plan directeur de production et de transport d'électricité du

i

PLAN DIRECTEUR DE PRODUCTION

ET DE TRANSPORT D’ÉLECTRICITÉ

DU SÉNÉGAL 2017-2035 POWER AFRICA TRANSACTIONS AND REFORMS

PROGRAM (PATRP)

Submission Date: September 2017

Contract Number: AID-623-C-14-00003

Activity Start Date and End Date: MAY 23, 2014 TO MAY 23, 2019

COR Name: Melissa Knight

Submitted by: O. Llyr Rowlands, Chief of Party

Tetra Tech ES, Inc.

273 Tram Street, 2nd Floor, Nieuw Muckleneuk

Pretoria 0181, South Africa

Tel: +27 12 941 0950

Email: [email protected]

This publication was produced for review by the United States Agency for International Development. It was

prepared by Tetra Tech ES Inc.

REMERCIEMENTS

Le mandat confié à l’équipe PATRP en était un d’ampleur et d’importance pour

le Sénégal. L’équipe n’aurait pu réaliser celui-ci sans la collaboration étroite et

diligente d’une foule de collaborateurs. Ces derniers, malgré le fait d’agendas

souvent chargés, ont pris le temps et engagé les efforts nécessaires permettant

la livraison d’un rapport de qualité pouvant servir d’outil de prise de décision

éclairée au gouvernement du Sénégal et à la Senelec.

PATRP s’en voudrait d’oublier qui que ce soit dans ses remerciements; c’est

pourquoi nous ne nommerons pas directement l’ensemble de ces

collaborateurs. Ceux-ci se reconnaitront certainement.

Au niveau du personnel œuvrant au sein de l’appareil étatique du Sénégal,

soulignons particulièrement la collaboration des membres des organisations

comme Senelec (et plus particulièrement ceux de la Direction Générale des

Études et de la Planification, ainsi que ceux du Centre de télé-conduite de

réseau) et du personnel du Ministère de l’Énergie et du Développement des

Énergies Renouvelables.

Nous aimerions aussi souligner l’apport important de la communauté des

partenaires technico-financiers actifs au Sénégal, et en particulier nos collègues

de la Banque Mondiale et de la Société Financière Internationale.

Enfin, un merci tout spécial à USAID sans qui ce mandat n’aurait été possible, et

tout particulièrement à Mme Cheryl Voisard, point focal du programme Power

Africa à l’ambassade des États-Unis à Dakar.

Nous tenons aussi à rappeler que l’équipe PATRP demeure disponible pour

discuter des conclusions de ce rapport en tout temps grâce à sa présence

permanente à Dakar.

Sincères salutations,

L’ÉQUIPE PATRP

PLAN DIRECTEUR DE PRODUCTION

ET DE TRANSPORT D’ÉLECTRICITÉ

DU SÉNÉGAL 2017-2035 POWER AFRICA TRANSACTIONS AND REFORM PROGRAM

(PATRP)

DISCLAIMER

The author’s views expressed in this publication do not necessarily reflect the views of the United

States Agency for International Development or the United States Government.

CONTENU

LISTE DES FIGURES ................................................................................................... I

LISTE DES TABLEAUX ............................................................................................. IV

ABRÉVIATIONS ................................................................................................. VII

SOMMAIRE EXÉCUTIF ............................................................................................. 1

1. INTRODUCTION .............................................................................................. 22

2. ANALYSE DE LA DEMANDE ............................................................................. 23

2.1 introduction .................................................................................. 23 2.2 Méthodologie ................................................................................ 23

2.2.1 Périmètre de l’étude ....................................................... 23 2.2.2 Définition des zones géographiques ............................... 24 2.2.3 Secteurs de l’étude ......................................................... 24 2.2.4 Étapes de la méthodologie ............................................. 25

2.3 Étude par secteur de demande ..................................................... 27 2.3.1 Secteur résidentiel .......................................................... 27 2.3.2 Éclairage public (EP) ........................................................ 29 2.3.3 Le secteur professionnel ................................................. 29 2.3.4 Les grands consommateurs ............................................ 30 2.3.5 Résultats ......................................................................... 31

2.4 Modèle de consommation horaire : étude de l’offre.................... 42 2.5 Modèle de consommation par poste : étude de transport ........... 42

2.5.1 Résultats ......................................................................... 43

3. PLAN DE PRODUCTION ................................................................................... 45

3.1 Introduction .................................................................................. 45 3.2 Critères techniques ....................................................................... 45

3.2.1 Dimensionnement des unités de production ................. 45 3.2.2 Planification de l’offre de production (Réserve sur P Max) ........................................................................................ 45 3.2.3 La réserve de stabilité ..................................................... 46 3.2.4 Adéquation du parc de production (fiabilité) ................. 47 3.2.5 Taux de pannes (indisponibilité aléatoire) par rapport au LOLP ........................................................................................ 48 3.2.6 Considérations pour les énergies renouvelables ............ 49 3.2.7 Stockage d’énergie .......................................................... 66 3.2.8 Considérations pour la production hydraulique ............. 89 3.2.9 Considérations pour la production thermique ............... 90 3.2.10 Considérations pour la production renouvelable biomasse ........................................................................................ 98 3.2.11 Considérations pour la production à base de Gaz Naturel Liquéfié et Gaz Naturel LocaL ........................................................ 98 3.2.12 Déclassement des unités de production ......................... 99 3.2.13 Analyses des pertes ...................................................... 101 3.2.14 Énergie non-distribuée (END) ....................................... 102 3.2.15 Facteur de charges ........................................................ 104

3.3 Critères économiques ................................................................. 105 3.3.1 Coûts variables O & M et placement des unités de production ................................................................................... 105 3.3.2 Coûts variables de la production hydraulique .............. 107 3.3.3 Taux de change ............................................................. 107

3.3.4 Prix des combustibles ................................................... 107 3.3.5 Coûts de cession de contrats ToP ................................. 108 3.3.6 Durées de vie ................................................................ 108 3.3.7 Coût de la réserve synchrone ....................................... 108

3.4 Étude de l’offre ........................................................................... 111 3.4.1 Introduction .................................................................. 111 3.4.2 Offre de production existante ...................................... 111 3.4.3 Offre de production future projets décidés, planifiés ou candidats ..................................................................................... 114

3.5 Analyse du bilan offre demande ................................................. 120 3.5.1 Introduction .................................................................. 120 3.5.2 Critères d’évaluation ..................................................... 122 3.5.3 Prémisses ...................................................................... 122 3.5.4 Adéquation offre-demande .......................................... 130

3.6 Analyse économique ................................................................... 168 3.7 Principaux constats et recommandations du Plan de production. ... ..................................................................................................... 169

3.7.1 Les énergies renouvelables intermittentes ................... 169 3.7.2 Recommandations pour le stockage d’énergie ............ 170 3.7.3 La filière charbon .......................................................... 171 3.7.4 La filière hydraulique .................................................... 171 3.7.5 La filière gaz Naturel ..................................................... 172 3.7.6 Le choix des moyens de production ............................. 172 3.7.7 Le Parc de production Senelec et IPP ........................... 173

3.8 Données génériques.................................................................... 174 3.8.1 Consommation spécifique par combustible par type de production ................................................................................... 174

4. ÉTUDES DU RÉSEAU DE TRANSPORT ............................................................ 175

4.1 Études de fonctionnement du réseau de transport .................... 175 4.1.1 Introduction .................................................................. 175 4.1.2 Description du réseau existant ..................................... 176 4.1.3 Critères de planification et de modélisation ................. 183 4.1.4 Étude statique et modélisations ................................... 192 4.1.5 Évaluation des courants de court-circuit ...................... 217 4.1.6 Sommaire des recommandations ................................. 221

4.2 Analyse du comportement dynamique du réseau de senelec .... 229 4.2.1 But de l’étude ............................................................... 229 4.2.2 Méthodologie et critères .............................................. 229 4.2.3 Données et modèles de simulation .............................. 239 4.2.4 Validation des données dynamiques ............................ 245 4.2.5 Résultats ....................................................................... 245 4.2.6 Observations ................................................................. 289

5. ANALYSE FINANCIÈRE .................................................................................. 294

5.1 Analyse financière des scénarios ................................................ 294 5.1.1 Méthodologie de l’analyse financière........................... 296 5.1.2 Résultats des différents scénarios ................................ 298

5.2 Analyses financières complémentaires ....................................... 300 5.2.1 Analyse des coûts découlant d’une décision de gestion à ne pas recourir à la réserve synchrone ....................................... 304 5.2.2 Facture macro-économique .......................................... 310 5.2.3 Réserve synchrone ........................................................ 311 5.2.4 Options et coûts d’installation provisoires d’une réserve synchrone adéquate .................................................................... 312

5.3 Conclusion et recommandationS pour la portion analyse financière ..................................................................................................... 313

6. PLAN D’INVESTISSEMENTS ........................................................................... 314

6.1 Introduction ................................................................................ 314 6.2 Méthodologie du plan d’investissements ................................... 314 6.3 Évaluation financière ................................................................... 315 6.4 Investissements en transport ...................................................... 318 6.5 Conclusion ................................................................................... 327

7. DÉPLOIEMENT DU PLAN D’INVESTISSEMENTS.............................................. 328

7.1 Introduction ................................................................................ 328 7.2 Projets majeurs ........................................................................... 329

7.2.1 La mise en service de la centrale au charbon de 115 MW à Sendou. ...................................................................................... 329 7.2.2 La mise en service de 270 MW de centrale au charbon par Africa Energy. .............................................................................. 330 7.2.3 La mise en service de 528 MW d’énergie renouvelable. .... ...................................................................................... 330 7.2.4 La mise en place d’une stratégie de stockage d’énergie .... ...................................................................................... 331 7.2.5 Le développement du gaz naturel local ........................ 332 7.2.6 Plan de réfections des centrales ................................... 334 7.2.7 La gestion des entités régionales : OMVS, OMVG, WAPP .. ...................................................................................... 334 7.2.8 La mise en place d’une stratégie de réserve synchrone335 7.2.9 La construction du lien Tambacounda-Kolda-Ziguinchor en 225 V. ...................................................................................... 335 7.2.10 La mise en service de la ligne Kaolack-Fatick-Malicounda à 225 kV ...................................................................................... 336 7.2.11 L’étude d’une boucle à 225 kV ...................................... 336 7.2.12 Le renforcement de la capacité de planification de Senelec ...................................................................................... 336 7.2.13 Plan d’intégration des différents partenaires technico-financiers (PTF) ............................................................................ 337

7.3 Processus de gestion de projet ................................................... 337 7.3.1 Processus ...................................................................... 338 7.3.2 Mise à jour des données techniques, économiques et de la demande ..................................................................................... 339 7.3.3 Analyse de l’équilibre de l’offre et de la demande ....... 339 7.3.4 Analyse du fonctionnement et de la stabilité du réseau .... ...................................................................................... 339 7.3.5 Calcul économique et financier .................................... 339 7.3.6 Mise à jour de la liste des projets ................................. 340 7.3.7 Mise en œuvre et suivi des projets ............................... 340 7.3.8 Organisation .................................................................. 340 7.3.9 Du suivi des projets ....................................................... 340 7.3.10 Gouvernance ................................................................. 340

ANNEXE A : SCHÉMAS UNIFILAIRES PSS/E-RÉSEAUX DE BASE ............................. 341

A.1 : 2016_Peak_170406 ................................................................... 341 A.2 : 2019_Peak_170406 ................................................................... 342 A.3 : 2022_Peak_170406 ................................................................... 343 A.4 : 2028_Peak_170406 ................................................................... 344 A.5 : Senelec_2028_Peak_Kayar170509 ........................................... 345

ANNEXE B : SCHÉMAS UNIFILAIRES- PROJETS DE LIGNES DÉCIDÉS ET RECOMMANDÉS ...................................................................... 346

B.1 Senelec_SU_2016_2032_option2A ............................................. 347

B.2 Senelec_SU_2016_2027_option2 ............................................... 348 B.3 Senelec_SU_2016_2032_option2 ............................................... 349 B.4 Senelec_SU_2016_2027_option1 ............................................... 350

ANNEXE C : DÉLESTAGE DE CHARGE .................................................................... 351

C.1 Données du modèle du délestage de charge .............................. 351

ANNEXE D: RÉPONSES AUX ÉCHELONS DES RÉGULATEURS ................................. 358

D.1 Temps de réponse du gouverneur à l'échelon de 10 % .............. 358 D.2 Temps de réponse l'excitatrice au plafonnement ....................... 376 D.3 Temps de réponse de l'excitatrice à l'échelon cinq pour cent .... 393

ANNEXE E : RÉSULTATS DES SIMULATIONS ......................................................... 412

ANNEXE F : MÉTHODOLOGIE DE L’ANALYSE FINANCIÈRE .................................... 413

F.1 Actualisation des coûts ............................................................... 413 F.2 Méthode de calcul appliquée à l’analyse financière ................... 413 F.3 Coût au kWh pour chaque scénario ............................................ 415

ANNEXE G : MÉTHODOLOGIE ET HYPOTHÈSES DES ANALYSES FINANCIÈRES COMPLÉMENTAIRES ................................................................ 416

G.1 Pertes de revenus découlant du délestage en raison des pannes des centrales au charbon, solaires et éoliennes. (A) ................................. 416 G.2 Pertes de revenus découlant du délestage en raison fluctuations des ERI (B) .................................................................................................. 420 G.3 Estimation des pertes de revenus à partir des pertes en énergie .... ..................................................................................................... 423 G.4 Pertes de revenu découlant du manque de fiabilité sur l’adhésion des grands consommateurs …(d) .............................................................. 427

ANNEXE H : OUTIL DE MODÉLISATION DE LA PRODUCTION ................................ 428

I PLAN DIRECTEUR DE PRODUCTION ET DE TRANSPORT D’ÉLECTRICITÉ DU SÉNÉGAL 2017-2035

LISTE DES FIGURES FIGURE 0-1 : CROISSANCE DE LA DEMANDE 2017-2035 (GWH) ....................................................................................................... 2 FIGURE 0-2 : PLAN PATRP AVEC DÉCLASSEMENT .................................................................................................................................. 4 FIGURE 0-3 : PUISSANCE POINTE 2017-2035 .......................................................................................................................................... 5 FIGURE 0-4 : MIX ÉNERGÉTIQUE 2017-2035 ........................................................................................................................................... 6 FIGURE 0-5 : CARTE DU RÉSEAU DE TRANSPORT HAUTE TENSION DU SÉNÉGAL. ............................................................................. 8 FIGURE 0-6 : CARTE DE LA BOUCLE 225 KV DE DAKAR : LES DEUX OPTIONS SONT PRÉSENTÉES. ............................................... 10 FIGURE 0-7 : COÛT AU KWH POUR CHAQUE SCÉNARIO (TABLEAU EN ANNEXE F.3) .................................................................. 13 FIGURE 2-1 : RÉPARTITION DES RÉGIONS PAR DÉLÉGATION ................................................................................................................ 24 FIGURE 2-2 : SECTEURS ET TYPES D’ABONNEMENTS .............................................................................................................................. 25 FIGURE 2-3 : PRÉVISIONS DE LA DEMANDE 2016-2035 – SECTEUR RÉSIDENTIEL ............................................................................. 28 FIGURE 2-4 : PRÉVISIONS DE LA DEMANDE 2016-2035 – SECTEUR PROFESSIONNEL ...................................................................... 29 FIGURE 2-5 : PRÉVISIONS DES VENTES POUR LES TROIS SCÉNARIOS (GWH) .................................................................................... 32 FIGURE 3-1 : PUISSANCE INJECTÉE (KW) POUR UN PARC TYPIQUE DE 20 MW .............................................................................. 51 FIGURE 3-2 : PRODUCTION DE LA CENTRALE TYPIQUE PV ................................................................................................................. 51 FIGURE 3-3 : COURBE DE PUISSANCE DE L’ÉOLIENNE VESTAS V126 3,45 MW ............................................................................ 55 FIGURE 3-4 : POTENTIEL DU VENT AU SÉNÉGAL SUR UNE BASE DE MESURE À 50 M PROVENANT DE LA FIGURE 8 DE L’ÉTUDE

DE TRACTEBEL (RÉF. 1 ) .................................................................................................................................................................. 56 FIGURE 3-5 : LOCALISATION DU PARC ÉOLIEN SARREOLE ................................................................................................................... 56 FIGURE 3-6 : PROFIL JOURNALIER TYPIQUE DU VENT MESURÉ À 400 M DE HAUTEUR, FÉVRIER 2007 À JANVIER 2008............... 58 FIGURE 3-7 : VITESSE MENSUELLE MOYENNE DU VENT À GANTOUR ................................................................................................. 58 FIGURE 3-8 : PROFIL HORAIRE DU VENT POUR LES 12 MOIS DE L’ANNÉE .......................................................................................... 59 FIGURE 3-9 : RAPIDITÉ DE CHARGE/DÉCHARGE / PRÉSENTATION DE ESSTALION (IREQ) .............................................................. 67 FIGURE 3-10 : BATTERIES = COMPLÉMENTS AUX ERI / PRÉSENTATION DE ESSTALION (IREQ) .................................................... 68 FIGURE 3-11 : CROISSANCE EXPONENTIELLE DU MARCHÉ DES BATTERIES / PRÉSENTATION DE ESSTALION (IREQ) ................. 69 FIGURE 3-12 : STOCKAGE D’ÉNERGIE QUI REPRÉSENTE LA PREMIÈRE VOLONTÉ D’INVESTISSEMENT DES FIRMES NORD-

AMÉRICAINES / PRÉSENTATION DE ESSTALION (IREQ) ............................................................................................................ 69 FIGURE 3-13: VISION OFF-GRID = COUPLAGE ERI + BATTERIES + RÉSEAUX ISOLÉS/ PRÉSENTATION DE ESSTALION (IREQ)... 70 FIGURE 3-14 : VISION HYBRIDE = COUPLAGE ERI + BATTERIES + RÉSEAU INTÉGRÉ / PRÉSENTATION DE ESSTALION (IREQ) . 70 FIGURE 3-15 : ÉOLIEN + BATTERIE POUR LISSER LE PRODUCTIBLE / CASE STUDY OF SASKATCHEWAN RESEARCH COUNCIL,

CANADA ........................................................................................................................................................................................... 71 FIGURE 3-16 : PHOTO D’UN PARC EN AUSTRALIE ................................................................................................................................ 73 FIGURE 3-17 : PHOTO PARC SOLAIRE PV + BATTERIE / TESLA (HAWAÏ) KAPAIA INSTALLATION ............................................... 74 FIGURE 3-18 : QUELQUES CHIFFRES SUR LES PROJETS DE STOCKAGE À BATTERIES .......................................................................... 76 FIGURE 3-19 : QUELQUES CHIFFRES SUR LES PLUS GROS PROJETS SOLAIRE + BATTERIES EN AUSTRALIE....................................... 77 FIGURE 3-20 : COMPARATIFS DES COÛTS DES BATTERIES / PRÉSENTATION DE ESSTALION (IREQ) ............................................. 78 FIGURE 3-21 : ZONE LES PLUS FAVORABLES AU SÉNÉGAL POUR LE DÉVELOPPEMENT SOLAIRE PV ET CSP BATTERIES /

TRACTEBEL ....................................................................................................................................................................................... 81 FIGURE 3-22 : ARTICLE SUR LE SITE HYDRO-QUÉBEC / PROJET ESSTALION (IREQ) ................................................................... 86 FIGURE 3-23 : RENDEMENT TURBINES À GAZ ET MOTEURS À COMBUSTION EN FONCTION DE LA CHARGE .............................. 92 FIGURE 3-24 : PROJECTION DE COÛT ET PERFORMANCE - CENTRALE AU CHARBON PULVÉRISÉ .................................................. 93 FIGURE 3-25 : PROJECTION DE COÛT ET DE PERFORMANCE - CENTRALE TURBINE À GAZ ........................................................... 94 FIGURE 3-26: PROJECTION DE COÛT ET PERFORMANCE – CENTRALE TURBINE À GAZ CYCLE COMBINÉ ................................... 95 FIGURE 3-27 : COMPARAISON DE DÉMARRAGE EN CHARGE ............................................................................................................... 96 FIGURE 3-28 : IMPRESSION ÉCRAN D’UN CENTRE DE DISPATCH AU COLORADO, É-U MONTRANT UNE CHUTE DE VENT (EN

VERT) COMPENSÉE PAR UNE MONTÉE RAPIDE DE PRODUCTION D’UNE CENTRALE DE MOTEURS À COMBUSTION AU

GAZ NATUREL. EN COMPARAISON, LES TURBINES À GAZ AUGMENTAIENT LEUR PRODUCTION AVEC UNE PENTE PLUS

LENTE. ................................................................................................................................................................................................ 97 FIGURE 3-29 : ÉVOLUTION DE L’ÉNERGIE NON DISTRIBUÉE 2009-2013 ......................................................................................... 102 FIGURE 3-30 : COÛTS D’INVESTISSEMENTS, COÛTS D’O & M ET COÛTS DE PRODUCTION EN $ USD/MWH ....................... 116 FIGURE 3-31 : HYDRAULIQUE-DIFFÉRENCES ENTRE PUISSANCE ET ÉNERGIE ................................................................................... 117 FIGURE 3-32 : COÛT DE PRODUCTION HYDRAULIQUE $ USD/MWH .......................................................................................... 119 FIGURE 3-33: RÉSERVE SYNCHRONE AVEC L’HYDRAULIQUE .............................................................................................................. 123 FIGURE 3-34 : RÉSERVE SYNCHRONE DE SENELEC............................................................................................................................... 124 FIGURE 3-35 : 2021-CHARGE CAPACITÉ SOLAIRE, ÉOLIENNE ET HYDRAULIQUE MOYENNE ........................................................ 126 FIGURE 3-36 : 2021-BESOIN EN RÉSERVE SYNCHRONE ...................................................................................................................... 126 FIGURE 3-37 : 2021-BESOIN EN RÉSERVE SYNCHRONE DES IPP ET DE SENELEC ............................................................................ 127

PLAN DIRECTEUR DE PRODUCTION ET DE TRANSPORT D’ÉLECTRICITÉ DU SÉNÉGAL 2017-2035 II

FIGURE 3-38 : 2021-PUISSANCE CONTRIBUTIVE AU COMBLEMENT DE LA CHARGE (SENELEC + IPP) ........................................ 127 FIGURE 3-39 : 2021-CHARGE RESTANTE PERMETTANT L’ADDITION D’ERI .................................................................................... 127 FIGURE 3-40 : 2021-ANALYSE JOURNALIÈRE DU CREUX DE CHARGE .............................................................................................. 128 FIGURE 3-41 : 2021-ANALYSE JOURNALIÈRE DU CREUX DE CHARGE .............................................................................................. 128 FIGURE 3-42 : 2021-CHARGE À COMBLER ET TAUX DE PÉNÉTRATION ........................................................................................... 129 FIGURE 3-43 : ÉVALUATION DE LA RÉSERVE SENELEC ET IPP ET DES TAUX DE PÉNÉTRATION DE 2018 À 2035 ...................... 130 FIGURE 3-44 : ADDITION DE PUISSANCES (PUISSANCES NETTES DES CENTRALES) ......................................................................... 131 FIGURE 3-45 : PMAX MODÉLISATION 1 ................................................................................................................................................. 131 FIGURE 3-46 : ÉNERGIE (GWH) MODÉLISATION 1 ............................................................................................................................ 132 FIGURE 3-47 : ANALYSE DE LA RÉSERVE - MODÉLISATION 1.............................................................................................................. 133 FIGURE 3-48 : UTILISATION DE L’ÉNERGIE DISPONIBLE - MODÉLISATION 1 .................................................................................... 134 FIGURE 3-49 : ANALYSE DÉTAILLÉE D'UNE JOURNÉE – CREUX DE CHARGE 2020 – MODÉLISATION 1 ...................................... 135 FIGURE 3-50 : ANALYSE DE LA JOURNÉE DÉTAILLÉE - POINTE DE CHARGE 2020 – MODÉLISATION 1 ....................................... 136 FIGURE 3-51 : PUISSANCE JOURNALIÈRE - MODÉLISATION 1 - DEMANDE DE BASE - CREUX 2020 .............................................. 137 FIGURE 3-52 : PUISSANCE JOURNALIÈRE - MODÉLISATION 1 - DEMANDE DE BASE - POINTE 2020 ............................................. 138 FIGURE 3-53 : MIX ÉNERGÉTIQUE - MODÉLISATION 1 ....................................................................................................................... 139 FIGURE 3-54 : EFFACEMENT- MINIMUM TECHNIQUE AVEC RÉSERVE - MODÉLISATION 1 .............................................................. 140 FIGURE 3-55 : EFFACEMENT CHARBON VAPEUR- MODÉLISATION 1 ................................................................................................ 140 FIGURE 3-56 : ÉVALUATION DE LA RÉSERVE SENELEC ET IPP ET DES TAUX DE PÉNÉTRATION DE 2018 À 2035 ...................... 142 FIGURE 3-57 : ADDITION DE PUISSANCES (PUISSANCES NETTES DES CENTRALES) ......................................................................... 142 FIGURE 3-58 : MISE EN SERVICE KALETA – SAMBANGALOU ............................................................................................................ 143 FIGURE 3-59 : PMAX MODÉLISATION 2 ................................................................................................................................................ 143 FIGURE 3-60 : ÉNERGIE (GWH) MODÉLISATION 2 ............................................................................................................................ 144 FIGURE 3-61 : ANALYSE DE LA RÉSERVE - MODÉLISATION 2.............................................................................................................. 145 FIGURE 3-62 : UTILISATION DE L’ÉNERGIE DISPONIBLE - MODÉLISATION 2 .................................................................................... 146 FIGURE 3-63 : ANALYSE DÉTAILLÉE D'UNE JOURNÉE – CREUX DE CHARGE 2020 – MODÉLISATION 2 ...................................... 147 FIGURE 3-64 : ANALYSE DE LA JOURNÉE DÉTAILLÉE - POINTE DE CHARGE 2020 – MODÉLISATION 2 ........................................ 148 FIGURE 3-65 : PUISSANCE JOURNALIÈRE - MODÉLISATION 2 - DEMANDE DE BASE - CREUX 2020 .............................................. 149 FIGURE 3-66 : PUISSANCE JOURNALIÈRE - MODÉLISATION 2 - DEMANDE DE BASE - POINTE 2020 ............................................. 149 FIGURE 3-67 : MIX ÉNERGÉTIQUE - MODÉLISATION 2 ....................................................................................................................... 150 FIGURE 3-68 : EFFACEMENT - MINIMUM TECHNIQUE AVEC RÉSERVE - MODÉLISATION 2 ............................................................. 151 FIGURE 3-69 : EFFACEMENT- CHARBON VAPEUR - MODÉLISATION 2 ............................................................................................. 151 FIGURE 3-70 : ÉVALUATION DE LA RÉSERVE SENELEC ET IPP ET DES TAUX DE PÉNÉTRATION DE 2018 À 2035 ...................... 153 FIGURE 3-71 : ADDITION DE PUISSANCES (PUISSANCES NETTES DES CENTRALES) ......................................................................... 154 FIGURE 3-72 : DÉCLASSEMENTS MODÉLISATION 3 ............................................................................................................................. 155 FIGURE 3-73 : MES KALETA – SAMBANGALOU .................................................................................................................................. 155 FIGURE 3-74 : PMAX MODÉLISATION 3 ................................................................................................................................................ 156 FIGURE 3-75 : ÉNERGIE (GWH) MODÉLISATION 3 ............................................................................................................................ 156 FIGURE 3-76 : ANALYSE DE LA RÉSERVE - MODÉLISATION 3 .............................................................................................................. 157 FIGURE 3-77 : UTILISATION DE L’ÉNERGIE DISPONIBLE - MODÉLISATION 3..................................................................................... 158 FIGURE 3-78 : ANALYSE DÉTAILLÉE D'UNE JOURNÉE – CREUX DE CHARGE 2020 – MODÉLISATION 3 ...................................... 159 FIGURE 3-79 : ANALYSE DE LA JOURNÉE DÉTAILLÉE - POINTE DE CHARGE 2020 – MODÉLISATION 2 ....................................... 160 FIGURE 3-80 : PUISSANCE JOURNALIÈRE - MODÉLISATION 3 - DEMANDE DE BASE - CREUX 2020 ............................................. 161 FIGURE 3-81 : PUISSANCE JOURNALIÈRE - MODÉLISATION 3 - DEMANDE DE BASE - POINTE 2020............................................. 161 FIGURE 3-82 : MIX ÉNERGÉTIQUE - MODÉLISATION 3 ....................................................................................................................... 162 FIGURE 3-83 : EFFACEMENT - MINIMUM TECHNIQUE AVEC RÉSERVE - MODÉLISATION 3 ............................................................. 163 FIGURE 3-84 : EFFACEMENT- CHARBON VAPEUR - MODÉLISATION 3 ............................................................................................ 163 FIGURE 3-85 : RÉSUMÉ DES ADDITIONS DE PUISSANCE DES MODÉLISATIONS (PUISSANCES NETTES) .......................................... 166 FIGURE 3-86 : PROJECTION DU MIX ÉNERGÉTIQUE EN PUISSANCE INSTALLÉE – MODÉLISATION 3 ............................................ 167 FIGURE 3-87 : PROJECTION DU POURCENTAGE DE PUISSANCE DES ÉNERGIES RENOUVELABLES INTERMITTENTES –

MODÉLISATION 3 .......................................................................................................................................................................... 167 FIGURE 3-88 : PROJECTION DE LA PUISSANCE LOCALE INSTALLÉE – MODÉLISATION 3 ................................................................ 167 FIGURE 3-89 : ÉVOLUTION DES COÛTS VARIABLES (MOYENNES PONDÉRÉES) POUR LES TROIS MODÉLISATIONS ..................... 168 FIGURE 3-90 : CONSOMMATION SPÉCIFIQUE PAR COMBUSTIBLE PAR TYPE DE PRODUCTION .................................................... 174 FIGURE 4-1 : RÉSEAU ACTUEL DE SENELEC ........................................................................................................................................... 176 FIGURE 4-2 : CARTE GÉOGRAPHIQUE DU RÉSEAU DE TRANSPORT DE SENELEC ............................................................................. 177 FIGURE 4-3 : SOUS-TENSION DURANT LAQUELLE LES ÉOLIENNES DOIVENT DEMEURER EN SERVICE (LOW VOLTAGE RIDE

THROUGH)..................................................................................................................................................................................... 231 FIGURE 4-4 : IMPACT DE L’ÉNERGIE RENOUVELABLE SUR LE COMPORTEMENT EN FRÉQUENCE (HZ) ......................................... 237 FIGURE 4-5 : IMPACT DES RÉSEAUX VOISINS SUR LE COMPORTEMENT EN FRÉQUENCE (HZ) ....................................................... 238

III PLAN DIRECTEUR DE PRODUCTION ET DE TRANSPORT D’ÉLECTRICITÉ DU SÉNÉGAL 2017-2035

FIGURE 4-6 : RÉSEAU ÉQUIVALENT DU PARC ÉOLIEN DE TAÏBA ........................................................................................................ 240 FIGURE 4-7 : REPRÉSENTATION RÉSEAU DU PARC SOLAIRE DE KAHONE ........................................................................................ 241 FIGURE 4-8 : IMPACT DES RÉSEAUX ÉQUIVALENTS SUR LE COMPORTEMENT DU RÉSEAU DE SENELEC ........................................ 244 FIGURE 4-9 : TEMPS D’ÉLIMINATION MAXIMUM DU DÉFAUT TRIPHASÉ À LA CENTRALE CAP DES BICHES .................................. 246 FIGURE 4-10 : IMPORTATION MAXIMUM DE L’OMVS ........................................................................................................................ 249 FIGURE 4-11 : COMPORTEMENT DE LA FRÉQUENCE SUR DIFFÉRENTES PERTES DE PRODUCTION (HZ) ..................................... 253 FIGURE 4-12 : COMPORTEMENT DE LA CENTRALE DE MANANTALI SUR DIFFÉRENTES PERTES DE PRODUCTION (MW) ........ 254 FIGURE 4-13 : COMPORTEMENT DE LA FRÉQUENCE SUR LA PERTE DU PARC ÉOLIEN (HZ) ......................................................... 255 FIGURE 4-14 : COMPORTEMENT EN TENSION PAR RAPPORT À L’ENVELOPPE DU LVRT (PU) ET RÉTABLISSEMENT DE LA

TENSION SUITE À UN DÉFAUT TRIPHASÉ DE 6 CYCLES (INTERVALLES 0 À 30,5 S)................................................................ 259 FIGURE 4-15 : COMPORTEMENT EN TENSION PAR RAPPORT À L’ENVELOPPE DU LVRT (ZÉRO À DEUX SECONDES) (PU) ET

RÉTABLISSEMENT DE LA TENSION SUITE À UN DÉFAUT TRIPHASÉ DE 6 CYCLES (INTERVALLES 0 À 2,1 S) ........................ 259 FIGURE 4-16 : COMPORTEMENT EN TENSION SUITE À LA PERTE DE LA LIGNE TAMBACOUNDA VERS SAMBANGALOU AVEC ET

SANS REJET DE GROUPE (PU) ....................................................................................................................................................... 264 FIGURE 4-17 : COMPORTEMENT ANGULAIRE SUITE À LA PERTE DE LA LIGNE TAMBACOUNDA VERS SAMBANGALOU (DEG) 265 FIGURE 4-18 : COMPORTEMENT ANGULAIRE À LA SUITE DE LA PERTE DE LA LIGNE TAMBACOUNDA VERS SAMBANGALOU

AVEC ET SANS REJET DE GROUPE (DEG) ..................................................................................................................................... 266 FIGURE 4-19 : COMPORTEMENT EN TENSION À LA SUITE DE LA PERTE DE LA LIGNE TAMBACOUNDA VERS SAMBANGALOU

AVEC ET SANS BAISSE DE TRANSIT (PU) ..................................................................................................................................... 267 FIGURE 4-20 : COMPORTEMENT EN FRÉQUENCE SUR LA PERTE DE LA CENTRALE SENDOU (HZ) .............................................. 270 FIGURE 4-21 : COMPORTEMENT EN FRÉQUENCE SUR LA PERTE DU PARC ÉOLIEN DE TAÏBA (HZ) ............................................. 271 FIGURE 4-22 : COMPORTEMENT EN FRÉQUENCE AVEC DIFFÉRENTES RÉSERVES POUR LA PERTE DE 48 MW (HZ) .................. 272 FIGURE 4-23 : COMPORTEMENT EN FRÉQUENCE POUR DIFFÉRENTES PERTES DE PRODUCTION ET SANS RÉSERVE TOURNANTE

(HZ) ................................................................................................................................................................................................ 273 FIGURE 4-24 : COMPORTEMENT EN FRÉQUENCE POUR DIFFÉRENTES PERTES DE PARC ET SANS THERMIQUE (HZ) ................. 275 FIGURE 4-25 : COMPORTEMENT EN FRÉQUENCE POUR UNE PERTE DE 60 MW SANS THERMIQUE, MAIS AVEC IMPORTATION

(HZ) ................................................................................................................................................................................................ 276 FIGURE 4-26 : COMPORTEMENT EN FRÉQUENCE POUR LA PERTE DU PARC ÉOLIEN SANS THERMIQUE, MAIS AVEC

IMPORTATION OMVS (HZ) ........................................................................................................................................................ 277 FIGURE 4-27 : COMPORTEMENT EN FRÉQUENCE POUR LA PERTE DU PARC ÉOLIEN SANS THERMIQUE, MAIS AVEC

IMPORTATION OMVS ET OMVG (HZ) .................................................................................................................................... 278 FIGURE 4-28 : COMPORTEMENT EN TENSION SUR LA PERTE DE TAMBACOUNDA VERS SAMBANGALOU ................................. 283 FIGURE 4-29 : COMPORTEMENT EN FRÉQUENCE SUR LA PERTE DE LA CENTRALE DE SENDOU (HZ) ........................................ 286 FIGURE 4-30 : COMPORTEMENT EN FRÉQUENCE SUR LA PERTE DU PARC ÉOLIEN DE TAÏBA (HZ) ............................................. 287 FIGURE 4-31 : COMPORTEMENT EN FRÉQUENCE SUR LA PERTE DU PARC ÉOLIEN DE TAÏBA AVEC ET SANS LA CENTRALE

SENDOU (HZ) ................................................................................................................................................................................ 288 FIGURE 5-1 : COMPARAISON DES 3 SCÉNARIOS .................................................................................................................................. 295 FIGURE 5-2 : COÛT AU KWH POUR CHAQUE SCÉNARIO 2017-2030 (TABLEAU EN ANNEXE F.3) .......................................... 298 FIGURE 5-3 : COÛT AU KWH POUR CHAQUE SCÉNARIO 2017-2035 (TABLEAU EN ANNEXE F.3) .......................................... 300 FIGURE 5-4 : COÛTS D’INSTALLATION DES OPTIONS DE SYSTÈME À BATTERIE COUPLÉE AVEC PARC SOLAIRE (VOIR RÉFÉRENCE

SECTION 3.2.7) .............................................................................................................................................................................. 313 FIGURE 7-1 : PROCESSUS DE GESTION DE PROJET ................................................................................................................................ 338

PLAN DIRECTEUR DE PRODUCTION ET DE TRANSPORT D’ÉLECTRICITÉ DU SÉNÉGAL 2017-2035 IV

LISTE DES TABLEAUX TABLEAU 0-1 : OPTIONS D’INVESTISSEMENT POUR LE RÉSEAU DE TRANSPORT (M FCFA) ............................................................ 12 TABLEAU 2-1 : ÉVOLUTION DE LA PRODUCTION BRUTE ENTRE 2010 ET 2016 (GWH) .............................................................. 23 TABLEAU 2-2 : ÉLÉMENTS EXPLICATIFS DE LA DEMANDE POUR CHAQUE SCÉNARIO ....................................................................... 31 TABLEAU 2-3 : SCÉNARIO DE BASE – BESOINS ÉNERGÉTIQUES ............................................................................................................ 33 TABLEAU 2-4 : SCÉNARIO DE BASE - BESOINS ÉNERGÉTIQUES PAR TYPE D’ABONNEMENT SANS GRANDS CONSOMMATEURS 33 TABLEAU 2-5 : SCÉNARIO DE BASE - BESOINS ÉNERGÉTIQUES DES GRANDS CONSOMMATEURS .................................................. 34 TABLEAU 2-6 : SCÉNARIO DE BASE – CLIENTÈLE PAR TYPE D’ABONNEMENT ................................................................................... 35 TABLEAU 2-7 : SCÉNARIO FORT - BESOINS ÉNERGÉTIQUES ................................................................................................................. 35 TABLEAU 2-8 : SCÉNARIO FORT – BESOINS ÉNERGÉTIQUES PAR TYPE D’ABONNEMENT SANS GRANDS CONSOMMATEURS .... 36 TABLEAU 2-9 : SCÉNARIO FORT - BESOINS ÉNERGÉTIQUES DES GRANDS CONSOMMATEURS ....................................................... 37 TABLEAU 2-10 : SCÉNARIO FORT – CLIENTÈLE PAR TYPE D’ABONNEMENT ..................................................................................... 38 TABLEAU 2-11 : SCÉNARIO FAIBLE - BESOINS ÉNERGÉTIQUES BT ET MT ......................................................................................... 38 TABLEAU 2-12 : SCÉNARIO FAIBLE - BESOINS ÉNERGÉTIQUES PAR TYPE D’ABONNEMENT SANS GRANDS CONSOMMATEURS. 39 TABLEAU 2-13 : SCÉNARIO FAIBLE - BESOINS ÉNERGÉTIQUES DES GRANDS CONSOMMATEURS ................................................... 40 TABLEAU 2-14 : SCÉNARIO FAIBLE – CLIENTÈLE PAR TYPE D’ABONNEMENT .................................................................................... 41 TABLEAU 2-15 : PRÉVISION DE LA POINTE PAR POSTE SOURCE EN MW ........................................................................................... 43 TABLEAU 3-1 : TAUX DE PANNES MOYEN .............................................................................................................................................. 48 TABLEAU 3-2 : RÉFÉRENCIEL DES TAUX DE PANNES .............................................................................................................................. 49 TABLEAU 3-3 : PROJETS SOLAIRES EXISTANTS ET FUTURS ..................................................................................................................... 50 TABLEAU 3-4 : ÉNERGIE MENSUELLE PRODUITE ET GHI POUR UNE CENTRALE DE 20 MW .......................................................... 52 TABLEAU 3-5 : PROFILS JOURNALIERS ...................................................................................................................................................... 52 TABLEAU 3-6 : PROFIL HORAIRE SOLAIRE POUR CHAQUE MOIS DE L’ANNÉE (KW) ........................................................................ 53 TABLEAU 3-7 : PUISSANCE ET ÉNERGIE JOURNALIÈRE ........................................................................................................................... 53 TABLEAU 3-8 : PUISSANCE ET ÉNERGIE JOURNALIÈRE ........................................................................................................................... 53 TABLEAU 3-9 : PUISSANCE, ÉNERGIE ANNUELLE ET FACTEUR D’UTILISATION DU PARC TYPIQUE DE 20 MW ............................ 54 TABLEAU 3-10 : PROJETS ÉOLIENS ............................................................................................................................................................ 54 TABLEAU 3-11 : COURBE DE PUISSANCE DE L’ÉOLIENNE VESTAS V126 3,45 MW ...................................................................... 55 TABLEAU 3-12 : PROFIL HORAIRE EN PUISSANCE D’UNE ÉOLIENNE V126 3,45 MW PAR MOIS .................................................... 60 TABLEAU 3-13 : PRODUCTIBLE D’UNE ÉOLIENNE ................................................................................................................................. 61 TABLEAU 3-14 : PRODUCTIBLE D’UNE ÉOLIENNE ................................................................................................................................. 61 TABLEAU 3-15 : PRODUCTIBLE DES PROJETS ÉOLIENS .......................................................................................................................... 61 TABLEAU 3-16 : ANNÉE DE MISE EN RÉSERVE FROIDE DES UNITÉS DE PRODUCTION ..................................................................... 100 TABLEAU 3-17 : ÉVOLUTION DU RENDEMENT GLOBAL PAR RÉSEAU ............................................................................................... 101 TABLEAU 3-18 : RÉSULTAT 2015 DE LA PRODUCTION ET DE L’ÉNERGIE DISTRIBUÉE .................................................................... 103 TABLEAU 3-19 : ÉNERGIES NON DISTRIBUÉES 2014-2015 ................................................................................................................. 104 TABLEAU 3-20 : ÉVOLUTION DU FACTEUR DE CHARGE 2009-2015 ............................................................................................... 104 TABLEAU 3-21 : COÛTS VARIABLES O & M.......................................................................................................................................... 106 TABLEAU 3-22 : COÛTS VARIABLES O & M .......................................................................................................................................... 106 TABLEAU 3-23 : COÛTS VARIABLES POUR LES CENTRALES HYDRAULIQUES .................................................................................... 107 TABLEAU 3-24 : PRIX DU COMBUSTIBLE ............................................................................................................................................... 107 TABLEAU 3-25 : OFFRE IPP EXISTANTE ................................................................................................................................................. 111 TABLEAU 3-26 : OFFRE HYDRAULIQUE EXISTANTE ............................................................................................................................. 112 TABLEAU 3-27 : OFFRE DU PARC DE PRODUCTION SENELEC EXISTANT ........................................................................................ 113 TABLEAU 3-28 : OFFRE IPP FUTURE (ÉNERGIE CONVENTIONNELLE) ............................................................................................... 115 TABLEAU 3-29 : OFFRE HYDRAULIQUE FUTURE DE PROJETS DÉCIDÉS ET PLANIFIÉS ....................................................................... 116 TABLEAU 3-30 : OFFRE HYDRAULIQUE FUTURE DE PROJETS CANDIDATS ....................................................................................... 118 TABLEAU 3-31 : OFFRE FUTURE ÉNERGIE ÉOLIENNE ........................................................................................................................... 119 TABLEAU 3-32 : OFFRE FUTURE SOLAIRE .............................................................................................................................................. 120 TABLEAU 4-1 : POSTES EXISTANTS ......................................................................................................................................................... 178 TABLEAU 4-2 : LISTE DES TRANSFORMATEURS DES POSTES DE CHARGE ET CENTRALES ................................................................ 179 TABLEAU 4-3 : LISTE DES LIGNES SUR LE TERRITOIRE DU SÉNÉGAL, INCLUANT CELLES DE L’OMVS À PARTIR DE KAYES ....... 180 TABLEAU 4-4 : LISTE DES MACHINES, INCLUANT CELLES DE MANANTALI ET FELOU ..................................................................... 181 TABLEAU 4-5 : CONFIGURATION DES POSTES DE TRANSFORMATION FOURNIE PAR SENELEC .................................................... 185 TABLEAU 4-6 : CAPACITÉS THERMIQUES DES LIGNES DE TRANSPORT FOURNIES PAR SENELEC ................................................... 186 TABLEAU 4-7 : VALEURS EN PU SELON UNE BASE DE 100 MVA ...................................................................................................... 189 TABLEAU 4-8 : RACCORDEMENT DES CLIENTS HT ............................................................................................................................. 190

