ligne pour la documentation des utilisateurs.
(f) Inclure un tutorial interactif pour l’utilisateur.
Impact de la Fiabilité et du Libre Echange sur les Plans d’Expansions de la Capacité
De Génération d’Electricité de la CEDEAO, Horizon 2002 - 2012
3.
10
Un Groupe de Planification de Capacité du WAPP (GPC) devrait être former
pour travailler avec l’Université Purdue sur les points suivants:
(a) Collecte des données.
(b) Besoins de formation au niveau régional.
(c) Planification des réunions de coordination et de collaboration entre le GPCWAPP et le staff du PPDG de l’Université Purdue. L’équipe du Groupe de
planification de capacité devrait être composée de Sidy KANE (Zone A), Alpha
SYLLA (Zone B), Olumuyiwa SHOKUNBI (Secrétariat CEDEAO) en plus de 2
ou 3 autres personnes ressource.
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De Génération d’Electricité de la CEDEAO, Horizon 2002 - 2012
11
Références
(1) F.T. Sparrow, Brian H. Bowen, Diakalia Sanogo, Tarik Aouam, “Data Analysis
for ECOWAS Electricity Long-Term Capacity Expansion Planning”, Technical
Training Course for ECOWAS, Purdue University, August 12 to August 23, 2002
(2) J. O. Makoju, F,T, Sparrow, Oleg Wasynczuk, Doug Gotham, Brian H. Bowen,
Daniel J. Plunkett, “Nigeria and Cost effective Electricty generation
refurbishments and expansions with trading potential”,August 29, 2002 Draft
(3) F.T. Sparrow, Brian H. Bowen, “User Manual for the Long-Term, Model” 7th
Edition, Purdue University, November 2000
(4) F.T. Sparrow, William A. Masters, Brian H. Bowen, Diakalia Sanogo, ”Modeling
electricity trade in the West African Power Pool" October 2000 – September
2001
(5) F.T. Sparrow, Brian H. Bowen, Sidy Kane, Alpha Sylla, Daniel Plunkett,
“Electricity Trade & Capacity Expansion Options in West Africa”, WAPP Utility
Executives Meeting, Purdue University, West Lafayette, IN, USA, August 21,
2002
(6) West African Power Market Development Project ( Technical Note for discussion
with ECOWAS secretariat.
(7) F.T. Sparrow, P. Robinson, “Wheeling Costs in SAPP”, Harare, Zimbabwe, May
8, 1997
(8) F. Nishimura, et al, “Benefit Optimization of Centralized and Decentralized
Power Systems in a Multi-Utility Environment”, IEEE Summer Meeting, 1992