V PLAN DIRECTEUR DE PRODUCTION ET DE TRANSPORT D’ÉLECTRICITÉ DU SÉNÉGAL 2017-2035

TABLEAU 4-9 : RACCORDEMENT DES NOUVELLES MINES................................................................................................................... 190 TABLEAU 4-10 : CHARGE DU MODÈLE 2016 ....................................................................................................................................... 194 TABLEAU 4-11 : BILAN DE LA PRODUCTION, DE LA CHARGE ET DES PERTES – RÉSEAU DE BASE 2016 POINTE ........................ 195 TABLEAU 4-12 : IMPORTATIONS – RÉSEAU DE BASE 2016 POINTE .................................................................................................. 195 TABLEAU 4-13 : BILAN DES SURCHARGES - RÉSEAU 2016 POINTE ................................................................................................... 195 TABLEAU 4-14 : CHARGE DU MODÈLE 2019........................................................................................................................................ 196 TABLEAU 4-15 : LES PROJETS DE POSTES DÉCIDÉS 2019 ..................................................................................................................... 197 TABLEAU 4-16 : LES PROJETS DE LIGNES DÉCIDÉS 2019 ..................................................................................................................... 197 TABLEAU 4-17 : LES CENTRALES SOLAIRES ET ÉOLIENNES 2019 ....................................................................................................... 198 TABLEAU 4-18 : NOUVELLES LIGNES 2019 – SOMELEC ...................................................................................................................... 198 TABLEAU 4-19 : BILAN DE LA PRODUCTION, DE LA CHARGE ET DES PERTES – RÉSEAU DE BASE 2019 POINTE ........................ 199 TABLEAU 4-20 : IMPORTATIONS – RÉSEAU DE BASE 2019 POINTE .................................................................................................. 200 TABLEAU 4-21 : SURCHARGES - RÉSEAU 2019 POINTE ...................................................................................................................... 200 TABLEAU 4-22 : AJOUT D’INDUCTANCES SHUNT - RÉSEAU 2019 POINTE .................................................................................... 200 TABLEAU 4-23 : AJOUTS DE CONDENSATEURS SHUNT - RÉSEAU 2019 POINTE ........................................................................... 200 TABLEAU 4-24: CHARGE DU MODÈLE 2022......................................................................................................................................... 202 TABLEAU 4-25 : PROJETS DE POSTES DÉCIDÉS 2022 ........................................................................................................................... 203 TABLEAU 4-26 : PROJETS DE LIGNES DÉCIDÉES 2022 .......................................................................................................................... 203 TABLEAU 4-27 : NOUVELLES LIGNES 2022 – OMVS .......................................................................................................................... 204 TABLEAU 4-28 : NOUVELLES LIGNES 2022 - OMVG ......................................................................................................................... 205 TABLEAU 4-29 : BILAN DE LA PRODUCTION, DE LA CHARGE ET DES PERTES – RÉSEAU DE BASE 2022 POINTE ........................ 206 TABLEAU 4-30 : IMPORTATIONS – RÉSEAU DE BASE 2022 POINTE .................................................................................................. 206 TABLEAU 4-31 : SURCHARGES - RÉSEAU 2022 POINTE ...................................................................................................................... 206 TABLEAU 4-32 : AJOUT D’INDUCTANCES SHUNT - RÉSEAU 2022 POINTE ..................................................................................... 207 TABLEAU 4-33 : AJOUT D’INDUCTANCES SHUNT - RÉSEAU 2022 POINTE ..................................................................................... 207 TABLEAU 4-34 : CHARGE DU MODÈLE 2028 ....................................................................................................................................... 209 TABLEAU 4-35 : NOUVELLES LIGNES 2028 – OMVS .......................................................................................................................... 210 TABLEAU 4-36 : NOUVELLES LIGNES 2028 - GUINÉE ......................................................................................................................... 210 TABLEAU 4-37 : BILAN DE LA PRODUCTION, DE LA CHARGE ET DES PERTES – RÉSEAU DE BASE 2028 POINTE ........................ 213 TABLEAU 4-38 : IMPORTATIONS – RÉSEAU DE BASE 2028 POINTE .................................................................................................. 214 TABLEAU 4-39 : SURCHARGES - RÉSEAU 2024 POINTE ...................................................................................................................... 214 TABLEAU 4-40 : SURCHARGES - RÉSEAU 2026 POINTE ...................................................................................................................... 214 TABLEAU 4-41 : SURCHARGES - RÉSEAU 2027 POINTE ...................................................................................................................... 214 TABLEAU 4-42 : SURCHARGES - RÉSEAU 2028 POINTE ...................................................................................................................... 214 TABLEAU 4-43 : AJOUT CONDENSATEURS SHUNT - RÉSEAU 2028 POINTE ................................................................................... 215 TABLEAU 4-44 : AJOUT CONDENSATEURS SHUNT - RÉSEAU 2028 ................................................................................................. 217 TABLEAU 4-45 : VALEURS TYPIQUES DU POUVOIR DE COUPURE ...................................................................................................... 217 TABLEAU 4-46 : COURANTS DE COURT-CIRCUIT TRIPHASÉS POUR LE RÉSEAU 90 KV À L’HORIZON 2028 .............................. 218 TABLEAU 4-47 : NIVEAU DES COURANTS DE COURT-CIRCUIT SUR LE RÉSEAU 225 KV - HORIZON 2028 ............................... 219 TABLEAU 4-48 : NIVEAU DES COURANTS DE COURT-CIRCUIT SUR LE RÉSEAU 90 KV DANS LA RÉGION DE DAKAR À

L’HORIZON 2022 .......................................................................................................................................................................... 220 TABLEAU 4-49 : NIVEAU DES COURANTS DE COURT-CIRCUIT DANS LA RÉGION DE DAKAR À L’HORIZON 2019 ................. 221 TABLEAU 4-50 : LISTE DES NOUVEAUX TRANSFORMATEURS RECOMMANDÉS ................................................................................ 227 TABLEAU 4-51 : LISTE DES NOUVELLES LIGNES RECOMMANDÉES ...................................................................................................... 228 TABLEAU 4-52 : PUISSANCES INSTALLÉES ET INJECTÉES DES PARCS ÉOLIENS ET DES PARCS SOLAIRES ......................................... 233 TABLEAU 4-53: RÉSERVES TOURNANTES PROVENANT DES RÉSEAUX VOISINS ................................................................................ 235 TABLEAU 4-54 : CIRCUITS ÉQUIVALENTS POUR LE PARC ÉOLIEN DE TAÏBA .................................................................................... 239 TABLEAU 4-55 : DONNÉES DU TRANSFORMATEUR ÉQUIVALENT DU PARC ÉOLIEN DE TAÏBA .................................................... 240 TABLEAU 4-56 : PARAMÈTRES DES ÉQUIVALENCES DES RÉSEAUX VOISINS ....................................................................................... 243 TABLEAU 4-57 : TEMPS MAXIMUM D’ÉLIMINATION DE DÉFAUT (CCT) POUR LES CENTRALES DU RÉSEAU DE SENELEC ......... 247 TABLEAU 4-58 : 2019 POINTE DE CHARGE .......................................................................................................................................... 247 TABLEAU 4-59 : PLAN DE PRODUCTION : POINTE DE CHARGE ....................................................................................................... 247 TABLEAU 4-60 : HORIZON 2019 : SITUATION HORS POINTE DE CHARGE, ERI ET SANS LE CHARBON..................................... 250 TABLEAU 4-61 : PLAN DE PRODUCTION: HORS POINTE DE CHARGE, ÉNERGIE RENOUVELABLE ET SANS LE CHARBON ......... 250 TABLEAU 4-62 : 2019 HORS POINTE DE CHARGE, ÉNERGIE RENOUVELABLE, SANS CHARBON, 10 MW IMPORT, 10 MW

RÉSERVE SYNCHRONE ................................................................................................................................................................... 251 TABLEAU 4-63 : PLAN DE PRODUCTION: HORS POINTE DE CHARGE, ÉNERGIE RENOUVELABLE, SANS CHARBON, 10 MW

IMPORT, 10 MW RÉSERVE SYNCHRONE .................................................................................................................................... 252 TABLEAU 4-64 : 2019 HORS POINTE DE CHARGE, SOLAIRE RÉDUIT DE 53 %, SANS CHARBON, 11 MW IMPORT 21 MW

RÉSERVE SYNCHRONE ................................................................................................................................................................... 255

PLAN DIRECTEUR DE PRODUCTION ET DE TRANSPORT D’ÉLECTRICITÉ DU SÉNÉGAL 2017-2035 VI

TABLEAU 4-65 : 2019 HORS POINTE DE CHARGE, SOLAIRE RÉDUIT DE 62 %, SANS CHARBON, 11 MW IMPORT 30 MW

RÉSERVE SYNCHRONE ................................................................................................................................................................... 256 TABLEAU 4-66 : PLAN DE PRODUCTION: HORS POINTE DE CHARGE, SOLAIRE RÉDUIT DE 62 %, SANS CHARBON, 11 MW

IMPORT 30 MW RÉSERVE SYNCHRONE ..................................................................................................................................... 256 TABLEAU 4-67 : 2019 HORS POINTE DE CHARGE, SOLAIRE RÉDUIT DE 53 %, SANS CHARBON, ZÉRO MÉGAWATT IMPORT, 21

MW RÉSERVE SYNCHRONE......................................................................................................................................................... 257 TABLEAU 4-68 : COMPORTEMENT EN TENSION POUR DIFFÉRENTS ÉVÈNEMENTS AU POSTE TOBENE (PU) ............................. 258 TABLEAU 4-69 : 2022 POINTE DE CHARGE SANS LES MINES AVEC IMPORTATION NORMALE ET MAXIMUM ............................. 260 TABLEAU 4-70 : PLAN DE PRODUCTION: POINTE DE CHARGE SANS MINES IMPORTATION NORMALE ET MAXIMUM .............. 260 TABLEAU 4-71 : 2022 POINTE DE CHARGE AVEC LES MINES ............................................................................................................ 262 TABLEAU 4-72 : PLAN DE PRODUCTION: POINTE DE CHARGE AVEC LES MINES ............................................................................ 262 TABLEAU 4-73 : 2022 HORS POINTE DE CHARGE, AVEC ERI, ZÉRO MÉGAWATT IMPORT........................................................... 268 TABLEAU 4-74 : PLAN DE PRODUCTION : HORS POINTE DE CHARGE, AVEC ERI, ZÉRO MÉGAWATT IMPORT ........................ 268 TABLEAU 4-75 : 2022 HORS POINTE DE CHARGE, AVEC ERI, SANS THERMIQUE SAUF CHARBON AVEC IMPORTATION ......... 274 TABLEAU 4-76 : BILAN 2022 HORS POINTE DE CHARGE, AVEC ERI, SANS THERMIQUE SAUF CHARBON AVEC IMPORTATION

......................................................................................................................................................................................................... 277 TABLEAU 4-77 : BILAN 2022 HORS POINTE DE CHARGE, AVEC ÉNERGIE RENOUVELABLE, SANS THERMIQUE SAUF CHARBON

SANS IMPORTATION ...................................................................................................................................................................... 279 TABLEAU 4-78 : 2028 POINTE DE CHARGE, SANS MINES ET SANS ERI............................................................................................. 279 TABLEAU 4-79 : PLAN DE PRODUCTION : POINTE DE CHARGE, SANS MINES ET SANS ÉNERGIE RENOUVELABLE ...................... 280 TABLEAU 4-80 : 2028 POINTE DE CHARGE, SANS MINES, SANS ÉNERGIE RENOUVELABLE ET IMPORT MAXIMUM ...................... 281 TABLEAU 4-81 : PLAN DE PRODUCTION : POINTE DE CHARGE, SANS MINES, SANS ERI ET IMPORT MAXIMUM ........................ 281 TABLEAU 4-82 : 2028 HORS POINTE DE CHARGE, SANS MINES, SANS THERMIQUE AVEC ÉNERGIE RENOUVELABLE ................ 284 TABLEAU 4-83 : PLAN DE PRODUCTION : HORS POINTE DE CHARGE, SANS MINES, SANS THERMIQUE AVEC ÉNERGIE

RENOUVELABLE .............................................................................................................................................................................. 284 TABLEAU 4-84 : 2019 : RÉSERVES SYNCHRONES REQUISES POUR DIFFÉRENTES PERTES DE PRODUCTION ................................ 290 TABLEAU 4-85 : 2022 : RÉSERVES SYNCHRONES REQUISES POUR DIFFÉRENTES PERTES DE PRODUCTION ................................ 292 TABLEAU 5-1 : VALEUR ACTUALISÉE AU KWH POUR CHAQUE SCÉNARIO ..................................................................................... 298 TABLEAU 5-2 : COÛT DE L'EFFACEMENT SOLAIRE ............................................................................................................................... 301 TABLEAU 5-3 : COÛT DE L'EFFACEMENT ÉOLIEN ................................................................................................................................. 302 TABLEAU 5-4 : COÛT DE L'EFFACEMENT DU CHARBON .................................................................................................................... 303 TABLEAU 5-5 : PERTES DE REVENU DÉCOULANT DU DÉLESTAGE EN RAISON DES PANNES SELON SCÉNARIO SENELEC .......... 305 TABLEAU 5-6 : PERTES DE REVENU DÉCOULANT DES FLUCTUATIONS DES ERI SELON LE SCÉNARIO SENELEC ......................... 307 TABLEAU 5-7 PERTES DE REVENU DÉCOULANT DU MANQUE DE FIABILITÉ SUR L’ADHÉSION DES GRANDS CONSOMMATEURS

......................................................................................................................................................................................................... 309 TABLEAU 5-8 : VALEUR ACTUALISÉE AU KWH AVEC COÛTS DE MAINTIEN DE LA RÉSERVE SYNCHRONE (2%) ........................ 311 TABLEAU 6-1 : OPTIONS D’INVESTISSEMENT POUR LE RÉSEAU DE TRANSPORT (M FCFA) .......................................................... 317 TABLEAU 6-2 : OPTION 1 - LIGNES ....................................................................................................................................................... 319 TABLEAU 6-3 : OPTION 1 – POSTES ET TRANSFORMATEURS............................................................................................................ 321 TABLEAU 6-4 : OPTION 2 - LIGNES ....................................................................................................................................................... 323 TABLEAU 6-5 : OPTION 2 – POSTES ET TRANSFORMATEURS ........................................................................................................... 325

VII PLAN DIRECTEUR DE PRODUCTION ET DE TRANSPORT D’ÉLECTRICITÉ DU SÉNÉGAL 2017-2035

ABRÉVIATIONS N) : Réseau Normal AFRIG : African Investment - Group AIBD : Aéroport Blaise Diagne ANSD : Agence Nationale de la Statistique et de la Démographie APROSI : Agence d’Aménagement et de Promotion des Sites Industriels BOS : Bureau Opérationnel de Suivi BT : Basse Tension BTP : Bâtiment et travaux publics CCGT : Combined Cycle Gas Turbine CCT : Critical Fault Clearing Time CIMAF : Ciments de l’Afrique CLSG : Cote d’Ivoire Liberia Sierra Leone-Guinée CS : Condensateurs Séries CSP : Concentrated Solar Power DGP : domestique grande puissance DMP : domestique moyenne puissance DPP : domestique petite DRCE : Délégation Régionale Centre-Est DRCO : Délégation Régionale Centre-Ouest DRN : Délégation Régionale Nord DRS : Délégation Régionale Sud EDG : Électricité de Guinée EDM : Énergie du Mali END : Énergie non distribué EP : Eclairage public ER : Énergie Renouvelable ERI : Énergies renouvelables intermittentes FP : Facteur De Puissance GHI : Irradiation Globale Horizontale (Global Horizontal Irradiation) GNLOC : Gaz naturel local GWh : Gigawatt heure HFO : Heavy fuel oil HT : Haute Tension HTA : Haute Tension A HTB : Haute Tension B HZ : Hertz ICS : Industries Chimiques du Sénégal IPP : Independent Power Producer IREQ: Institut de recherche en électricité du Québec IVGTF : Integration of Variable Generation Task Force KWh : Kilowatt heure LFO: Low frequency oscillator LOLE : Loss of load expectation LOLP : Loss of load probability LVRT : Low Voltage Ride Through MBASE : MVA base MEDER : Ministère de l’Énergie et du Développement des Énergies Renouvelables MES : Mise en service

PLAN DIRECTEUR DE PRODUCTION ET DE TRANSPORT D’ÉLECTRICITÉ DU SÉNÉGAL 2017-2035 VIII

MMBtu : Million British Thermal Units MT : Moyenne Tension MVA : Voltampère MVAR : Voltampère Réactif MW : Mégawatt MWh : Mégawatt heure NERC : North American Electric Reliability Corporation O & M : Opération et maintenance OMVG : Organisation De Mise En Valeur Du Fleuve Gambie OMVS : Organisation Pour La Mise En Valeur Du Fleuve Sénégal PGP : professionnel grande puissance PIB : produit intérieur brut PMAX : Puissance Maximale PMP : professionnel moyenne puissance PPP : professionnel petite puissance PSE : Plan Sénégal Émergent PSS/E : Power System Simulator For Engineering PV : Photovoltaïques PVDE : Prévision de la demande d’électricité dans les pays en voie de développement QMAX : Puissance réactive maximale QMIN : Puissance réactive minimale RI : réseau interconnecté RIMA : Réseau Interconnecté de Manantali SAED : Société Nationale d'Aménagement et d'Exploitation des Terres du Delta SDE : Sénégalaise Des Eaux SOMETA : Société métallurgique d'Afrique TCU : Tarif Courte Utilisation TER : Train Express Régional TG : Tarif Général TLU : Tarif Longue Utilisation ToP : Take or Pay (prendre ou payer) TVGN : Turbines Vapeur GN

1 PLAN DIRECTEUR DE PRODUCTION ET DE TRANSPORT D’ÉLECTRICITÉ DU SÉNÉGAL 2017-2035

SOMMAIRE EXÉCUTIF

INTRODUCTION

Depuis août 2016, PATRP exécute pour Power Africa un mandat spécifique et travaille en collaboration avec Senelec, le Ministère de l’Énergie et du Développement des Énergies Renouvelables (MEDER) et une vaste majorité des intervenants du secteur de l’énergie du Sénégal, à élaborer le plan directeur de production et de transport 2017-2035 du Sénégal. Cette étude comporte trois phases :

Le rapport sur l’équilibre de l’offre et de la demande - Décembre 2016. L’étude du réseau de transport - Avril 2017. Le plan d’investissements 2017-2035 et les analyses financières qui le supportent - Juillet

2017. Le présent document est le rapport final. Il présente l’ensemble des recommandations en production et en transport d’énergie qui pourront être mises en œuvre par le gouvernement du Sénégal dans les prochaines années. Ce rapport vient compléter le plan directeur de production de Senelec déjà accepté par le conseil des ministres. Il est important de comprendre que la contribution de PATRP a été non seulement de porter un regard critique sur le plan de production de Senelec et de proposer des pistes d’améliorations, mais surtout de réaliser une analyse réseau qui devrait permettre à Senelec de déployer ce plan directeur qui est basé sur les orientations stratégiques du gouvernement à l’intérieur d’un cadre plus fiable et stable. Cinq enjeux énergétiques prédominants ont été considérés dans l’élaboration du rapport :

La volonté de développer une autonomie énergétique à partir des ressources naturelles du pays :

Implantation d’environ 400 MW d'énergie renouvelable intermittente d’ici 2020.

La mise en place de centrales au gaz naturel local.

Améliorer la fiabilité et la stabilité du réseau. Diminuer le coût moyen de l’électricité. Mettre en place la production nécessaire visant à permettre d'atteindre la croissance

anticipée de la demande en lien avec les ambitions du Plan Sénégal Émergent. Déployer les infrastructures de réseau afin de faciliter l’électrification.

DEMANDE

La première phase de l’étude a permis à PATRP de déterminer les actions requises afin d’atteindre l’équilibre entre l’offre de production et la demande énergétique à l’horizon 2035. À partir de l’analyse de la croissance de la demande comme présentée ici-bas, nous avons déterminé trois scénarios : la demande faible, la demande de base et la demande forte.

PLAN DIRECTEUR DE PRODUCTION ET DE TRANSPORT D’ÉLECTRICITÉ DU SÉNÉGAL 2017-2035 2

Ces scénarios sont constitués de trois composantes principales :

La croissance résidentielle et celle des petits professionnels (Basse Tension) : elle est composée de facteurs tels que la croissance démographique, le taux d’urbanisation, le taux d’électrification, etc.

La croissance commerciale (Moyenne Tension) : fortement influencé par la croissance du PIB prévue dans le Plan Sénégal Émergent.

La croissance industrielle (Haute Tension) : constituée principalement de l’intégration des mines et autres grands projets aux réseaux interconnectés.

Le graphique suivant nous présente la croissance de la demande à l’horizon 2035 :

Figure 0-1 : Croissance de la demande annuelle 2017-2035 (GWh)

La croissance de la demande est déterminée à l’aide de trois scénarios de croissance :

Scénario de base : 7,6 % de croissance annuelle. Scénario faible : 5,2 % de croissance annuelle. Scénario fort : 8,7 % de croissance annuelle.

Considérant le fait que la croissance moyenne des six dernières années a été de 4,5 %, PATRP considère ces objectifs réalistes, surtout si le potentiel minier se réalise à sa pleine capacité. Trois éléments géographiques ont été constatés dans le cadre de ce plan :

La consommation dans la région de Dakar est d’environ 60 % celle du Sénégal au total. Cette proportion va diminuer dans le futur avec le déplacement anticipé d’un segment

significatif de l’activité résidentielle et commerciale vers la région de Diamniadio. La consommation des mines dans la région de Kédougou pourrait aussi faire bouger le pôle

de consommation à partir de 2020.


PRODUCTION À partir de ces besoins énergétiques durant la période 2017-2035, PATRP a élaboré et comparé, après plusieurs analyses de sensibilité, trois plans de production à partir du scénario de demande de base.

Le plan Senelec sans déclassement d’actifs de production. Le plan PATRP sans déclassement d’actifs de production. Le plan PATRP avec déclassement d’actifs de production.

PATRP comprend que le premier enjeu du Sénégal est de mettre en place la production nécessaire permettant d’atteindre les besoins de la demande au plus bas coût et de mettre le plus rapidement possible en exploitation le développement du gaz local. L’intégration de la production de type renouvelable intermittente amène toutefois des problématiques de stabilité de réseau et confirme le besoin de mettre en place une stratégie de réserve synchrone automatique, plus adaptée à répondre aux défis d’exploitations d’énergies comme le solaire et l’éolien. C’est sur ces bases que nous recommandons le plan PATRP avec déclassement, et l’ajout de 2 548 MW de puissance. Il est caractérisé par les éléments suivants :

Deux centrales de charbon vapeur, CES Sendou et Africa Energy. Une centrale de 240 MW Dual devant être localisées sur un site optimal en tenant compte de

la configuration idéale pour l’arrimer à la stratégie découlant de l’utilisation du gaz naturel local à l’horizon 2025 (ou de l’utilisation préalable du GNL), ainsi que du réseau à 225 kV.

Les centrales hydrauliques de l’OMVS : Gouina et Koukoutamba et de l’OMVG : Kaleta, Souapiti, Sambangalou, Amaria et Grand Kinkon.

L’addition de 530 MW de centrales à ERI, soit des parcs solaires et éoliens. L’addition de production à partir de gaz local à l’horizon 2025-2035 et la conversion d’unité

HFO Dual.


Le tableau suivant présente le plan PATRP avec déclassement : Figure 0-2 : Plan PATRP avec déclassement


Le graphique suivant présente la composition du mix énergétique visant à faire face aux différentes demandes de pointes annuelles. D’une demande de 596 MW en 2017, le Sénégal devrait connaître une pointe maximale de 2 252 MW en 2035. Figure 0-3 : Puissance pointe 2017-2035


Le graphique suivant montre le mix énergétique requis pour atteindre les besoins de demandes jusqu’en 2035. Figure 0-4 : Mix énergétique 2017-2035

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

20000

Offre en énergie détaillée (GWh)

Thermique DO

Thermique HFO

Thermique GNLIQ

Thermique GNLOC

Thermique charbon

Solaire

Éolien

Importation

Hydraulique

Demande forte

Demande base

Demande faible


Il est important de mentionner que PATRP n’a pas opté pour le plan Senelec dans son intégralité. Ce plan n’a pas été retenu par nos experts en raison de deux différences majeures :

Le plan Senelec et les plans PATRP n’ont pas la même approche en ce qui concerne la réserve synchrone. Ces différences d’approches amènent des divergences dans le cheminement d’implantation des ERI et des moyens de production ayant la capacité de réserve synchrone. Le plan Senelec est plus rapide en ce qui concerne l’implantation des ERI, alors que les plans PATRP limitent l’intégration des ERI en fonction de la disponibilité de la réserve synchrone.

Le plan Senelec considère après 2025 l’ajout de turbines vapeur GN (TVGN), et ce, dans un

contexte de prudence par rapport à la disponibilité du gaz local. Les plans PATRP considèrent le gaz local disponible (ou l’implantation temporaire du GNL avant l’arrivée du gaz local) et proposent l’implantation de CCGT qui a des coûts beaucoup plus bas que les turbines vapeur. Cette approche que Senelec sait être plus coûteuse pourrait éventuellement être modifiée suivant le développement de la filière gaz.

TRANSPORT Pour ce qui est des infrastructures de transport, les principaux projets et orientations sont :

La construction par l’OMVS d’une ligne biterne de 252 km à 225 kV entre Tambacounda et Kayes, créant ainsi une boucle à 225 kV entre Kayes et Tobene.

La construction par l’OMVG de 1 530 km de ligne monoterne à 225 kV, créant ainsi une boucle avec la Guinée entre Linsan et Kaolack. Ce projet va également contribuer à l’évacuation de la production provenant de centrales de La Guinée telles : Kaléta, Souapiti, Amaria, Grand Kinkon et Sambangalou.

À partir de ces lignes, il facilitera également l’intégration des mines de Kédougou par la construction de 100 km de ligne à 90 kV en fonction de la quantité de mines qui s’intègrent.

Le raccordement de Tambacounda à Ziguinchor par la construction de 40 km de ligne à 225 kV passant par Kolda et Tanaf. Cette section de ligne devrait grandement améliorer l’électrification dans les secteurs avoisinants.

La boucle à 225 kV de 200 km de long entre Kaolack et Malicounda fiabilisant du même coup cette région du Centre Ouest, en plus de développer l’électrification rurale.

L’ensemble de ces projets devra être suivi de près pour que le Sénégal atteigne ses objectifs reliés à l’électrification, l’intégration des mines et la réduction du coût de l’électricité.


La carte suivante présente le réseau interconnecté à l’horizon 2035. Figure 0-5 : Carte du réseau de transport Haute Tension du Sénégal.


Un autre projet stratégique pour Senelec est la construction d’une boucle à 225 kV près de Dakar. Celle-ci a deux objectifs :

Désengorger le réseau de Dakar et faciliter sa croissance en fonction de l’augmentation de la demande.

Permettre la pénétration, dans la région de Dakar, d’une deuxième source de production, idéalement à partir d’infrastructures reliées au gaz naturel.

Dans le cadre de notre analyse, une étude de faisabilité a été proposée afin de mieux préciser une boucle optimale à 225 kV. La carte ci-jointe présente les deux options qui seront évaluées dans le cadre de cette étude :

Option 1 : Renforcement à partir du réseau existant. Option 2 : Boucle 225 kV à partir d’une nouvelle source de production.


Figure 0-6 : Carte de la boucle 225 kV de Dakar : les deux options sont présentées.


PLAN D’INVESTISSEMENTS Le plan d’investissements constitue une évaluation des sommes qui devront être engagées par Senelec au cours de la période 2017-2035 afin de satisfaire les besoins de la population du Sénégal, et ce, en vertu des hypothèses posées par les différents scénarios proposés dans le volet précédent de l’étude. Compte tenu de la décision récente du gouvernement du Sénégal de judicieusement confier au secteur privé le développement futur du parc de production ainsi que les investissements y afférents, le plan d’investissements se concentrera donc sur le volet transport. Toutefois, afin de bien comprendre l’impact de la construction de plusieurs nouvelles centrales à l’horizon 2035, nous en ferons par la suite l’analyse financière. PLAN D’INVESTISSEMENTS EN TRANSPORT

Le plan d’investissements en transport propose deux scénarios en ce qui concerne la future boucle à 225 kV de Dakar.

Scénario 1 - Renforcement à partir de la boucle existante : comme défini dans le chapitre 4, c’est un réseau à 225 kV qui fait une boucle entre Kounoune-Cap des Biches-Mbao-Hann-Patte d’oie et qui revient à Kounoune.

Scénario 2 - Développement d’une boucle à partir d’un deuxième corridor : ce scénario est développé afin de permettre à une autre source de production, en l’occurrence la centrale de production au gaz naturel de Kayar, de s’intégrer par un autre corridor à 225 kV dans le réseau à 90 kV de Dakar. Cette boucle se déploierait entre Kounoune-Patte d’oie-Guédiawaye-Kayar et reviendrait à Kounoune.

Même si, dans le cadre de notre étude, nous avons privilégié le site de Kayar, le choix d’un autre site de production amènerait la création d’une boucle à partir d’un autre corridor. On constate qu’à ce stade-ci, étant donné que les investissements sont évalués à partir de coûts paramétriques, l’écart de coût n’est pas significatif entre les deux scénarios. Une étude de faisabilité viendrait préciser ces évaluations qui risquent d’être fort différentes, principalement en fonction des études environnementales et de l’acceptabilité du milieu.


Les investissements requis pour les deux scénarios sont présentés dans le tableau suivant : Tableau 0-1 : Options d’investissements pour le réseau de transport (M F CFA)

OPTIONS D'INVESTISSEMENTS POUR LE RÉSEAU DE TRANSPORT (M F CFA)

Valeur

actualisée 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035

Option 1

Investissements 330 134 19 080 45 716 121 789 167 459 21 107 21 861 - 689 - 2 438 26 550 3 581 - - - - - - -

O & M 46 124 302 1 108 2 900 5 183 5 498 5 856 5 973 6 106 6 229 6 402 6 869 7 048 7 189 7 332 7 479 7 629 7 781 7 937 8 096

Total 376 257 19 382 46 825 124 689 172 642 26 605 27 717 5 973 6 796 6 229 8 840 33 418 10 629 7 189 7 332 7 479 7 629 7 781 7 937 8 096

Option 2


O & M 46 432 302 1 108 2 931 5 199 5 515 5 830 5 947 6 080 6 201 6 566 6 959 7 140 7 283 7 429 7 577 7 729 7 883 8 041 8 202

Total 379 436 19 382 46 825 127 842 171 130 26 622 23 385 5 947 6 769 6 201 28 221 22 904 10 721 7 283 7 429 7 577 7 729 7 883 8 041 8 202


ANALYSE FINANCIÈRE L’analyse financière nous démontre que le défi sera important afin de permettre de baisser les coûts de production au Sénégal. Toutefois, le scénario PATRP avec déclassement nous démontre que le coût du kWh brut, qui se situerait à 77,9 FCFA en 2017, pourrait passer, à l’horizon 2030 (figure ci-dessous), à 65,69 FCFA (ligne verte). En franc CFA constant, c’est donc une baisse de près de 39% du prix du kWh si on considère une inflation stable de deux pour cent tout au long de ces années. Figure 0-7 : Coût au kWh pour chaque scénario (Tableau en Annexe F.3)

Le défi est très grand jusqu’en 2021 à cause de l’effacement et des délestages potentiels, empêchant ainsi le charbon d’exercer un maximum d’influence sur le coût global. À partir de 2021, nous voyons l’effet de la mise en place des interconnexions de l’OMVS et de l’OMVG sur le coût global causé par :

L’intégration de l’énergie hydroélectrique. De la diminution de l’effacement entraîné par l'ajout de capacité de réserve synchrone

provenant de l’hydraulique. L’utilisation maximale du charbon.

Par la suite, le coût augmente légèrement jusqu’en 2030 à cause de l’ajout d’énergies renouvelables intermittentes (ERI). Toutefois, nous pensons que le coût des ERI risque de diminuer dans le futur, ce qui n’engendra possiblement pas cette tendance.


ENJEUX Au-delà du plan présenté ci-dessus, plusieurs enjeux d’importance doivent préoccuper le Sénégal et Senelec. Les prochaines pages présentent ces 13 enjeux :

1. La mise en service de la centrale au charbon de 115 MW de CES Sendou.

2. La mise en service de 270 MW de centrale au charbon par Africa Energy.

3. La mise en service de 528 MW d’énergie renouvelable intermittente.

4. Le développement du gaz naturel local.

5. Plan de réfections des centrales Senelec.

6. La gestion et la collaboration avec les entités régionales : OMVS, OMVG et WAPP.

7. La mise en place d’une stratégie de réserve synchrone.

8. La construction du lien Tambacounda-Kolda-Ziguinchor en 225 kV.

9. La mise en service de la ligne Kaolack-Fatick-Malicounda à 225 kV.

10. L’étude d’une boucle à 225 kV.

11. Le renforcement de la capacité de planification de Senelec.

12. Le plan d’intégration des différents donneurs.

13. Le processus de gestion de projet.

LA MISE EN SERVICE DE LA CENTRALE AU CHARBON DE 115 MW À SENDOU

Cette centrale, qui sera mise en service en 2018, est la première centrale au charbon pour Senelec. Elle permet au Sénégal de combler les besoins à court terme de la demande à moindre coût. En effet, le coût variable associé à la consommation du charbon étant très bas, il permettra de réduire ceux de production globale. Risque : durant la période 2018-2021, la centrale de Sendou comportera toutefois plusieurs risques :

Le dimensionnement du groupe est supérieur au critère de stabilité du réseau. En effet, Senelec ne dispose pas de réserve suffisante pour compenser la perte soudaine de la centrale Sendou puisqu’une seule unité de 115 MW la compose. La perte du groupe de Sendou entraînera donc presque automatiquement des délestages de charges sur le réseau.

Pour être capable de maintenir une réserve synchrone automatique en situation de faible demande, on devra faire de l’effacement de la centrale de Sendou et ainsi causer un impact sur les coûts variables moyens.

En effet, en raison du manque de flexibilité de la technologie charbon, cette dernière

ne peut être utilisée pour produire de la réserve synchrone automatique. Comme les

IPP sous contrat ToP (ERI) sont privilégiés dans la priorité des unités de production, et

que ceux-ci nécessitent de la réserve synchrone. La production charbon devra souvent

être effacée pour faire place à de la puissance thermique HFO/Gaz qui peut, elle,

fournir la réserve synchrone automatique nécessaire. Or, le coût d’exploitation de ces

centrales est, pour le moment, plus dispendieux que celui du charbon.


Pour régler cette situation, Senelec devra mettre en place :

Un plan de gestion optimale de la réserve synchrone. Un automatisme de télé-délestage pour la centrale de Sendou qui permettra d’assurer la

fiabilité du réseau en cas de panne fortuite. La planification à court et moyen terme de la production des centrales au charbon devra faire

partie d’un processus rigoureux de communication entre les producteurs privés et le centre de télé-conduite de réseaux afin de limiter l’effacement.

LA MISE EN SERVICE DE 270 MW DE CENTRALE AU CHARBON PAR AFRICA

ENERGY

La centrale d'Africa Energy devrait être mise en service selon la planification PATRP proposée, soit en trois phases de 90 MW à partir de 2022. Risque : Même si les unités de production d'Africa Energy arrivent à une période où le réseau est interconnecté avec la Guinée, créant ainsi un réseau plus robuste, le dimensionnement des groupes sera à valider. Des alternateurs de 45 MW ou de 30 MW impacteraient moins fortement le réseau lors de pannes. Senelec doit suivre l’évolution de la situation et s’assurer de pouvoir influencer Africa Energy sur le dimensionnement des groupes si nécessaire. LA MISE EN SERVICE DE 528 MW D’ÉNERGIE RENOUVELABLE

Selon le plan de PATRP, l’horizon 2035 verra 528 MW d’énergie solaire et éolienne intermittente installés. Même si cette situation peut grandement changer en fonction de l’évolution des technologies, il n’en demeure pas moins que Senelec doit maîtriser la variabilité de ce type d’énergies. Risque : La variabilité de l’énergie solaire et éolienne en fonction de la météorologie doit être bien caractérisée pour éviter des contraintes dommageables pour l’exploitation du réseau.

Ainsi, lors de variation normale attribuable à la levée et au coucher du soleil, on doit s’assurer d'ajouter un complément à cette capacité de production par celle qui est la plus économique.

On doit également surveiller les variations brusques qui pourraient créer de l’instabilité sur le réseau.

Pour parer à ces problématiques, Senelec devra :

Obtenir des données météorologiques de qualité de la part des producteurs privés. Développer des modèles de prévision de production à court et moyen terme. Mettre en place un système de télé-conduite de réseaux performants ayant les automatismes

requis pour tenir compte de la variabilité de la ressource. Établir une stratégie de réserve synchrone automatique. Pour les projets, développer un processus avec les producteurs privés permettant d’imposer

des exigences techniques d’intégration au réseau. Ce processus devrait prendre la forme d’un code de réseau devant s’appliquer dans tout contrat d’achat d’électricité.


LE DÉVELOPPEMENT DU GAZ NATUREL LOCAL

Le développement du gaz naturel local est l'une des stratégies énergétiques les plus importantes pour le Sénégal à moyen terme. L’exploitation du potentiel des gisements off-shore permettra au Sénégal d’être un acteur de premier plan en Afrique de l’Ouest, et même d’exporter ces richesses sous forme d’électricité grâce aux réseaux de l’OMVS et de l’OMVG. Toutefois, plusieurs étapes doivent être franchies avant sa mise en œuvre. Risque : afin de déployer la stratégie optimale à moindre coût, plusieurs études de faisabilité devront être effectuées. Les autorités du Sénégal sont appelées à prendre des décisions urgentes sur le développement du gaz naturel local. Ces décisions structurantes devront aussi s’accompagner d’une vision à long terme quant au développement des infrastructures gazières, alors même que de nombreuses questions restent aujourd’hui en suspens :

Le développement d’une filière d’importation de GNL est-il économiquement justifié, en attendant éventuellement que le gaz de Tortue ou de Sangomar n’arrive par gazoduc ?

Peut-on imaginer la concomitance d’un gazoduc pour l’approvisionnement des principales zones de consommation et d’une filière GNL pour les points les plus éloignés ?

Faut-il stimuler la demande gazière – avec de nouvelles centrales à gaz, des projets de conversion de centrales vétustes et/ou des nouveaux usages – afin de réaliser des économies d’échelle sur l’approvisionnement du gaz ?

La chute des prix et le découplage relatif entre prix du GNL et prix du pétrole relancent-ils l’intérêt économique de basculer des outils de production d’électricité du HFO ou du charbon vers le gaz naturel ?

Y-a-t-il des débouchés régionaux pour de la réexportation de GNL ? Le GNL est-il une solution économiquement viable pour supporter l’intermittence du

renouvelable ? Où les infrastructures gazières sont-elles les plus optimales pour la stabilité du réseau et le

prix du kWh ? Quel serait l’impact du prix du gaz local ou importé sur le kWh ? Comment dimensionner des infrastructures de transport de gaz dans une perspective à

moyen et long terme ? Etc.

Un plan directeur de l’exploitation du gaz naturel local est certainement l’outil de planification indispensable pour avoir une vue d’ensemble de ce dossier. Celui-ci est d’ailleurs au centre des préoccupations du gouvernement américain et pourrait possiblement faire l’objet d’un projet d’appui au Sénégal à travers diverses initiatives en marche dans le pays. Entretemps, il est essentiel que les nouvelles centrales mises en service tiennent compte de cette situation en s’assurant d’intégrer une technologie pouvant facilement être convertie au GN dès que l’opportunité se présentera. D’ailleurs, Senelec a été fort prévoyant, imposant aux dernières centrales mises en service par Contour Global et Tobene Power une conversion de ces centrales du combustible HFO vers le gaz (technologie Dual) à partir du moment où l’option gaz ou GNL sera disponible.


Dans le cadre du plan directeur proposé par PATRP, 240 MW Dual devraient être mis en service en 2020. Actuellement, le site Malicounda serait privilégié par Senelec. Toutefois, ce site pourrait éventuellement être modifié en fonction des conclusions du plan directeur du GN. À partir de 2025, il y aurait progressivement la mise en service de 960 MW de centrales à cycle combiné (CCGT) au gaz naturel local. Ces installations devront être situées à un endroit stratégique en fonction des infrastructures de gaz et des besoins du réseau de transport. Il y a effectivement un lien très étroit entre la construction d’une boucle à 225 kV à proximité de Dakar pour désengorger le réseau et les projets de centrales au gaz. PLAN DE RÉFECTIONS DES CENTRALES

Senelec possède plusieurs centrales qui arrivent à leur fin de durée de vie. Certaines de ces centrales sont probablement trop obsolètes pour pouvoir économiquement être réfectionnées. Toutefois, des centrales comme C6, C7 et Kounoune peuvent être réfectionnées et, dans ce sens, un plan de réfection de centrale associé à un diagnostic des groupes permettrait à moindre coût de retarder leur mise en réserve froide. Risque : ne pas profiter de l’opportunité de réfection de centrales par rapport à la construction de nouvelles centrales. Senelec doit développer une étude sur la réfection des centrales et, si le constat est concluant, envisager sérieusement les investissements requis. Il serait également intéressant de continuer d’imposer l’utilisation des technologies de type Dual pour réaliser ces réfections en perspective de l’exploitation du GNL ou gaz local. LA GESTION DES ENTITÉS RÉGIONALES : OMVS, OMVG ET WAPP

Les entités régionales que sont l’OMVS et l’OMVG ont un impact stratégique sur le développement du secteur de l’énergie au Sénégal. Pour une planification efficace des infrastructures de production et de transport, la dynamique de travail doit être optimale entre Senelec et ces entités régionales. Risque : la planification de la production au Sénégal a un lien direct avec le productible mensuel de chacun des bassins versants et de ces centrales. Selon notre expérience récente dans la région, il y avait peu d’informations disponibles provenant des nouvelles centrales comme Souapiti, Sambangalou, Gouina, Koukoutamba, etc., et ce, malgré l’importance du travail effectué par PATRP pour le Sénégal. Ce manque d’échange d’information rend difficile l’évaluation du mix énergétique requis et l’impact des décisions du gouvernement sénégalais dans le mix énergétique régional.

Le retard dans la planification des travaux de ces organismes, autant en production qu’en transport, met à risque la planification du Sénégal. En effet, le manque d‘échange d’information dans la planification des futurs postes et centrales compromet la qualité de la planification de Senelec.

Les règles du WAPP ne sont pas mises en application dans les différents pays membres, ce qui nuit à une saine gestion du réseau. La réserve synchrone automatique n’est pas du tout appliquée, ce qui contribue à provoquer des délestages.


Les actions pouvant être mises en place afin de corriger cette situation sont :

Développer un code de réseau au Sénégal pour gérer le réseau selon les critères développés par le WAPP.

S’assurer que le comité de coordination des projets de l’OMVS et de l’OMVG avec les pays membres met l’accent sur la diffusion diligente de l’information au niveau de(s) :

Échéanciers de projets.

Contenus des projets.

L’intégration de projet d’électrification à proximité des emprises de ligne à 225 kV.

L’information du productible mensuel des centrales.

Etc. Demander au WAPP de partager l’information, les analyses et les études techniques

développées dans le cadre de ses projets. Dans le cadre du présent projet, PATRP a, à de nombreuses reprises, tenté d’obtenir de l’information de la part du WAPP pour ses besoins de simulation de réseau sans aucun succès.

LA MISE EN PLACE D’UNE STRATÉGIE DE RÉSERVE SYNCHRONE

Une problématique importante dans les prochaines années sera de se doter d’une capacité de réserve synchrone automatique pour faire face à la croissance de la demande, la complexité grandissante du réseau et l’ajout des ERI. Risque : les risques de délestages et de pannes majeurs seront grandement augmentés si cette situation n’est pas contrôlée. Pour atténuer cette problématique, les moyens suivants devront être mis en place par Senelec:

Réaliser une étude de stabilité de réseau d’exploitation basée sur les données réelles des équipements en exploitation afin de permettre l’amorce d’une stratégie de réserve synchrone automatique.

Modéliser les équipements de régulation de tension et de vitesse en vue d’alimenter les analyses dynamiques de réseaux.

Déterminer les centrales qui pourront faire de la réserve synchrone automatique. Faire les achats d’équipements nécessaires pour rendre la régulation de fréquence

automatique. Appliquer les réglages sur les régulateurs de vitesse des équipements actuels. Regarder les solutions alternatives d’application de la réserve synchrone : unité de stockage,

location d’équipement, etc. Se doter d’un système de télé-conduite de réseaux performants afin que ses exploitants

puissent opérer les réseaux en tenant compte d’une stratégie de réserve synchrone. Avoir une main-d’œuvre spécialisée afin de faire face à ces problématiques.


LA CONSTRUCTION DU LIEN TAMBACOUNDA-KOLDA-ZIGUINCHOR EN 225 KV

La construction du corridor Tambacounda-Kolda-Ziguinchor va permettre l’intégration aux principaux réseaux des grandes villes dans la région sud du Sénégal. De plus, des dorsales seront construites pour permettre l’électrification de régions périurbaines et rurales. Risque : le retard dans les échéanciers rendra difficile l’atteinte des objectifs d’accès universel du Sénégal en 2025 et freinera le développement économique associé. Senelec doit s’assurer d’une bonne gestion de projets et de mécanismes de coordination avec le distributeur permettant l’atteinte des objectifs d’électrification escomptés. LA MISE EN SERVICE DE LA LIGNE KAOLACK-FATICK-MALICOUNDA À 225 KV

Ce projet important permettra de boucler le réseau à 225 kV de Kaolack à Malicounda. Ce bouclage permettra d’assurer une meilleure fiabilité du réseau de Senelec et l’électrification des régions environnantes. Risque : le retard dans les échéanciers rendra difficile l’atteinte des objectifs d’accès universel du Sénégal en 2025 et freinera le développement économique associé. De plus, la fiabilité du réseau Haute Tension ne pourra pas être améliorée du fait que la boucle pourrait ne pas être complétée. Senelec doit s’assurer d’une bonne gestion de projet et des mécanismes de coordination avec le distributeur permettant les objectifs d’électrification escomptés. L’ÉTUDE D’UNE BOUCLE À 225 KV

Au fur et à mesure que la demande croît, Senelec devra se doter d’un réseau plus robuste et de nouvelles sources de production importantes permettant de désengorger la région de Dakar. Ainsi, une boucle à 225 kV à proximité de Dakar s’avèrerait une bonne solution pour combler ce besoin. Plusieurs options sont présentées dans le rapport et devront être élaborées dans le cadre d’une étude de faisabilité. La localisation des nouvelles sources de production au gaz naturel devrait être choisie en harmonie avec l’implantation de la boucle à 225 kV afin de varier les sources de production arrivant à Dakar. Risque : le manque de synchronisation entre l’étude de la boucle à 225 kV et l’emplacement des sites de centrales au gaz naturel pourrait conduire à une augmentation des coûts et à une réduction de la profitabilité. Senelec doit s’assurer, dans ses prochaines mises à jour de plan directeur, de coordonner l’évolution de ces deux études. De là l’importance d’avoir une mise à jour périodique avec du personnel dédié à la production et au transport.


LE RENFORCEMENT DE LA CAPACITÉ DE PLANIFICATION DE SENELEC

Afin d’assurer une bonne pérennité de ce plan directeur, Senelec devra mettre en place les ressources humaines et matérielles afin de mener à bien cet exercice. Risque : perte de contrôle de l’évolution du plan. Pour assurer cette pérennité, la Direction des Études Générales (DEG) de Senelec devra :

Embaucher et développer de nouveaux ingénieurs.

Développer un programme de formation pour le développement des nouveaux

ingénieurs.

Offrir de la formation en classe.

Faire du coaching.

Programmer des échanges avec des sociétés d’électricité possédant la technologie et

l’expertise recherchée.

S’assurer que la rémunération du personnel qualifié est adéquate et soit un incitatif à

demeurer au sein de l’organisation.

Utiliser et mettre à jour les outils matériels et logiciels nécessaires afin réaliser la planification.

Des outils tels que PSS/E de Siemens et des logiciels de planification de la production

modernes seront essentiels pour une planification de qualité. Il serait également important de mettre en place une équipe de planification en distribution qualifiée afin d’avoir une meilleure vue d’ensemble et de coordonner le déploiement des réseaux de transport et de distribution et ainsi favoriser l’électrification. PLAN D’INTÉGRATION DES DIFFÉRENTS PARTENAIRES TECHNICO-FINANCIERS

(PTF)

Senelec aura un plan d’investissements ambitieux pour les prochaines années. Ce plan d’investissements nécessitera des financements importants si l’on veut maximiser les chances de le réaliser de façon optimale. En ce moment, plusieurs PTF sont intéressés par ces projets. Afin de s’assurer de profiter d’une utilisation coordonnée de ces différents financements, Senelec devrait avoir un plan d’intégration rigoureux et clair avec les différents PTF afin de saisir toutes les opportunités disponibles. PROCESSUS DE GESTION DE PROJET

La mise en place d’un processus de gestion de projet est essentielle pour assurer la pérennité d’un plan directeur de cette envergure. Le processus doit permettre l’actualisation périodique des données et des analyses du plan afin d’y déceler les différentes tendances et de l’ajuster en conséquence. L’équipe de la DEG de Senelec, qui a une responsabilité significative dans l’application et la mise à jour de ce plan, doit avoir le pouvoir organisationnel et exercer le leadership nécessaire pour la mise en œuvre d’un tel plan.


CONCLUSION

Les différents enjeux présentés ci-dessus feront partie intégrante de la gestion quotidienne du plan directeur. Senelec, en coordination, principalement avec le MEDER et la CRSE, aura la tâche difficile de mettre en œuvre ce plan. La formation qui a été donnée dans les semaines du 3 et du 10 juillet 2017 a été une première étape pour développer les planificateurs de Senelec afin qu’ils soient plus autonomes face à l’évolution de ce plan.


1. INTRODUCTION Le présent rapport fait suite à celui de fonctionnement et de stabilité du réseau de transport du Sénégal réalisé au mois de mai dernier (2017). Il constitue la phase finale de l’élaboration du Plan directeur de production et de transport de la Société nationale d’électricité du Sénégal (Senelec). Il consiste à définir un plan d’investissements final, de mise en œuvre ainsi que l’analyse financière qui y est associée.

Rappelons que les livrables du projet sont les suivants :

Phase 1 - Rapport de démarrage. Phase 2 - Rapport sur l’équilibre de l’offre et de la demande, sans la contribution du réseau

de transport. Phase 3 – Analyse du fonctionnement et de la stabilité du réseau de transport. Phase 4 - Rapport final incluant le plan d’investissements et le plan de mise en œuvre.

Dans ce plan final, nous présenterons les sections sur la demande et la production résumées en fonction de l’évolution de notre étude au cours des derniers mois. Concernant la section transport, nous fournirons le rapport complet d’analyse de fonctionnement et de stabilité, puisque la version finale n’avait pas été transmise au client.

Au lieu de transmettre deux documents séparés, nous l’avons intégré au rapport final.

Par la suite, nous présenterons, l’analyse financière des trois scénarios de production et de transport retenus pour notre étude finale soit :

Le scénario Senelec. Le scénario PATRP sans déclassement d’actifs de production. Le scénario PATRP avec déclassement des actifs de production arrivés à leur fin de vie utile.

Cette analyse nous permettra de présenter le plan d’investissements optimal, qui déploiera les

infrastructures de production et de transport nécessaires à l’atteinte de la croissance de la demande

à l’horizon 2035.

La dernière section couvrira le plan de déploiement du Plan directeur qui aidera Senelec à sa mise en

œuvre.


2. ANALYSE DE LA

DEMANDE

2.1 INTRODUCTION Pour assurer une fourniture d’électricité fiable à un coût et en quantité adéquate, il est indispensable de simuler l'évolution de la demande nationale d'énergie électrique. Une prévision de la demande fiable permet de définir un programme d’investissements dans les moyens de production et les réseaux de transport et de distribution à court, moyen et long terme. Senelec a évalué la demande annuelle au cours de la période d'étude, suivant le modèle « Prévision de la demande d’électricité dans les pays en voie de développement (PVDE) ». Ainsi, la méthodologie ici décrite est basée sur la « Prévision de la demande d’électricité 2016-2035 » (version du 21 décembre 2016). Power Africa a utilisé cette méthodologie tout en identifiant les données clés qui requéraient une mise à jour.

2.2 MÉTHODOLOGIE 2.2.1 PÉRIMÈTRE DE L’ÉTUDE

L’étude distingue la demande du réseau interconnecté (RI) de celle des réseaux isolés Boutoute et Tambacounda, ainsi que de plusieurs centres isolés. Ces réseaux constituent le périmètre de concession de Senelec. La production au niveau du RI représente 95 % de la production nationale et est passée de 2 500 GWh à 3 406 GWh entre 2009 et 2016, soit un accroissement moyen annuel de 4,5 %. Les réseaux isolés de Boutoute et Tambacounda montrent aussi une croissance soutenue avec des taux de croissance annuels respectifs de 5,7 % et de 3,8 %. Tableau 2-1 : Évolution de la production brute entre 2010 et 2016 (GWH)

ÉVOLUTION DE LA PRODUCTION BRUTE ENTRE 2010 ET 2016 (GWH)

Production brute 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Cr 2010 -

2016

Réseau interconnecté 2 500 2 444 2 788 2 895 3 077 3 280 3 406 4,5 %

Boutoute 57 62 66 69 74 81 85 5,7 %

Tambacounda 26 21 26 27 31 32 33 3,8 %

Centres isolés 35 33 38 42 45 45 43 3,0 %

Total 2 618 2 560 2 917 3 032 3 227 3 438 3 567 4,5 %


2.2.2 DÉFINITION DES ZONES GÉOGRAPHIQUES

Les prévisions de la demande seront effectuées selon cinq zones correspondant aux délégations régionales. Cela permet de simplifier l’analyse et suppose une homogénéité des critères socio-économiques de celles-ci :

Dakar : dans l’étude, toute la région de Dakar est considérée comme une zone urbaine. Délégation Régionale Centre-Est (DRCE) regroupant les régions de Kaolack, Fatick, Kaffrine,

Tambacounda et Kédougou. Délégation Régionale Centre-Ouest (DRCO) rassemblant les régions de Thiès et Diourbel. Délégation Régionale Nord (DRN) avec Matam, Saint Louis et Louga. Délégation Régionale Sud (DRS) regroupant les régions de Ziguinchor, Sédhiou et Kolda.

Figure 2-1 : Répartition des régions par délégation

2.2.3 SECTEURS DE L’ÉTUDE

Les prévisions de la demande d'électricité comportent trois volets séparés :

La demande Basse Tension (BT). La demande Moyenne Tension (MT). La demande Haute Tension (HT) des grands consommateurs.


Dans ces volets, les prévisions s’articulent autour de cinq secteurs :

Le secteur résidentiel, tous les clients en BT : domestique petite puissance (DPP), domestique moyenne puissance (DMP), domestique grande puissance (DGP), et les clients sous le système à prépaiement Woyofal.

L’éclairage public (BT). Le secteur professionnel séparé selon le niveau de puissance : professionnel petite puissance

(PPP, BT), professionnel moyenne puissance (PMP, BT) et professionnel grande puissance (PGP, MT) ; ainsi que les clients Tarif Courte Utilisation (TCU), Tarif Général (TG), Tarif Longue Utilisation (TLU)1.

Le secteur industriel avec les clients de HT (grands projets, consommateurs industriels et mines).

Figure 2-2 : Secteurs et types d’abonnements

2.2.4 ÉTAPES DE LA MÉTHODOLOGIE

La méthodologie comporte trois types d’analyses : (i) analyse par secteur, (ii) analyse horaire, et (iii) analyse par poste. Les analyses par secteur et horaires sont utilisées dans l’étude sur l’équilibre de l’offre et de la demande, tandis que l’analyse par poste alimente l’étude de transport. Les différentes étapes de l’étude sont représentées dans le diagramme ci-dessous. TROIS SCÉNARIOS DE DEMANDE

Dans un premier temps, les prévisions de la demande annuelle en énergie sont déterminées en tenant compte :

i. De l’évolution historique de la consommation. ii. Du raccordement de nouveaux clients en BT et MT sur le territoire national.

iii. Des dates probables de raccordement des réseaux isolés. Concernant la HT, la demande future est déterminée en fonction des dates probables de raccordement des différents grands consommateurs, c’est-à-dire les sociétés minières et les grands projets suivis par le Bureau Opérationnel de Suivi (BOS) du Plan Sénégal Émergent (PSE), entre autres.

1 TCU, TG et TLU sont des tarifs en Moyenne Tension, avec des prix variables de l’énergie pendant les heures pointe et hors pointe, ainsi que des primes fixes mensuelles en FCFA/kW. Le TCU a un coût variable plus haut que le TG et le TLU, mais une prime fixe plus basse.


Dans ce cadre, trois scénarios sont établis :

1. Scénario fort : application d’un large éventail de plans gouvernementaux ambitieux et cohérents avec le PSE (par exemple : une croissance soutenue du PIB de sept pour cent, des taux d'électrification contractuels 2016-2019 et le développement des projets phares PSE) et des objectifs soutenus à l'horizon 2035.

2. Scénario de base : application de plans gouvernementaux cohérents avec le PSE (par exemple : une croissance soutenue du PIB de sept pour cent et le développement des projets phares PSE) et des taux d'électrification plus conservateurs que dans le scénario fort.

3. Scénario faible : application des hypothèses plus conservatrices qui sont semblables aux évolutions historiques.

ÉVOLUTION DE LA POINTE

Pour déterminer la demande nette d’électricité, certains facteurs techniques associés au rendement du réseau sont appliqués sur les ventes, à savoir :

Pour tenir compte des pertes techniques associées aux réseaux de transport et de distribution, ainsi que celles qui sont commerciales, nous ajustons les ventes par le rendement du réseau, soit le rapport entre les ventes et la production brute.

Pour obtenir la production nette, nous ajustons la production brute par les pertes techniques dans les services auxiliaires des centrales.

Pour obtenir les pointes, nous ajustons la production nette par le facteur de charge du réseau (voir le rapport).


2.3 ÉTUDE PAR SECTEUR DE DEMANDE 2.3.1 SECTEUR RÉSIDENTIEL

La demande d'énergie électrique du secteur résidentiel est liée dans chaque délégation, à plusieurs facteurs suivant une approche ascendante de la méthode PVDE. La figure suivante présente la méthodologie employée ainsi que les données (en bleu) et hypothèses (en vert) utilisées. Les principaux éléments utilisés pour les prévisions de la demande domestique sont :

1. L’évolution de la population au Sénégal basée sur les données de l’Agence Nationale de la Statistique et de la Démographie (ANSD) pour les années 2016 à 2025 et les hypothèses sur le taux croissance pour les années subséquentes.

2. L’évolution des caractéristiques des ménages, comme le taux d’urbanisation et la répartition de la population selon leurs revenus (classes I, II et III), désigne le niveau de revenus et la taille des ménages. Ces prévisions sont basées sur des données de l’ANSD et des hypothèses sur leur évolution au-delà de la période couverte par l'ANSD.

3. La consommation unitaire des ménages est basée sur des recherches développées lors de « l’élaboration d’un programme de maîtrise de la demande (DSM) » en 2009 et des hypothèses sur leur évolution. La consommation est répartie sur les usages suivants : l’éclairage, le froid alimentaire, les TV-loisirs, la climatisation / ventilation, ainsi que les autres usages électriques.

4. Le niveau actuel d’électrification des ménages (nombre actuel de clients qui payent deux fois par mois) et prévu contractuellement et au-delà de la période du contrat de performance 2016-2018.

5. Le degré actuel d’électrification des ménages (nombre actuel de clients sous le système à prépaiement Woyofal) et prévu contractuellement et au-delà de la période du contrat de performance 2016-2019.


Figure 2-3 : Prévisions de la demande 2016-2035 – Secteur résidentiel


2.3.2 ÉCLAIRAGE PUBLIC (EP)

La demande de l’éclairage public de chaque zone a été évaluée en fonction de l’évolution de la demande domestique et de l’élasticité de la demande observée sur la période de référence. L’élasticité de la demande est le rapport entre le taux de croissance de la demande d’éclairage public et le taux de croissance de la demande domestique. 2.3.3 LE SECTEUR PROFESSIONNEL

La demande du secteur professionnel, petite et moyenne puissance et celle de grande puissance seront considérées de manière différente. La demande des PPP et PMP d’une zone sera estimée (tout comme celle de l’éclairage public) en considérant l’élasticité de la demande. Les prévisions de la consommation des PGP et des clients MT ont été évaluées selon l’évolution de la valeur ajoutée dans les différents secteurs économiques (Produit intérieur brut - PIB) en liaison avec l’intensité énergétique dudit secteur.

Le secteur primaire est constitué du sous-secteur de l'agriculture, de l'élevage, de la pêche artisanale, et de la foresterie.

Le secteur secondaire regroupe les mines, les huileries, l’énergie, les bâtiments et les travaux publics (BTP) et les autres industries.

Le secteur tertiaire 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’État visant la réduction de sa facture énergétique.

Le paramètre explicatif des sous-secteurs d'activités décrits précédemment est 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. Elle est exprimée en kWh/FCFA courant. Figure 2-4 : Prévisions de la demande 2016-2035 – Secteur professionnel


2.3.4 LES GRANDS CONSOMMATEURS

Les prévisions des grands consommateurs incluent les consommateurs actuels HT et les projets. La demande des clients actuellement connectés au réseau HT est basée sur les hypothèses suivantes :

Sococim : la cimenterie Sococim a été alimentée en secours jusqu’au second trimestre de 2016, puisqu’elle disposait de sa propre centrale. À partir du troisième trimestre de 2016, Sococim est revenu à l'utilisation du réseau (à cause de difficultés d’approvisionnement) et a augmenté progressivement sa demande jusqu’à 2035.

Industries Chimiques du Sénégal (ICS) : les ICS ont démarré leur propre centrale afin d'alimenter leurs besoins énergétiques pour l’exploitation du phosphate et la transformation en acide phosphorique pour la fabrication d’engrais. ICS opère sa propre centrale depuis 2016.

Société métallurgique d'Afrique (SOMETA) : la consommation de SOMETA devrait continuer à baisser du fait de la persistance de leur problème d’approvisionnement.

Sénégalaise Des Eaux (SDE) : la consommation des projets appuyés par la SDE progresse de 12 % par an depuis 2009.

Les prévisions de la demande des grands projets sont estimées, lorsque possible, avec les intrants des promoteurs, ou basées sur les informations partagées par le BOS du PSE ainsi que par le Ministère de l’Industrie et des Mines :

Train express régional (TER) Dakar – Diamniadio - Aéroport Blaise Diagne (AIBD) : la demande du train est estimée avec une intensité énergétique de 26,4 kWh/km et d’une fréquence de 80 trains par jour, soit 49 GWh en 2019 et 72 GWh à partir de 2020 dans le scénario de base.

Aéroport Blaise Diagne (AIBD) : les besoins annuels en énergie de l’AIBD sont estimés à 27 GWh dans le scénario de base et 50 % de plus dans le scénario fort. Le démarrage est prévu en janvier 2018.

Port minéralier et port pétrolier de Bargny : le démarrage est prévu au second semestre 2021 avec une demande annuelle estimée à 154 GWh dans le scénario de base.

L’usine de dessalement SDE : le démarrage est prévu en 2017. La demande augmente progressivement à 137 GWh en 2020 dans le scénario de base.

Zone Économique Spéciale Intégrée : ce projet vise à développer un ensemble d’infrastructures pour assurer aux entreprises les meilleures conditions d’exercice de leurs activités. Il devrait démarrer timidement en 2018 avec la phase pilote (50 ha), puis augmenter progressivement jusqu’à 150 GWh par an en 2030.

Société Afrimetal : la demande de cette société métallurgique est estimée à 27 GWh par an à partir de janvier 2018.

Plateforme industrielle de Diamniadio : l’Agence d'Aménagement et de Promotion des Sites Industriels (APROSI) vise à développer une multitude de services et à les mettre en place progressivement, au fur et à mesure de la valorisation des zones. La demande de cette plateforme dans le scénario de base est de 10 GWh en 2018 et de 30 GWh dès 2019.

Société Nationale d’Exploitation des Terres du Delta du Fleuve Sénégal (SAED) : les projets d’irrigation de la SAED avec trois GWh à partir de 2017.

Ciments de l’Afrique (CIMAF) : la demande de la cimenterie dans le scénario de base est estimée à 63 GWh à partir du second semestre 2020, avec une montée en puissance progressive pour atteindre 126 GWh dès 2022.


Projets miniers : une intégration progressive des projets miniers a été considérée avec une connexion à partir de 2020 dans les scénarios de base et fort.

Phosphates de Matam : l’alimentation est prévue en 2020. La consommation annuelle est estimée à 38,4 GWh dans le scénario de base ainsi que dans le scénario fort.

Sabadola - Euromine - Or Niakafiri société – SGO : l’exploitation devrait être raccordée en 2020 à une consommation annuelle de 166 GWh en période croisière. L’exploitation est programmée jusqu’en 2028.

Massawa RandGold : les besoins annuels pour l’exploitation d’or ont été estimés à 197 GWh. L’intégration est prévue en 2021 dans le scénario de base et dans le scénario fort, et l’exploitation est programmée jusqu’en 2029.

Mines de Fer du Falémé : les besoins annuels pour l’exploitation de fer ont été estimés à 180 GWh en période de croisière. L’intégration est prévue en 2022 dans le scénario de base et dans le scénario fort.

IAMGOLD : la demande annuelle pour l’exploitation d’or a été estimée à 108 GWh en période de croisière. L’intégration est prévue en 2022 dans le scénario de base et dans le scénario fort.

Or Mako Group - Toro Gold Limited : la demande annuelle pour l’exploitation d’or dans le scénario de base est estimée à 88,3 GWh. L’intégration est prévue en 2021.

Or Makabingui - société WATIC : la demande annuelle pour l’exploitation d’or dans le scénario de base est estimée à 18 GWh. L’intégration est prévue en 2021.

African Investment - Group (AFRIG) : la demande pour l’exploitation minière dans le scénario de base est estimée à 88,3 GWh à partir de 2020.

ATLAS Resources : la demande pour l’expansion de l’exploitation et la transformation des phosphates dans le scénario de base est estimée à 63 GWh à partir de 2020.

2.3.5 RÉSULTATS

Les trois scénarios (base, fort et faible) supposent que les réseaux de Tambacounda, Boutoute et les autres isolés seraient intégrés en 2019 à ceux interconnectés. La construction des lignes Bakel -Tambacounda - Kaolack - Tambacounda et Kaolack - Tanaf - Ziguinchor - Kolda en 2019, permettrait cette intégration. Les éléments explicatifs clés sur les déterminants de la demande sont résumés ci-dessous : Tableau 2-2 : Éléments explicatifs de la demande pour chaque scénario

ÉLÉMENTS EXPLICATIFS DE LA DEMANDE POUR CHAQUE SCÉNARIO

Unité Scénario de base Scénario fort Scénario faible

Taux de croissance population 2035 % 2,90 2,90 2,90

Taux d'urbanisation 2035 % 60 70 50

Taille des ménages 2035 Pers./mén. 7,50 7,00 8,00

Taux d'électrification 2035 % 80 90 70

Ménages électrifiés 2035 Ménages 2 764 680 3 332 346 2 267 836

Croissance économique 2015-2020 % 7,07 7,07 5,92




Demande grands consommateurs GWh 1 139 1 437 181


La figure et les tableaux suivants montrent la demande en énergie (GWh) pour les différents scénarios avec les hypothèses ci-après. On s'attend à ce que la demande d'électricité augmente considérablement pour n'importe quel scénario. La consommation d'électricité devrait croître à long terme d'une moyenne annuelle de 7,6 % par an (scénario de base). Pour les scénarios fort et faible, la croissance devrait être de 8,7 % et 5,2 %, respectivement. Cela conduirait à une consommation supérieure de 20 % (fort) et inférieure de 30 % (faible) aux valeurs du scénario de référence vers la fin de la période d'étude. Ainsi, les trois scénarios décrivent une gamme allant du pire (faible) au meilleur (fort) cas. Cela aidera à analyser l'impact économique et technique de l'incertitude sur la demande et sur l'expansion des moyens de production et de transport. Les objectifs d'électrification supposés augmentent considérablement le nombre de connexions pour tout scénario. Presque 1,6 million de connexions domestiques supplémentaires (pour les 832 000 existantes) sont nécessaires tout au long de la période d'étude pour le scénario de base, visant à compenser les cibles d'électrification, la croissance démographique et la diminution de la taille des ménages (un million et 2,4 millions respectivement pour les scénarios faible et fort). Sur la période d’étude, 105 000 nouveaux clients devront être ajoutés chaque année (72 000 et 139 000 respectivement pour les scénarios faible et fort). Cela dépasse le nombre moyen de nouveaux clients des années passées (environ 54 700 par année) pour tous les scénarios. Il convient de mentionner qu'entre 2015 et 2016, Senelec a ajouté près de 93 000 nouveaux clients, dont 81 % de clients prépaiement Woyofal. Un effort d'une ampleur presque équivalente serait nécessaire au cours de la période d'étude. Les prévisions du PIB estimées environ à sept pour cent sur la période d’étude pour le scénario de base et le scénario fort, et cohérentes avec le PSE, augmentent la demande MT de sept pour cent par an. Pour le scénario faible, la croissance par an de la demande MT devrait être de cinq pour cent. Il convient de mentionner qu'entre 2015 et 2016, le PIB a augmenté de 6,6 % par an (entre quatre et cinq pour cent au cours des dernières années). Une croissance de cette ampleur devrait être soutenue au cours de la période d'étude. Figure 2-5 : Prévisions des ventes annuelles pour les trois scénarios (GWH)


Tableau 2-3 : Scénario de base – Besoins énergétiques

SCÉNARIO DE BASE – BESOINS ÉNERGÉTIQUES

Ventes (GWh) 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035

RI 2 752 2 971 3 192 3 490 4 167 5 012 5 789 6 157 6 520 6 893 7 312 7 753 7 955 8 353 8 667 9 199 9 750 10 335 10 957 11 598 Boutoute 63 67 73 81 - - - - - - - - - - - - - - - - Tambacounda 25 26 28 31 - - - - - - - - - - - - - - - - Centres isolés 41 44 48 53 - - - - - - - - - - - - - - - - Total 2 882 3 108 3 341 3 656 4 167 5 012 5 789 6 157 6 520 6 893 7312 7 753 7 955 8 353 8 667 9 199 9 750 10 335 10 957 11 598

Tableau 2-4 : Scénario de base - Besoins énergétiques par type d’abonnement sans grands consommateurs

SCÉNARIO DE BASE - BESOINS ÉNERGÉTIQUES PAR TYPE D’ABONNEMENT SANS GRANDS CONSOMMATEURS 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030 2035

Ventes (GWh) 2 882 3 108 3 341 3 656 4 167 6 893 8 667 11 598

Basse Tension 1 849 2 000 2 098 2 271 2 418 3 552 5 190 7 285

DPP 1 052 1 074 1 144 1 256 1 344 2 058 3 100 4 428

DMP 51 50 56 61 67 107 158 221

DGP 15 18 20 21 24 37 53 73

PPP 192 191 196 214 229 349 526 753

PMP 143 149 157 171 181 271 407 590

PGP 215 191 237 254 273 387 542 750

EP 65 73 80 81 86 115 158 212

Woyofal 115 254 210 212 214 229 245 259 Moyenne Tension

851 907 964 1 031 1 143 1 593 2 206 3 026

TCU 10 8 10 11 12 17 24 33

TG 766 820 870 930 1 035 1 440 1 991 2 729

TLU 76 79 84 90 96 136 191 264


Tableau 2-5 : Scénario de base - Besoins énergétiques des grands consommateurs SCÉNARIO DE BASE - BESOINS ÉNERGÉTIQUES DES GRANDS CONSOMMATEURS

Ventes (GWh) 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Tension

ICS 56 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - HT

SOCOCIM 48 104 104 104 104 105 105 105 106 107 107 108 108 109 110 111 112 113 114 116 HT

SDE 58 58 58 59 60 61 62 64 65 66 67 69 70 71 73 74 76 77 79 80 HT

SOMETA 15 33 33 33 33 33 33 33 33 33 34 34 34 34 34 34 34 35 35 36 HT

OLAM 5 5 5 5 6 6 6 6 6 6 7 7 7 7 7 8 8 8 8 9 HT

TER - - - 49 72 72 72 72 72 72 72 72 72 72 72 72 72 72 72 72 HT

AIBD - - 27 27 27 27 27 27 27 27 27 27 27 27 27 27 27 27 27 27 MT

Port minéralier - Port pétrolier

- - - - - 77 154 154 154 154 154 154 154 154 154 154 154 154 154 154 HT

SDE usine de dessalement

- - - - 39 52 80 123 137 137 137 137 137 137 137 137 137 137 137 137 HT

Zone Économique Spéciale

- - 68 73 78 83 89 95 101 108 115 123 132 140 150 150 150 150 150 150

HT

APROSI - - 10 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 HT

CIMAF - - - - 32 63 126 126 126 126 126 126 126 126 126 126 126 126 126 126 HT

Phosphates de Matam

- - - - 38 38 38 38 38 38 38 38 38 38 38 38 38 38 38 38 HT

Sabadola-Euromine

- - - - - 166 166 166 166 166 166 166 - - - - - - - - HT

Massawa RandGold

- - - - - 197 197 197 197 197 197 197 197 197 - - - - - - HT

Mines de Fer Falémé

- - - - - - 180 180 180 180 180 180 150 120 120 120 120 120 120 120 HT

IAMGOLD - - - - - - 108 108 108 108 108 108 54 - - - - - - - HT

Or Mako Group - Toro Gold

- - - - - 88 88 88 88 88 88 88 88 88 88 88 88 88 88 88 HT

Or Makabingui - WATIC

- - - - - - 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 HT

AFRIG - - - - 88 88 88 88 88 88 88 88 88 88 88 88 88 88 88 88 HT

ATLAS - - - - 63 63 63 63 63 63 63 63 63 63 63 63 63 63 63 63 HT

Total 182 200 306 381 671 1 250 1 731 1 782 1 804 1 813 1 822 1 832 1 594 1 521 1 336 1 339 1 341 1 344 1 348 1 352


Tableau 2-6 : Scénario de base – Clientèle par type d’abonnement

SCÉNARIO DE BASE – CLIENTÈLE PAR TYPE D’ABONNEMENT – CLIENTÈLE PAR TYPE D’ABONNEMENT

2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030 2035

Clientèle (nombre) 1 201 079 1 278 639 1 313 575 1 428 860 1 402 062 1 819 183 2 430 808 3 212 086

Basse Tension 1 199 150 1 276 610 1 311 428 1 426 585 1 399 642 1 815 809 2 425 823 3 204 198

DPP 796 959 786 012 778 266 873 548 847 019 1 187 213 1 695 792 2 351 580

DMP 6 447 6 222 6 902 7 639 8 431 13 368 19 732 27 751

DGP 617 600 660 724 791 1 214 1 753 2 414

PPP 176 259 167 754 174 262 187 170 183 265 226 218 286 838 359 527

PMP 17 525 18 192 19 922 22 405 21 293 29 567 42 042 59 077

PGP 6 575 6 689 7 031 7 396 7 785 10 185 13 657 18 945

EP 1 050 1 053 1 042 1 125 1 214 1 375 1 658 1 969

Woyofal 193 718 290 088 323 343 326 578 329 844 346 669 364 351 382 935

Moyenne Tension 1 924 2 025 2 140 2 267 2 407 3 354 4 968 7 871

TCU 81 81 80 79 78 73 68 63

TG 1 797 1 899 2 016 2 145 2 286 3 238 4 857 7 765

TLU 46 45 44 43 43 43 43 43

Haute Tension 5 4 7 8 13 20 17 17

Total 1 201 079 1 278 639 1 313 575 1 428 860 1 402 062 1 819 183 2 430 808 3 212 086

Tableau 2-7 : Scénario fort - Besoins énergétiques

SCÉNARIO FORT - BESOINS ÉNERGÉTIQUES Ventes (GWh) 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035

RI 2 752 2 971 3 318 3 689 4 502 5 466 6 382 6 870 7 350 7 837 8 344 8 883 9 212 9 751 10 225 10 911 11 612 12 360 13 151 13 987 Boutoute 63 67 77 87 - - - - - - - - - - - - - - - - Tambacounda 25 26 31 35 - - - - - - - - - - - - - - - - Centres isolés 41 44 51 58 - - - - - - - - - - - - - - - - Total 2 882 3 108 3 341 3 656 4 167 5 012 5 789 6 157 6 520 6 893 7 312 7 753 7 955 8 353 8 667 9 199 9 750 10 335 10 957 11 598


Tableau 2-8 : Scénario fort – Besoins énergétiques par type d’abonnement sans grands consommateurs SCÉNARIO FORT - BESOINS ÉNERGÉTIQUES PAR TYPE D’ABONNEMENT SANS GRANDS CONSOMMATEURS

2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030 2035

Ventes (GWh) 2 882 3 108 3 478 3 870 4 504 7 839 10 227 13 989

BT 1 849 2 000 2 181 2 393 2 629 4 229 6 457 9 379

DPP 1 052 1 074 1 188 1 329 1 484 2 540 4 012 6 129

DMP 51 50 58 66 74 129 200 284

DGP 15 18 21 23 26 45 68 95

PPP 192 191 206 229 254 429 678 1 004

PMP 143 149 165 182 201 334 529 803

PGP 215 191 237 254 273 387 542 750

EP 65 73 80 84 91 134 193 269

Woyofal 115 254 226 226 226 231 235 46 MT 851 907 978 1 044 1 157 1 607 2 219 3 040

TCU 10 8 10 11 12 17 24 33

TG 766 820 884 944 1 049 1 453 2 005 2 743

TLU 76 79 84 90 96 136 191 264


Tableau 2-9 : Scénario fort - Besoins énergétiques des grands consommateurs SCÉNARIO FORT - BESOINS ÉNERGÉTIQUES DES GRANDS CONSOMMATEURS

Ventes (GWh) 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Tension

ICS 56 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - HV

SOCOCIM 48 104 104 104 105 105 105 106 106 107 108 108 109 110 111 112 113 115 116 119 HV

SDE 58 58 58 59 61 62 64 65 67 68 70 71 73 75 76 78 80 82 84 86 HV

SOMETA 15 33 33 33 33 33 33 33 33 34 34 34 34 34 34 35 35 35 35 36 HV

OLAM 5 5 5 6 6 6 6 6 6 7 7 7 7 8 8 8 8 9 9 10 HV

TER - - - 74 108 108 108 108 108 108 108 108 108 108 108 108 108 108 108 108 HV

AIBD - - 41 41 41 41 41 41 41 41 41 41 41 41 41 41 41 41 41 41 MV

Port minéralier – Port pétrolier

- - - - - 115 231 231 231 231 231 231 231 231 231 231 231 231 231 231 HV


- - - - 59 79 121 184 205 205 205 205 205 205 205 205 205 205 205 205 HV


- - 103 110 117 125 133 142 152 162 173 185 197 211 225 225 225 225 225 225 HV

APROSI - - 15 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45 HV

CIMAF - - - - 32 63 126 126 126 126 126 126 126 126 126 126 126 126 126 126 HV

Phosphates de Matam

- - - - 38 38 38 38 38 38 38 38 38 38 38 38 38 38 38 38 MV

Sabadola-Euromine

- - - - - 166 166 166 166 166 166 166 - - - - - - - - HV

Massawa RandGold

- - - - - 197 197 197 197 197 197 197 197 197 - - - - - - HV

Mines de Fer Falémé

- - - - - - 180 180 180 180 180 180 150 120 120 120 120 120 120 120 HV

IAMGOLD - - - - - - 108 108 108 108 108 108 54 - - - - - - - HV


- - - - - 88 88 88 88 88 88 88 88 88 88 88 88 88 88 88 HV

Or Makabingui - WATIC

- - - - - - 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 HV

AFRIG - - - - 88 88 88 88 88 88 88 88 88 88 88 88 88 88 88 88 HV

ATLAS - - - - 63 63 63 63 63 63 63 63 63 63 63 63 63 63 63 63 HV

Total 182 200 359 471 795 1 423 1 959 2 034 2 067 2 080 2 094 2 108 1 874 1 806 1 627 1 630 1 633 1 637 1 642 1 647


Tableau 2-10 : Scénario fort – Clientèle par type d’abonnement

SCÉNARIO FORT – CLIENTÈLE PAR TYPE D’ABONNEMENT

2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030 2035

Clientèle 1 201 079 1 278 639 1 299 254 1 387 279 1 482 225 2 072 330 2 853 601 3 855 072

Basse Tension 1 199 150 1 276 610 1 297 107 1 385 004 1 479 805 2 068 956 2 848 616 3 847 184

DPP 796 959 786 012 768 612 843 616 924 667 1 430 960 2 105 290 3 178 883

DMP 6 447 6 222 7 292 8 288 9 372 16 285 25 461 36 765

DGP 617 600 696 785 880 1 479 2 254 3 142

PPP 176 259 167 754 172 602 182 345 192 678 253 670 328 593 419 075

PMP 17 525 18 192 19 389 21 029 22 822 34 469 51 116 74 643

PGP 6 575 6 689 7 031 7 396 7 785 10 185 13 657 18 945

EP 1 050 1 053 1 042 1 102 1 158 1 465 1 802 2 175

WOYOFAL 193 718 290 088 320 443 320 443 320 443 320 443 320 443 113 556

Moyenne Tension 1 924 2 025 2 140 2 267 2 407 3 354 4 968 7 871

TCU 81 81 80 79 78 73 68 63

TG 1 797 1 899 2 016 2 145 2 286 3 238 4 857 7 765

TLU 46 45 44 43 43 43 43 43

Haute Tension 5 4 7 8 13 20 17 17

Clientèle 1 201 079 1 278 639 1 299 254 1 387 279 1 482 225 2 072 330 2 853 601 3 855 072

Tableau 2-11 : Scénario faible - Besoins énergétiques BT et MT

SCÉNARIO FAIBLE - BESOINS ÉNERGÉTIQUES BT ET MT

Ventes (GWh) 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035

RI 2 752 2 971 3 055 3 227 3 584 3 804 4 053 4 282 4 516 4 759 5 014 5 279 5 557 5 848 6 144 6 447 6 752 7 070 7 401 7 747

Boutoute 63 67 70 75 - - - - - - - - - - - - - - - -

Tambacounda 25 26 27 29 - - - - - - - - - - - - - - - -

Centres isolés 41 44 46 49 - - - - - - - - - - - - - - - - Total 2 882 3 108 3 198 3 381 3 584 3 804 4 053 4 282 4 516 4 759 5 014 5 279 5 557 5 848 6 144 6 447 6 752 7 070 7 401 7 747


Tableau 2-12 : Scénario faible - Besoins énergétiques par type d’abonnement sans grands consommateurs

SCÉNARIO FAIBLE - BESOINS ÉNERGÉTIQUES PAR TYPE D’ABONNEMENT SANS GRANDS CONSOMMATEURS 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030 2035

Ventes (GWh)

2 882 3 108 3 198 3 381 3 584 4 759 6 144 7 747

Basse Tension

1 849 2 000 2 049 2 163 2 288 3 060 4 053 5 189

DPP 1 052 1 074 1 091 1 163 1 239 1 710 2 322 3 019

DMP 51 50 53 57 61 86 119 154 DGP 15 18 19 20 21 30 41 52

PPP 192 191 190 203 216 297 405 528

PMP 143 149 152 161 171 230 308 401

PGP 215 191 233 245 259 335 429 544

EP 65 73 80 79 83 104 130 159 Woyofal 115 254 231 235 240 268 300 331

Moyenne Tension

851 907 928 976 1 029 1 330 1 703 2 158

TCU 10 8 10 11 11 15 19 24

TG 766 820 836 879 926 1 197 1 533 1 942 TLU 76 79 82 86 91 118 151 192


Tableau 2-13 : Scénario faible - Besoins énergétiques des grands consommateurs

SCÉNARIO FAIBLE - BESOINS ÉNERGÉTIQUES DES GRANDS CONSOMMATEURS Ventes (GWh) 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Tension

ICS 56 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - HV

SOCOCIM 48 104 104 104 104 104 105 105 106 106 106 107 107 108 109 109 110 111 112 113 HV

SDE 58 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 74 75 76 77 HV

SOMETA 15 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 34 34 34 34 34 34 34 35 35 HV

OLAM 5 5 5 5 6 6 6 6 6 6 6 6 7 7 7 7 7 7 8 8 HV

TER - - - 12 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 HV

AIBD - - 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 MV

Port minéralier – Port pétrolier

- - - - - 19 38 38 38 38 38 38 38 38 38 38 38 38 38 38 HV


- - - - 10 13 20 31 34 34 34 34 34 34 34 34 34 34 34 34 HV


- - 17 18 19 21 22 24 25 27 29 31 33 35 38 38 38 38 38 38 HV

APROSI - - 3 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 HV

CIMAF - - - - 8 16 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 HV

Phosphates de Matam

- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - MV

Sabadola-Euromine - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - HV

Massawa RandGold - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - HV

Mines de Fer Falémé - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - HV

IAMGOLD - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - HV


- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - HV

Or Makabingui – WATIC

- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - HV

AFRIG - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - HV

ATLAS - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - HV

Total 182 200 228 248 274 307 351 365 372 375 379 382 386 390 395 397 399 401 404 407


Tableau 2-14 : Scénario faible – Clientèle par type d’abonnement

SCÉNARIO FAIBLE – CLIENTÈLE PAR TYPE D’ABONNEMENT 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030 2035

Clientèle (nombre) 1 201 079 1 278 639 1 253 961 1 308 566 1 365 699 1 692 617 2 098 090 2 583 446

Basse Tension 1 199 150 1 276 610 1 251 814 1 306 291 1 363 282 1 689 252 2 093 111 2 575 564

DPP 796 959 786 012 727 333 770 436 815 679 1 077 151 1 405 244 1 800 111

DMP 6 447 6 222 6 538 7 035 7 563 10 682 14 725 19 609

DGP 617 600 631 678 725 1 000 1 351 1 751

PPP 176 259 167 754 167 351 173 487 179 844 215 137 256 558 303 670

PMP 17 525 18 192 18 545 19 556 20 628 27 053 35 567 46 574

PGP 6 575 6 689 7 031 7 396 7 785 10 185 13 657 18 945

EP 1 050 1 053 1 042 1 125 1 214 1 375 1 658 1 969

Woyofal 193 718 290 088 323 343 326 578 329 844 346 669 364 351 382 935

Moyenne Tension 1 924 2 025 2 140 2 267 2 407 3 354 4 968 7 871

TCU 81 81 80 79 78 73 68 63

TG 1 797 1 899 2 016 2 145 2 286 3 238 4 857 7 765

TLU 46 45 44 43 43 43 43 43

Haute Tension 5 4 7 8 10 11 11 11

Total 1 201 079 1 278 639 1 253 961 1 308 566 1 365 699 1 692 617 2 098 090 2 583 446


2.4 MODÈLE DE CONSOMMATION HORAIRE : ÉTUDE DE

L’OFFRE La demande a été décomposée sur une base horaire pour la période de 2017-2035. Pour y arriver, les hypothèses et étapes suivantes ont été prises en compte :

Le profil de consommation horaire de 2015 a été utilisé comme référence. Nous avons construit une matrice de consommation horaire type utilisant les valeurs de 2015 en

énergie et en puissance maximale, et nous l’avons fait progresser jusqu’en 2035 en fonction de la croissance de la demande.

La croissance a été estimée par type de client selon le modèle PVDE. À partir de cette croissance annuelle en énergie, nous avons calculé la pointe maximale avec le

facteur de charge de 2015, soit 69,1 %. Nous avons intégré la puissance industrielle et les charges des centres isolés avec leur propre

facteur de charge. Toutes les simulations de production sont établies à partir de ces données, ce qui nous permet d’intégrer un bon degré de précision à nos calculs et de mettre en valeur la contribution horaire des parcs solaires.

2.5 MODÈLE DE CONSOMMATION PAR POSTE : ÉTUDE DE

TRANSPORT La charge de chaque poste Senelec a été évaluée en fonction de la croissance de la demande globale et du réseau. Les hypothèses et étapes suivantes ont été prises en compte :

À partir de la croissance annuelle en énergie (BT et MT) sans grands consommateurs, on a calculé la pointe avec le facteur de charge du réseau en 2015, soit 69,1 %.

La charge globale sans grands consommateurs a été éclatée par poste avec la répartition des charges à la pointe en 2015 comme référence. Cette répartition a été appliquée aux prévisions de la demande sans grands consommateurs pendant toute la période de l’étude.

On a intégré la charge des grands projets HT avec un facteur de charge de 100 %, et la puissance industrielle MT et des centres isolés avec le facteur de charge de 2015, soit 69,1%.

Les charges des grands consommateurs ont été intégrées à de nouveaux postes planifiés ou les postes existants plus proches, selon les prévisions de Senelec de la croissance du réseau.

On a transféré les charges des postes existants sur la base du plan d’investissements approuvé de Senelec pour de nouveaux postes. Nous avons utilisé des hypothèses préliminaires de pourcentage à transférer entre les différents postes établis par les directions des études générales et de distribution. Les études de faisabilité des projets permettront de raffiner ces hypothèses.


2.5.1 RÉSULTATS

Tableau 2-15 : Prévision de la pointe par poste source en MW

PRÉVISION DE LA POINTE PAR POSTE SOURCE EN MW

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035

Bel Air 59,6 61,6 65,7 67,6 63,5 67,8 72,9 78,5 84,6 91,1 98,0 105,7 113,8 122,1 130,9 140,2 150,1 160,3 171,1 182,6 194,4

Aéroport 30,9 32,0 34,1 35,1 36,9 39,4 42,3 45,6 49,1 52,9 56,9 61,3 66,0 70,8 76,0 81,4 87,1 93,0 99,3 106,0 112,8

CDB 38,6 39,9 42,5 43,7 15,8 16,8 18,1 19,5 21,0 22,6 24,3 26,2 28,2 30,3 32,5 34,8 37,3 39,8 42,5 45,3 48,3

Dagana 9,3 9,6 10,2 10,5 8,9 9,5 10,2 11,0 11,8 12,7 13,7 14,8 15,9 17,1 18,3 19,6 21,0 22,4 23,9 25,5 27,2

Diass 12,4 12,8 13,6 27,3 21,2 22,3 23,5 24,9 26,3 27,8 29,4 31,2 33,0 35,0 37,1 39,3 40,5 41,7 43,0 44,3 45,8

Hann 109,9 113,5 121,0 124,5 93,6 99,9 107,4 115,7 124,6 134,2 144,3 155,7 167,6 179,8 192,8 206,5 221,1 236,2 252,1 269,0 286,4

Kaolack 25,8 26,6 28,4 29,2 27,8 29,7 31,9 34,4 37,0 39,9 42,9 46,3 49,8 53,5 57,3 61,4 65,7 70,2 74,9 80,0 85,1

Mbao 28,2 29,2 31,1 32,0 22,4 23,9 25,7 27,7 29,8 32,1 34,5 37,2 40,1 43,0 46,1 49,4 52,9 56,5 60,3 64,4 68,5

Mbour 30,9 32,0 34,1 35,1 32,3 34,5 37,1 40,0 43,1 46,4 49,9 53,8 58,0 62,2 66,6 71,4 76,4 81,6 87,1 93,0 99,0

Mékhé 13,8 14,0 14,5 14,8 15,3 15,9 16,6 17,5 18,4 19,3 20,3 21,5 22,6 23,8 25,1 26,5 27,9 29,4 30,9 32,6 34,2

Olam 0,2 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,8 0,8 0,8 0,8 0,9 0,9 0,9 0,9 1,0 1,0

Sakal 33,8 34,9 37,2 38,3 30,8 32,9 35,4 38,1 41,0 44,2 47,6 51,3 55,2 59,2 63,5 68,0 72,8 77,8 83,1 88,6 94,4

Taiba 27,2 22,3 17,0 17,5 18,4 19,7 21,1 22,8 24,5 26,4 28,4 30,7 33,0 35,4 38,0 40,7 43,6 46,5 49,7 53,0 56,4

Thiona 38,6 39,9 42,5 43,7 34,0 36,3 39,0 42,1 45,3 48,8 52,5 56,6 60,9 65,4 70,1 75,1 80,4 85,9 91,6 97,8 104,1

Tobène 4,1 4,3 4,5 4,7 4,9 5,2 5,6 6,1 6,5 7,0 7,6 8,2 8,8 9,4 10,1 10,8 11,6 12,4 13,2 14,1 15,0

Touba 30,3 31,3 33,4 34,3 36,1 38,5 41,4 44,6 48,0 51,7 55,6 60,0 64,6 69,3 74,3 79,6 85,2 91,0 97,2 103,7 110,4

Université 21,2 21,9 23,4 24,0 20,8 22,2 23,9 25,7 27,7 29,8 32,1 34,6 37,3 40,0 42,9 46,0 49,2 52,5 56,1 59,9 63,7

Bakel 1,7 1,8 1,9 1,9 2,0 3,0 3,2 3,5 3,8 4,1 4,4 4,8 5,2 5,7 6,1 6,6 7,2 7,7 8,3 8,9 9,6

Matam 9,3 9,6 10,2 10,5 11,1 19,3 20,2 21,1 22,2 23,3 24,5 25,9 27,3 28,7 30,3 31,9 33,6 35,4 37,3 39,3 41,3

Kolda 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 7,2 7,9 8,7 9,6 10,6 11,6 13,0 14,4 16,0 17,6 19,4 21,4 23,5 25,7 28,1 30,7

Fatick 0,0 0,0 0,0 0,0 8,9 9,5 10,2 11,0 11,8 12,8 13,7 14,8 15,9 17,1 18,3 19,6 21,0 22,5 24,0 25,6 27,2

Tamba 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 6,8 7,4 8,2 9,0 9,9 10,9 12,2 13,6 15,1 16,8 18,6 20,5 22,6 24,9 27,3 29,9

Tanaf 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Ziguinchor 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 17,4 19,0 21,0 23,1 25,3 27,8 30,8 34,0 37,3 41,0 44,9 49,1 53,5 58,2 63,2 68,6

Kounoune 0,0 0,0 0,0 0,0 17,6 18,7 20,1 21,7 23,4 25,2 27,1 29,2 31,5 33,7 36,2 38,7 41,5 44,3 47,3 50,5 53,7

Diamniadio 0,0 0,0 0,0 0,0 30,2 32,2 34,7 37,3 40,2 43,3 46,6 50,3 54,1 58,0 62,2 66,7 71,4 76,2 81,4 86,8 92,5

Guédiawaye 0,0 0,0 0,0 0,0 24,4 26,1 28,0 30,2 32,5 35,0 37,7 40,6 43,8 46,9 50,3 53,9 57,7 61,6 65,8 70,2 74,8

Bargny 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 8,9 17,8 17,8 17,8 17,8 17,8 17,8 17,8 17,8 17,8 17,8 17,8 17,8 17,8 17,8

Mamelles 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 4,5 6,0 9,3 14,1 15,8 15,8 15,8 15,8 15,8 15,8 15,8 15,8 15,8 15,8 15,8 15,8


PRÉVISION DE LA POINTE PAR POSTE SOURCE EN MW

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035

SOCOCIM 0,0 5,3 12,0 12,0 12,0 12,0 12,1 12,1 12,2 12,2 12,3 12,3 12,4 12,5 12,6 12,7 12,8 12,9 13,0 13,2 13,4

Someta 1,9 1,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,9 3,9 3,9 3,9 3,9 3,9 4,0 4,0 4,0 4,0 4,1

TER 0,0 0,0 0,0 0,0 5,7 8,3 8,3 8,3 8,3 8,3 8,3 8,3 8,3 8,3 8,3 8,3 8,3 8,3 8,3 8,3 8,3

APROSI 0,0 0,0 0,0 1,2 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5

Afrimetal 0,0 0,0 0,0 3,1 3,1 3,1 3,1 3,1 3,1 3,1 3,1 3,1 3,1 3,1 3,1 3,1 3,1 3,1 3,1 3,1 3,1

CIMAF 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 3,6 7,3 14,5 14,5 14,5 14,5 14,5 14,5 14,5 14,5 14,5 14,5 14,5 14,5 14,5 14,5

Sabadola-Euromine 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 19,1 19,1 19,1 19,1 19,1 19,1 19,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Massawa RandGold 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 22,7 22,7 22,7 22,7 22,7 22,7 22,7 22,7 22,7 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Mines de Fer Falémé 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 20,8 20,8 20,8 20,8 20,8 20,8 17,3 13,8 13,8 13,8 13,8 13,8 13,8 13,8

IAMGold 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 12,5 12,5 12,5 12,5 12,5 12,5 6,2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Mako - Toro Gold 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 10,2 10,2 10,2 10,2 10,2 10,2 10,2 10,2 10,2 10,2 10,2 10,2 10,2 10,2 10,2

Makabingui - WATIC 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0

AFRIG 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 10,2 10,2 10,2 10,2 10,2 10,2 10,2 10,2 10,2 10,2 10,2 10,2 10,2 10,2 10,2 10,2

ATLAS 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 7,3 7,3 7,3 7,3 7,3 7,3 7,3 7,3 7,3 7,3 7,3 7,3 7,3 7,3 7,3 7,3

Sococim Senelec 0,0 0,0 0,0 0,0 6,5 6,9 7,4 8,0 8,6 9,3 10,0 10,7 11,6 12,4 13,3 14,2 15,3 16,3 17,4 18,6 19,8

SICAP 0,0 0,0 0,0 0,0 29,7 31,7 34,1 36,7 39,5 42,6 45,8 49,4 53,2 57,1 61,2 65,6 70,2 75,0 80,0 85,4 90,9

St. Louis 0,0 0,0 0,0 0,0 11,6 12,4 13,3 14,3 15,4 16,6 17,8 19,3 20,7 22,2 23,8 25,5 27,3 29,2 31,2 33,3 35,4

Kédougou 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 2,1 2,3 2,5 2,8 3,0 3,3 3,7 4,2 4,6 5,1 5,6 6,2 6,8 7,4 8,1 8,8

Total 527,7 544,6 581,9 615,5 653,4 764,8 883,1 995,9 1063,4 1132,3 1203,9 1284,4 1369,3 1427,4 1510,4 1585,9 1689,2 1795,9 1909,2 2029,7 2154,0


3. PLAN DE PRODUCTION

3.1 INTRODUCTION Dans le cadre de la présente étude, PATRP a déterminé certains critères permettant de dimensionner une capacité de production nécessaire et suffisante visant à répondre à la demande. Cette capacité, dite de production, doit elle-même répondre, de façon satisfaisante, aux critères de disponibilité et de fiabilité généralement applicables. Ces critères ont été identifiés et documentés au Rapport sur l’équilibre de l’offre et de la demande émis en mars 2017. Dans le cadre du présent rapport final, un rappel de ces critères est donné aux sections suivantes.

3.2 CRITÈRES TECHNIQUES 3.2.1 DIMENSIONNEMENT DES UNITÉS DE PRODUCTION

Les référentiels techniques des réseaux électriques recommandent en général que la puissance de la plus grande unité de production couplée au réseau n’excède pas 15 % de la demande instantanée pour ainsi limiter la possibilité de provoquer un incident généralisé en cas de déclenchement de l’unité concernée. L’application de ce critère est limitée par les orientations déjà prises par Senelec sur les nouvelles unités de production devant être mises en service dont, entre autres, l’unité charbon vapeur de 115 MW de puissance nette de la centrale Sendou. 3.2.2 PLANIFICATION DE L’OFFRE DE PRODUCTION (RÉSERVE SUR P MAX)

La réserve est fixée en fonction des critères suivants :

Réserve de capacité minimum de 15 %. Éviter d’avoir deux années consécutives avec la réserve plus petite que 20 % jusqu’à

l’horizon 2030. Après 2030, nous considérons que, pour un horizon aussi lointain pour lequel des revues périodiques du plan apporteront certainement des modifications significatives au niveau de la demande et de l’offre, il est suffisant au stade actuel de viser un niveau de réserve de l’ordre de 15 %.


3.2.3 LA RÉSERVE DE STABILITÉ

Une définition courante de la réserve de stabilité est celle fournie par la North American Electric Reliability Corporation (NERC), qui précise qu’il s’agit de toutes les réserves synchronisées, ou non, et prêtes à réagir dans les 10 minutes qui suivent une instruction du centre de conduite du réseau. La réserve de stabilité peut se définir par trois niveaux : Un niveau primaire

Une réserve tournante synchrone qui doit être disponible instantanément pour l'alimentation de la charge et en quantité suffisante pour éviter le délestage de charge par sous-fréquence.

Un niveau secondaire (10 minutes)

Une réserve synchrone ou non synchrone qui doit être disponible en 10 minutes. Ce niveau de réserve doit assurer le retour de la fréquence à sa consigne d’origine à l’intérieur du délai prescrit en résorbant l’écart résiduel de fréquence induite par le niveau primaire. Une partie de la réserve de niveau secondaire peut donc être non-tournante, comme de la charge interruptible, ou encore composée d’éléments de production avec capacité de démarrage et de montée en production inférieure à 10 minutes.

Un niveau tertiaire (30 minutes)

Une réserve non synchrone qui doit être disponible en 30 minutes pour permettre de reconstruire un niveau de réserve primaire économique et suffisant afin d'éviter la perte de charge par sous fréquence en cas d’un nouvel incident sur le réseau. Une partie de la réserve de niveau tertiaire peut donc être non-tournante, comme de la charge interruptible, ou encore composée d’éléments de production avec capacité de démarrage et de montée en production inférieure à 30 minutes.

Notons ici que des critères plus sévères peuvent être appliqués en fonction des niveaux de stabilité visés pour différents réseaux ou zones de réglage.


3.2.4 ADÉQUATION DU PARC DE PRODUCTION (FIABILITÉ)

La mesure de l’adéquation entre l’offre et la demande repose sur une approche probabiliste qui vise à mesurer, compte tenu des probabilités d’incidents sur les unités de production, dans quelle mesure le parc de production est capable de satisfaire à chaque instant, l’ensemble de la demande. À cette fin, un indice de fiabilité cible pour le parc de production est utilisé. Cet indice définit le nombre d’heures maximum durant lesquelles il est toléré une inadéquation entre la capacité de production disponible et la demande du réseau. Cet indice est appelé probabilité de perte de charge ou « Loss of Load Probability » (LOLP). LOLP est l'espérance du temps en pourcentage d’une année durant lequel une perte de production peut provoquer une perte de charge. L’indice du LOLP multiplié par 8 760 heures donne la durée probable en heure durant laquelle l’offre de production ne satisfera pas la demande. Les critères de fiabilité utilisés pour l’analyse de l’adéquation du parc de production provenant du plan de production Senelec (version du 12 janvier 2015) sont les suivants :

LOLP x 8 760 h : 72 h/an (LOLP: 0,82 %). Il permet de valider si la capacité de production prévue pour une année donnée peut satisfaire la demande de manière fiable dans les limites du 72 h/an fixé, et évaluer la quantité d’énergie impactée par la mesure LOLE (Loss Of Load Expectation).


3.2.5 TAUX DE PANNES (INDISPONIBILITÉ ALÉATOIRE) PAR RAPPORT AU

LOLP

Un des principaux intrants au calcul de la probabilité de perte de charge (LOLP) est le taux de pannes propre à chaque unité de production. Pour le parc de production thermique propre à Senelec, PATRP appliquera, comme taux de pannes, la donnée identifiée au document « Caractéristiques Technicoéconomiques » (document transmis par Senelec). Nous notons un taux de pannes moyen de l’ordre de 10 % comme démontré par le tableau suivant :

Tableau 3-1 : Taux de pannes moyen

TAUX DE PANNES MOYEN

Caractéristiques technico-

économiques

Installation Groupe Taux pannes (%)

C-2 Bel-Air TAG4 10

C-6 Bel-Air

601 8,0

602 8,0

603 8,0

604 8,0

605 8,0

606 8,0

C-3 Cap des Biches

301 15

303 15

TAG2 10

C-4 Cap des Biches

401 15

402 15

403 15

404 10

405 10

C-7 KAHONE 2

701 8

702 8

703 8

704 8

705 8

706 8

KAHONE 1

93 10

94 10

149 10

150 10

MOY 10,04

Pour les unités de production thermiques IPP, un taux de pannes uniforme sera appliqué, soit cinq pour cent. Ce taux est en accord avec la presque totalité des taux identifiés au document « Caractéristiques technico-économiques ». Pour les unités de production hydraulique, un taux de pannes uniforme de deux pour cent sera appliqué.


Notons ici qu’en fonction de notre référentiel (voir tableau ci-dessous), le taux de pannes propre aux unités de production du parc de Senelec est considéré comme élevé, et que les taux de pannes fixés pour les IPP et les unités hydrauliques se situent dans la zone supérieure. Comme différents facteurs peuvent influencer le taux de pannes, comme des conditions d’exploitation sévères (par exemple la température ambiante, un déficit d’entretien causé par de la non-disponibilité ou autres), nous considérons qu’il serait prudent de fixer le taux de pannes des IPP en fonction de la zone supérieure de notre référentiel dans le contexte des taux actuels propres aux unités de production de Senelec, et ce, sans en connaître la ou les causes.

Tableau 3-2 : Référenciel des taux de pannes

RÉFÉRENCIEL DES TAUX DE PANNES Hydro (%) Thermique (%)

Bas 1 2

Référence 2 3

Haut 2 5 Référentiel tiré du document suivant : ‘’Development of a Capacity Adequacy Standard‘’ et compilant entre autres, les données pour plus de 1 500 unités de production provenant de la NERC - North America Reliability Council Stats (3 October 2008) (North Island)

3.2.6 CONSIDÉRATIONS POUR LES ÉNERGIES RENOUVELABLES

RÉFÉRENCES

1. Rapport de Tractebel Engineering : Étude stratégique pour l’intégration des énergies renouvelables dans le mix énergétique et définition d’un planning et d’une stratégie d’implantation au Sénégal pour Senelec – Septembre 2015.

2. Document "Vestas General Specifications of the Wind Turbine V126 3.45 MW" numéro document PAR-#21703609-v1.

3. Rapport du NERC: Integration of Variable Generation Task Force (IVGTF) of the organism NERC Task 2.1 Report - Variable Generation Power Forecasting for Operations http://www.nerc.com/docs/pc/ivgtf/Task2-1(5.20).pdf

4. Rapport du NERC : Flexibility requirements and metrics for variable generation: implications for system planning studies. http://www.nerc.com/files/IVGTF_Task_1_4_Final.pdf

5. Integrating renewable electricity on the Grid – A report by the APS Panel on public affairs (APS Physics).

6. Rapport du NERC: "Accomodating High levels of variable generation" Août 2009 7. Managing the wind – Wartsila.

http://www.nerc.com/docs/pc/ivgtf/Task2-1(5.20).pdf

http://www.nerc.com/files/IVGTF_Task_1_4_Final.pdf


PROFIL DE L’ÉNERGIE SOLAIRE

Données météorologiques

Le potentiel solaire au Sénégal a été analysé dans l’étude stratégique pour l’intégration des énergies renouvelables de Tractebel (Section 3.2.6 Références 1). L’ensemble du territoire sénégalais bénéficie d’un ensoleillement suffisamment favorable et adapté au développement de centrales PV. La partie nord du pays serait cependant à privilégier autant que possible afin d’augmenter le productible des centrales PV et diminuer ainsi le coût de génération de l’électricité. Liste des projets solaires existants et futurs

Basé sur le plan de Production Senelec de janvier 2017, nous constatons une puissance totale de 323 MW en accord avec les données apparaissant au tableau ci-dessous. Notons que 233 MW doivent être installés sur l’horizon 2020 et une puissance additionnelle de 90 MW doit être installée sur la période 2021-2023.

Tableau 3-3 : Projets solaires existants et futurs

PROJETS SOLAIRES EXISTANTS ET FUTURS

Projet Puissance (MW) Année de MES Statut

Existant installé fin 2016 40 2016 Installé

Solaire IPP 1 29 2017 Décidé



Scaling Solaire 1 30 2018 Décidé



Diass 15 2018 Décidé

Solaire nouveau 1 30 2021 Planifié



TOTAL 323


Profil solaire

Quatre profils de puissance journalière produite d’un parc solaire typique de 20 MW pour quatre journées de l’année (figure 31 de l’étude de Tractebel) et les énergies mensuelles (figure 32 de la même étude) ont été utilisés comme données de départ, pour établir le productible annuel du solaire. Ces quatre journées utilisées sont représentées dans le graphique suivant :

Figure 3-1 : Puissance injectée (kW) pour un parc typique de 20 MW

Par ailleurs, l’histogramme ci-dessous des énergies mensuelles produites a été utilisé :

Figure 3-2 : Production de la centrale typique PV

Les valeurs d’énergies mensuelles considérées extraites de cette figure 30 (numéro de figure de Tractebel) pour un parc typique de 20 MW sont résumées sur la page suivante :


Tableau 3-4 : Énergie mensuelle produite et GHI pour une centrale de 20 MW

ÉNERGIE MENSUELLE PRODUITE ET GHI POUR UNE CENTRALE DE 20 MW Mois GHI = niveau d’irradiation globale (extrait de la courbe rouge)

GHI

(kWh/m2/mois)

Énergie produite mensuellement

(MWh)

(extrait de l’histogramme Tractebel

figure 30)

Janvier 2 580 2 961

Février 2 800 3 071

Mars 3 375 3 403

Avril 3 400 3 281

Mai 3 005 3 176

Juin 2 775 2 721

Juillet 2 700 2 514

Août 2 650 2 529

Septembre 2 600 2 565

Octobre 2 900 3 003

Novembre 2 490 2 746

Décembre 2 375 2 655

Pour l’établissement du profil solaire annuel, les quatre profils journaliers plus hauts ont été distribués dans les mois de l’année, puis pondérés par l'écart relatif entre l'énergie journalière provenant de ceux-ci et les données d'énergies. La dernière colonne du prochain tableau indique quel profil journalier a été utilisé pour chaque mois de l’année. Tableau 3-5 : Profils journaliers

PROFILS JOURNALIERS

Mois

Énergie produite mensuellement (MWh)

(extrait de l'histogramme Tractebel figure 30)

Nb. de jours Énergie produite

journalière (MWh)

Profil journalier utilisé pour chaque

mois

Janvier 2 961 31 95,516 1

Février 3 071 28 109,679 1

Mars 3 403 31 109,774 2

Avril 3 281 30 109,367 2

Mai 3 176 31 102,452 2

Juin 2 721 30 90,700 3

Juillet 2 514 31 81,097 3

Août 2 529 31 81,581 3

Septembre 2 565 30 85,500 3

Octobre 3 003 31 96,871 4

Novembre 2 746 30 91,533 4

Décembre 2 655 31 85,645 4


Ci-dessous, les données du profil horaire du solaire représentant une journée par mois pour les 12 mois de l’année utilisés pour calculer et définir l’énergie et la puissance productible d’un parc éolien de 20 MW.

Tableau 3-6 : Profil horaire solaire pour chaque mois de l’année (kW)

PROFIL HORAIRE SOLAIRE POUR CHAQUE MOIS DE L’ANNÉE (KW) Heures Janv. Fév. Mars Avr. Mai Juin Juil. Août Sept. Oct. Nov. Déc.

0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

4 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

6 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

7 0,0 0,0 580,9 578,2 529,5 685,5 589,1 594,5 636,0 729,8 684,9 628,9

8 265,0 308,3 4 110,7 4 091,8 3 747,0 3 564,6 3 063,1 3 091,2 3 307,0 4 500,7 4 223,7 3 878,2

9 5 742,3 6 679,5 7 149,1 7 116,1 6 516,5 5 758,2 4 948,0 4 993,4 5 342,1 7 201,1 6 758,0 6 205,1

10 9 717,8 11 303,7 11 170,5 11 118,9 10 182,0 9 597,0 8 246,7 8 322,4 8 903,5 10 704,3 10 045,6 9 223,7

11 11 926,4 13 872,8 13 315,2 13 253,8 12 137,0 12 019,1 10 328,0 10 422,8 11 150,6 12 650,5 11 872,1 10 900,8

12 13 339,9 15 517,0 14 298,2 14 232,2 13 033,0 12 796,0 10 995,6 11 096,5 11 871,3 13 234,4 12 420,0 11 403,9

13 13 472,4 15 671,1 14 56,3 14 499,1 13 277,4 12 064,8 10 367,3 10 462,4 11 193,0 12 164,0 11 415,5 10 481,5

14 13 163,2 15 311,4 13 851,4 13 787,5 12 625,7 11 150,8 9 581,9 9 669,8 10 345,0 11 580,1 10 867,5 9 978,4

15 11 396,3 13 256,2 11 885,4 11 830,6 10 833,7 9 597,0 8 246,7 8 322,4 8 903,5 10 704,3 10 045,6 9 223,7

16 8 834,3 10 276,1 9 651,3 9 606,8 8 797,3 7 129,2 6 126,1 6 182,3 6 614,0 7 784,9 7 305,9 6 708,2

17 5 300,6 6 165,7 6 255,5 6 226,6 5 701,9 4 570,0 3 927,0 3 963,0 4 239,8 4 865,6 4 566,2 4 192,6

18 1 060,1 1 233,1 1 697,9 1 690,1 1 547,7 1 096,8 942,5 951,1 1 017,5 681,2 639,3 587,0

19 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

20 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

21 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

22 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

23 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Tableau 3-7 : Puissance et énergie journalière

TABLEAU 3-8 : PUISSANCE ET ÉNERGIE JOURNALIÈRE

Janv. Fév. Mars Avril Mai Juin Juil. Août Sept. Oct. Nov. Déc.

Puissance moyenne

journalière en MW 3,9 4,6 4,5 4,5 4,1 3,8 3,2 3,3 3,5 4,0 3,8 3,5

Énergie journalière

en MWh 94,2 109,6 108,5 108,0 98,9 90,0 77,4 78,1 83,5 96,8 90,8 83,4

Nb. jours 31 28 31 30 31 30 31 31 30 31 30 31


Tableau 3-9 : Puissance, énergie annuelle et facteur d’utilisation du parc typique de 20 MW

PUISSANCE, ÉNERGIE ANNUELLE ET FACTEUR D’UTILISATION DU PARC TYPIQUE DE 20 MW

Puissance maximale en MW

Énergie

annuelle en

MWh

Nb. heures

considérées

Puissance

moyenne annuelle

MW

Facteur

d’utilisation

20 33 998,6 8 760 3,88 19,4 %

PROFIL DE L’ÉNERGIE ÉOLIENNE

Liste des projets éoliens

Nous avons considéré le projet Taïba composé de 46 éoliennes de modèle V126 d'une puissance de 3,45 MW.

Tableau 3-10 : Projets éoliens

PROJETS ÉOLIENS

Offre

Puissance

MW Type Statut Priorité

Mise en

service

référence Scénario 1

Sarreole 1 51,75 Éolien Décidé 2,00 2018 01-01-2018



Le parc éolien Sarreole près de Taïba Ndiaye est au statut « décidé ». Il se situe à une vingtaine de kilomètres de la côte. Il devrait être constitué de 46 éoliennes et sera construit en trois phases. Il a été considéré que 15 éoliennes du parc éolien Sarreole seraient mises en service en 2018, 15 en 2019 et 16 en 2020 pour un total de 158,7 MW installés en 2020. Courbe de puissance de l’éolienne V126 3,45 MW de VESTAS

Pour le projet Taïba, une éolienne de grande envergure (126 m de diamètre de pale et 117 m de hauteur de moyeu) principalement conçue pour les régions à vents faibles ou moyens, a été considérée. La courbe de puissance utilisée provient des spécifications générales de l’éolienne V126 de 3,45 MW mode de bruit 0 (voir référence 2 dans la section références).


Figure 3-3 : Courbe de puissance de l’éolienne VESTAS V126 3,45 MW

Tableau 3-11 : Courbe de puissance de l’éolienne VESTAS V126 3,45 MW

-500.0

0.0

500.0

1000.0

1500.0

2000.0

2500.0

3000.0

3500.0

4000.0

0.0 2.0 4.0 6.0 8.0 10.0 12.0 14.0 16.0 18.0 20.0 22.0 24.0

Pu

issa

nce

(M

W)

Vitesse du vent (m/s)

COURBE DE PUISSANCE DE L’ÉOLIENNE VESTAS V126 3,45 MW


Puissance pour une densité d'air

1,225 (kg/m3)


Puissance pour une densité d'air 1,225

(kg/m3)


Puissance pour une densité d'air 1,225

(kg/m3)

0 0,0 10,5 3 366,0 21 3 450

0,5 0,0 11 3 433,0

1 0,0 11,5 3 448,0

1,5 0,0 12 3 450,0

2 0,0 12,5 3 450,0

2,5 0,0 13 3 450,0

3 35,0 13,5 3 450,0

3,5 101,0 14 3 450,0

4 184,0 14,5 3 450,0

4,5 283,0 15 3 450,0

5 404,0 15,5 3 450,0

5,5 550,0 16 3 450,0

6 725,0 16,5 3 450,0

6,5 932,0 17 3 450,0

7 1 172,0 17,5 3 450,0

7,5 1 446,0 18 3 450,0

8 1 760,0 18,5 3 450,0

8,5 2 104,0 19 3 450,0

9 2 482,0 19,5 3 450,0

9,5 2 865,0 20 3 450,0

10 3 187,0 20,5 3 450,0


Données météorologiques

Les données météorologiques et cartographiques sont issues de l’étude d’intégration des énergies renouvelables au Sénégal réalisée par Tractebel Engineering (réf.1), analysant aussi la fiabilité des sources en termes de mesures de vent. Les données utilisées afin d’établir le profil éolien annuel sur une base horaire sont résumées dans cette section à des fins de compréhension de la méthodologie. Il faut noter que le régime de vent est relativement similaire sur la Côte-Nord du Sénégal (Grande-Côte), comme illustré sur la figure ci-dessous : Figure 3-4 : Potentiel du vent au Sénégal sur une base de mesure à 50 m provenant de la figure 8 de l’étude de Tractebel (réf. 1Error! Reference source not found.)

Figure 3-5 : Localisation du parc éolien Sarreole


L’étude de Tractebel indique la similarité du régime de vent sur la Côte-Nord. Les moyennes de vent mesurées se situent entre 5,2 et 5,98 m/s. Elles proviennent des données mesurées par un promoteur de projet à Gantour et sont jugées fiables. Nous présentons ci-dessous le profil d’une journée type dans la région de Gantour située à 15 km de Saint-Louis (150 km de Taïba). Une meilleure estimation du productible requiert la distribution des vents en nombre d’heures par année pour chaque vitesse de vent. Cependant, considérant que ce sont les seules données disponibles; nous utilisons les moyennes qui sont, conformément à l’allure intrinsèque de la courbe de puissance, une sous-estimation.


Figure 3-6 : Profil journalier typique du vent mesuré à 400 m de hauteur, février 2007 à janvier 2008

Source : Étude de Tractebel – Septembre 2015

Les données des moyennes mensuelles des vents suivantes ont été utilisées.

Figure 3-7 : Vitesse mensuelle moyenne du vent à Gantour

Mois Vitesse moyenne du

vent mensuelle à Gantour

Janvier 6,78

Février 6,75

Mars 7,05

Avril 6,2

Mai 6,05

Juin 5,7

Juillet 5,6

Août 4,9

Septembre 4,1

Octobre 5,2

Novembre 6,1

Décembre 6,3

D’après ces données, nous notons que les vents sont plus faibles de juin à octobre. Cependant, il faut émettre la réserve qu’il s’agit de moyennes sur toutes les journées d’un mois. Cela permet donc d’avoir une tendance mensuelle. La distribution des vitesses de vents montrant leur fréquence ainsi que les valeurs maximales et minimales auraient été plus intéressantes à analyser.

44.14.24.34.44.54.64.74.84.9

55.15.25.35.45.55.65.75.85.9

66.16.26.36.46.56.66.76.8

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Vit

ess

e m

oye

ne

du

ve

nt

Heure

Profil journalier typique du vent mesuré à 40 m de hauteur, de février 2007 à janvier 2008(issu de l'étude de Tractebel - Septembre 2015)

0

1

2

3

4

5

6

7

8

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Vit

esse

mo

yen

ne

men

suel

le à

Gan

tou

r

Mois


Les valeurs horaires de vent de la journée typique ont été pondérées par les valeurs mensuelles de Gantour pour obtenir un profil horaire pour les 12 mois de l’année.

Figure 3-8 : Profil horaire du vent pour les 12 mois de l’année

On note que les mois de janvier, février et mars sont les périodes où les vitesses moyennes sont les plus élevées. Cette période correspond au mois du creux de charge. Inversement, la production éolienne est plus faible en août, septembre et octobre, période de la pointe de charge.

3

4

5

6

7

8

9

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

Vit

esse

du

ven

t (m

/s)

Mois

Vitesses moyennes mesurées Janvier Février Mars

Avril Mai Juin Juillet

Août Septembre Octobre Novembre

Décembre


Profil éolien

Les courbes de puissance spécifiques au modèle d’éolienne permettent d’obtenir la puissance horaire pour une journée typique par mois. Ci-dessous les calculs résumés pour l’éolienne Vestas V126 3,45 MW. Étant donné que nous avons considéré 12 journées typiques, il n’est pas utile de dupliquer tous les jours de l’année. Les calculs ont aussi été effectués pour l’éolienne Vestas V126 3,3 MW, V117 3,45 MW et la Gamesa G58 (0,85 MW) afin de comparer les facteurs d’utilisation et porter un regard critique sur les hypothèses et le choix du modèle d’éolienne.

Tableau 3-12 : Profil horaire en puissance d’une éolienne v126 3,45 MW par mois

PROFIL HORAIRE EN PUISSANCE D’UNE ÉOLIENNE V126 3,45 MW PAR MOIS Heure Janv. Fév. Mars Avr. Mai Juin Juil. Août Sept. Oct. Nov. Déc.

0 0,932 0,919 1,061 0,697 0,644 0,526 0,497 0,312 0,154 0,384 0,662 0,733

1 0,960 0,946 1,090 0,718 0,665 0,544 0,515 0,326 0,164 0,399 0,683 0,758

2 0,956 0,941 1,085 0,714 0,662 0,541 0,512 0,324 0,162 0,396 0,679 0,754

3 0,929 0,917 1,059 0,695 0,642 0,525 0,496 0,311 0,153 0,383 0,660 0,731

4 0,915 0,903 1,042 0,683 0,630 0,515 0,485 0,302 0,147 0,375 0,648 0,718

5 0,890 0,878 1,013 0,662 0,609 0,497 0,468 0,288 0,137 0,360 0,627 0,697

6 0,882 0,869 1,004 0,655 0,602 0,491 0,462 0,283 0,134 0,355 0,620 0,690

7 0,840 0,828 0,956 0,620 0,567 0,462 0,433 0,263 0,117 0,331 0,585 0,655

8 0,807 0,795 0,919 0,592 0,541 0,439 0,410 0,247 0,104 0,312 0,557 0,627

9 0,903 0,890 1,028 0,672 0,620 0,506 0,477 0,295 0,142 0,367 0,637 0,707

10 1,162 1,148 1,308 0,890 0,828 0,690 0,655 0,433 0,243 0,520 0,849 0,932

11 1,199 1,182 1,347 0,919 0,857 0,714 0,679 0,453 0,257 0,541 0,878 0,965

12 1,215 1,199 1,363 0,932 0,869 0,725 0,690 0,462 0,263 0,550 0,890 0,980

13 1,243 1,226 1,391 0,956 0,890 0,745 0,707 0,477 0,273 0,567 0,911 1,004

14 1,308 1,292 1,458 1,013 0,941 0,795 0,754 0,512 0,300 0,609 0,965 1,061

15 1,369 1,352 1,527 1,066 0,994 0,840 0,799 0,544 0,326 0,648 1,018 1,114

16 1,434 1,418 1,602 1,124 1,052 0,890 0,849 0,585 0,355 0,690 1,076 1,172

17 1,429 1,413 1,596 1,119 1,047 0,886 0,845 0,581 0,353 0,686 1,071 1,167

18 1,276 1,259 1,424 0,984 0,915 0,770 0,729 0,494 0,285 0,588 0,936 1,032

19 1,114 1,100 1,254 0,849 0,787 0,655 0,620 0,404 0,223 0,491 0,807 0,890

20 1,056 1,042 1,188 0,799 0,737 0,613 0,578 0,375 0,200 0,456 0,758 0,840

21 1,028 1,013 1,157 0,774 0,714 0,592 0,557 0,360 0,188 0,439 0,733 0,816

22 0,994 0,980 1,124 0,745 0,690 0,567 0,535 0,343 0,176 0,418 0,707 0,787

23 0,946 0,932 1,076 0,707 0,655 0,535 0,506 0,319 0,159 0,392 0,672 0,745

Puissance moyenne journalière en MW

0,895 0,882 1,012 0,674 0,624 0,515 0,486 0,314 0,167 0,382 0,640 0,709

Énergie journalière en MWh

25,79 25,44 29,07 19,58 18,16 15,06 14,25 9,29 5,02 11,26 18,63 20,57

Nb. jours 31 28 31 30 31 30 31 31 30 31 30 31

Influence sur le facteur d’utilisation

Pour certaines régions comme au Québec, les éoliennes sont largement espacées ; le phénomène de sillage n’est pas pris en compte. Nous supposons qu'il en est de même pour l’implantation au Sénégal, d’autant plus que le productible est sous-estimé par l’utilisation des vents moyens.


Énergie et facteur d’uti lisation

À partir de l’énergie journalière par mois, l’énergie annuelle, la puissance moyenne annuelle et le facteur d’utilisation sont calculés. Le facteur d’utilisation est le productible divisé par la capacité de production, soit la puissance annuelle produite sur la puissance maximale de l’éolienne.

Tableau 3-13 : Productible d’une éolienne

TABLEAU 3-14 : PRODUCTIBLE D’UNE ÉOLIENNE

Éolienne V126 3,45 MW

Puissance maximale en MW 3,45

Énergie annuelle en MWh 6 441,0

Nb. heures considérées 8 760

Puissance moyenne annuelle 0,735

Facteur d'utilisation 21,3 %

Productible éolien

Basés sur le profil horaire annuel d’une éolienne, les profils ont été utilisés dans l’outil de modélisation pour l’analyse offre-demande. L’estimation du productible éolien total et par année est résumée par phase du projet Sarreole présenté dans le tableau ci-dessous :

Tableau 3-15 : Productible des projets éoliens

PRODUCTIBLE DES PROJETS ÉOLIENS

Offre Puissance

installée Mise en service

référence

Facteur d'utilisation

(%)

Estimé Puissance moyenne annuel

MW

Estimé Énergie annuelle GWh

Sarreole 1 51,75 2018 21,3 11,03 96,6

Sarreole 2 51,75 2019 21,3 11,03 96,6

Sarreole 3 55,2 2020 21,3 11,76 103,1

Total en 2020 158,7 2020 21,3 33,82 296,3

INTÉGRATION DES ÉNERGIES RENOUVELABLES INTERMITTENTES (ERI)

CONTRIBUTION À LA POINTE

Puissance solaire considérée à la pointe

Au Sénégal, la pointe journalière se situe en début de soirée et la journée de la pointe de la demande en mi-octobre entre 19 h et 22 h, période où les centrales PV ne produisent pas. Donc, le productible solaire ne contribuera ni à la pointe journalière ni à la pointe annuelle. Puissance éolienne considérée à la pointe

La pointe de la demande se situe en mi-octobre. Lorsque l’on considère la valeur de la journée typique en octobre pondérée par sa moyenne mensuelle, la valeur de la puissance produite à 20 h serait de 456 kW pour une éolienne, multipliés par le nombre d’éoliennes mis en service durant l’année considérée; ce qui est possible, mais difficile à prévoir sans données de vents plus détaillées.


De plus, nous avons pris la puissance sur trois mois et non cette valeur horaire puisque la pointe est susceptible d’arriver entre septembre et novembre. La puissance instantanée productible sur ces trois mois est de 397 kW. Il faut la multiplier par le nombre d’éoliennes, ce qui est plus conservateur que la valeur horaire à la pointe. Tel qu’énoncé dans le tableau des projets, il a été considéré que 15 éoliennes du parc éolien Sarreole seraient mises en service en 2018, 15 en 2019 et 16 en 2020, soit 5,95 MW en 2018, 11,9 MW en 2019 et 18,24 MW en 2020. Toutefois, considérant le caractère intermittent de l’éolien dû aux aléas météorologiques, il est recommandé de ne pas tenir compte de celui-ci en mode planification pour l’établissement de la puissance maximale à la pointe. NIVEAU DE RÉSERVE SYNCHRONE PAR RAPPORT À LA PUISSANCE

RENOUVELABLE INTERMITTENTE

Considérations pour l’intégration des ERI

Dans cette version finale du rapport, cette section a été condensée. Nous vous prions donc de vous référer au « Rapport sur l’équilibre de l’offre et de la demande » de mars 2017 pour les détails des considérations prises en compte sur les fluctuations des énergies renouvelables ainsi que pour la méthodologie.

Selon la littérature (NERC, PAS[1] physics report), un parc solaire peut varier de 70 % de la capacité produite instantanée dans une fenêtre variant de deux minutes à 10 minutes aux passages de nuages (référence au rapport du NERC : "Accomodating High levels of variable generation" - Août 2009). Les plus grands parcs solaires en fonction du plan production Senelec de janvier 2017 sont de 30 MW en 2018 et de 40 MW en 2019.

Pour le solaire, nous considérons 70 % de variations de la puissance maximale produite, bien qu’il s’agisse, dans les faits, de la puissance instantanée produite. Nous considérons, comme critère raisonnable, une chute de 70 % du productible sur le plus grand parc, soit 30 MW en 2018 et 40 MW en 2019, puisque ces parcs solaires sont dispersés.

Donc, au stade de planification, lors du passage d’un nuage, le niveau de fluctuation solaire qui devrait être compensé serait de 28 MW en 2019. Si un système de prévision météorologique efficace permet de prévoir la fluctuation, alors cette fluctuation peut être contrôlée par le démarrage d’unités de production au moment opportun sans affecter la réserve de stabilité primaire. Autrement, ce niveau sera compensé par la réserve synchrone déjà en place, et ce, si elle est disponible en quantité suffisante. En fait, ce genre de fluctuation se gère de la même manière que toute autre fluctuation de charge sur le réseau, la différence, étant qu’à moins d’avoir un système de prévision météo très efficace, la fluctuation des ERI est moins bien prévisible que les variations de charge normales qui elles peuvent être mieux anticipées.

Pour l’éolien, étant donné qu’à ce jour il n’y a qu’un seul parc éolien décidé, la chute de vent entraînant un manque de production à combler sera considérée sur celui de Sarreole avec une puissance installée de 158,7 MW en 2020. Quant à la valeur de la chute de vent à considérer, il est difficile d’utiliser la valeur d’incrément citée dans le NERC, à cause de la non-dispersion géographique au Sénégal. Et, il semble aussi trop conservateur de considérer la chute de vent à 100 % de la


puissance installée, ce qui sous-entendrait un besoin en réserve synchrone égal à la capacité du parc, soit 158,7 MW. En effet, les fluctuations maximales de l’éolien sont lors d’une tempête où les machines se déclenchent; on observe alors de fortes variations sur de courtes durées (cinq à vingt minutes). Ce type de tempête est prévisible, permettant d‘ajouter des unités de production avant le passage de celle-ci et d’être prêt à compenser la variation de la valeur de productibles de l’éolien prévu avec le système de prévision météo, soit une valeur pouvant atteindre 100 % de la production du parc éolien. Cependant, dans l’idée d’établir un critère sécuritaire pour les fluctuations journalières et donc définir un niveau de réserve synchrone suffisant pour la majorité du temps, c’est la chute drastique de vent de sept mètres par seconde (vitesse atteinte 10 % de l’année) qui a été fixée comme critère, pour cette nécessité en réserve synchrone. Cette valeur est peu probable et rend le critère conservateur, mais réaliste. Cette vitesse équivaut à la courbe de puissance de l’éolienne Vestas V126 3,45 MW à une puissance productible de 1 161 kW soit 53,4 MW pour le parc Sarreole au complet de 158,7 MW installés, soit 34 % de la puissance éolienne installée en 2020. Donc, la fluctuation potentielle à considérer pour le niveau de réserve synchrone comme critère de base de l’ordre de 54 MW serait suffisante (à moins d’un évènement de tempête) et les mêmes considérations que celles énoncées pour le solaire s’appliqueraient pour ce qui concerne prévisions météo et réserve. Résumé fluctuations maximales des ERI versus niveau de réserve synchrone

En résumé, les fluctuations maximales potentielles selon les considérations citées plus haut sont les suivantes :

28 MW, soit 70 % de la puissance installée du plus grand parc solaire. 54 MW, soit 34 % de la puissance installée du plus grand parc éolien.

Ces fluctuations se gèrent normalement de la même manière que celles de charges et un système efficace de prévision météo rend ces fluctuations plus prévisibles et en facilite grandement la gestion en temps réel.

Lors de la gestion de la production, le niveau de réserve doit être ajusté en fonction de la production d’ERI, mais ces critères constituent une estimation des limites hautes (sauf en cas de tempêtes) en besoin de réserve. Ainsi, le niveau de réserve à considérer pour les ERI serait au maximum de 54 MW, et ce niveau est à prendre en compte lorsque le vent atteint une vitesse de sept mètres par seconde, vitesse probable 10 % de l’année. Sans considération pour l’éolien, une réserve de l’ordre de 28 MW serait potentiellement requise une fois par jour pendant l’heure de production solaire maximale. Cette estimation des limites hautes est valide dans la limite des connaissances actuelles et devra être réajustée en fonction de l’expérience vécue de l’exploitation des ERI par Senelec et ce particulièrement pour tout ce qui concerne fluctuations et prévisions météo. Nous recommandons à


Senelec d’obtenir des distributions de vitesses plus récentes pour la localisation du parc existant et pour chaque futur parc dans l’idée d’ajuster ces valeurs estimées. Pour une intégration optimale des ERI, Senelec devra posséder un système de prévision météo adapté à sa situation et s’assurer de la flexibilité de gestion de ses moyens de production, principalement au niveau des IPP, où des clauses contractuelles sont possiblement à renégocier dans le contexte d’une utilisation plus flexible des unités de production, tant en termes de fréquence d’arrêts-démarrages qu’en termes d’utilisation en réserve.


RECOMMANDATIONS CONCERNANT L’INTÉGRATION DES ÉNERGIES

RENOUVELABLE

Recommandations - Profil solaire

Il est important de noter que la production PV peut également varier brusquement sur de très courtes périodes de quelques minutes en fonction du passage de nuages. Les centrales PV n’offrent donc pas de puissance garantie pour le gestionnaire du réseau et présentent un caractère intermittent. Les inconvénients de l’intermittence peuvent être partiellement compensés par la mise en œuvre de procédés de stockage de l’électricité couplés à la centrale PV, ou par l’intégration de systèmes de prévisions, à très court terme, des conditions d’irradiation. Le système de prévisions est définitivement un élément que Senelec doit considérer pour une gestion efficace de son parc de production. De même, la solution de stockage d’énergie doit être considérée et sera traitée à la section 3.2.7 Aussi la technologie CSP (Concentrated Solar Power) permettrait de prolonger de quelques heures la production solaire pour contribuer aux périodes de pointes et semble une technologie intéressante et particulièrement applicable au Sénégal, sans prendre en compte la considération économique. Recommandations - Profil éolien

À partir de la moyenne de vent, le productible est sous-estimé. Cela affecte le taux de pénétration et l’effacement horaire dans les analyses de l’utilisation de l’énergie. Il est recommandé d’avoir la distribution des vitesses de vents en fonction du nombre d’heures par année afin de mieux pouvoir estimer un facteur d’utilisation plus proche de la réalité. La démarche effectuée est conservatrice à la baisse. La distribution des vitesses de vent en nombre d’heures par an est primordiale pour le choix du modèle d’éolienne et le calcul plus réaliste de l’énergie éolienne productible en MWh. L’étude de Tractebel "Typical Meteorological Year TMY" cite des données météorologiques sur une période de 20 ans qui pourraient servir une fois analysées, à établir une distribution des vitesses de vent en nombre d’heures par année. Dans la planification journalière de production, il fait partie des règles de l’art pour l’opérateur du parc d’installer un à deux tours météorologiques à la localisation du parc, afin de prévoir et d'exploiter l’énergie du parc. Il faut que Senelec prévoie le productible dans une fenêtre temps la plus courte possible pour le maximum de précision (voir 3.2.6 onglet Niveau de réserve synchrone par rapport à la puissance renouvelable intermittente) grâce à un système efficace de prévisions météorologiques et un historique de données utiles aux potentiels des projets éoliens, au lieu que celles-ci restent privées aux propriétaires du parc éolien.


Recommandation système de prévision météorologique

La prévision météorologique est un outil indispensable pour intégrer les ERI à un réseau électrique en maintenant sa flexibilité pour adresser leur caractère intermittent et incertain. En l’absence de prévision et de planification de manière appropriée, les défis sont augmentés pendant l’opération en temps réel. Et, toutes les fenêtres de temps de prévision par année, semaine, jour, heure, 30 minutes, cinq minutes voir seconde sont importantes comme expliqué plus haut en se basant sur le rapport NERC "Flexibility requirements and metrics for variable generation : implications for system planning studies (August 2010)". Compte tenu des recommandations faites par le NERC sur la prévision, et comme il n’y a pas, au Sénégal, de dispersion puisque les productions d’ERI sont concentrées géographiquement (particulièrement pour ce qui concerne l’éolien), le NERC recommande, pour ces petits systèmes avec des capacités d’échange avec les réseaux voisins limitées, de considérer des fenêtres de prévision à la minute, voire à la seconde, à cause de l’impact du débalancement dû aux fluctuations des ERI sur la charge et /ou la fréquence du réseau. Dans ces situations, il est recommandé de considérer des systèmes de prévision spécialement conçus pour ce réseau et ses contraintes, et d’en installer une quantité suffisante en matière de terrain afin de fournir aux opérateurs du réseau un avertissement de risque potentiel de sa fiabilité. Différentes techniques sont développées dans ce rapport. Il est indispensable, selon nous, que Senelec prévoie le productible dans une fenêtre temps la plus courte possible pour le maximum de précision grâce à un système efficace de prévisions météorologiques et un historique de données utiles aux potentiels des projets solaires et éoliens. 3.2.7 STOCKAGE D’ÉNERGIE

INTRODUCTION

Le stockage d’énergie est un domaine en pleine expansion avec une multitude d’applications, dont l’intégration des énergies renouvelables intermittentes. Le stockage de l’électricité est un champ d’expertise complexe et les solutions sont multiples. Tout d’abord, commençons par un point très important : stocker l’énergie quand le soleil et le vent produisent beaucoup pour la restituer quand ils s'épuisent n'est plus un obstacle au développement des énergies renouvelables intermittentes; et la COP21 en 2015 l’a démontré. Il est important de noter aussi que le stockage d’électricité est un outil contributif à réduire les émissions de gaz à effet de serre, un enjeu majeur sur lequel les États, les industries, les utilités, les villes et les communes mettent de plus en plus d’emphase. Cette section du présent rapport a voulu faire état des solutions existantes installées ou proches d’être mises en service. Cette section permettra au lecteur d’avoir un portrait du marché et une certaine appréciation des possibilités. Des exemples d’application, en particulier concernant l’intégration des énergies renouvelables intermittentes ou la gestion de l’électricité, seront cités et toutes les références sont listées à la fin de cette section. Cette dernière traitera de solutions jugées applicables dans le contexte sénégalais d’intégration d’énergies renouvelables intermittentes, d’industriels isolés et de capacité de réserve en développement. Nous parlerons principalement des batteries de grande capacité, de la transformation de l'électricité en gaz ou en hydrogène solide ou


liquide, des volants d’inerties, des solutions hybrides générateur diesel couplé avec du solaire dans les endroits isolés. Cette section se veut informative, étant donné la complexité et la multitude d’applications. À la fin de cette section, nous énumérerons un certain nombre de recommandations que nous jugeons intéressantes et pertinentes pour le Sénégal, après avoir effectué nos recherches. Il est certain qu’une étude de faisabilité spécifique au Sénégal devra être réalisée. LES SYSTÈMES À BATTERIES

Tout d’abord, nous avons au Québec la chance d’avoir une compétence de renommée mondiale dans les batteries, et ce depuis 40 ans. En effet, Hydro-Québec et Sony Corporation - par le biais de la création de l’entreprise Technologies Esstalion, ont mis au point une batterie de grande échelle installée sur le réseau de distribution au centre de recherche de l’IREQ - Institut de recherche d'Hydro-Québec.

Lors d’une conférence de Karim Zaghib, directeur général du centre d’excellence en électrification des transports et stockage d’énergie à l’IREQ, il a été bien indiqué qu’un système à batterie peut, entre autres, compenser les fluctuations des énergies renouvelables et étendre la production de cette énergie propre sur une durée de quelques heures. Ce qui est, soulignons-le, particulièrement intéressant quand nous savons que la période de forte demande électrique au Sénégal se situe en début de soirée, lorsque la production solaire n’est plus présente. Ci-dessous, quelques figures extraites de la présentation de Karim Zaghib (son webinaire est disponible, sur YouTube par internet, voir les références). Figure 3-9 : Rapidité de charge/décharge / présentation de Esstalion (IREQ)

Un des facteurs les plus importants pour l’IREQ est la sécurité. Le chercheur explique les avantages et surtout la sécurité de la technologie comme un critère premier pour la commercialisation. Sachez qu’historiquement, l’ombre de la réputation des batteries est le haut risque d’incendie et, d’ailleurs, vous verrez plus bas un exemple où un projet a dû être arrêté à cause de batteries rappelées par le


manufacturier pour risque d’incendie. Cependant, les nouvelles batteries sont de plus en plus sécuritaires, comme celle utilisée par Tesla par exemple. Les batteries sont de plus en plus stables thermiquement, et la rapidité de charge est un facteur primordial lorsque l'on s’intéresse à l’application visant à compenser des énergies renouvelables intermittentes, et les dernières technologies de batterie le permettent. Ci-dessous, une figure comparant la batterie ESSTALION à la NMC de TESLA montrant la facilitation pour intégrer les ERI. Figure 3-10 : Batteries = compléments aux ERI / présentation de Esstalion (IREQ)

Dans les années 2000, c’était le volant d’inertie qui était en voie de développement. Actuellement, la tendance privilégiée semble être les batteries. La part de marché des batteries Lithium Ion a une croissance exponentielle et ses applications deviennent de plus en plus larges.


Figure 3-11 : Croissance exponentielle du marché des batteries / présentation de Esstalion (IREQ)

Les investissements aussi se tournent vers le stockage d’énergie. Une question a été posée à plus de 400 utilités électriques d’Amérique du Nord : quel est le meilleur secteur d’investissement dans les 10 prochaines années ? Le stockage d’énergie arrive en tête de liste avec un résultat de 53 %. Figure 3-12 : Stockage d’énergie qui représente la première volonté d’investissement des firmes Nord-Américaines / présentation de Esstalion (IREQ)

Le stockage d’énergie devenant de plus en plus efficace est une réelle stratégie que les utilités mettent d’ores et déjà en action.


Selon M. Zaghib, les applications « solaire, éolien + batteries » et/ou « batterie couplé au réseau électrique » vont fortement se développer dans les 10-15 prochaines années. Et l’Afrique est une région propice à ce développement. Figure 3-13: Vision off-grid = couplage ERI + batteries + réseaux isolés/ présentation de Esstalion (IREQ)

Figure 3-14 : Vision hybride = couplage ERI + batteries + réseau intégré / présentation de Esstalion (IREQ)


Système éolien + batterie

Une démonstration de l'énergie éolienne et du stockage d'énergie a été faite dans une communauté des premières nations de Cowessess en Saskatchewan au Canada. Une éolienne ENERCON de 800 kW est combinée à un système à batterie de 400 kW (Saft Battery) pour 744 kWh de capacité. Sur une année, entre 2014 et 2015, 2 158 MWh d’énergie ont été produits par ce système turbine éolienne-batterie avec un facteur d’utilisation de 30,8 %. Le facteur d’utilisation de la turbine seule étant de 31,8 %. L’étude démontre avec succès que le système turbine éolienne-batterie permet de lisser le productible éolien. Le système de batterie lithium-ion répond aux fluctuations du vent en moins d’une seconde, et permet de réguler de 65 à 78 % la production variable de l’éolienne. La figure ci-dessous montre la régulation sur quatre heures en stabilisant la production autour de 500 kW. On notera de rapides fluctuations de l’éolien, et notamment une chute de vent significative faisant baisser à zéro kW la puissance produite, et ce en quelques minutes. Cette figure montre que le système à batteries permet de compenser efficacement les fluctuations du vent et peut permettre une augmentation du niveau de pénétration du niveau de solaire et d’éolien dans un réseau électrique. Figure 3-15 : Éolien + batterie pour lisser le productible / Case Study of Saskatchewan Research Council, Canada

Si l'on met en relief les données de cette expérience dans une région favorable à l’éolien, notre analyse serait de souligner qu’une batterie équivalente à la moitié de la puissance de l’éolienne (400 kW de batterie pour une turbine de 800 kW), permet d’obtenir un facteur d’utilisation de 30,8 % proche de celui de la turbine seule, qui serait de 31,8 %. Elle permet surtout de très efficacement lisser le productible et de pallier aux fluctuations presque complètement.


L’intégration de système à batterie pour des fermes éoliennes est d’actualité même si elle reste encore en développement. Il faut comprendre que cette technologie a subi certains problèmes, notamment ceux liés au risque d’incendie du système à batterie. Un projet similaire a été conduit par XCEL Energy à Luverne, Minnesota aux États-Unis en 2009. C’était le premier projet aux États-Unis intégrant un système à batterie de 1 MW pour une ferme éolienne de 11 MW. L’article mentionne que pour la période 2009-2011, le système emmagasinait et distribuait l’énergie avec succès. Cependant, PATRP n’a pas trouvé de données précises sur les résultats de ce projet, tant sur le productible que sur le facteur d’utilisation... difficile donc d’apprécier sans recherches plus approfondies. Cependant, l’article indique qu’à cause de batteries défectueuses, le projet a été interrompu après deux ans de mise en service, et ce pour une durée de 15 mois. Apparemment, le projet pourrait avoir redémarré, mais cette information n’a pu être validée. Le manufacturier « NGK Insulators of Nagoya » au Japon aurait indiqué à ses clients d’arrêter d’utiliser les batteries pour risque de feu, car un incendie avait eu lieu au Japon. Enfin, un autre projet, « Notrees battery storage project », a été réalisé au Texas aux États-Unis en janvier 2013. Une batterie de 36 MW a été dimensionnée pour une ferme éolienne de 153 MW. Il s’agit de la plus grande batterie installée pour une ferme éolienne aux États-Unis. La compagnie Duke Energy aurait payé 22 millions de dollars USD pour installer ce système de batterie. En termes de données, le système à batterie permettrait une réponse en 50 ms, mais PATRP n’a pas pu obtenir de données plus précises en termes de facteur d’utilisation, régulation, et capacité des batteries en Ampère heure. Solaire + batterie

Lakeland Solar and Storage Project, près de Cooktown au Queensland: mise en service en avril 2017. En Australie, Lyon Group a réalisé des projets de parcs solaires avec système à batterie. Le projet est un parc solaire (panneaux PV) de 33 MWc avec un système de batteries au lithium de 1,4 MW / 5,4 MWh. Le projet est raccordé au réseau par la sous-station Lakeland à 66 kV. Après la vente du projet par Lyon Group, la compagnie Coenergy (construisant ce projet de 42,5 millions de dollars AUD) indique que le projet a pour but de tester le fonctionnement du parc solaire + batterie en mode isolé. Le système à batterie permettrait jusqu’à cinq heures d’alimentation.


Figure 3-16 : Photo d’un parc en Australie

Kingfisher solar storage : en construction pour site isolé et pour alimenter des mines Lyon Group développe, suivant le succès du projet Cooktown dans le nord du Queensland, une des installations les plus sophistiquées à Kingfisher, combinant panneaux photovoltaïques, stockage à batterie et un système de gestion du productible. Ce projet est situé au cœur des mines en Australie du Sud et sera raccordé à un réseau comprenant des mines en exploitation. La première étape est un parc de 20 MWc de panneaux photovoltaïques avec un système de batteries au lithium de 2 MWh. Cette étape permettra d’analyser et d'évaluer les performances de cette centrale sujette à des conditions désertiques difficiles. Les opérations commerciales devraient commencer en septembre 2017. La deuxième étape est un parc de 100 MW d’énergie solaire, avec un minimum de 20 MWh de stockage, et devrait commencer les opérations commerciales en fin 2017. Il est à noter que le stockage à batterie pourrait être augmenté à 40 MWh compte tenu des fluctuations du marché de l’électricité d’Australie du Sud.


Lyon Group a aussi pour projet la plus grande installation de ce type, avec les deux projets suivants, indiquant que le financement était terminé et que la construction était imminente :

Parc solaire de 330 MW avec un système à batteries de 100 MW / 400 MWh à Morgan en Australie du Sud.

Parc solaire de 120 MW avec un système à batterie de 100 MW / 200 MWh à Roxby Downs en Australie du Sud.

Tesla’s Powerpack pour projets solaires

À ce jour, Tesla a complété deux projets de parc solaire avec le système Powerpack, soit un au Connecticut et un autre à Hawaï. Hawaï

En début mars 2017, Tesla a complété un projet de stockage qui vend l’énergie solaire la nuit. Le prix de vente est plus bas que le coût de production avec du diesel de l’utilité « Kauai Island Utility ». Le projet « Kapaia Installation » compte 13 MW de panneaux photovoltaïques avec un stockage de 52 MWh. Tesla a un contrat de 20 ans avec l’utilité pour un prix de 13,9 cents/kWh, moins cher que les centrales diesel à 15,48 cents/kWh et approximativement la moitié de 27,68 cents, prix auquel le consommateur payait l’électricité en décembre 2016. Le projet est le plus grand réalisé par Tesla depuis l’acquisition à deux milliards de dollars américains de l’installateur de panneaux « SolarCity Corp ». Figure 3-17 : Photo parc solaire PV + batterie / TESLA (Hawaï) Kapaia Installation

Pour se remettre dans le contexte, Hawaï est l’État avec les prix d’électricité les plus élevés aux États-Unis et a pris la décision d’atteindre 100 % de ses besoins en électricité à partir d’énergies renouvelables intermittentes d’ici 2045. Ainsi, en janvier 2017, l’entrepreneur AES Corp a accepté de construire un parc solaire de 28 MW avec une batterie de 20 MW.


Connecticut

Un projet d’un parc de 15 MW avec un système Powerpack de 1,5 MW / 6 MWh, est le plus grand projet combiné de ce type dans le nord-est des États-Unis pour la « Connecticut Municipal Electric Energy Cooperative ». Powerpack pour l’utilité Southern California Edison

Tesla a installé un système Powerpack de 20 MW / 80 MWh à la sous-station Mira Loma, le tout à l’intérieur d’un délai de trois mois, était en réponse à une fuite de gaz ayant eu lieu à « Aliso Canyon gas storage ». L’application principale du Powerpack est de fournir la capacité et la rapidité de réponse quand le gaz naturel est indisponible, ce qui résulte en une plus grande fiabilité du réseau qui améliorée en période de pointe. SCE sera aussi en mesure de soumettre l’énergie du Powerpack sur les marchés californiens de l’énergie qui incluent les services ancillaires de régulation de fréquence et réserve tournante.


Coûts des projets avec systèmes à batteries

PATRP a réalisé le tableau ci-dessous avec les exemples cités plus haut. Lorsque les coûts de projets étaient disponibles, ceux-ci ont été ajoutés dans la colonne « quelques chiffres »; ensuite, ils ont été convertis en euro. Ces coûts sont souvent issus d’articles de journalisme ou de fiches promotionnelles sur les sites des industries concernées; la véracité des coûts n’est donc pas garantie, mais l’exercice permet au moins d’avoir un ordre de grandeur. Figure 3-18 : Quelques chiffres sur les projets de stockage à batteries

Éolienne ENERCON 800 kW avec un système à batterie de 400 kW (Saft Battery) pour 744

kWh de recharge.

Coût total du projet 5,5 millions de dollars canadiens. Wind to Battery Project (Compagnie XCEL Energy) à Luverne, Minnesota aux États-Unis en

2009.

Coût du système à batterie installé d’un mégawatt installé en 2008 : 4,7 millions de

dollars américains. Notrees Battery Storage Project (compagnie Duke Energy), Texas aux États-Unis en 2013

Coût du système à batterie installé de 36 MW installé en 2013 : 22 millions de dollars

américains.

Type Description Lieu Date Quelques chiffres En euros

ÉolienUne éolienne ENERCON 800kW avec un système à batteries de 400

kW (Saft Battery) pour 744KWh de recharge

Regina, Saskatewan,

CANADA2014

Éolienne + batterie : 5.5 millions CAD

(3.74 millions d'euros)

Éolienne seul (800*1500=1.2 million

euros)

2.54 millions d'euros pour le

système à batterie

ÉolienUn systènme à batteries de 1 MW installé en 2008 pour un parc

éolien de 11 MW

Luverne, Minnesota,

USA2009

Batterie : 4.7 millions USD (4.32 millions

d'euros)4.32 millions d'euros

ÉolienUn système à batteries de 36 MW a été dimensionnée pour une

ferme éolienne de 153 MWNotrees, Texas, USA 2013

Batterie : 22 millions USD (20.2 millions

d'euros)20.24 millions d'euros

Solaire PVParc solaire PV 33 MWdc + batterie 1,45 MW / 5,4 MWh pour ville

isolée

Lakeland solar project

near Cooktown in far

north Queensland

2017 42.5 millions AUD 28.9 millions d'euros

Solaire PV

Parc solaire 120 MW + batterie 100 MW / 200MWh (la plus grande

installation mondiale : 3.4 millions de panneau PV et 1.1 million

de batterie

Roxby in South

Australia's RiverlandEn cours

250 millions AUD pour le parc solaire

100-150 millions pour le stockage68-102 millions d'euros

Solaire PV

Parc solaire 330 MW + batterie 100 MW / 400MWh (la plus grande

installation mondiale : 3.4 millions de panneau PV et 1.1 million

de batterie

Morgan in South

Australia's RiverlandEn cours

Battery + parc solaire : 1 milliard AUD

700 millions pour le parc solaire

200-300 millions pour le stockage

136-204 millions d'euros

TESLAParc solaire de 13 MW avec le système powerpack 13MW /52MWh

Utilité : KIUC

Kauai Island, Hawaii,

USA2017 ?

TESLAParc solaire de 15 MW avec le système powerpack 1.5MW /6 MWh

Utilité : Connecticut municipal electric energy cooperativeNorwich, CT, USA 2016 ?

IREQLe prototype dispose d’une puissance de 1,2 mégawatts (MW) et

peut emmagasiner 1,2 mégawattheure (MWh).

Varenne, Québec,

Canada2015

Le coût de l’équipement s’élève à plus

de 2 millions $ CAD et sa durée de vie

peut atteindre une dizaine d’années

1.5 millions d'euros

TESLA

Installation d'un système powerpack 20 MW / 80 MWh à la sous

station Mira Loma dans un délai de 3 mois en réponse à une fuite

de gaz à "Aliso Canyon gas storage"

Utilité : Southern California Edison (SCE)

Ontario, CA, USA 2016 ?


Australie – Projet de parc solaire de 120 MW avec un système de batterie de 100 MW / 200 MWh, 330 MW avec un système à batteries de 100 MW / 400 MWh - Voir le tableau ci-dessous :

Figure 3-19 : Quelques chiffres sur les plus gros projets solaire + batteries en Australie


Coût comparatif des différentes manufacturiers / Technologies de batteries.

L’IREQ a réalisé un tableau comparatif des coûts des batteries au MWh. On remarquera que les coûts se situent entre 109 et 168 dollars américains du MWh. Figure 3-20 : Comparatifs des coûts des batteries / Présentation de Esstalion (IREQ)

SOLUTION HYBRIDE GÉNÉRATEUR DIESEL ET PANNEAUX SOLAIRES POUR

SITES ISOLÉS

Nous nous devons de parler des solutions hybrides générateur diesel et panneau solaire, raccordés ou non au réseau électrique, puisque cette solution permet aux grands industriels qui s’autoalimentent, de réduire drastiquement leurs coûts de production d’électricité, de maintenance, et leurs émissions de gaz à effet de serre. DEIF India a récemment mis en service un projet de 3,6 MW avec la gestion de centrale DEIF ASC de DEIF, une solution pour les systèmes comprenant comme sources d'énergie le réseau électrique, le diesel, et le solaire. Le client final souhaitait utiliser l'énergie solaire même en l'absence de réseau électrique. L'énergie de secours était fournie par des générateurs diesel et les équipements solaires étaient conçus pour fournir de l'énergie en même temps, avec répartition de charge entre les deux groupes. Le but ultime de la solution était de permettre au consommateur de répartir la charge entre le groupe solaire photovoltaïque et le générateur diesel avec ou sans la présence d'énergie provenant du réseau électrique, et avec une exploitation maximale du solaire, pour optimiser les économies même en cas de panne de réseau. Autre exemple, le géant minier IAMGOLD basé à Toronto au Canada, a annoncé un projet hybride fuel solaire de grande échelle pour leur mine Essakane au Burkina Faso. La compagnie planifie créer une centrale solaire de 15 MW couplée avec celle thermique existante de 57 MW et vise à produire un taux de production de solaire de 15 % d’ici deux à trois ans (l’article dont nous faisons référence, date


de janvier 2017). Surtout, ce n’est pas leur premier projet de ce genre, un autre de ce type a été réalisé à la mine d’or Rosebel au Suriname en Amérique du Sud, avec un parc solaire type PV de cinq mégawatts. VOLANT D’INERTIE

C’est une très vieille méthode qui consiste à transformer l'énergie électrique en cinétique, l'avantage étant que la charge et la décharge se font instantanément ce qui, depuis les dernières années, a été mis en application pour faciliter l’intégration des énergies renouvelables. Par exemple, sur une zone d'activité toulousaine, Levisys a testé dix machines de stockage sur un champ de panneaux solaires d'une puissance de 170 kW et un parc de 15 kW d'éolien. Ci-dessous un extrait de l’article sur le site www.industrie-techno.com (voir référence) :

Les deux physiciens Michel Saint-Mleux et Pierre Fessler y ont ajouté leur grain de sel agrémenté des dernières technologies. Leur volant d’inertie cylindrique, développé en partenariat avec Airbus Industries, est en fibre de carbone maintenu en lévitation magnétique, dans un conteneur à vide, limitant le plus possible la déperdition d'énergie. Il est mis en mouvement par un moteur électrique pour atteindre en quelques minutes 14 000 tours par minute pour une puissance de dix kilowatts avec un rendement optimal de 98 %, selon ses concepteurs. L'énergie cinétique accumulée va pouvoir être restituée à volonté en électricité, en freinant le volant qui alimentera alors un générateur électrique.

Ainsi, en cas de diminution du vent ou de la lumière solaire due à un nuage par exemple, le volant va prendre presque instantanément le relais des éoliennes ou des panneaux solaires pour lisser la

production et maintenir la bonne tension. Une centrale photovoltaïque et un parc éolien piloté par Cofély Ineo près de Toulouse vont être régulés par dix volants d'inertie Levisys (100 kW/h) et des batteries lithium-ion qui stockent le surplus de production. Pour Pierre Fessler, ancien chercheur au CNRS et au CERN, la batterie est un moyen efficace, mais le volant d'inertie est plus écologique et plus durable. Il promet pour son système 500 000 cycles sans maintenance, soit vingt ans d'utilisation. Levisys a mobilisé 14,6 millions d'euros pour construire une usine de 4 000 m² d’où une centaine de volants d'inertie devrait sortir chaque année des ateliers de production à partir de l'été 2016.

http://www.industrie-techno.com/


STOCKAGE D’ÉNERGIE SOUS FORME D’HYDROGÈNE – OFFRE POUR

BÂTIMENT (AU STADE ACTUEL)

Ci-dessous l’extrait d’un article sur le site de Sylfen, France. http://sylfen.com/fr/technologie/ L'ÉLECTROLYSEUR RÉVERSIBLE

Au cœur de la technologie Sylfen, un électrolyseur réversible apporte de nouvelles fonctionnalités : (i) il fonctionne comme un électrolyseur pour stocker de l’électricité sous forme d’hydrogène puis (ii) comme une pile à combustible pour produire électricité et chaleur à partir de cet hydrogène ou de biogaz. Il est désormais possible, avec un seul appareil, de stocker de grandes quantités d'énergies, et de les restituer aux usagers lorsqu'ils en ont besoin. Cela permet des gains économiques à l'installation et pendant la maintenance. Cette technologie, développée en France, a démontré les meilleures performances mondiales en électrolyse. TECHNOLOGIE CSP (CONCENTRATED SOLAR POWER)

Tractebel a déjà effectué une évaluation du potentiel CSP : Suite à l’analyse des éléments les plus importants qui conditionnent la faisabilité des centrales CSP, il apparaît que la région présentant le meilleur potentiel CSP théorique est la région du nord du Sénégal qui présente le DNI le plus élevé du pays. La proximité du réseau électrique sera également une condition de faisabilité des centrales CSP afin d’assurer l’évacuation de l’énergie produite. Cependant, dans la mesure où le DNI annuel maximum (1 650 kWh/m²) est inférieur de 15 % à la valeur minimum du DNI annuel communément acceptée par les développeurs de projets CSP (1 900 kWh/m²), il est attendu un coût élevé pour l’électricité produite par les centrales CSP au Sénégal.

http://sylfen.com/fr/technologie/


La carte ci-dessous synthétise les zones les plus favorables au développement de centrales PV et CSP. Figure 3-21 : Zone les plus favorables au Sénégal pour le développement solaire PV et CSP batteries / Tractebel

Selon nous, bien que Tractebel indique qu’il ne s’agit pas d’un axe de développement à privilégier, nous sommes d’avis d’étudier les solutions réalisées en particulier en Espagne et d’évaluer les coûts d’investissement avant d’écarter cette technologie très prometteuse pour les raisons suivantes :

Le Sénégal, du point de vue de l'ensoleillement, est propice à cette technologie. Les périodes de forte demande en électricité se situent en début de soirée. La technologie

CSP permettrait d’intégrer la production solaire à la pointe.

Ci-dessous un extrait d’un article des échos : http://m.lesechos.fr/redirect_article.php?id=19780-168-ECH&fw=1 « Ils prévoient une capacité installée dans le monde de plus de 6 000 MW d'ici à 2015 (354 MW aujourd'hui), avec, à terme, un coût de production du kWh solaire thermique de 5,5 centimes d'euros. En attendant, celui de PS10 devrait être compris entre 14 et 20 centimes d'euros. Un tarif qui sera néanmoins rentable compte tenu du cadre tarifaire espagnol très favorable : l'électricité solaire sera achetée à 18 centimes d'euros le kWh»

http://m.lesechos.fr/redirect_article.php?id=19780-168-ECH&fw=1


STOCKAGE D’ÉNERGIE PAR POMPAGE TURBINAGE DE L’EAU

Cette technologie représente 97 % du stockage d’électricité dans le monde. Le pompage-turbinage est une technique de stockage de l'énergie électrique reposant sur le principe de pomper de l'eau pour la stocker dans des bassins d'accumulation lorsque la demande d'énergie est faible. En français, elles sont appelées STEP (station de transfert d’énergie par pompage) ou « pumped storage power plants » (PSP) en anglais. À l’heure actuelle, cette méthode est éprouvée et très efficace. Le transfert d’énergie par pompage hydraulique est la technique la plus mature de stockage stationnaire de l’énergie. Cependant, elle n’est pas particulièrement favorable à l’intégration des ERI ni applicable dans les régions du monde sans capacité hydraulique ni de dénivelés suffisants. RECOMMANDATIONS POUR LE STOCKAGE D’ÉNERGIE

Stockage d’énergie pour limiter l’effacement, augmenter le taux de pénétration et fournir un niveau de réserve supplémentaire Dans le contexte sénégalais, ayant connaissance des planifications de production et des résultats de l’étude de stabilité du réseau, il existe des situations où il faudrait potentiellement écrêter la production d'ERI et/ou la production de charbon vapeur. Il est évident qu’un système de stockage d’énergie serait bénéfique à implémenter pour permettre ainsi le lissage du productible, rendant l’output des énergies renouvelables mieux contrôlé et moins sensible, voire indépendant des fluctuations météorologiques, dans les limites de conception du système de stockage (capacité, vitesse de recharge et autonomie). Quant à l’implémentation du système de stockage relié à un parc ou à un réseau de distribution couvrant plusieurs sources d'ERI, l’analyse doit être poussée. Il est certain que, selon nos données actuelles, c’est l’éolien qui constitue un besoin en réserve plus important. Installer un système à batterie permettant de diminuer la valeur de fluctuations à couvrir est sans aucun doute la direction à poursuivre. Cependant, l’avantage d’avoir un système de stockage, par exemple, à batterie de grande capacité comme l’IREQ le propose est considérable sur la flexibilité apportée au réseau pouvant servir pour la compensation des ERI de capacité de réserve supplémentaire dans le cas d’une panne d’une unité de production, et aussi d’aide à la régulation de fréquence, puisque les nouvelles technologies permettent une réponse quasi instantanée (dans la seconde). La réflexion doit, cependant, être approfondie étant donné qu’une panne peut se produire de manière imprévisible, et qu’il faut pouvoir compter sur le système à batterie en tout temps pour la considérer en réserve synchrone. Par ailleurs, si la batterie est utilisée en période de demande de pointe, son niveau de charge ne peut être garanti pour de la réserve synchrone. Cependant, vu la rapidité de charge des dernières technologies de batteries et celle de réponse, il est techniquement prouvé qu’un système de stockage d’énergie peut aider au maintien de la fréquence d’un réseau électrique. Une étude de faisabilité sur le stockage d’énergie au Sénégal avec un volet technique et un volet économique devrait couvrir la régulation de fréquence et la facilitation d’intégration des énergies renouvelables intermittentes. Selon nous, cette étude devra aussi calculer le dimensionnement d’un système à batterie pour le parc éolien Sarreole de 158 MW, et évaluer les coûts et la rentabilité d’un tel système.


Solutions hybrides avec panneaux solaires pour les grands consommateurs isolés et réduction des coûts de production d’électricité Dans le sens où un certain nombre de grands consommateurs comme les mines s’autoalimentent en électricité, les solutions hybrides couplées avec un parc à panneau photovoltaïque sont à étudier et les preuves de réductions de coûts de production d’électricité ont été démontrées à plusieurs endroits dans le monde. Centrales solaires technologies CSP Outre la dimension économique, dans le contexte du Sénégal où la demande électrique se situe en début de soirée, la technologie CSP, en plus d’être moins sensible aux fluctuations météo, permet d’allonger la durée de production de plusieurs heures. Il nous apparaît de toute évidence intéressant, à court terme, de réaliser une étude de faisabilité à caractère économique principalement (peut-être avec les acteurs en Espagne qui ont récemment suivi cette direction) afin d’évaluer les coûts d’investissement avant d’écarter cette technologie très prometteuse et propice aux conditions météorologiques au Sénégal.


Références pour le stockage d’énergie Éolien avec batterie

1. Case Study - Démonstration de l'énergie éolienne et du stockage d'énergie dans une communauté des Premières nations, Première Nation de Cowessess,

CANADA, close to Regina

http://www.rncan.gc.ca/energie/financement/programmes-financement-

actuels/fep/4984 Vidéo of Saskatchewan research council (A partner)

https://www.youtube.com/watch?v=UE7varh2VZY

2. Ferme de 11 MW avec une batterie de 1 MW Wind-to battery project Luverne Minnesota, USA

Risque de batteries qui prennent feu – Wind-to-battery project stops then restarts Article dans Star tribune :

http://www.startribune.com/minnesota-wind-farm-battery-going-back-

online/188416921/

3. Notrees battery storage project

https://www.duke-energy.com/our-company/about-us/businesses/renewable-

energy/wind-energy/notrees-battery-storage-project Solaire avec batterie

Australie Lakeland solar project near cooktown - Construite

http://reneweconomy.com.au/worlds-biggest-solar-storage-projects-planned-australia-95528/

http://www.lyoninfrastructure.com/cooktown.html

http://www.abc.net.au/news/2017-03-24/experimental-solar-battery-could-take-regional-towns-

off-grid/8383900

Kingfisher project 120 MW (20 MW étape 1 et 100 MW étape 2) – en cours de construction

http://www.abc.net.au/news/2016-07-23/solar-plant-to-store-power-in-shipping-container-sized-

batteries/7654856

Projet du plus grand parc solaire 330 MW avec un système à batteries de 100 MW en Australie – Financement terminé

http://www.rncan.gc.ca/energie/financement/programmes-financement-actuels/fep/4984

http://www.rncan.gc.ca/energie/financement/programmes-financement-actuels/fep/4984

https://www.youtube.com/watch?v=UE7varh2VZY

http://www.startribune.com/minnesota-wind-farm-battery-going-back-online/188416921/

http://www.startribune.com/minnesota-wind-farm-battery-going-back-online/188416921/

https://www.duke-energy.com/our-company/about-us/businesses/renewable-energy/wind-energy/notrees-battery-storage-project

https://www.duke-energy.com/our-company/about-us/businesses/renewable-energy/wind-energy/notrees-battery-storage-project

http://reneweconomy.com.au/worlds-biggest-solar-storage-projects-planned-australia-95528/

http://www.lyoninfrastructure.com/cooktown.html

http://www.abc.net.au/news/2017-03-24/experimental-solar-battery-could-take-regional-towns-off-grid/8383900

http://www.abc.net.au/news/2017-03-24/experimental-solar-battery-could-take-regional-towns-off-grid/8383900

http://www.abc.net.au/news/2016-07-23/solar-plant-to-store-power-in-shipping-container-sized-batteries/7654856

http://www.abc.net.au/news/2016-07-23/solar-plant-to-store-power-in-shipping-container-sized-batteries/7654856


« Kapaia installation » sur l’île de Kauai, Hawaï https://www.bloomberg.com/news/articles/2017-03-08/tesla-completes-hawaii-storage-project-that-sells-solar-at-night Vidéo https://www.bloomberg.com/news/articles/2016-02-16/solarcity-to-use-tesla-s-batteries-to-enable-solar-at-night POWERPACK de TESLA + Énergie renouvelable

https://www.tesla.com/fr_CA/utilities https://www.tesla.com/sites/default/files/pdfs/en_US/Tesla_KIUC-Case%20Study-2017.pdf Batterie + sous station électrique

POWERPACK de TESLA + sous station https://www.tesla.com/sites/default/files/pdfs/en_US/Tesla-SCE-Powerpack%20Case%20Study-2017.pdf Hydro-Québec et Sony Corporation - Par le biais de Technologies Esstalion : https://www.lindustrieelectrique.ca/energie/optimisation-de-systemes/1387-une-batterie-geante-pour-stocker-de-lenergie-en-grande-quantite Webinar très intéressant, après avoir assisté à une conférence de Karim Zaghip, directeur général du centre d’excellence en électrification des transports et stockage d’énergie https://www.youtube.com/watch?v=YlFdDHZdXJU Vidéos ci-dessous : https://www.youtube.com/watch?v=WO6S1SM029M https://www.youtube.com/watch?v=WJ7E1ogQIsI https://www.youtube.com/watch?v=ORiqyCQUGYg http://news.hydroquebec.com/en/press-releases/799/a-first-prototype-for-esstalion-technologies-inc/?fromSearch=1

https://www.bloomberg.com/news/articles/2017-03-08/tesla-completes-hawaii-storage-project-that-sells-solar-at-night

https://www.bloomberg.com/news/articles/2017-03-08/tesla-completes-hawaii-storage-project-that-sells-solar-at-night

https://www.bloomberg.com/news/articles/2016-02-16/solarcity-to-use-tesla-s-batteries-to-enable-solar-at-night

https://www.bloomberg.com/news/articles/2016-02-16/solarcity-to-use-tesla-s-batteries-to-enable-solar-at-night

https://www.tesla.com/fr_CA/utilities

https://www.tesla.com/sites/default/files/pdfs/en_US/Tesla_KIUC-Case%20Study-2017.pdf

https://www.tesla.com/sites/default/files/pdfs/en_US/Tesla-SCE-Powerpack%20Case%20Study-2017.pdf

https://www.tesla.com/sites/default/files/pdfs/en_US/Tesla-SCE-Powerpack%20Case%20Study-2017.pdf

https://www.lindustrieelectrique.ca/energie/optimisation-de-systemes/1387-une-batterie-geante-pour-stocker-de-lenergie-en-grande-quantite

https://www.lindustrieelectrique.ca/energie/optimisation-de-systemes/1387-une-batterie-geante-pour-stocker-de-lenergie-en-grande-quantite

https://www.youtube.com/watch?v=YlFdDHZdXJU

https://www.youtube.com/watch?v=WO6S1SM029M

https://www.youtube.com/watch?v=WJ7E1ogQIsI

https://www.youtube.com/watch?v=ORiqyCQUGYg

http://news.hydroquebec.com/en/press-releases/799/a-first-prototype-for-esstalion-technologies-inc/?fromSearch=1

http://news.hydroquebec.com/en/press-releases/799/a-first-prototype-for-esstalion-technologies-inc/?fromSearch=1


Figure 3-22 : Article sur le site Hydro-Québec / projet ESSTALION (IREQ)


Volant d’inertie

Gabriel-Octavian Cimuca. Flywheel energy storage system associated to the wind generators. Engineering Sciences [physics]. Arts et Métiers ParisTech, 2005. English. https://tel.archives-ouvertes.fr/pastel-00001955/document https://www.industrie-techno.com/levisys-stocke-l-electricite-renouvelable.43809 https://www.sciencesetavenir.fr/nature-environnement/developpement-durable/un-stockage-qui-pallie-aux-intermittences-du-soleil-et-du-vent_18425 Savoir stocker quand le soleil et le vent produisent beaucoup pour reconstituer l'énergie quand ils s'épuisent n'est plus un obstacle au développement des énergies renouvelables. Les recherches se poursuivent sur les batteries de grande capacité, la transformation de l'électricité en gaz ou en hydrogène solide ou liquide, et la gestion par des réseaux intelligents de distribution de l'électricité. Deux innovations, l'une d'une start-up française, l'autre d'une multinationale ont profité de la COP21 pour annoncer leur déploiement commercial. Elles viennent occuper des segments qui étaient encore en jachère. Levisys a lancé, en décembre 2015, la première expérimentation en grandeur réelle de son "volant d'inertie". Le volant d'inertie n’est pas un nouveau concept. Il s'agit de transformer l'énergie électrique en cinétique, l'avantage étant que la charge et la décharge se font instantanément. Levisys teste actuellement 10 machines de stockage sur un champ de panneaux solaires d'une puissance de 170 kWh et un parc de 15 kW d'éolien. Stockage d’énergie sous forme d’hydrogène – Offre pour bâtiment (au stade actuel)

http://sylfen.com/fr/technologie/ L'ÉLECTROLYSEUR RÉVERSIBLE

Au coeur de la technologie Sylfen, un électrolyseur réversible apporte de nouvelles fonctionnalités : (i) il fonctionne comme un électrolyseur pour stocker de l’électricité sous forme

d’hydrogène puis (ii) comme une pile à combustible pour produire l'électricité et la chaleur à partir de cet hydrogène ou de biogaz.

Il est désormais possible, avec un seul appareil, de stocker de grandes quantités d'énergies, et de les restituer aux usagers lorsqu'ils en ont besoin. Cela permet des gains économiques à

l'installation et pendant la maintenance.

Cette technologie, développée en France, a démontré les meilleures performances mondiales en électrolyse.

Stockage d’énergie pour sites isolés = complémentarité du stockage batterie (court terme)

et hydrogène (long terme)

http://encyclopedie-energie.org/articles/stockage-d%E2%80%99%C3%A9nergies-renouvelables-sous-forme-d%E2%80%99hydrog%C3%A8ne-pour-sites-isol%C3%A9s

https://tel.archives-ouvertes.fr/pastel-00001955/document

https://www.industrie-techno.com/levisys-stocke-l-electricite-renouvelable.43809

https://www.sciencesetavenir.fr/nature-environnement/developpement-durable/un-stockage-qui-pallie-aux-intermittences-du-soleil-et-du-vent_18425

https://www.sciencesetavenir.fr/nature-environnement/developpement-durable/un-stockage-qui-pallie-aux-intermittences-du-soleil-et-du-vent_18425

http://sylfen.com/fr/technologie/




Produits pour sites isolés

http://atawey.com/fr/produit.html

UN FONCTIONNEMENT EN DEUX TEMPS :

1- Pendant les périodes de forte production, le système stocke les énergies renouvelables dans

les batteries. Quand ces dernières sont pleines, les excédents d'énergie sont transformés en

hydrogène grâce à l'électrolyse, et stockés en toute sécurité, à basse pression et en grandes

quantités pour plusieurs mois.

2- Pendant les périodes de faible production énergétique (hiver, saison des pluies, etc.),

quand la demande est à son maximum et la production des énergies renouvelables intermittentes

à son minimum, l'énergie est restaurée par une pile à combustible. Il est donc tout à fait

possible de ne pas avoir recours aux énergies fossiles (générateur électrique).

Avec le système ATAWEY, l'énergie s'adapte aux usages, pas l'inverse.

Hybrid fuel project

http://energyandmines.com/2017/01/powering-iamgolds-essakane-mine-in-burkina-faso-with-solar/ http://energyandmines.com/2017/03/new-renewable-energy-for-mine-project-iamgold-essakane-to-benefit-from-largest-hybrid-plant-in-africa/ https://www.chadbourne.com/Renewable_Energy_Near_Mines_projectfinance http://www.danvest.com/wind-diesel.pp http://www.danvest.com/documenten/Study.pdf

http://atawey.com/fr/produit.html

http://energyandmines.com/2017/01/powering-iamgolds-essakane-mine-in-burkina-faso-with-solar/

http://energyandmines.com/2017/01/powering-iamgolds-essakane-mine-in-burkina-faso-with-solar/

http://energyandmines.com/2017/03/new-renewable-energy-for-mine-project-iamgold-essakane-to-benefit-from-largest-hybrid-plant-in-africa/

http://energyandmines.com/2017/03/new-renewable-energy-for-mine-project-iamgold-essakane-to-benefit-from-largest-hybrid-plant-in-africa/

https://www.chadbourne.com/Renewable_Energy_Near_Mines_projectfinance

http://www.danvest.com/wind-diesel.pp

http://www.danvest.com/documenten/Study.pdf


Solution hybride : Générateur diesel couplé avec du solaire via un contrôleur SMA https://www.sma.de/en/industrial-systems/hybrid.html Vidéo https://www.youtube.com/watch?v=eK73eXvXRvE https://www.deif.fr/land-power/cases/ground-breaking-solution-in-hybrid Concentrated solar panels

Rapport de Tractebel http://m.lesechos.fr/redirect_article.php?id=19780-168-ECH&fw=1 Régulation de l’éolienne

Thèse : Ye Wang. Évaluation de la performance des réglages de fréquence des éoliennes à l’échelle du système électrique : application à un cas insulaire. Autre école centrale de Lille, 2012. Français. https://tel.archives-ouvertes.fr/tel-00778698/document 3.2.8 CONSIDÉRATIONS POUR LA PRODUCTION HYDRAULIQUE

Une production hydroélectrique de type barrage de retenue peut, en général, développer sa puissance disponible sur demande et donc, à fortiori, au moment de la pointe de la demande en puissance. Par contre, ce type de production ne pourra pas développer cette puissance de manière continue à la suite d'une limitation de l’énergie disponible liée aux précipitations annuelles. Dans le bilan en capacité, on définira cette contribution à couvrir la pointe de puissance. Dans le cas du bilan en énergie, on vérifiera que d’autres moyens de production seront suffisamment disponibles pour alimenter la demande en énergie de la charge.

Il est important de noter que les centrales hydrauliques ont des profils de productibles annuels et mensuels moyens qui différent en fonction de l’hydraulicité propre au cours d’eau sur lesquels elles sont installées et la présence ou non de réservoir de stockage. Dans le cadre de la présente étude, en l’absence de profils mensuels moyens, PATRP a considéré que la puissance des centrales hydrauliques serait disponible à la pointe pour le calcul de réserve sur P Max. Ajoutons que la notion de puissance moyenne est considérée pour différentes analyses journalières ou horaires, dont entre autres pour ce qui concerne le niveau de pénétration des ERI ou encore l’effacement de la puissance charbon vapeur.

Senelec devra s’assurer d’obtenir les profils mensuels moyens de l’ensemble des centrales hydrauliques et de les appliquer aux différentes modélisations réalisées et ainsi valider que les niveaux de puissance mensuels moyens permettent de satisfaire la demande avec les marges nécessaires à chaque mois de l’année.

https://www.sma.de/en/industrial-systems/hybrid.html

https://www.youtube.com/watch?v=eK73eXvXRvE

https://www.deif.fr/land-power/cases/ground-breaking-solution-in-hybrid

http://m.lesechos.fr/redirect_article.php?id=19780-168-ECH&fw=1

https://tel.archives-ouvertes.fr/tel-00778698/document


Bien entendu, la notion de flexibilité de gestion de la puissance de ces centrales devra également être prise en considération en accord avec les autres parties prenantes en fonction des différentes périodes de l’année, voire périodes de la journée.

3.2.9 CONSIDÉRATIONS POUR LA PRODUCTION THERMIQUE

INTRODUCTION

La production de type thermique, lorsque disponible, c’est-à-dire hors des indisponibilités planifiées et aléatoires, peut livrer la puissance et l’énergie sur demande. Cependant, chaque unité de production offre des caractéristiques technico économiques différentes, et la planification d’utilisation de ces unités de production doit se réaliser en tenant compte de ces différentes caractéristiques techniques et économiques comme le coût variable de production. Il est important de considérer que des obligations contractuelles peuvent également dicter la priorité d’utilisation en fonction de certaines clauses de type « prendre ou payer ». La notion de placement des unités de production en considérant la demande sera traitée à la section 3.3.1 et dans l’adéquation offre demande dans les différentes modélisations à la section 3.5.4 CARACTÉRISTIQUES DE LA PRODUCTION THERMIQUE PAR RAPPORT À LA

PUISSANCE RENOUVELABLE INTERMITTENTE

Dans le contexte d’ajouter des unités de production pour rencontrer l’équilibre offre-demande, l’objectif de cette section est de comparer les différents types de production thermiques ajoutés dans le but d’assurer la meilleure compatibilité avec les énergies renouvelables intermittentes. Cette compatibilité s’exprime dans la capacité de l’énergie thermique à combler à la fois la montée et la descente du solaire chaque jour, et aussi de fournir une réserve synchrone visant à combler les fluctuations des ERI (passage de nuages, chute ou montée de vents). Références

Brochure de mai 2014 réalisée par ENEA CONSULTING « Les moyens de production d’énergie

électrique et thermique » pour le Plan Éco Énergie Bretagne.

http://www.plan-eco-energie-bretagne.fr Rapport de Black and Veatch "Cost and performance data for power generation

technologies" Site internet Belge article : « Gestion de l’éolien et son backup »

http://www.leseoliennes.be/economieolien/yieldBU.htm

Wartsila – Comparaison moteur à combustion versus turbine à gaz – rendement et flexibilité à charge réduite http://www.wartsila.com/energy/learning-center/technical-comparisons/combustion-

engine-vs-gas-turbine-part-load-efficiency-and-flexibility

Wartsila – comparaison moteur à combustion versus turbine à gaz – Réactivité http://www.wartsila.com/energy/learning-center/technical-comparisons/combustion-engine-vs-gas-turbine-ramp-rate

http://www.plan-eco-energie-bretagne.fr/

http://www.leseoliennes.be/economieolien/yieldBU.htm

http://www.wartsila.com/energy/learning-center/technical-comparisons/combustion-engine-vs-gas-turbine-part-load-efficiency-and-flexibility

http://www.wartsila.com/energy/learning-center/technical-comparisons/combustion-engine-vs-gas-turbine-part-load-efficiency-and-flexibility

http://www.wartsila.com/energy/learning-center/technical-comparisons/combustion-engine-vs-gas-turbine-ramp-rate

http://www.wartsila.com/energy/learning-center/technical-comparisons/combustion-engine-vs-gas-turbine-ramp-rate


Généralités

Ce paragraphe met en contexte les différents types de productions pouvant constituer la réserve de production dans un contexte de gestion de la production des ERI. Pour une description des différents types de productions, nous conseillons de lire « Les moyens de production d’énergie électrique et thermique » - brochure de mai 2014 réalisée par ENEA CONSULTING pour le Plan Éco Énergie Bretagne disponible sur le site : www.plan-eco-energie-bretagne.fr Normalement, les groupes les plus efficaces (capacité de montée en puissance et bon rendement) sont utilisés en stock comme réserve synchrone. La pratique est de faire travailler les centrales thermiques en dessous de leur puissance nominale et de faire varier légèrement la puissance de toutes les centrales thermiques autour de cette consigne. Les centrales thermiques dites « à flamme » (charbon, fioul, gaz) alimentant une turbine à vapeur disposent d’une réactivité faible au démarrage. Il faut environ une heure pour atteindre la puissance maximale. Sur le réseau électrique, la réactivité des turbines à combustion (gaz/fioul) est donc souvent mise à profit pour fournir la pointe électrique. Les centrales à cycle combiné présentent l'avantage d'atteindre des rendements plus élevés par rapport aux turbines à combustion en cycle simple, et de fournir une alternative aux centrales thermiques vapeur avec un moindre impact environnemental. Les moteurs à combustion disposent d’une forte réactivité : il suffit de quelques minutes pour atteindre la puissance maximale et les unités présentent une grande flexibilité et facilité d'installation. Les centrales hydroélectriques disposent d’une forte réactivité démarrant en quelques secondes. De leur côté, les centrales hydroélectriques avec capacité de stockage offrent une grande flexibilité de production tut en offrant la même réactivité.

Hypothèses

Les meilleurs types de centrales pour fournir une réserve de production permettant de gérer les ERI sont :

Moteur à combustion (dans notre cas, unité convertible au gaz naturel type DUAL) Turbine à gaz cycle simple ou combiné (CCGT) Centrales hydrauliques

Rendements

L’information détaillée des rendements se trouve au Rapport sur l’équilibre de l’offre et de la demande de mars 2017. En résumé, d’après Wartsila qui a conduit une étude comparant les rendements à charge réduite (voir 0, onglet Caractéristiques de la production thermique par rapport à la puissance renouvelable intermittente, rubrique Références), les rendements des turbines à cycle combiné diminuent en dessous de 50 % quand la charge est inférieure à 60 % de la capacité. Les rendements moteurs à combustion, turbines cycle simple et combiné sont montrés ci-dessous.

http://www.plan-eco-energie-bretagne.fr/


Figure 3-23 : Rendement turbines à gaz et moteurs à combustion en fonction de la charge

Source: Graphe provenant du site Wartsila (voir références).

Les turbines à gaz, cycle simple et combiné ne peuvent opérer en dessous de 40 % de charge partielle; par contre, le rendement est bien amélioré pour celles à cycle combiné avec un rendement similaire, et même supérieur aux moteurs à combustion. Le type de production de Wartsila sur ce graphique comparatif est une centrale « Flexicycle » avec plusieurs moteurs à combustion couplés à une turbine à vapeur. Quand la charge baisse, les moteurs de la centrale « Flexicycle » peuvent être arrêtés, ceux qui sont restants pouvant opérer à pleine charge, et ce, en maintenant un haut rendement de la centrale. Différemment des turbines à gaz, cette centrale « Flexicycle » permet de garder un rendement d’au moins 48 % jusqu’à une charge minimale de 23 %. En dessous de la charge minimale de la turbine à vapeur, les moteurs opéreront en simple cycle. Ceci résultant pour une centrale « Flexicycle » de 300 MW, par exemple, à pouvoir réduire sa production jusqu’à 18 MW en offrant une plus grande flexibilité que les turbines à gaz.


Rapidité de montée en puissance et de démarrage

Centrale thermique ou centrale à flamme Selon le rapport "Updated cost" de Black and Veatch, la rapidité à pleine charge des centrales thermiques est d’environ deux pour cent par minute en mode tournant (faible réactivité) et la charge minimale est d’environ 40 %. Figure 3-24 : Projection de coût et performance - centrale au charbon pulvérisé

Source: Black and Veatch, Cost and Performance Projection for Pulverized Coal-Fired Power Plant (606 MW)

Turbines à gaz

Selon les données Wartsila, les modèles les plus rapides de turbines à gaz permettent de produire 30 % de leur puissance en sept minutes et 100 % en 30 minutes. Cela est à mettre en contexte avec l’ordre de grandeur du rapport de Black and Veatch qui est notablement plus rapide avec 22,2 % par minute. Le rapport de Black and Veatch liste les capacités de démarrage et réactivité des différentes unités de production conventionnelle. Pour une turbine à gaz, on parle de 8,33 % par minute en mode tournant, et 23 % de rapidité de démarrage en mode rapide. Ces variations de montée en puissance sont possibles quand le régime permanent de la turbine est atteint (= vitesse autonome). La rapidité pour une centrale à cycle combiné est une association de la rapidité de la turbine à combustion et de la turbine à vapeur, ce qui sera expliqué plus bas. Les temps de démarrage peuvent être plus rapides d’un manufacturier à l’autre, mais la rapidité est un compromis entre la capacité à monter en puissance et la durée de démarrage. Par exemple, d’après le rapport de Black and Veatch, le démarrage pour chauffer l’eau dure environ 76 minutes de l’initiation à pleine charge pour un cycle combiné à la montée en puissance associée (pour une centrale cycle combinée) de la minute 62 à la


minute 76 est selon le manufacturier GE égale à environ cinq pour cent par minute pour un démarrage conventionnel chaud. Certaines turbines à cycle combiné ont une durée de démarrage plus rapide, de l’ordre de 54 minutes comparativement à 76 minutes de démarrage conventionnel; mais dans ce cas, leur capacité de monter en puissance pleine charge est de 2,5 % comparé à cinq pour cent. Une fois que l’unité est en réseau et chaude, la rapidité attendue est de cinq pour cent. Ci-dessous le tableau extrait du rapport de Black and Veatch "Cost and performance data for power generation technologies". Turbine à Gaz (211 MW) : spin ramp rate 8,33 % par minute and quick start ramp rate 22,2 %. Figure 3-25 : Projection de coût et de performance - Centrale turbine à gaz

Source: Black and Veatch, Cost and Performance Projection for a Gas Turbine Power Plant (211 MW)


Centrales cycles combinées Un démarrage en cycle combiné est de l’ordre de 2,5 % par minute. En mode tournant, la vitesse de montée en puissance peut atteindre cinq pour cent par minute en cycle combiné. Notons que les vitesses de montée en puissance de la turbine à gaz seule restent plus rapides (les mêmes que citées plus haut). Figure 3-26: Projection de coût et performance – Centrale turbine à gaz cycle combiné

Source: Black and Veatch, Cost and Performance Projection for a Combined-Cycle Power Plant (580 MW)

Moteur à combustion Les moteurs à combustion ont une forte rapidité de démarrage. Certains manufacturiers, tel Wartsila, affirment une pente de 50 % de la puissance du moteur par minute ce qui est considérablement plus rapide que les turbines à gaz. Les moteurs à combustion peuvent permettre de combler une perte de productible éolien ainsi qu’un démarrage rapide. Pour le solaire, la variation de la puissance solaire dans la journée est connue et planifiable, elle peut se faire en régulant la puissance et le nombre d’unité de production.


Figure 3-27 : Comparaison de démarrage en charge

La forte rapidité des moteurs Wartsila fournirait donc un avantage significatif sur les turbines à gaz. Intégration des ERI et capacité de réserve moins de 10 minutes

Pour l’intégration de la production solaire, il faut diminuer la production thermique "Ramp-Down" pendant la montée du soleil et augmenter la production thermique "Ramp-Up" lors de la descente du soleil. Pour le solaire, la plus haute montée horaire du solaire est de 31 % de la puissance installée du parc et la plus grande variation lorsque le soleil se couche est de 26 %, horaire selon les courbes typiques d’un parc de 20 MW (données issues du rapport de Tractebel). Comme mentionné, les fluctuations rapides de l’éolien doivent être couvertes par la réserve synchrone. Cependant, pour les baisses de vents prévisibles grâce à un système de prévision météo de courte durée, les moyens de production ayant un bon rendement sur une large gamme de puissance et une capacité de démarrage inférieure à 10 minutes sont appropriés pour gérer les chutes prévisibles de vents, tout comme la montée et la descente du productible solaire. Pour la montée et la descente du soleil, il faut s'assurer d’une réserve de capacité avec des centrales à l’arrêt avec démarrage rapide ou une capacité non utilisée de centrale fonctionnant à charge partielle (= synchronisé au réseau). À partir des analyses précédentes des courbes de rendement en fonction de la fraction de puissance utilisée, des rapidités de démarrage et de la littérature de manufacturiers, ce sont les moteurs à combustion, combiné ou non à une turbine à vapeur, qui s’avèrerait le choix le plus efficace pour à la fois intégrer la production solaire au réseau, mais aussi fournir une réserve synchrone pour les fluctuations du solaire, comme de l’éolien, en combinaison au système de prévisions météorologiques.


En effet, les moteurs à combustion (moteurs diesel) peuvent faire varier leur régime sans perdre de rendement (référence courbe Wartsila) et ont une forte réactivité permettant un démarrage rapide. Des manufacturiers ont développé spécifiquement des technologies (moteurs à combustion seule ou moteur à combustion combinée avec turbine vapeur) dans ce but précis de gérer les énergies intermittentes et produire une réserve de production. Plusieurs articles cités en référence parlent de l’intégration des énergies renouvelables intermittentes à ces moteurs à combustion. Ces moteurs sont optimisés pour avoir un bon rendement pour une large plage de puissance (tels les moteurs Wartsila). Ci-dessous un extrait d’un article comparant l’efficacité des turbines à gaz aux moteurs à combustion. On observe dans la figure suivante que les moteurs à combustion démarrent beaucoup plus rapidement que les turbines à gaz pour compenser une chute de vent. Une des différences notables est que les turbines à gaz fonctionnaient à rendement dégradé alors que les moteurs à combustion gardent le même rendement, peu importe la charge. Figure 3-28 : Impression écran d’un centre de dispatch au Colorado, É-U montrant une chute de vent (en vert) compensée par une montée rapide de production d’une centrale de moteurs à combustion au gaz naturel. En comparaison, les turbines à gaz augmentaient leur production avec une pente plus lente.

Par ailleurs, un autre exemple de développement de moteur à combustion type Dual sont les modèles « ME-GI-S » et « ME-LGI-S » du manufacturier MAN B&W - cas du manufacturier « Man » qui propose des moteurs à combustion conçus et équipés, dès le départ, pour fonctionner soit au fioul (HFO/LFO), soit au gaz naturel.


Solution proposée

En résumé, pour gérer l’intégration des ERI, il faut premièrement un système de prévision météorologique efficace (voir Recommandations concernant l’intégration des énergies renouvelable rubrique Recommandation système de prévision météorologique) et deuxièmement ajouter des unités de production thermiques capables à la fois d’intégrer la montée et la descente de la production solaire tout en fournissant une réserve synchrone. La solution la plus efficace dans ce contexte d’intégration des ERI est d’ajouter plusieurs petites unités type moteurs à combustion fonctionnant en cycle combiné avec une turbine à vapeur offrant ainsi la plus grande flexibilité de production sur la plus grande plage de charge (plus grande rapidité de démarrage et meilleur rendement à charge partielle). La solution de plusieurs moteurs à combustion fonctionnant en cycle simple est aussi viable, mais le rendement est inférieur tel qu’expliqué plus haut. Ainsi, le fait d’avoir plusieurs unités de petite taille permet d’intégrer la production solaire de manière contrôlée en démarrant au fur et à mesure le nombre d’unités et en augmentant leur charge, et ce, tout en contribuant à assurer un niveau de réserve synchrone pour les fluctuations des ERI (passages de nuages, chutes de vent). Avec le système de prévision météorologique, une chute de vent peut être rapidement compensée par la rapide réactivité des moteurs à combustion et comme leur rendement n’est pas dégradé en fonction de la charge, ils peuvent avantageusement être contributifs au niveau de la réserve synchrone 3.2.10 CONSIDÉRATIONS POUR LA PRODUCTION RENOUVELABLE BIOMASSE

Comme documenté au niveau du rapport sur l’équilibre de l’offre et de la demande émis en mars 2017, ce type de production n’est pas considéré dans le cadre de la présente étude. 3.2.11 CONSIDÉRATIONS POUR LA PRODUCTION À BASE DE GAZ NATUREL

LIQUÉFIÉ ET GAZ NATUREL LOCAL

Tel que documenté au niveau du rapport sur l’équilibre de l’offre et de la demande émis en mars 2017, il sera considéré que la filière gaz naturel sera applicable à partir de 2025 conformément au plan de production de Senelec et ce, à partir de gaz naturel local. Les moyens de production mis en œuvre considèreront une éventuelle conversion au gaz naturel (moteurs DUAL) dans la continuité de l’orientation prise par Senelec pour les IPP Tobene Power, ContourGlobal et l’IPP projeté Malicounda.


3.2.12 DÉCLASSEMENT DES UNITÉS DE PRODUCTION

Le déclassement des unités de production peut être conditionné par plusieurs facteurs dont, entre autres, la condition de l’équipement, leurs niveaux de fiabilité, leurs coûts de maintenance et leurs consommations. Dans la documentation consultée, il est identifié des dates de mise en réserve froide que nous avons, dans le cadre du rapport préliminaire, associées à celles de déclassement. Il avait alors été considéré que ces unités de production étaient identifiées pour ne plus être utilisées à partir de l’année de mise en réserve froide, mais sans pour autant être rebutées si leur condition était jugée suffisamment adéquate pour une remise en service lorsqu’une urgence ou un besoin particulier se ferait sentir. Le tableau suivant montre les unités de production ciblées et les dates de mise en réserve froide comme apparaissant au plan de production Senelec.


Tableau 3-16 : Année de mise en réserve froide des unités de production

ANNÉE DE MISE EN RÉSERVE FROIDE DES UNITÉS DE PRODUCTION

Centrale et Nom des groupes

Type Puissance

installée (MW)

Combustible Année de mise en

service Réserve froide

Bel-Air

TAG4 Gaz 35 Diesel 1999 2018

Centrale C6

G601 Diesel* 16,45 Fuel lourd 2006 2031

G602 Diesel 16,45 Fuel lourd 2006 2031





Cap des Biches

Centrale C3

G301 Vapeur 27,50 Fuel lourd 1966 2018

G303 Vapeur 30,00 Fuel lourd 1978 2018

TAG2 Gaz 20,00 Diesel 1984 2018

TAG3 Gaz 18,00 Kérosène 1995 2018

Centrale C4






IPP Kounoune Power

Diesel 9 x 7,5 Fuel lourd 2007 2023

Manantali Hydro 66 Hydro 2002 2053

Felou Hydro 15 Hydro 2013 2063

Kahone 1 Diesel 15 Fuel 1982 2018

Kahone 2







* Diesel = moteur à combustion

Au rapport sur l’équilibre de l’offre et de la demande en l’absence d’un plan de déclassement formel, aucun déclassement n’a été considéré. Dans le cadre du présent rapport et sur la base de commentaires reçus de Senelec certains déclassements seront appliqués au niveau d’une modélisation spécifique et le tout sera détaillé dans l’analyse de cette modélisation.


Finalement, au stade actuel, nous jugeons opportun de recommander qu’un plan de déclassement ou de réhabilitation soit réalisé par Senelec pour ses propres centrales. Un tel plan devrait d’abord juger de l’état des équipements, évaluer les travaux requis pour assurer le bon fonctionnement sur différents horizons de temps et en évaluer la rentabilité par rapport au déclassement et au remplacement par de nouvelles unités ou installations de production. Un tel plan devrait alors être intégré au plan de production. Un plan d’investissements en pérennité devrait être déployé et synchronisé avec le plan directeur de production afin de choisir le meilleur plan d’investissements en fonction du risque technique. 3.2.13 ANALYSES DES PERTES

Les pertes d’énergies dans les réseaux électriques africains sont généralement importantes et se situent aux environs de 20 % de l’énergie brute produite. Donc, entre la production des centrales et la consommation des clients, 20 % de l’énergie est perdue de la façon suivante :

Pertes techniques dans les services auxiliaires des centrales. Pertes techniques associées aux réseaux de transport HT. Pertes techniques du réseau de distribution MT et BT. Pertes commerciales et subtilisation MT et BT.

En ce qui concerne le réseau interconnecté du Sénégal, la moyenne des pertes pour la période 2011-2015 est de 20,9 % comme le démontre le tableau suivant :

Tableau 3-17 : Évolution du rendement global par réseau

ÉVOLUTION DU RENDEMENT GLOBAL PAR RÉSEAU

Rendement brut 2010 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2025 2030 2035

RI 78,4 % 78,9 % 80,8 % 81,9 % 83,0 % 85,0 % 85,0 % 85,0 % 85,0 % 85,0 % 85,0 %

Boutoute 81,0 % 80,0 % 81,9 % 81,9 % 81,9 % 81,9 % - - - - -

Tambacounda 75,6 % 76,6 % 85,2 % 85,2 % 85,2 % 85,2 % - - - - -

Centres isolés 85,0 % 92,5 % 89,5 % 89,5 % 89,5 % 89,5 % - - - - -

Total 78,5 % 79,1 % 81,0 % 82,0 % 83,0 % 85,0 % 85,0 % 85,0 % 85,0 % 85,0 % 85,0 %


3.2.14 ÉNERGIE NON-DISTRIBUÉE (END)

L’analyse de l’énergie non distribuée (END) des cinq dernières années nous amène à conclure que Senelec a mis en place les moyens nécessaires pour les réduire et être en maîtrise de la situation. Comme le démontre le tableau ci-dessous, le taux d’END en 2011 était de près de 11 % de la production totale du RI, causé principalement par le manque de production et l’effacement. Figure 3-29 : Évolution de l’énergie non distribuée 2009-2013

Source : Senelec


Le tableau suivant démontre la diminution du niveau de l’END jusqu’en 2015, où il se situe à environ un pour cent de la production totale, dont seulement 0,1 % causé par le manque de production et l’effacement. On y présente également les résultats mensuels de l’énergie produite et consommée en 2015 et les différentes énergies non distribuées. On peut y voir une amélioration de 16,95 % par rapport à l’année 2014. Tableau 3-18 : Résultat 2015 de la production et de l’énergie distribuée

RÉSULTAT 2015 DE LA PRODUCTION ET DE L’ÉNERGIE DISTRIBUÉE

Mois

Production

RI Senelec

(MWh)

Achats

d’énergie

(MWh)

Déficit

total

(MWh) 1

Autres END

(MWh) 2

END

Totale

(MWh)

Demande RI

(MWh) 3

Pointe

(MW)

Janvier 153 007 75 910 128 1 093 1 221 226 089 436

Février 135 573 72 120 172 17 22 1 893 206 584 446

Mars 159 482 85 330 458 1 554 2 012 243 060 457

Avril 167 463 79 487 125 2 305 2 430 244 999 462

Mai 180 080 91 653 379 4 327 4 706 271 650 491

Juin 188 247 106 380 1 133 4 016 5 149 295 154 514

Juillet 197 005 120 767 773 3 982 4 755 317 828 522

Août 193 177 109 449 176 4 874 5 033 302 765 507

Septembre 173 972 124 309 194 3 588 3 782 297 499 526

Octobre 183 320 134 392 6 3 100 3 075 315 812 533

Novembre 173 066 115 458 - 2 029 2 026 286 476 525

Décembre 175 946 84 363 18 1 155 1 172 257 648 480

Année 2 080 338 1199 618 3 562 33 744 37 254 3 265 564 533

Année-1 1 991 494 1 085 910 16 293 28 616 44 908 3 074 797 507

ÉVOLUTION (%) 4,46 10,5 -78,1 17,9 -16,9 6,2 5,2

Le déficit total représente les délestages par manque de production et les effacements. 2 Les autres END regroupent l’énergie non distribuée due aux incidents, aux manœuvres et travaux et celle due

aux surcharges des transformateurs ou des lignes et aux délestages suite à une faible tension. 3 Demande = Production nette RI Senelec + Achats d’énergie + END totale

Face au déficit de production, Senelec a dû louer des centrales de production afin de répondre à la demande. En parallèle, elle a démarré plusieurs projets de construction de centrales de production qui seront effectifs en 2016 et permettront en 2017 de réduire considérablement les coûts élevés de locations de centrale de production. Une attention particulière devra être portée aux incidents de réseaux et de production qui ont augmenté de 26 % entre 2014 et 2015, comme le démontre le tableau ci-après.


Tableau 3-19 : Énergies non distribuées 2014-2015

ÉNERGIES NON DISTRIBUÉES 2014-2015

Nature Interruptions 2015 Interruptions 2014 ÉVOLUTION

END (%) Nombre END (MWh) Nombre END (MWh)

Incidents 18 193 25 773 15 416 20 457 26

Manque de production 1 322 1 682 5 773 11 909 -86

Effacement clients HTB 216 1 880 240 4 384 -57

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

Surcharge 744 1 347 389 1 786 -24

Faible tension 1 663 2 500 8 5 499

Total interruptions 25 641 37 254 28 219 44 908 -17

Le plus grand risque d’augmentation de l’END dans les prochaines années sera relié au manque de réserve synchrone automatique. Il s'agit d'une problématique qui sera grandissante vu l’intégration d’énergie renouvelable intermittente et l’ajout de la centrale Sendou (115 MW) qui, lors d’une panne, occasionnera systématiquement des délestages. Le présent plan directeur visera à déployer les moyens de production nécessaires à l’horizon 2035, dans le but d’éviter l’augmentation des délestages, sauf en ce qui concerne la situation de Sendou. 3.2.15 FACTEUR DE CHARGES

Le facteur de charges est établi selon la formule :

(h)8760 (MW) Pointe

(MWh) nette Production charge deFacteur

Le facteur de charge de 2016 sera établi à partir de la valeur réalisée en 2015, soit 69,1 et sera

maintenu tout au long de l’étude.

Toutefois, lors de l’intégration de mines, on considérera un facteur de charge unitaire compte tenu

de la volonté des minières d’exploiter 24 heures sur 24 heures, 365 jours/année.

De plus, lors d’intégration au réseau interconnecté de réseau isolé comme Tambacounda et

Boutoute, nous utiliserons le facteur de charge du réseau isolé

Tableau 3-20 : Évolution du facteur de charge 2009-2015

ÉVOLUTION DU FACTEUR DE CHARGE 2009-2015

Facteur de charge 2009 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Réseau interconnecté 62,4 % 67,3 % 69,3 % 68,2 % 69,1 % 69,1 % 69,1 % 69,1 %

Boutoute 50,0 % 53,0 % 48,4 % 49,4 % 54,4 % 54,4 % 54,4 % 54,4 %

Tambacounda 61,2 % 67,8 % 66,2 % 71,7 % 66,2 % 66,2 % 66,2 % 66,2 %


3.3 CRITÈRES ÉCONOMIQUES 3.3.1 COÛTS VARIABLES O & M ET PLACEMENT DES UNITÉS DE

PRODUCTION

Dans le cadre de la présente étude, il est prévu de réaliser le placement des unités de production devant combler la demande en fonction de la notion de moindre coût de production. Les coûts fixes étant, par définition, invariables en fonction de l’énergie produite, seuls ceux variables sont donc considérés en lien avec le placement des différentes unités. Le placement des unités via notre modèle est effectué sur une base horaire pour satisfaire la demande. Il est important de noter l’ordre de placement suivant :

1) Les ERI.

2) L’énergie hydraulique.

3) Les autres types de production sont placés avec une priorisation première pour les unités

devant contribuer à la réserve synchrone puis en tenant compte des coûts variables de

production.

Les ERI sont priorisées de par leur nature prendre où payer (Take or Pay ToP) faisant en sorte

que tout le productible devrait être payé qu’il soit consommé ou non. L’énergie hydraulique est

priorisée de par son coût plus bas. Le comblement du besoin en réserve synchrone conditionne

ensuite l’ordre de placement avec les unités de production contributives à la réserve synchrone

et finalement la charge restante est comblée par les autres unités de production en fonction de

leurs coûts variables respectifs.

Les coûts variables de production sont composés des trois éléments suivants :

La consommation de combustible au kWh. Le prix du combustible. Les coûts O & M associables à la variation de production (coûts variables O & M/kWh).

Les données associables à la consommation de combustible pour chaque unité de production ont été

identifiées soit à partir de la documentation soumise par Senelec ou encore à partir de valeurs

génériques.


COÛTS VARIABLES OPÉRATION ET MAINTENANCE (O & M)

Pour les coûts variables O & M, nous avons identifié, pour les centrales IPP, les données apparaissant au tableau suivant :

Tableau 3-21 : Coûts variables O & M

TABLEAU 3-22 : COÛTS VARIABLES O & M

Installation Données identifiées aux contrats consultés

FCFA/kWh

CES Sendou 1,26

Africa Energy 0,81

Moyenne 1,035

ContourGlobal 5,0

Tobene Power 8,2

Kounoune Power 5,7

Moyenne 6,3

Nous supposons que, pour ce qui concerne les IPP, la donnée identifiée représentait la totalité des coûts variables associés à l’opération maintenance de ces unités de production.

Pour le parc de production propre à Senelec, en l’absence de données pour une partie des unités de production exploitées par Senelec l’orientation suivante a été prise :

Les caractéristiques du parc Senelec étant relativement comparables à celles des IPP Tobene, Kounoune et Contour au niveau du combustible utilisé, des puissances individuelles et du type de production, nous appliquons un coût variable O & M égal à la moyenne de ces trois IPP au parc Senelec soit 6,3 FCFA/kWh. Ce coût est considéré inclure l’ensemble des coûts variables conformément à notre hypothèse sur les IPP. PLACEMENT DES UNITÉS DE PRODUCTION

Pour le placement des unités de production, comme mentionné précédemment, nous allons considérer la formule ci-après pour établir le coût variable de production pour chacune des unités constituant l’offre de production. La priorité de placement sera donnée en fonction des unités représentant le plus bas coût variable. Variable/kWh = (quantité de combustible x prix du combustible) + O & M variable


3.3.2 COÛTS VARIABLES DE LA PRODUCTION HYDRAULIQUE

Les coûts variables identifiés dans la documentation consultée « Caractéristiques technico-économiques des équipements à production limitée » pour les centrales hydrauliques sont représentés dans le tableau ci-après. Tableau 3-23 : Coûts variables pour les centrales hydrauliques

COÛTS VARIABLES POUR LES CENTRALES HYDRAULIQUES

Centrale Coût variable FCFA/kWh

Manantali 21,00

Félou 21,00

Gouina 24,14

Kaléta 19,50

Koukoutamba 21,00

Sambangalou 21,50

Souapiti 34,66

3.3.3 TAUX DE CHANGE

Les taux de change utilisés dans le cadre de la présente étude, sont ceux identifiés au document Senelec, Plan de production version de janvier 2017 et se résument comme suit :

1 $ US = 600 FCFA 1 € = 655,957 FCFA

3.3.4 PRIX DES COMBUSTIBLES

Les prix des combustibles considérés dans le cadre de la présente étude sont ceux identifiés au document Senelec, « Plan de production » version de janvier 2017 au tableau 2-1 Prix des combustibles 2017 et se résument comme suit : Pour le charbon, un prix de 31 257 FCFA/tonne est identifié. Le prix du gaz naturel liquéfié rendu centrale est de 12 $ USD/MMBtu (7 200 FCFA/MMBtu). Le prix du gaz local est considéré à 5 $ US/MMBtu auquel il faut ajouter les coûts de transport par pipeline vers les centrales, évalués à 3 $ US/MMBtu, pour un total de (4 800 FCFA/MMBtu). Pour les produits pétroliers, les différents prix sont identifiés dans le tableau ci-dessous : Tableau 3-24 : Prix du combustible

PRIX DU COMBUSTIBLE

FCFA/Tonne

HFO 380 HTS (F/tonne) 213 014

HFO 380 BTS (F/tonne) 216 611

DO (F/tonne) 343 659

Gasoil (F/tonne) 387 008


3.3.5 COÛTS DE CESSION DE CONTRATS TOP

Les seuls contrats de type ToP identifiés sont ceux en lien avec les énergies renouvelables intermittentes, soit le solaire et l’éolien. Les coûts de cession pour ces énergies sont des données considérées en fonction d’une analyse financière réalisée par PATRP et sont fixés à :

Éolien : 65,04 FCFA/kWh Solaire : 69,38 FCFA/kWh

3.3.6 DURÉES DE VIE

Les durées de vie économique pour les unités de production futures décidées, planifiées ou candidates sont fixées en accord avec les données apparaissant dans le plan de production Senelec version finale (projet) du 21 octobre 2016 et se résument comme suit :

25 ans pour les centrales au charbon. 20 ans pour les centrales thermiques diesel et les turbines à gaz. 20 ans pour les centrales éoliennes et solaires. 50 ans pour les centrales hydrauliques.

3.3.7 COÛT DE LA RÉSERVE SYNCHRONE

Le coût de la réserve synchrone est une donnée complexe à établir du fait que celle-ci est assujettie à plusieurs facteurs. Ainsi, les éléments suivants sont à considérer:

Le niveau de réserve synchrone requis. Le niveau de réserve synchrone assuré par un réseau intégré. Le niveau de réserve synchrone devant provenir de la combinaison parc de production

Senelec - IPP. Les unités de production qui seront utilisées pour assurer cette réserve synchrone et le %

d’utilisation admissible en réserve synchrone. L’évolution d’heure en heure du besoin de réserve en fonction des probabilités de perte de

moyens de production, soit pour cause de panne ou encore pour cause de fluctuation pour ce qui a trait aux ERI.

Les caractéristiques de rendement, de niveau minimal d’utilisation, de vitesse de montée et descente de charge des différentes unités de production.

Les caractéristiques et la condition de fonctionnement des équipements auxiliaires associés à la régulation.

Et autres... Dans le cas présent, le niveau de réserve associable au réseau intégré ou plus spécifiquement aux centrales hydrauliques est l’intrant de base à l’évaluation d’un coût potentiel de la réserve synchrone. Une fois cette donnée établie et soustraite du besoin en réserve, il peut être déterminé quel sera le niveau de contribution requis des unités de production Senelec-IPP. Une fois ce niveau de contribution fixé, et en combinaison avec la connaissance des unités de production qui seront contributives à la réserve synchrone, il pourrait être possible d’évaluer le coût de la réserve synchrone.


Cela implique toutefois de pouvoir évaluer, à partir de différentes caractéristiques techniques des unités de production en combinaison avec un modèle d’exploitation, quels seront les niveaux de réserve requis pour chaque heure de l’année, quelles unités seront contributives à ce même moment et quel est l’impact sur les coûts de production. Pour l’essentiel, le plus gros impact sur les coûts de production réside dans le fait de devoir utiliser pour les besoins de réserve des unités de production ayant des coûts variables plus élevés au détriment d’unités offrant des coûts variables plus bas. En référant au document suivant :

Technical Report NREL/TP-6A20-58491 Fundamental Drivers of the Cost and Price of Operating Reserves (July 2013) http://www.nrel.gov/docs/fy13osti/58491.pdf

Nous identifions à la conclusion de ce document la donnée suivante :

The total cost of providing reserves in our simulation added about 2% to the total cost of providing energy.

Abstract “Operating reserves impose a cost on the electric power system by forcing system operators to

keep partially loaded spinning generators available to respond to system contingencies and random

variation in demand. In many regions of the United States, thermal and hydropower plants provide

a large fraction of the operating reserve requirement. Alternative sources of operating reserves,

such as demand response and energy storage, may provide these services at lower cost. However,

to estimate the potential value of these services, the cost of reserve services under various grid

conditions must first be established.

This analysis used a commercial grid simulation tool to evaluate the cost and price of several

operating reserve services, including spinning contingency reserve, upward regulation reserve, and

a proposed flexibility/ramping reserve. These reserve products were evaluated in a utility system

in the western United States, considering different system characteristics, renewable energy

penetration, and several other sensitivities.

Overall, the analysis demonstrates that the price of operating reserves depends greatly on many

assumptions regarding the operational flexibility of the generation fleet, including ramp rates and

the fraction of the fleet available to provide reserves. In addition, a large fraction of the regulation

price in this analysis was derived from the assumed generator bid prices (based on the cost of

generators operating at non-steady state while providing regulation reserves). Unlike other

generator performance data (such as heat rate), information related to an individual generator’s

ability to provide reserves is not publicly available. Therefore, reproducing the cost of reserves in

a production cost model involves significant uncertainty.

While variable renewables increase the total reserve requirements, the additional operational cost

of these reserves appears modest in the evaluated system. Wind and solar generation tend to free

up generation capacity in proportion to its production, largely canceling out the net cost of the

additional operating reserves. However, further work is needed to address issues, such as down

reserves and implementation of fast-response regulation, which were not included in this study.

http://www.nrel.gov/docs/fy13osti/58491.pdf


Finally, this analysis points to the need to consider how the operation of the power system and

composition of the conventional generation fleet may evolve if wind and solar power reach high

penetration levels.” Réaliser une telle étude pour le cas précis de Senelec nécessiterait, comme pour le cas du rapport cité plus haut, l’utilisation d’un modèle de coût de production commerciale (commercial production cost model) et une telle étude n’est pas visée dans le cadre du présent mandat. Mentionnons également que le besoin de réserve est grandement affecté par le niveau d’intégration du réseau et que ce niveau d’intégration est planifié pour une croissance rapide au cours des prochaines années avec l’addition de plusieurs centrales hydrauliques. Il est donc permis de considérer que le coût de la réserve pour Senelec dans un contexte de réseau plus fortement intégré pourrait être du même ordre de grandeur que ce qui a été évalué dans l’étude en référence. Toutefois, pour les années avant 2022, soit les années de moins forte intégration du réseau, ce coût de réserve pourrait être plus important, mais ne peut être évalué qu’après avoir bien défini ce qui devra être fourni par Senelec une fois que la contribution garantie de l’hydraulique sera connue, ensuite il faudra évaluer avec quels équipements il sera possible de faire de la réserve, ceci en débutant un programme de mise à niveau des équipements associés au niveau du parc Senelec. Finalement, la contribution des IPP devra être validée, garantie par entente ou contrats spécifiques si les contrats actuels ne couvrent pas cet aspect et finalement une formulation du prix devra être établie encore une fois si les contrats actuels ne couvrent pas cet aspect. Dans la perspective d’une étude plus large en lien avec la fourniture de réserve synchrone, l’addition pure et simple d’unités de production dédiées à cette fonction pourrait également être envisagée. Notons qu’une telle orientation pourrait également considérer l’option location en visant, couvrir les années de moins grande intégration du réseau soit les années avant 2022. Finalement, une démarche auprès de fournisseurs a permis d’identifier certaines solutions qui tout en offrant les caractéristiques techniques recherchées offrent également des possibilités de délais de MES très courts qui permettraient à Senelec d’assurer rapidement une capacité de réserve synchrone permettant une gestion optimale de sa production. À titre d’exemple et à titre informatif sont donnés ci-bas quelques liens permettant une consultation rapide et sommaire d’informations générales en lien avec de telles unités de production :

https://powergen.gepower.com/products/aeroderivative-gas-turbines/tm2500-gas-turbine-family.html

https://powergen.gepower.com/products/aeroderivative-gas-turbines/lm2500-gas-turbine-family.htmlhttps://powergen.gepower.com/products/aeroderivative-gas-turbines/lm6000-gas-turbine-family.html En résumé, le coût de la réserve synchrone sera en fonction du niveau de réserve devant être assuré par le parc Senelec et les IPP une fois la contribution du réseau intégré essentiellement les centrales hydrauliques clairement identifiée. Ensuite, différentes options devront être étudiées en passant par



https://powergen.gepower.com/products/aeroderivative-gas-turbines/lm2500-gas-turbine-family.html





la mise à niveau des unités de production Senelec et le niveau de contribution possible des IPP. Finalement, l’orientation retenue au niveau des futurs moyens de production à être mis en place dans le temps sera aussi déterminante.

3.4 ÉTUDE DE L’OFFRE 3.4.1 INTRODUCTION

De manière à pouvoir répondre à la demande, il est requis de constituer une offre de production en quantité suffisante et répondant à l’ensemble des critères techniques fixés. Pour ce faire, nous devons quantifier l’offre actuelle ou existante, identifier les écarts entre cette offre et la demande et viser à combler ces mêmes écarts au moyen d’unités de production offrant la meilleure combinaison de caractéristiques technico-économiques assurant la disponibilité et la fiabilité de la production au meilleur coût. Si des orientations particulières ou spécifiques en matière d’utilisation d’énergies renouvelables ou de ressources propres au Sénégal sont identifiées, celles-ci sont partie intégrante de l’ensemble des éléments devant être considérés. 3.4.2 OFFRE DE PRODUCTION EXISTANTE

L’offre de production existante se divise en quatre grandes catégories : celle provenant des IPP, celle provenant des centrales hydrauliques de l’OMVS, celle associée aux importations et celle provenant du parc de production propre à Senelec. La puissance totale associée à ces quatre catégories, considérant la puissance nominale des unités de production Senelec, serait de 740,36 MW en janvier 2017. L’information détaillée de l’ensemble des caractéristiques peut être visualisée avec l’outil Excel développé. OFFRE IPP EXISTANTE

L’offre IPP existante s’établit à 247,5 MW de puissance contractuelle et est constituée de 20 unités de production réparties sur trois IPP comme démontré dans le tableau ci-dessous. L’ensemble de ces unités de production est considéré être en service en janvier 2017.

Tableau 3-25 : Offre IPP existante

OFFRE IPP EXISTANTE

IPP # Unités de production Puissance contractuelle totale (MW)

Kounoune Power 9 60

Tobene Power 6 105

ContourGlobal 5 82,5

Total 20 247,5


OFFRE HYDRAULIQUE EXISTANTE

L’offre hydraulique existante est établie à 81 MW, le tout est réparti sur huit unités de production et deux centrales, comme illustré dans le tableau ci-dessous :

Tableau 3-26 : Offre hydraulique existante

OFFRE HYDRAULIQUE EXISTANTE

Hydraulique existant # Unités de production Part de puissance propre au Sénégal (MW)

Manantali 5 66

Félou 3 15

Total 8 81

OFFRE D’IMPORTATION EXISTANTE

Aucune offre d’importation existante n’est considérée dans le cadre du présent rapport.


OFFRE DU PARC DE PRODUCTION SENELEC EXISTANT

Le parc de production Senelec, sur la base des puissances nominales, représente une offre de l’ordre de 411,86 MW comme démontré dans le tableau ci-après. Il est toutefois important de mentionner que certaines unités de production du parc n’offrent plus leurs capacités nominales respectives. Cet élément est intégré au modèle d’analyse et est considéré dans l’adéquation de l’offre à la demande en fonction des données identifiées dans la documentation consultée. Tableau 3-27 : Offre du parc de production Senelec existant

OFFRE DU PARC DE PRODUCTION SENELEC EXISTANT

Site Installation Groupe Puissance

nom. MW

Bel-Air

TAG4 35,00

C-6

601 16,45

602 16,45

603 16,45

604 16,45

605 16,45

606 16,45

C-D-B

C-3

301 27,50

303 30,00

TAG2 20,00

C-4

401 21,00

402 21,00

403 23,00

404 15,00

405 15,00

Kahone 2

C-7

701 15,61

702 15,61

703 15,61

704 15,61

705 15,61

706 15,61

Kahone 1

93 3,00

94 3,00

149 3,00

150 3,00

Total 411,86


3.4.3 OFFRE DE PRODUCTION FUTURE PROJETS DÉCIDÉS, PLANIFIÉS OU

CANDIDATS

Pour l’offre de production future, nous référons directement au plan de production de Senelec - Version de janvier 2017. Nous considérons également le potentiel hydraulique sur la base des informations contenues dans le Plan directeur de l’OMVS 2015. Ainsi, nous visons les catégories d’offres suivantes :

Offre IPP (énergie conventionnelle). Offre hydraulique. Offre importation. Offre parc de production Senelec. Offre énergies renouvelables intermittentes.


OFFRE IPP FUTURE (ÉNERGIE CONVENTIONNELLE) ET CHOIX ET

DIMENSIONNEMENT DES MOYENS DE PRODUCTION 2019-2035

Offre IPP future (énergie conventionnelle) (Plan Senelec)

L’offre IPP future (2017-2022) au Plan de production Senelec de janvier 2017 est composée de centrales à énergie conventionnelle pour une puissance contractuelle de l’ordre de 505 MW comme montré au tableau suivant : Tableau 3-28 : Offre IPP future (énergie conventionnelle)

OFFRE IPP FUTURE (ÉNERGIE CONVENTIONNELLE)

Puissance

contractuelle MW

Combustible Date d’achèvement Statut

CES Sendou phase 1 115 Charbon 01-07-2018 Décidé

Africa Energy 1 90 Charbon 01-01-2020 Planifié



Malicounda 120 HFO 01-07-2020 Planifié

Total 505 Note : pour l’IPP Malicounda, en l’absence de données propres à cette centrale, nous avons pour les besoins de la présente étude, reconduit les caractéristiques applicables pour l’IPP ContourGlobal.

Pour la période 2025-2030, le même plan de production prévoit l’installation de sept unités thermiques vapeur au gaz de 115 MW. Trois unités en 2025, suivies d’une unité à chacune des années suivantes - 2026-2028-2029-2030. Rien n’est identifié pour la période 2030-2035. Choix et dimensionnement des moyens de production 2019-2035

En considérant le gaz naturel local disponible à partir de 2025, le choix du moyen de production pour la période 2025-2035 est orienté vers la production GN au moyen d’unités de production de type CCGT, ce qui se veut être un type de production qui, en matière de coûts, est très comparable à une production de type charbon vapeur considérée comme étant le type de production le plus économique après l’hydraulique. Le dimensionnement des unités de production est fixé dans la fourchette 50-60 MW.

Pour les années 2019-2022, les choix actuels de Senelec en matière de projets en cours de processus sont considérés. Rappelons qu’outre l’orientation charbon vapeur déjà prise en lien avec la centrale CES 1 qui, selon les informations fournies par Senelec, sera mise en service en 2018, les options restantes sont d’autres tranches d’unités charbon vapeur et une centrale HFO (Dual), soit Malicounda.


Figure 3-30 : Coûts d’investissements, coûts d’O & M et coûts de production en $ USD/MWH

Ces estimations sont en fonction des références, prémisses et notes suivantes :

Consommations spécifiques en fonction des données de la section 3.8 du présent rapport. Prix des combustibles en fonction des données de la section 3.3.4 du présent rapport. Facteur de charge de 90 %. Durée de vie en fonction des données de la section 3.3.6 du présent rapport. Taux d’intérêt de financement de 8 %. Coûts des équipements tirés principalement des références suivantes : "Updated Capital Cost

Estimates for Utility Scale Electricity Generation Plants", USEIA, USDOE, avril 2013; "Cost & Performance Data for Power Generation Technologies", Black & Veatch pour National Renewable Energy Laboratory, février 2012; "Study of Equipment Prices in the Power Sector", ESMAP Technical Paper 122/09, Banque mondiale 2009; "Front-End / Conceptual Estimating Yearbook", 15e Édition, Compass International Inc., 2016 (Section B1 - Cost-Capacity Equations / Exponents).

OFFRE HYDRAULIQUE FUTURE ET PRIORISATION

Offre hydraulique future

L’offre hydraulique future se divise en deux catégories : les offres décidées, ou planifiées, et les offres candidates. D’abord, nous identifions les centrales décidées ou planifiées pour un total de 317 MW de puissance propre au Sénégal, le tout tel que présenté dans le tableau suivant :

Tableau 3-29 : Offre hydraulique future de projets décidés et planifiés

OFFRE HYDRAULIQUE FUTURE DE PROJETS DÉCIDÉS ET PLANIFIÉS

Puissance (MW) Puissance propre au

Sénégal (MW)

Date d’achèvement Statut

Kaléta 240 48 01-01-2019 Décidé

Gouina 140 35 01-01-2020 Décidé

Souapiti 515 103 01-01-2021 Décidé

Sambangalou 128 61 01-01-2021 Décidé

Koukoutamba 280 70 01-01-2025 Planifié

Total 1303 317

Les dates d’achèvement identifiées correspondent aux dates données au plan de production Senelec de janvier 2017. Ces dates pourraient être modifiées en fonction de différentes modélisations ; le cas échéant, les informations pertinentes seront données au niveau des dites modélisations.

Type de production

Puissance

MW

Coûts variables

O&M et

Combustible

USD (Arrondi)

Coûts fixes

O&M et

Capital - intérêts

USD (Arrondi)

Coûts Totaux

USD (Arrondi) USD/MWH

Cycle vapeur charbon 125 24 684 336 $ 52 317 919 $ 77 002 254 $ 78 $

Cycle combiné GN 120 56 764 800 $ 21 654 962 $ 78 419 762 $ 83 $

Moteur combustion GN 120 68 129 430 $ 23 915 879 $ 92 045 309 $ 97 $

Cycle vapeur GN 115 70 991 478 $ 25 366 687 $ 96 358 165 $ 106 $

Moteur combustion HFO 120 80 429 359 $ 24 116 625 $ 104 545 984 $ 111 $


Notons également que certaines données en matière de puissance et d'énergie retenues pour fin de modélisation diffèrent de celles présentées au plan de production Senelec. Les différences sont montrées à la figure suivante : Figure 3-31 : Hydraulique-différences entre puissance et énergie

Nous avons constaté que des données provenant de plusieurs sources divergeaient, dont entre autres le plan directeur OMVS 2015, le plan de production Senelec et les informations internet. À titre d’exemple, pour Souapiti, la puissance et l’énergie, comme identifiées à la section 4.4.2.7 du plan Senelec de janvier 2017, sont de 450 MW pour 1 898 GWH/an, avec une quote-part du Sénégal de 20 %. Cela représenterait 90 MW et 379 GWh pour Senelec, alors qu’au tableau 4.1 du même plan, on note 100 MW et 350 GWh. Il a donc été décidé de modéliser en fonction de 515 MW et 1 898 GWh (données OMVS et références internet), ce qui représente 103 MW et 379 GWH pour Senelec. Ainsi, après avoir corrélé les informations, une sélection de la donnée jugée la plus pertinente a été effectuée. En combinaison avec une analyse reliée aux niveaux de productibles mensuels moyens – tel que déjà recommandé, Senelec devrait réaliser une validation des données puissance et énergie et apporter les ajustements si requis au niveau des modélisations et/ou de son plan de production. Enfin, nous identifions la catégorie d’offre des centrales candidates pour une puissance potentielle propre au Sénégal de l’ordre de 443,67 MW.

Puissance

Sénégal au

Plan

Senelec

Puissance

modélisée

Énergie

Sénégal au

plan

Senelec

Énergie

modélisée

Centrale MW MW GWh GWh

Kaleta 48 48 189 189

Gouina 35 35 140 155

Souapiti 100 103 350 379

Sambangalou 61 61 193 194

Koukoutamba 70 70 175 213


Tableau 3-30 : Offre hydraulique future de projets candidats

OFFRE HYDRAULIQUE FUTURE DE PROJETS CANDIDATS

Centrale Origine Puissance

(MW)

Pourcentage

propre au

Sénégal

Puissance

Sénégal

(MW)

Année

potentielle de

MES

Statut

Gourbassi OMVS 18 25 4,50 2023 Candidat

Fello Sounga OMVG 82 40 32,80 2023 Candidat

Saltinho OMVG 20 40 8,00 2023 Candidat

Digan OMVG 93,3 40 37,32 2023 Candidat

Fomi GUINÉE 90 20 18,00 2022 Candidat

Amaria GUINÉE 300 20 60,00 2024 Candidat

Morisanako GUINÉE 100 20 20,00 2025 Candidat

Kogbedou GUINÉE 44 20 8,80 2021 Candidat

Kassab GUINÉE 135 20 27,00 2031 Candidat

Poudaldé GUINÉE 90 20 18,00 2032 Candidat

Bouréya OMVS 114 25 28,50 2023 Candidat

Badoumbé OMVS 70 25 17,50 2025 Candidat

Balassa OMVS 181 25 45,25 2026 Candidat

Lafou GUINÉE 98 20 19,60 2025 Candidat

Bonko Diaria GUINÉE 174 20 34,80 2026 Candidat

N'zébéla GUINÉE 27 20 5,40 2028 Candidat

Grand Kinkon GUINÉE 291 20 58,20 2029 Candidat

Total 443,67

Priorisation de l’offre hydraulique

La production hydraulique présente de nombreux avantages : énergie renouvelable, rendement énergétique supérieur, faible émission de gaz à effet de serre et surtout des coûts de production au kWh généralement inférieurs à toute autre source de production. Ainsi, les projets hydrauliques décidés ou planifiés sont toujours considérés comme prioritaires au niveau du bilan offre-demande. Notons que les centrales de Souapiti et de Gouina étant en phase de construction, leur mise en service ne peut être remise en question. En ce qui concerne la centrale de Kaleta, elle est construite et en service ; son intégration au réseau sénégalais ne dépend plus que de la mise en service de la ligne de transport. Au stade actuel de notre étude et en fonction des trois références suivantes :

É.-U. Energy Information administration 2013. Plan directeur OMVS 2015. Ambassade de France en Éthiopie et auprès de L’Union Africaine Service économique pour

l’Éthiopie et Djibouti, le Conseiller économique, Chef de Service Addis-Abeba, le 13 septembre 2016.

Nous supposons les données suivantes pour la production hydraulique : Coût d’investissement (Capex): 2,22 M $ USD/MW Coûts d’opération et de maintenance (Opex): 10,570 $ USD/MW/an


Sur la base de ces hypothèses et en considérant une durée de vie de 50 ans en combinaison avec un taux d’intérêt de 8 %, nous obtenons, pour deux centrales ciblées au niveau de l’offre production soit Amaria et Grand Kinkon, les coûts de production au MWh tel qu’illustré dans la figure suivante : Figure 3-32 : Coût de production hydraulique $ USD/MWH

Ainsi, il est considéré que la production hydraulique, en termes de coûts de production, est avantagée de façon très significative en comparaison à toute forme de production thermique. OFFRE D’IMPORTATION FUTURE

Même si le potentiel d’importation provenant de la Mauritanie est significatif, (le développement du gisement de gaz naturel de la réserve de Banda amène la Mauritanie à prévoir un potentiel de 600 MW de production pour 2025), à l'heure actuelle, aucune information pertinente concernant la puissance ou l’énergie permettant de modéliser une offre par une importation provenant de la Mauritanie n’a pu être confirmée. OFFRE DU PARC DE PRODUCTION SENELEC FUTURE

Aucune offre future visant une augmentation du niveau de puissance du parc de production Senelec n’a été identifiée. OFFRE FUTURE (ÉNERGIES RENOUVELABLES INTERMITTENTES)

Pour l’offre concernant les énergies renouvelables intermittentes, nous notons deux catégories distinctes, c’est-à-dire l’éolien et le solaire. La puissance totale identifiée est de l’ordre de 481,7 MW sur la base des informations données au plan de production Senelec de janvier 2017 et en incluant les 40 MW de puissance solaire installée fin 2016 Pour ce qui a trait à l’éolien, nous identifions une puissance totale de 158,7 MW pour trois installations tel que démontré dans le tableau ci-après : Tableau 3-31 : Offre future énergie éolienne

OFFRE FUTURE ÉNERGIE ÉOLIENNE

Projet Puissance (MW) Date d’achèvement Statut

Sarreole 1 51,75 01-01-2018 Décidé



Total 158,70

Centrale Puissance Facteur MWh/An INVEST O&M/an Durée vie taux intérêt TOTAL USD/MWh

MW Opération MUSD USD/An USD/AN

Amaria 300 0,48 1261440 666 3 171 000,00 $ 50 8% 57 458 592,00 $ 45,55 $

Grand Kinkon 291 0,4 1019664 646 3 075 870,00 $ 50 8% 55 733 202,00 $ 54,66 $


Pour ce qui a trait au solaire, nous identifions une puissance totale de 323 MW en accord avec les données apparaissant au tableau ci-dessous et en considérant 40 MW installés fin 2016 :

Tableau 3-32 : Offre future solaire

OFFRE FUTURE SOLAIRE

Projet Puissance

(MW)

Année de

MES

Statut

Solaire installé 40 Fin 2016 Installé







Diass 15 2018 Décidé




TOTAL 323

3.5 ANALYSE DU BILAN OFFRE DEMANDE 3.5.1 INTRODUCTION

MODÉLISATIONS PRÉCÉDENTES

À l’étape du rapport final sur l’équilibre de l’offre-demande, des modélisations visant à mesurer le niveau d’adéquation entre elles ont été effectuées sur la base de différents scénarios d’offre et de demande. Pour chacune de ces modélisations, une analyse a été effectuée, suivies d’évaluations complémentaires plus spécifiques comme la disponibilité des unités de production en fonction des besoins de maintenance spécifiés. Les modélisations ciblées à cette étape étaient les suivantes et peuvent être consultées dans le rapport sur l’équilibre de l’offre et de la demande émis en mars 2017.

Modélisation 1 - Offre en fonction de la demande de base. Modélisation 1A - Offre en fonction de la demande de base sans mines. Modélisation 2 - Offre en fonction de la demande faible. Modélisation 3 - Offre en fonction de la demande de base sans amélioration du niveau de

pertes (19,38 % : donnée utilisée pour notre rapport préliminaire). Ensuite, des analyses de sensibilité ont été réalisées en fonction des hypothèses suivantes :

Modélisation 4 - Retards dans la mise en service de centrales hydrauliques (demande de base).

Modélisation 5 – Non-concrétisation des améliorations ciblées au niveau des pertes (demande de base).

Modélisation 6 – Non-disponibilité de l’import Mauritanie (demande de base).


Dans le cadre du présent rapport, les différentes modélisations seront réalisées sur la seule base de

la demande de base en y intégrant les notions de pertes et de réserve synchrone découlant de l’étude

réseau.

NOUVELLES MODÉLISATIONS CIBLÉES

Depuis l’émission du rapport final sur l’équilibre de l’offre et de la demande en mars 2017, une étude réseau a été réalisée et est partie prenante du présent rapport. Cette étude a permis de préciser certaines informations soit reliées aux pertes associables au réseau de transport ou encore aux besoins en réserve synchrone. Ces nouvelles informations, combinées aux différents commentaires formulés par Senelec, nous amènent à cibler trois modélisations qui tiendront compte de ces nouvelles informations et permettront des analyses plus avancées sur les notions et enjeux de réserve synchrone en association avec les interactions d'ERI et de production charbon vapeur. Ces modélisations seront réalisées sur la même base de demande, soit celle de base incluant les mines. Ces nouvelles modélisations seront donc différenciées en fonction de l’offre visant à combler la demande et seront analysées sur la base des différents critères énumérés à la section suivante. Les trois nouvelles modélisations sont les suivantes :

Modélisation 1 - Scénario d’offre du plan Senelec (voir note).2 Modélisation 2 - Scénario d’offre PATRP (sans déclassement). Modélisation 3 - Scénario d’offre PATRP (avec déclassement).

2 Note importante : La modélisation 1 considère l’offre du plan Senelec en ne considérant aucun déclassement et ce même plan Senelec couvre l’ajustement de l’offre jusque l’horizon 2030 comparativement aux scénarios d’offre PATRP qui couvrent l’ajustement de l’offre jusque l’horizon 2035. Les informations pertinentes en lien avec les orientations données au niveau du déclassement des unités de productions sont données à la section 3.2.12


3.5.2 CRITÈRES D’ÉVALUATION

Pour chacune des modélisations, l’évaluation des deux critères suivants sera réalisée de façon individuelle :

1) Planification de l’offre :

a. Minimum 15 % de réserve de capacité sur Pmax (l’offre moins la demande).

b. Éviter deux années consécutives en dessous de 20 %, sauf pour l’horizon 2030-2035

où 15 % sont utilisés.

2) Priorisation et effacement de la production.

Les critères suivants seront évalués une fois pour l’ensemble de trois modélisations :

3) Adéquation de l’offre à la demande.

4) Évaluation de la probabilité de perte de charges (LOLP).

5) Dimensionnement des unités de production et réserves de production.

6) Disponibilité pour maintenance.

3.5.3 PRÉMISSES

PRÉMISSES GÉNÉRALES CONCERNANT L’OFFRE

La centrale CES 1 est considérée en construction pour une mise en service en juin 2018. Les centrales hydrauliques, pour les raisons énoncées à la section 3.4.3 de l’onglet Offre

hydraulique future et priorisation, rubrique Priorisation de l’offre hydraulique, sont priorisées au niveau de l’offre.

Ceci incluant les centrales Amaria et Grand Kinkon sur l’horizon 2028. La modélisation 1 sera réalisée sur la base de l’offre telle qu’identifiée au plan de production

Senelec de janvier 2017. Le gaz naturel local n’est considéré disponible qu’à partir de 2025. L’addition de parcs éoliens considère l’utilisation du même critère de 34 % de fluctuations

drastiques à compenser en réserve synchrone.

Il est considéré que le même modèle d’éolienne est utilisé (VESTAS V126) pour

l’ensemble des parcs et que la localisation est similaire à celle de Sarreole.


PRÉMISSES RELATIVES AU NIVEAU DE RÉSERVE SYNCHRONE REQUIS ET À

CELUI DISPONIBLE

La réserve synchrone requise Le niveau de réserve synchrone requis, dans le contexte de la planification de l’offre, est dicté par le niveau de réserve synchrone associable au besoin de compensation des fluctuations potentielles identifiées au niveau des ERI.

Ainsi sont considérées les deux données suivantes à titre de réserve synchrone requise :

70 % de la puissance du plus gros parc solaire en service. 34 % de la puissance du plus gros parc éolien en service.

Pour rappel, les informations détaillées relatives à cette prémisse sont données à la section Niveau de réserve synchrone par rapport à la puissance renouvelable intermittente. Notons également que, pour les unités de production de Sendou (115 MW) et Africa Energy (90 MW chacune selon la planification actuelle de Senelec), il est considéré que pour toute panne, il y aura un délestage de charge en l’absence d’un niveau de réserve synchrone suffisant, du moins jusqu’à ce que le réseau soit assez fortement intégré pour assurer la réserve synchrone requise (vers 2025). Compte tenu du dimensionnement des autres unités de production, le besoin de réserve synchrone est alors conditionné par le niveau de fluctuation potentiel des ERI. La réserve synchrone considérée disponible Pour ce qui a trait au niveau de réserve synchrone disponible, il est considéré que pour chaque année, un niveau de réserve synchrone de l’ordre de 3% de la capacité installée en hydraulique sera disponible en tout temps. Pour une année spécifique, le niveau de réserve est calculé en fonction de la puissance installée au 1er janvier de l’année. À titre d’exemple, en considérant les dates de mise en service du plan de production Senelec de janvier 2017, nous obtenons pour l’hydraulique les niveaux de réserve synchrone comme montrés à la figure suivante : Figure 3-33: Réserve synchrone avec l’hydraulique

Il est important de mentionner que ces niveaux de réserve, bien que considérés dans le cadre des différentes modélisations, sont à négocier.

MW % RS RS (MW)

2017 260 3% 8

2018 260 3% 8

2019 500 3% 15

2020 640 3% 19

2021 1283 3% 38

2022 1283 3% 38

2023 1283 3% 38

2024 1283 3% 38

2025 1563 3% 47


Pour ce qui a trait à la capacité de réserve synchrone pouvant ou devant être considérée au niveau du parc de production Senelec et des IPP, nous avons pris l’orientation de considérer 12,5 % de la puissance, et ce en se référant aux informations reçues de Senelec à l’effet que 24 MW de réserve synchrone (non automatique) étaient utilisés au niveau de C6 et C7, soit généralement deux mégawatts par unité de production, et en conformité avec les données montrées à la figure suivante : Figure 3-34 : Réserve synchrone de Senelec

Il a également été porté à notre attention que les mêmes deux mégawatts par unité étaient aussi appliqués à l’IPP Contour Global. Les puissances de ces unités installées étant sensiblement similaires à celle de C6 et C7, le ratio de deux mégawatts est proche de 12,5 %. Sur cette base, nous retenons pour fin de planification, 12,5 % comme pourcentage de réserve synchrone devant être considéré. Et, pour fin de modélisation, nous établissons à deux mégawatts par unité de production la contribution à la réserve synchrone. Le niveau de réserve synchrone, pour fin de planification, pourrait être une donnée différente du 12,5 % retenu. Idéalement, l’établissement du niveau de réserve synchrone pouvant et devant être fourni par l’hydraulique serait établi, et ensuite seraient évaluées les capacités propres à Senelec dans la perspective où les équipements associés à la réserve seraient évalués et remis en état de fonctionnement normal et finalement la contribution devant provenir des IPP serait fixée. Rappelons que l’on parle ici de réserve synchrone automatique qui, dans un contexte de gestion des défis que représente la gestion des ERI en temps réel, devrait être couplée à un système de conduite du réseau automatisé et performant.

Centrale Unité

Puissance

installée

MW

Réserve

synchrone

MW %

601 16,45 2 12,16%

602 16,45 2 12,16%

C6 603 16,45 2 12,16%

604 16,45 2 12,16%

605 16,45 2 12,16%

606 16,45 2 12,16%

701 15,613 2 12,81%

702 15,613 2 12,81%

C7 703 15,613 2 12,81%

704 15,613 2 12,81%

705 15,613 2 12,81%

701 15,613 2 12,81%

Total 192,4 24 12,48%


Il est important de noter que, pour fin de modélisation, les installations suivantes, et dans l’ordre suivant, ont été identifiées pour contribution à la réserve synchrone :

Contour C6, C7 Tobene

Aussi, il est considéré que cette capacité de réserve synchrone sera rendue automatique en réalisant les travaux de mise à niveau requis et/ou en négociant ces niveaux de réserve avec les IPP concernés. Finalement, lorsque de nouvelles centrales ayant les caractéristiques requises pour faire de la réserve synchrone sont mises en service par différentes modélisations, celles-ci sont automatiquement priorisées et le niveau de deux mégawatts par unité sera maintenu. Exception faite des unités CCGT avec MES après 2025. PRÉMISSES RELATIVES À LA PLANIFICATION DE MES DES ERI

Pour ce qui a trait à la modélisation visant le plan de production Senelec de janvier 2017, les MES sont appliquées à l’année identifiée à ce même plan pour tout ce qui est planifié avant 2021 et ce, sans aucune autre considération. Cela est applicable tant pour les ERI de type solaire que pour le type éolien. Pour ce qui est identifié après 2020, soit 90 MW de type solaire sur la période 2021-2023, il a été appliqué 30 MW par année en 2021, 2022 et 2023. Pour ce qui a trait aux modélisations PATRP, il est considéré que tout ce qui est planifié par Senelec au niveau solaire avant 2018 est mis en service comme planifié, et que tout ce qui est programmé au niveau éolien sur l’horizon 2020 est mis en service. Ensuite, en fonction de critères de planification, il est évalué quand les autres parcs solaires prévus par Senelec peuvent être mis en service, sauf le 90 MW identifié sur la période 2021-2023. Finalement, sur l’horizon 2025-2035, il est visé d’augmenter le niveau des ERI pour assurer un niveau de 20 % de puissance installée, et ce, conformément à l’objectif identifié dans la documentation soumise par Senelec. Le niveau d'ERI pourrait être augmenté de façon plus significative, la limite ultime étant la stabilité du réseau. Également, mentionnons qu’il est prévu de faire en sorte que l’effacement de la production d'ERI soit minimal et, en ce sens, la planification sera réalisée sur la base de la journée considérée la plus contraignante de l’année, soit la journée du creux de charge et pour l’heure la plus contraignante de la journée - 12 h 00, soit l’heure où le solaire est considéré à son maximum.


Les critères de planification des ERI appliqués s’appuient sur les données suivantes pour chaque année analysée :

Charge à midi le jour du creux de charge, cette heure étant considérée comme celle du potentiel maximum au niveau solaire.

Un niveau de production solaire égal à la capacité installée. Un niveau de production éolienne égal au maximum identifié au profil éolien, soit 46 % de la

puissance installée. La journée du creux de charge arrive en période où les vents moyens sont les plus forts, d’où l’utilisation du maximum identifié au profil comme critère conservateur.

Un niveau de production hydraulique égal à l’hydraulique moyenne. Un niveau de réserve synchrone requis égal à la plus haute valeur entre 70 % du plus gros

parc solaire installé et 34 % de la puissance éolienne installée. La contribution attendue de l’hydraulique en réserve synchrone. La contribution considérée requise en réserve synchrone du parc Senelec et des IPP. La contribution au comblement de la charge du parc Senelec et des IPP.

La production charbon vapeur est considérée comme pouvant être effacée. Ainsi, si nous prenons pour exemple l’année 2021, le cheminement est alors le suivant :

Les données en matière de charge de capacité solaire installée, de capacité éolienne installée et de production hydraulique moyenne sont comme on le montre à la figure suivante :

Figure 3-35 : 2021-Charge capacité solaire, éolienne et hydraulique moyenne

Le besoin en réserve synchrone est de 54 MW et est conditionné par l’éolien, et ce, comme montré à la figure suivante : Figure 3-36 : 2021-Besoin en réserve synchrone

Charge à

12H00 Jour

creux de

charge

(MW)

Capacité

Solaire

installée au

1 janvier

(MW)

Capacité

Éolienne

installée au

1 janvier

(MW)

Hydraulique

Moyen

(MW)

485 118 158,7 121,7

Plus gros

parc Solaire

installé

(MW)

Plus gros

parc Éolien

installé

(MW)

Réserve

synchrone

requise

Solaire

(MW)

Réserve

synchrone

requise

Éolien (MW)

30 158,7 21 54


La contribution requise en réserve synchrone du parc Senelec et des IPP sera de 19 MW tel que montré à la figure suivante : Figure 3-37 : 2021-Besoin en réserve synchrone des IPP et de Senelec

Pour le besoin de 19 MW en réserve synchrone par la production Senelec IPP, 152 MW devront être en service, dont 133 MW seront contributifs au comblement de la charge comme le montre la figure suivante : Figure 3-38 : 2021-Puissance contributive au comblement de la charge (Senelec + IPP)

En fonction de ces données, il est établi que pour une charge de 485 MW, une contribution solaire de 118 MW (100 % de la puissance installée), une contribution éolienne de 73 MW (46 % de la puissance installée), une contribution de 121,7 MW représentant la puissance hydraulique moyenne, et finalement une contribution de 133 MW du parc de Senelec et des IPP (pour 19 MW de réserve synchrone à 12,5 %), une charge restante à combler de l’ordre de 39 MW peut être considérée pour une augmentation de la capacité en puissance des ERI, et ce, tel qu'on le montre à la figure suivante : Figure 3-39 : 2021-Charge restante permettant l’addition d’ERI

Dans ce cas de figure et selon les prémisses énoncées, l’addition d’un parc solaire de 30 MW a été planifiée au 1er janvier 2021.

Capacité

hydraulique

au 1 janvier

(MW)

Réserve

synchrone

hydraulique à

considérer

(MW)

Réserve

synchrone

requise

(MW)

Réserve

synchrone

hydraulique

(MW)

Réserve

synchrone

requise

Senelec et

IPP (MW)

1155 35 54 35 19

Réserve

synchrone

requise

Senelec et

IPP (MW)

Production en

service pour 19 MW

de réserve

synchrone à 12,5 %

(MW)

Contributif au

comblement

de la charge

(MW)

19 152 133

MW

Charge à Combler 485

Contribution Solaire 118

Contribution Éolien 73

Contribution Hydraulique 121,7

Contribution Senelec et IPP 133

Charge restante 39,3


Une représentation graphique de cette journée du creux de charge 2021, une fois le parc solaire de 30 MW additionné, est montrée à la figure suivante : Figure 3-40 : 2021-Analyse journalière du creux de charge

Nous constatons une utilisation prioritaire des ERI sans effacement, suivi d’une contribution hydraulique correspondante à l’hydraulique moyenne, d’une contribution thermique correspondant au niveau étant contributif au comblement de la charge pour assurer la réserve synchrone (deux mégawatts/unité), une contribution des unités charbon vapeur dans la limite du minimum technique associé et finalement une contribution des autres unités thermiques jusqu’au comblement complet de la charge. Sans considération pour la réserve synchrone pour cette même journée de creux 2021, la répartition serait alors comme on le montre à la figure suivante : Figure 3-41 : 2021-Analyse journalière du creux de charge


Nous constatons toujours une utilisation prioritaire des ERI sans effacement, suivie d’une contribution hydraulique correspondante à l’hydraulique moyenne. La différence par rapport au précédent scénario se voit dans la contribution maximale des unités charbon vapeur suivie d’une utilisation des autres formes de thermique en priorisant les productions les moins dispendieuses en ce qui concerne les coûts variables. PRÉMISSES RELATIVES AU TAUX DE PÉNÉTRATION DES ERI

Pour fin de modélisation, un taux de pénétration des ERI doit être déterminé pour chaque année. Rappelons que, de façon optimale, un taux de pénétration aurait été déterminé avant la planification des ERI de manière à viser le non-effacement des énergies renouvelables intermittentes en prenant en compte les niveaux de réserve synchrone disponibles, la charge aux différentes périodes de l’année et les autres critères devant être considérés. Dans le cas présent, nous devons établir un taux de pénétration sur la base de la charge, du besoin et de la capacité de réserve synchrone et accepter l’effacement des ERI si la puissance ERI installée dépasse ce qui serait admissible. Pour ce faire, comme en planification, le niveau de pénétration sera établi en fonction du moment le plus contraignant de l’année, soit la journée du creux, l’heure avec le plus haut potentiel solaire, et en fonction d’un maximum de productible éolien. Notons que ce taux de pénétration est contraignant pour cette heure précise et représente un cas potentiellement extrême. Donc, pour les autres heures de la journée et/ou de l’année, la charge pourrait être plus élevée ou encore la production des ERI à priori plus basse. Ainsi, si nous prenons pour exemple l’année 2021 et, en considérant les mêmes intrants que ceux utilisés plus haut pour la planification des ERI, le cheminement est alors le suivant : Nous établissons que la charge restante à combler est la soustraction entre la charge estimée (485 MW) et la puissance hydraulique moyenne (121,7 MW) plus la contribution Senelec – IPP qui assure la réserve synchrone (133 MW). Nous obtenons ainsi 230 MW de charge restante à combler tel que montré à la figure suivante : Figure 3-42 : 2021-Charge à combler et taux de pénétration

En considérant que ce 230 MW pourraient être comblé par des ERI, nous établissons un niveau de pénétration de 48 %, soit 230 MW d'ERI pour une charge de 485 MW. Il est important de noter que le fait de fonctionner avec des critères de planification en combinaison avec l’implantation obligatoire de parcs solaires ou éoliens entraîne un certain niveau de distorsion au niveau de nos analyses. Par exemple, la puissance éolienne obligatoirement modélisée sur les années 2018-2020 à hauteur de 158,7 MW entraîne, en fonction des critères établis, un besoin en réserve synchrone de 54 MW en 2020 alors que le réseau est encore très peu intégré. Cette situation

Charge (MW)

Hydro

moyen

(MW)

Contributif

Senelec- IPP

(MW)

Charge

restante à

combler

(MW)

485 121,7 133 230


se traduit par une obligation de forte contribution du parc Senelec en réserve synchrone. Cette même contribution Senelec, sur une base de 12,5 %, entraîne un haut niveau de production contribuant au comblement de la charge ce qui se traduit par un besoin d’effacement des ERI. Considérant que notre modèle applique un niveau de réserve constant sur toute l’année, il est acquis, qu’en mode exploitation, les choses seraient différentes de ce qui est montré dans nos analyses. Il n’en demeure pas moins qu’en raison de la combinaison au niveau des ERI proposée par Senelec, la capacité de réserve synchrone telle que préconisée par cette dernière est très ambitieuse et qu’en fonction des critères de planification utilisés dans nos modélisations, le même niveau d'ERI solaire et éolien aurait été installé sur l’horizon 2022 au lieu de 2020 tel que prévu pour le plan Senelec. 3.5.4 ADÉQUATION OFFRE-DEMANDE

MODÉLISATION 1 - DEMANDE DE BASE ET SCÉNARIO D’OFFRE PLAN DE

PRODUCTION SENELEC

Cette modélisation vise à évaluer la capacité du plan de production Senelec à satisfaire les critères d’évaluation. Nous évaluerons également si des défis de gestion de la production sont présents en fonction des niveaux de puissance ERI installés, et ce, en combinaison avec les autres formes de production ciblées. Les paramètres d’analyse propres à cette modélisation ont été définis en accord avec les prémisses précédemment énoncées et sont montrés à la figure suivante : Figure 3-43 : Évaluation de la réserve Senelec et IPP et des taux de pénétration de 2018 à 2035

Il est important ici de mentionner que ces paramètres sont appliqués de façon constante sur l’ensemble des heures de l’année.

SENELEC

Réserve

requise

(MW)

Réserve

Hydro

(MW)

Réserve

Senelec

(MW)

EN Service

(MW)

Contributif

(MW)

Charge

(MW)

Hydro

moyen

(MW)

ER Possible

(MW)

Pénétration

(%)

2018 21 8 13 104 91 304 40 173 57%

2019 35.19 15 20.19 161.52 141.33 327 61.4 124 38%

2020 53.958 19 34.958 279.664 244.71 394 78.9 71 18%

2021 53.958 38 15.958 127.664 111.71 485 143.6 230 47%

2022 53.958 38 15.958 127.664 111.71 572 143.6 316 55%

2023 53.958 38 15.958 127.664 111.71 607 143.6 351 58%

2024 53.958 38 15.958 127.664 111.71 641 143.6 385 60%

2025 53.958 47 6.958 55.664 48.71 675 167.7 459 68%

2026 53.958 47 6.958 55.664 48.71 714 167.7 497 70%

2027 53.958 47 6.958 55.664 48.71 755 167.7 538 70%

2028 53.958 47 6.958 55.664 48.71 792 167.7 575 70%

2029 53.958 47 6.958 55.664 48.71 828 167.7 611 70%

2030 53.958 47 6.958 55.664 48.71 853 167.7 637 70%

2031 53.958 47 6.958 55.664 48.71 904 167.7 687 70%

2032 53.958 47 6.958 55.664 48.71 956 167.7 740 70%

2033 53.958 47 6.958 55.664 48.71 1012 167.7 796 70%

2034 53.958 47 6.958 55.664 48.71 1071 167.7 855 70%

2035 53.958 47 6.958 55.664 48.71 1132 167.7 916 70%


Figure 3-44 : Addition de puissances (puissances nettes des centrales)

Nous identifions sur la période 2017-2030 les additions de puissance suivantes :

385 MW Charbon vapeur 120 MW HFO Dual 805 W Vapeur- Gaz 317 MW Hydraulique 158,7 MW Éolien 283 MW Solaire

Aucune addition de puissance n’est identifiée sur la période 2031-2035.

Figure 3-45 : Pmax modélisation 1


Figure 3-46 : Énergie (GWH) modélisation 1


Planification de l’offre

Pour ce qui a trait au respect de nos différents critères d’évaluation, nous obtenons les résultats ci-dessous. Avec l’addition de production telle que montrée plus haut, les niveaux de réserve ciblés sont rencontrés sur l’ensemble de la plage concernée, sauf en 2034 et 2035 comme le montre la figure suivante : Figure 3-47 : Analyse de la réserve - Modélisation 1

Il faut cependant prendre en considération qu’aucune offre n’est planifiée passé 2030 et que les niveaux de réserve allant même jusqu’à 61 % en 2021, laissent un espace permettant de mettre en place un programme de déclassement.

Scénario : Modél isation 1 Demande : Base

Année

Pointe x 15%

MW

Creux x 15%

MW

P < 25% du temps

x 15%

MW

P < 50% du temps

x 15%

MW

Réserve

Pmax (%)

Réserve Pmax

(MW)

2016 84 34 52 60 25% 141

2017 89 36 56 64 18% 105

2018 94 38 59 68 30% 190

2019 100 41 63 73 30% 198

2020 117 50 75 86 42% 329

2021 135 63 90 102 61% 552

2022 153 76 104 117 43% 434

2023 163 80 111 124 34% 364

2024 174 84 117 132 25% 293

2025 185 89 124 140 51% 634

2026 197 93 132 149 51% 666

2027 210 99 140 158 41% 578

2028 223 103 148 167 41% 606

2029 236 107 155 176 40% 634

2030 248 110 161 184 40% 669

2031 265 116 171 195 32% 561

2032 281 123 181 207 24% 449

2033 299 130 192 220 17% 330

2034 318 137 204 234 10% 204

2035 338 145 216 248 3% 73

Analyse sur la réserveAnalyse

Hydraulique réparti


Priorisation et effacement de la production (analyse journalière du creux et de la pointe de

charge de la production)

Limitation des ERI MATIÈRE En fonction des paramètres d’analyse propres à cette modélisation en matière de réserve synchrone et de niveau de pénétration, et considérant la production hydraulique répartie autour d’une valeur moyenne, nous constatons de l’effacement des énergies renouvelables intermittentes sur la période 2019-2021, et ce à hauteur de 222,4 GWh (somme de « Énergie non utilisée » dans la figure). Nous notons également que pour l’année 2020, 2 234 GWh seraient produits par les unités contributives à la réserve synchrone, le tout démontré à la figure suivante : Figure 3-48 : Utilisation de l’énergie disponible - Modélisation 1

Les analyses journalières pour l’année correspondante au maximum d’effacement des ERI, soit 2020, sont montrées aux figures suivantes en débutant par la journée du creux de charge.

Début : 1:00 Début : 19:00

Scénario : Modélisation 1 Demande : Base Répartie :

Année

Demande

totale GWh Éolien Solaire Hydraulique

Réserve

thermique Thermique Importation Éolien Solaire Hydraulique Thermique Importation

2016 3,396 - 0 350 - 3,045 - - - - 2,133 -

2017 3,618 - 140 350 - 3,125 - - - - 2,041 -

2018 3,825 97 281 350 880 2,217 - - - - 2,827 -

2019 4,081 172 388 537 1,345 1,639 - 21.0 7.9 - 3,441 -

2020 4,840 194 306 691 2,234 1,416 - 102.6 90.4 - 4,109 -

2021 5,740 296 447 1,259 1,064 2,674 - 0.5 - - 5,734 -

2022 6,613 296 498 1,259 1,064 3,496 - - - - 5,303 -

2023 7,044 296 549 1,259 1,064 3,876 - - - - 4,919 -

2024 7,474 296 549 1,259 1,064 4,306 - - - - 4,383 -

2025 7,918 296 549 1,470 535 5,069 - - - - 7,032 -

2026 8,416 296 549 1,470 535 5,567 - - - - 7,488 -

2027 8,942 296 549 1,470 535 6,092 - - - - 6,914 -

2028 9,447 296 549 1,470 535 6,597 - - - - 7,374 -

2029 9,947 296 549 1,470 535 7,098 - - - - 7,839 -

2030 10,367 296 549 1,470 535 7,517 - - - - 8,392 -

2031 11,018 296 549 1,470 535 8,169 - - - - 7,671 -

2032 11,692 296 549 1,470 535 8,838 - - - - 6,927 -

2033 12,407 296 549 1,470 535 9,536 - - - - 6,151 -

2034 13,167 296 549 1,470 535 10,268 - - - - 5,346 -

2035 13,952 296 549 1,470 535 10,990 - - - - 4,553 -

Hydraulique Importation

Utilisation de l'énergie disponible

Énergie utilisée GWh Énergie non utilisée GWh

Analyse


Figure 3-49 : Analyse détaillée d'une journée – creux de charge 2020 – Modélisation 1

Il est noté qu’en plus de l’effacement requis des ERI, de l’effacement complet de la puissance charbon vapeur serait requis pour une majeure

partie de la journée.

Scénario : Modélisation 1

Demande : Base Hydraulique

Année : 2020 Réserve : 35 Début : 19:00 Début Fin Puissance

Jour : Creux Limite E.R. : 18% Répartie : 19:00 08:00 0

Date :

Heure Ventes Pertes Sola

ire

Éolie

n

Hyd

rau

liq

ue

Ther

miq

ue

rése

rve

Ther

miq

ue

char

bon

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GN

LOC

Ther

miq

ue

GN

LIQ

Ther

miq

ue H

FO

Ther

miq

ue D

O

Impo

rtat

ion

01:00 346,4 53,8 0,0 43,5 78,9 251,0 0,0 26,8 0,0 205,0 299,3 46,5

02:00 325,6 50,1 0,0 43,3 78,9 251,0 0,0 2,4 0,0 205,0 323,6 46,5

03:00 311,8 47,7 0,0 42,2 78,9 238,4 0,0 0,0 0,0 205,0 338,7 46,5

04:00 303,5 46,2 0,0 41,5 78,9 229,3 0,0 205,0 347,8 46,5

05:00 301,6 45,8 0,0 40,4 78,9 228,2 0,0 0,0 0,0 205,0 348,9 46,5

06:00 292,1 44,1 0,0 40,0 78,9 217,4 0,0 205,0 359,6 46,5

07:00 302,1 45,9 0,0 38,1 78,9 231,0 0,0 0,0 0,0 205,0 346,1 46,5

08:00 304,4 46,3 3,6 36,6 78,9 231,7 0,0 205,0 345,4 46,5

09:00 318,5 48,8 62,8 2,7 78,9 223,0 0,0 15,0 38,3 205,0 354,1 46,5

10:00 340,0 52,7 70,1 0,0 78,9 243,7 0,0 0,0 0,0 61,6 52,8 205,0 333,4 46,5

11:00 347,8 54,1 68,0 3,5 78,9 251,0 0,0 0,4 0,0 93,6 50,8 205,0 325,7 46,5

12:00 341,4 52,9 69,1 1,2 78,9 245,1 0,0 111,7 53,9 205,0 332,0 46,5

13:00 345,9 53,7 69,7 1,2 78,9 249,8 0,0 112,8 55,2 205,0 327,3 46,5

14:00 345,4 53,6 68,1 2,6 78,9 249,4 0,0 0,0 0,0 110,2 56,8 205,0 327,7 46,5

15:00 331,4 51,1 65,0 2,7 78,9 235,9 0,0 0,0 0,0 89,5 59,5 205,0 341,2 46,5

16:00 356,0 55,5 70,9 2,8 78,9 251,0 0,0 7,8 0,0 48,8 62,4 205,0 318,3 46,5

17:00 355,1 55,4 71,8 1,4 78,9 251,0 0,0 7,2 0,0 63,6 205,0 318,8 46,5

18:00 368,8 57,8 14,4 57,9 78,9 251,0 0,0 24,4 0,0 205,0 301,7 46,5

19:00 403,3 63,9 0,0 50,6 78,9 251,0 86,7 118,3 326,1 46,5

20:00 486,2 78,7 0,0 47,9 78,9 251,0 187,0 18,0 326,1 46,5

21:00 489,0 79,2 0,0 46,6 78,9 251,0 191,7 0,0 0,0 13,3 326,1 46,5

22:00 481,8 77,9 0,0 45,1 78,9 251,0 184,7 20,3 326,1 46,5

23:00 424,5 67,7 0,0 42,9 78,9 251,0 119,4 0,0 0,0 85,6 326,1 46,5

00:00 372,8 58,5 0,0 42,3 78,9 251,0 0,0 59,1 0,0 205,0 267,0 46,5

Puissance utilisée Puissance instantanée non utilisée

Analyse détaillée pour une journée

Importation

2020-02-22

Analyse


Figure 3-50 : Analyse de la journée détaillée - pointe de charge 2020 – Modélisation 1

Il est noté que pour cette journée de pointe, de l’effacement des ERI serait requis, et que pour une heure spécifique de la journée, un léger niveau d’effacement de la production charbon vapeur serait également requis. Les graphiques correspondant aux deux figures précédentes (creux 2020 et pointe 2020) sont présentés aux figures suivantes :




Jour : Pointe Limite E.R. : 18% Répartie : 19:00 08:00 0

Date :

Heure Ventes Pertes So

lair

e

Éo

lie

n

Hyd

rau

liq

ue

Th

erm

iqu

e

rése

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Th

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e

GN

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e

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O

Th

erm

iqu

e

DO

Imp

ort

ati

on

01:00 572,8 94,1 0,0 18,3 78,9 260,5 205,0 104,2 0,0 0,0 331,2 46,5

02:00 540,3 88,4 0,0 18,2 78,9 260,5 205,0 66,0 0,0 0,0 369,3 46,5

03:00 510,8 83,1 0,0 17,6 78,9 260,5 205,0 31,8 0,0 0,0 403,5 46,5

04:00 524,0 85,5 0,0 17,2 78,9 260,5 205,0 47,8 0,0 0,0 387,5 46,5

05:00 510,3 83,0 0,0 16,6 78,9 260,5 205,0 32,3 0,0 0,0 403,0 46,5

06:00 504,4 82,0 0,0 16,3 78,9 260,5 205,0 25,6 0,0 0,0 409,7 46,5

07:00 522,5 85,2 8,5 15,2 78,9 260,5 205,0 39,5 0,0 0,0 395,8 46,5

08:00 519,2 84,6 52,4 14,3 78,9 260,5 197,6 7,4 435,3 46,5

09:00 562,2 92,3 83,9 16,9 78,9 260,5 205,0 9,2 0,0 0,0 426,1 46,5

10:00 594,5 98,0 116,7 7,8 78,9 260,5 205,0 23,6 0,0 8,0 16,1 0,0 411,7 46,5

11:00 608,5 100,5 118,9 8,7 78,9 260,5 205,0 37,0 0,0 28,5 16,2 0,0 398,4 46,5

12:00 606,7 100,2 124,4 2,7 78,9 260,5 205,0 35,3 0,0 29,8 22,5 0,0 400,0 46,5

13:00 610,0 100,8 123,5 4,0 78,9 260,5 205,0 38,9 0,0 18,2 22,1 0,0 396,4 46,5

14:00 602,4 99,4 126,2 0,0 78,9 260,5 205,0 31,2 0,0 8,7 28,0 0,0 404,2 46,5

15:00 583,4 96,0 116,7 5,2 78,9 260,5 205,0 13,1 0,0 8,0 24,6 0,0 422,2 46,5

16:00 599,9 99,0 90,7 31,7 78,9 260,5 205,0 32,0 0,0 0,0 403,4 46,5

17:00 588,5 97,0 56,7 31,6 78,9 260,5 205,0 52,8 0,0 0,0 382,5 46,5

18:00 564,9 92,7 7,9 27,1 78,9 260,5 205,0 78,2 0,0 0,0 357,1 46,5

19:00 610,6 100,9 0,0 22,6 78,9 260,5 205,0 144,5 0,0 290,8 46,5

20:00 643,1 106,7 0,0 21,0 78,9 260,5 205,0 184,4 0,0 0,0 250,9 46,5

21:00 668,1 111,1 0,0 20,2 78,9 260,5 205,0 214,6 0,0 0,0 220,7 46,5

22:00 656,9 109,1 0,0 19,2 78,9 260,5 205,0 202,3 0,0 0,0 233,0 46,5

23:00 651,2 108,1 0,0 18,0 78,9 260,5 205,0 196,9 0,0 238,4 46,5

00:00 602,1 99,4 0,0 17,7 78,9 260,5 205,0 139,4 0,0 0,0 296,0 46,5



Importation

2020-10-14

Analyse


Figure 3-51 : Puissance journalière - modélisation 1 - demande de base - creux 2020


Figure 3-52 : Puissance journalière - modélisation 1 - demande de base - pointe 2020


Finalement, notons que comme montré plus haut à la figure à propos de l’utilisation de l’énergie, les années où le plus haut niveau d’effacement est requis, soit 2019, 2020 et 2021, correspondent à des années où le pourcentage de puissance ERI installé dépasse de façon significative l’objectif de 20 % identifié et ce, tel que montré dans la dernière colonne de la figure suivante : Figure 3-53 : Mix énergétique - Modélisation 1

Effacement de la production charbon vapeur L’effacement de la production charbon vapeur est conditionné par deux facteurs principaux :

La limitation technique propre à chaque unité La production devant être considérée prioritairement des autres sources de production

Ainsi, en considérant par ordre de priorité la production ERI, la production hydraulique non-répartie débutant à 19 h et la production thermique devant assurer le niveau de réserve synchrone requis, la production charbon vapeur ne peut être utilisée que pour le comblement de la charge restante visant à satisfaire la demande. Une fois la limitation technique atteinte, un effacement complet de la production charbon vapeur est alors appliqué. Un autre facteur affectant l’effacement est la répartition de l’hydraulique, les analyses étant faites considérant une production hydraulique non - répartie autour d’une valeur moyenne. Dans un tel contexte, et en considérant les unités charbon vapeur disponibles 100 % du temps tout en appliquant les divers paramètres d’analyse précédemment énoncés, nous obtenons un niveau d’effacement considéré comme étant un maximum potentiel annuel.

Année Éolien Solaire Thermique Hydraulique Importation

Renouvelable

Intermittente Autre

Pourcentage

Renouvelable

Intermittente

2016 631 81 0 712 0%

2017 118 631 81 118 712 14%

2018 52 193 746 81 245 827 23%

2019 104 233 746 129 337 875 28%

2020 159 233 956 164 392 1120 26%

2021 159 263 1 136 328 422 1464 22%

2022 159 293 1 136 328 452 1464 24%

2023 159 323 1 136 328 482 1464 25%

2024 159 323 1 136 328 482 1464 25%

2025 159 323 1 481 398 482 1879 20%

2026 159 323 1 596 398 482 1994 19%

2027 159 323 1 596 398 482 1994 19%

2028 159 323 1 711 398 482 2109 19%

2029 159 323 1 826 398 482 2224 18%

2030 159 323 1 941 398 482 2339 17%

2031 159 323 1 941 398 482 2339 17%

2032 159 323 1 941 398 482 2339 17%

2033 159 323 1 941 398 482 2339 17%

2034 159 323 1 941 398 482 2339 17%

2035 159 323 1 941 398 482 2339 17%

Mix énergétique - Puissance installée


Pour l’année 2020, ce niveau d’effacement maximum serait de l’ordre de 481 GWh et les pourcentages d’effacement, soit en heures ou en énergie, seraient tels que montrés aux deux figures suivantes : Figure 3-54 : Effacement- minimum technique avec réserve - Modélisation 1

Le pourcentage temps montre celui des heures où il y a de l’effacement sans égard au niveau de l'énergie effacée. Le pourcentage d'effacement montre l’énergie effacée pour chaque semaine. Mentionnons que le niveau d’effacement estimé sera diminué en fonction des périodes de maintenance (=non-disponibilités planifiées). Ainsi, un programme de maintenance visant la réalisation de la maintenance lors des semaines où un maximum d’effacement est potentiel permettrait de diminuer de façon significative ce niveau d’effacement. Une estimation sommaire nous indique qu’environ 78 GWh d’effacement pourraient potentiellement être ainsi évités, ce qui ramènerait le niveau d’effacement total à 403 GWh pour 2020. Sur la même base de calcul, l’effacement sur la période 2019-2029 serait à hauteur de 1 507 GWh en considérant un programme de maintenance adapté, et ce, tel que montré à la figure suivante (voir total GWh dans la dernière colonne) : Figure 3-55 : Effacement charbon vapeur- Modélisation 1

2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 Total Total

MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh GWh

99 011 481 173 564 191 390 540 268 183 178 403 97 308 62 113 35 920 19 949 10 473 2 207 263 2 207

Gain

Maintenance 26 000 78 000 85 000 154 000 120 000 87 000 55 000 41 000 27 000 17 000 10 000 700 000 700

73 011 403 173 479 191 236 540 148 183 91 403 42 308 21 113 8 920 2 949 473 1 507 263 1 507


Synthèse de la modélisation 1 – Demande de base

La modélisation 1, qui considère la demande de base en combinaison avec l’offre correspondante au plan de production Senelec de janvier 2017, permet de constater que :

Le dimensionnement des unités charbon vapeur ne satisfait pas le critère fixé et représente une problématique au niveau de la fiabilité du réseau ; en ce sens, toute panne aura pour conséquence du délestage de charge.

Les limites techniques de ces mêmes unités représentent un défi de gestion d’exploitation. La combinaison charge, ERI, charbon vapeur et disponibilité de réserve synchrone n’est pas

optimale, principalement sur la période 2019-2022. Les niveaux de réserve synchrone requis et appliqués à la modélisation nécessitent des

actions rapides pour assurer leur mise en place par une mise à niveau des équipements et des ententes avec les IPP et les entités responsables au niveau de la production hydraulique.

MODÉLISATION 2 - DEMANDE DE BASE ET SCÉNARIO D’OFFRE PATRP (SANS

DÉCLASSEMENT)

Cette modélisation vise principalement à satisfaire le critère de réserve de 20 % minimum 15 % en additionnant les niveaux de puissance requis (les additions sont listées dans une figure après), par rapport à la modélisation 1 qui analysait la planification du plan Senelec sans ajustement. Il est important de noter que les additions de puissance suivantes ne peuvent être reconsidérées.

Sendou 1 (115 MW en juin 2018). Les ERI de type solaire planifiés par Senelec sur l’horizon décembre 2017. Les ERI de type éolien planifiés par Senelec sur l’horizon décembre 2020.


Les paramètres d’analyse propres à cette modélisation ont été définis en accord avec les prémisses précédemment énoncées et sont montrés à la figure suivante : Figure 3-56 : Évaluation de la réserve Senelec et IPP et des taux de pénétration de 2018 à 2035

Il est important ici de mentionner que ces paramètres sont appliqués de façon constante sur l’ensemble des heures de l’année. Figure 3-57 : Addition de puissances (puissances nettes des centrales)

Il est identifié sur la période 2017-2035 les additions de puissance suivantes :

205 MW charbon vapeur 240 MW Dual 960 MW CCGT 435 MW Hydraulique 265,65 MW Éolien 263 MW Solaire

PATRP

Réserve

requise

(MW)

Réserve

Hydro

(MW)

Réserve

Senelec

(MW)

EN Service

(MW)

Contributif

(MW)

Charge

(MW)

Hydro

moyen

(MW)

ER Possible

(MW)

Pénétration

(%)

2018 20.3 8 12.3 98.4 86.1 304 40 178 59%

2019 35.19 8 27.19 217.52 190.33 327 40 96 29%

2020 53.958 12 41.958 335.7 293.71 394 57.5 43 11%

2021 53.958 35 18.958 151.7 132.71 485 121.7 231 48%

2022 53.958 38 15.958 127.7 111.71 572 143.6 316 55%

2023 53.958 38 15.958 127.7 111.71 607 143.6 351 58%

2024 53.958 38 15.958 127.7 111.71 641 143.6 385 60%

2025 53.958 47 6.958 55.7 48.71 675 167.7 459 68%

2026 53.958 47 6.958 55.7 48.71 714 167.7 497 70%

2027 71.55 47 24.55 196.4 171.85 755 167.7 415 55%

2028 71.55 65 6.55 52.4 45.85 792 219.12 527 67%

2029 71.55 65 6.55 52.4 45.85 828 219.12 563 68%

2030 71.55 65 6.55 52.4 45.85 853 219.12 588 69%

2031 71.55 65 6.55 52.4 45.85 904 219.12 639 71%

2032 90.32 65 25.32 202.6 177.24 956 219.12 560 59%

2033 90.32 65 25.32 202.6 177.24 1012 219.12 616 61%

2034 90.32 65 25.32 202.6 177.24 1071 219.12 675 63%

2035 90.32 65 25.32 202.6 177.24 1132 219.12 736 65%


Ainsi, les centrales Malicounda et une tranche charbon vapeur sont priorisées pour la période 2020-2022, et ce en considérant ces projets comme ayant déjà été lancés par Senelec. En 2024, nous ajoutons une centrale Dual en considérant qu’une conversion au GN serait applicable dans les premières années de sa mise en service et considérant que ce type de production est, comme mentionné à la section 3.2.9 onglet Caractéristiques de la production thermique par rapport à la puissance renouvelable intermittente, fortement compatible avec la gestion des énergies renouvelables intermittentes. Notons également qu’au niveau des centrales hydrauliques, nous planifions, pour 2028, l’arrivée de la production des centrales Amaria et Grand Kinkon. Ces dernières ont été sélectionnées de par leur niveau intéressant de puissance. Les dates de MES fixées sont considérées comme étant conservatrices. Mentionnons que pour la centrale Amaria, un appel de propositions a été lancé en mai 2017 visant les services de consultants pour les études de faisabilité et d’avant-projet détaillé. Finalement, toujours concernant les centrales hydrauliques, les dates de mise en service des centrales Kaleta et Sambangalou différent de celles indiquées au plan Senelec, et ce basé sur une appréciation de différentes informations obtenues en lien avec ces projets. Le tout tel que montré à la figure suivante :

Figure 3-58 : Mise en service Kaleta – Sambangalou

Figure 3-59 : Pmax Modélisation 2

Centrale Senelec PATRP

Kaleta 2019-01-01 2020-07-01

Sambangalou 2021-01-01 2022-01-01


Figure 3-60 : Énergie (GWH) Modélisation 2



Pour ce qui a trait au respect de nos différents critères d’évaluation, nous obtenons les résultats ci-dessous. Avec l’addition de production comme montré plus haut, les niveaux de réserve ciblés sont rencontrés sur l’ensemble de la plage concernée et ce, comme l’illustre la figure suivante : Figure 3-61 : Analyse de la réserve - Modélisation 2

Scénario : Modél isation 2 Demande : Base

Année

Pointe x 15%

MW

Creux x 15%

MW

P < 25% du temps

x 15%

MW

P < 50% du temps

x 15%

MW

Réserve

Pmax (%)

Réserve Pmax

(MW)

2016 84 34 52 60 25% 141

2017 89 36 56 64 18% 105

2018 94 38 59 68 30% 190

2019 100 41 63 73 23% 151

2020 117 50 75 86 31% 239

2021 135 63 90 102 25% 222

2022 153 76 104 117 25% 254

2023 163 80 111 124 17% 184

2024 174 84 117 132 20% 233

2025 185 89 124 140 19% 229

2026 197 93 132 149 20% 266

2027 210 99 140 158 21% 298

2028 223 103 148 167 22% 328

2029 236 107 155 176 15% 241

2030 248 110 161 184 24% 401

2031 265 116 171 195 17% 293

2032 281 123 181 207 22% 421

2033 299 130 192 220 15% 302

2034 318 137 204 234 14% 296

2035 338 145 216 248 13% 285




Priorisation et effacement de la production

(Analyse journalière du creux et de la pointe de charge de la production)

Limitation des ERI En fonction des paramètres d’analyse propres à cette modélisation concernant la réserve synchrone et le niveau de pénétration, et considérant la production hydraulique répartie autour d’une valeur moyenne, nous avons constaté de l’effacement des énergies renouvelables intermittentes sur la période 2019-2020, et ce à hauteur de 135,9 GWh. Nous notons également que pour l’année 2020, 2 607 GWh seraient produits par les unités contributives à la réserve synchrone, le tout tel que montré à la figure suivante : Figure 3-62 : Utilisation de l’énergie disponible - Modélisation 2


Début : 1:00 Début : 19:00


Année

Demande


Réserve


2016 3,396 - 0 350 - 3,045 - - - - 2,133 -

2017 3,618 - 140 350 - 3,125 - - - - 2,041 -

2018 3,825 97 201 350 884 2,293 - - - - 2,719 -

2019 4,081 191 201 350 1,702 1,638 - 2.7 - - 3,093 -

2020 4,840 195 168 598 2,607 1,272 - 100.9 32.2 - 3,081 -

2021 5,740 296 252 1,066 1,339 2,785 - - - - 3,257 -

2022 6,613 296 396 1,259 1,064 3,598 - - - - 3,460 -

2023 7,044 296 396 1,259 1,064 4,024 - - - - 2,994 -

2024 7,474 296 396 1,259 1,212 4,311 - - - - 3,592 -

2025 7,918 296 396 1,470 608 5,138 - - - - 3,284 -

2026 8,416 296 396 1,470 465 5,783 - - - - 3,779 -

2027 8,942 393 464 1,470 1,871 4,745 - - - - 4,583 -

2028 9,447 393 464 1,922 468 6,197 - - - - 4,395 -

2029 9,947 393 464 1,922 468 6,686 - - - - 3,869 -

2030 10,367 393 464 1,922 468 7,119 - - - - 5,491 -

2031 11,018 393 464 1,922 468 7,760 - - - - 4,794 -

2032 11,692 496 515 1,922 1,868 6,892 - - - - 6,479 -

2033 12,407 496 515 1,922 1,880 7,591 - - - - 5,716 -

2034 13,167 496 515 1,922 1,880 8,349 - - - - 5,942 -

2035 13,952 496 515 1,922 1,879 9,131 - - - - 6,142 -




Analyse



Nous remarquons qu’en plus de l’effacement requis des ERI, l’effacement complet de la puissance charbon vapeur serait imposé pour une majeure partie de la journée.





Date :


ire

Éolie

n

Hyd

rau

liq

ue

Ther

miq

ue

rése

rve

Ther

miq

ue

char

bon

Ther

miq

ue

GN

LOC

Ther

miq

ue

GN

LIQ

Ther

miq

ue H

FO

Ther

miq

ue D

O

Impo

rtat

ion

Sola

ire

Éolie

n

Hyd

rau

liq

ue

Ther

miq

ue

char

bon

Ther

miq

ue

GN

LOC

Ther

miq

ue

GN

LIQ

Ther

miq

ue H

FO

Ther

miq

ue D

O

Impo

rtat

ion

01:00 346,4 53,8 0,0 43,5 57,5 296,5 0,0 2,7 0,0 115,0 277,9 46,5

02:00 325,6 50,1 0,0 40,5 57,5 277,7 0,0 2,8 115,0 299,4 46,5

03:00 311,8 47,7 0,0 39,4 57,5 262,5 0,0 2,8 115,0 314,6 46,5

04:00 303,5 46,2 0,0 37,9 57,5 254,3 0,0 3,6 115,0 322,8 46,5

05:00 301,6 45,8 0,0 37,7 57,5 252,2 0,0 0,0 0,0 2,6 115,0 324,9 46,5

06:00 292,1 44,1 0,0 36,5 57,5 242,2 0,0 3,5 115,0 334,9 46,5

07:00 302,1 45,9 0,0 38,1 57,5 252,4 0,0 0,0 0,0 115,0 324,7 46,5

08:00 304,4 46,3 1,8 36,6 57,5 254,9 0,0 115,0 322,2 46,5

09:00 318,5 48,8 39,4 0,9 57,5 269,5 0,0 40,1 115,0 307,6 46,5

10:00 340,0 52,7 39,0 3,4 57,5 292,8 0,0 0,0 0,0 27,7 49,3 115,0 284,4 46,5

11:00 347,8 54,1 41,6 2,4 57,5 296,5 0,0 3,8 0,0 40,2 52,0 115,0 276,8 46,5

12:00 341,4 52,9 31,0 12,0 57,5 293,7 0,0 60,5 43,2 115,0 283,4 46,5

13:00 345,9 53,7 31,3 12,3 57,5 296,5 0,0 2,0 0,0 61,1 44,1 115,0 278,6 46,5

14:00 345,4 53,6 30,6 12,9 57,5 296,5 0,0 1,4 0,0 59,7 46,5 115,0 279,1 46,5

15:00 331,4 51,1 39,8 1,4 57,5 283,8 0,0 38,4 60,9 115,0 293,3 46,5

16:00 356,0 55,5 35,5 8,5 57,5 296,5 0,0 13,5 0,0 25,2 56,7 115,0 267,1 46,5

17:00 355,1 55,4 36,4 8,5 57,5 296,5 0,0 11,5 0,0 56,5 115,0 269,1 46,5

18:00 368,8 57,8 7,3 39,0 57,5 296,5 0,0 26,3 0,0 18,9 115,0 254,3 46,5

19:00 403,3 63,9 0,0 50,6 57,5 296,5 0,0 62,6 115,0 218,0 46,5

20:00 486,2 78,7 0,0 47,9 57,5 296,5 115,0 47,9 0,0 0,0 232,7 46,5

21:00 489,0 79,2 0,0 46,6 57,5 296,5 115,0 52,6 0,0 228,0 46,5

22:00 481,8 77,9 0,0 45,1 57,5 296,5 115,0 45,6 0,0 0,0 235,0 46,5

23:00 424,5 67,7 0,0 42,9 57,5 296,5 95,3 0,0 0,0 19,7 280,6 46,5

00:00 372,8 58,5 0,0 42,3 57,5 296,5 0,0 35,0 0,0 115,0 245,6 46,5



Importation

2020-02-22

Analyse


Figure 3-64 : Analyse de la journée détaillée - pointe de charge 2020 – modélisation 2

Notons que pour cette journée de pointe, l’effacement partiel des ERI seraient requis mais que la production charbon vapeur pourrait être utilisée à son maximum toute la journée. Les graphiques correspondant aux deux figures précédentes (creux 2020 et pointe 2020) sont présentés aux figures suivantes :





Date :


ire

Éolie

n

Hyd

rau

liq

ue

Ther

miq

ue

rése

rve

Ther

miq

ue

char

bon

Ther

miq

ue

GN

LOC

Ther

miq

ue

GN

LIQ

Ther

miq

ue H

FO

Ther

miq

ue D

O

Impo

rtat

ion

Sola

ire

Éolie

n

Hyd

rau

liq

ue

Ther

miq

ue

char

bon

Ther

miq

ue

GN

LOC

Ther

miq

ue

GN

LIQ

Ther

miq

ue H

FO

Ther

miq

ue D

O

Impo

rtat

ion

01:00 572,8 94,1 0,0 18,3 78,9 300,0 115,0 154,7 0,0 241,9 46,5

02:00 540,3 88,4 0,0 18,2 78,9 300,0 115,0 116,5 0,0 0,0 280,0 46,5

03:00 510,8 83,1 0,0 17,6 78,9 300,0 115,0 82,3 0,0 0,0 314,2 46,5

04:00 524,0 85,5 0,0 17,2 78,9 300,0 115,0 98,3 0,0 0,0 298,2 46,5

05:00 510,3 83,0 0,0 16,6 78,9 300,0 115,0 82,8 0,0 313,7 46,5

06:00 504,4 82,0 0,0 16,3 78,9 300,0 115,0 76,1 0,0 0,0 320,4 46,5

07:00 522,5 85,2 4,3 15,2 78,9 300,0 115,0 94,2 0,0 0,0 302,3 46,5

08:00 519,2 84,6 26,6 14,3 78,9 300,0 115,0 68,9 0,0 0,0 327,6 46,5

09:00 562,2 92,3 42,5 16,9 78,9 300,0 115,0 101,2 0,0 0,0 295,4 46,5

10:00 594,5 98,0 63,2 13,0 78,9 300,0 115,0 122,4 10,9 0,0 274,1 46,5

11:00 608,5 100,5 74,6 3,2 78,9 300,0 115,0 137,2 21,6 0,0 259,4 46,5

12:00 606,7 100,2 64,8 12,6 78,9 300,0 115,0 135,4 13,2 12,6 0,0 261,1 46,5

13:00 610,0 100,8 71,8 6,2 78,9 300,0 115,0 138,9 19,8 0,0 257,7 46,5

14:00 602,4 99,4 68,3 8,5 78,9 300,0 115,0 131,0 19,5 0,0 265,5 46,5

15:00 583,4 96,0 63,2 11,0 78,9 300,0 115,0 111,3 0,0 18,8 0,0 285,2 46,5

16:00 599,9 99,0 45,9 30,3 78,9 300,0 115,0 128,6 1,4 0,0 267,9 46,5

17:00 588,5 97,0 28,7 31,6 78,9 300,0 115,0 131,3 0,0 265,2 46,5

18:00 564,9 92,7 4,0 27,1 78,9 300,0 115,0 132,6 0,0 263,9 46,5

19:00 610,6 100,9 0,0 22,6 78,9 300,0 115,0 195,0 0,0 201,5 46,5

20:00 643,1 106,7 0,0 21,0 78,9 300,0 115,0 234,9 0,0 161,6 46,5

21:00 668,1 111,1 0,0 20,2 78,9 300,0 115,0 265,1 0,0 131,4 46,5

22:00 656,9 109,1 0,0 19,2 78,9 300,0 115,0 252,8 0,0 0,0 143,7 46,5

23:00 651,2 108,1 0,0 18,0 78,9 300,0 115,0 247,4 0,0 0,0 149,1 46,5

00:00 602,1 99,4 0,0 17,7 78,9 300,0 115,0 189,9 0,0 0,0 206,7 46,5



Importation

2020-10-14

Analyse


Figure 3-65 : Puissance journalière - modélisation 2 - demande de base - creux 2020

Figure 3-66 : Puissance journalière - modélisation 2 - demande de base - pointe 2020


Finalement, notons que le niveau d’effacement des ERI demeure significatif du fait de la combinaison éolienne, charge et réserve synchrone élevée devant provenir du parc Senelec et des IPP. Cependant, le pourcentage de ERI est toutefois plus en accord avec le niveau considéré comme cible, soit 20%, et ce tel que montré à la figure suivante : Figure 3-67 : Mix énergétique - Modélisation 2

Effacement de la production charbon vapeur

L’effacement de la production charbon vapeur est conditionné par deux facteurs principaux :

La limitation technique propre à chaque unité La production devant être considérée prioritairement des autres sources de production.

Ainsi, en considérant par ordre de priorité la production ERI, la production hydraulique non répartie débutant à 19 h et la production thermique devant assurer le niveau de réserve synchrone requis, la production charbon vapeur ne peut être utilisée que pour combler de la charge restante visant à satisfaire la demande. Une fois la limitation technique atteinte, un effacement complet de la production charbon vapeur est alors appliqué. Un autre facteur affectant l’effacement est la répartition de l’hydraulique, les analyses faites sur la base d’une production hydraulique non répartie autour d’une valeur moyenne. Dans un tel contexte, en considérant les unités charbon vapeur disponibles 100 % du temps et en appliquant les divers paramètres d’analyse précédemment énoncés, nous obtenons un niveau d’effacement considéré comme étant un maximum annuel. Pour l’année 2020, ce niveau d’effacement maximum serait de l’ordre de 215 GWh et les pourcentages d’effacement, soit en heures ou en énergie, seraient comme montrés aux deux figures suivantes :


Renouvelable

Intermittente Autre

Pourcentage

Renouvelable

Intermittente

2016 631 81 0 712 0%

2017 118 631 81 118 712 14%

2018 52 118 746 81 170 827 17%

2019 104 118 746 81 222 827 21%

2020 159 118 866 164 277 1030 21%

2021 159 148 866 267 307 1133 21%

2022 159 233 956 328 392 1284 23%

2023 159 233 956 328 392 1284 23%

2024 159 233 1 076 328 392 1404 22%

2025 159 233 1 076 398 392 1474 21%

2026 159 233 1 196 398 392 1594 20%

2027 210 273 1 316 398 483 1714 22%

2028 210 273 1 316 517 483 1833 21%

2029 210 273 1 316 517 483 1833 21%

2030 210 273 1 556 517 483 2073 19%

2031 210 273 1 556 517 483 2073 19%

2032 266 303 1 796 517 569 2313 20%

2033 266 303 1 796 517 569 2313 20%

2034 266 303 1 916 517 569 2433 19%

2035 266 303 2 036 517 569 2553 18%



Figure 3-68 : Effacement - minimum technique avec réserve - Modélisation 2

Le pourcentage temps montre celui des heures où il y a de l’effacement sans égard au niveau d’énergie effacée. Le pourcentage d'effacement montre le pourcentage d’énergie effacée pour chaque semaine. Mentionnons que le niveau d’effacement estimé sera diminué en fonction des périodes de maintenance. Ainsi, un programme visant la réalisation de la maintenance lors des semaines où un maximum d’effacement est potentiel permettrait de diminuer de façon significative ce niveau d’effacement. Une estimation sommaire nous indique que pour l’année 2020, environ 34 GWh pourraient ainsi éviter l’effacement ce qui ramènerait le niveau d’effacement annuel à 181 GWh (voir figure suivante). Sur la même base de calcul, l’effacement sur la période 2019-2029 serait à hauteur de 366 GWh en considérant un programme de maintenance adapté, et ce tel que montré à la figure suivante (voir dernière colonne): Figure 3-69 : Effacement- charbon vapeur - Modélisation 2

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 Total Total

MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh GWh

123 180 214 952 52 608 52 829 27 590 12 565 4 931 1 035 18 657 7 413 2 855 518 615 519

32 200 34 000 16 000 17 000 19 000 10 000 3 700 800 12 000 5 400 2 200 152 300 152

90 980 180 952 36 608 35 829 8 590 2 565 1 231 235 6 657 2 013 655 366 315 366


Synthèse de la modélisation 2 – Demande de base

Pour rappel, la modélisation 1 analysait la planification du plan Senelec sans ajustement. La modélisation 2 vise principalement à satisfaire le critère de réserve de 20% - minimum 15% en additionnant les niveaux de puissance requis. La modélisation 2, après analyse des critères applicables, met en lumière les éléments suivants :

Le dimensionnement des unités charbon vapeur ne satisfait pas le critère fixé et représente une problématique au niveau de la fiabilité du réseau. En ce sens, toute panne aura pour conséquence du délestage de charge.


optimale principalement sur la période 2019-2022. Les niveaux de réserve synchrone requis et appliqués à la modélisation nécessitent des

actions rapides pour assurer leur mise en place par une mise à niveau des équipements et des ententes avec les IPP et les entités responsables au niveau de la production hydraulique.

Cette modélisation, qui d’office ne considère aucun déclassement, additionne la production au moment requis pour rencontrer la demande tout en optimisant dans le temps l’addition de puissance ERI et en favorisant, après 2022, l’installation de puissance de plus grande compatibilité avec les ERI et facilement convertible au GN. L’ensemble de ces éléments favorisent des niveaux d’effacement moins élevés par rapport à la modélisation 1 (basée sur la planification Senelec), tant pour les ERI que pour la production charbon vapeur. Elle n’offre cependant pas ou peu de marge de manœuvre pour un programme de déclassement. Toutefois, le pourcentage d'ERI est toutefois plus en accord avec le niveau considéré comme cible, soit 20 %, pour la modélisation 2 que pour la modélisation 1. MODÉLISATION 3 - DEMANDE DE BASE ET SCÉNARIO D’OFFRE PATRP (AVEC

DÉCLASSEMENT)

Cette modélisation vise principalement à rencontrer le critère de réserve de 20% - minimum 15% en additionnant les niveaux de puissance requis (les additions sont listées dans une figure après) comme pour la modélisation 2. Elle prend toutefois en considération les déclassements d’unités de production possibles selon les formulations de SENELEC. Il est important de noter que les additions de puissance suivantes ne peuvent être reconsidérées :

Sendou 1 (115 MW en juin 2018). Les ERI de type solaire planifiés par Senelec sur l’horizon décembre 2017. Les ERI de type éolien planifiés par Senelec sur l’horizon décembre 2020.


À cela nous ajoutons les trois orientations suivantes données par Senelec dans leurs commentaires sur le rapport sur l’équilibre de l’offre et de la demande émis en mars 2017 :

Il faut déclasser les unités de production chères et vieilles comme 301,303, TAG2 et TAG4, et même les trois premiers groupes de C4.

Le projet Africa Energy est de 270 MW, soit trois unités de 90 MW. Cette donnée de configuration est en vigueur actuellement si on se fie à l’état de mise en œuvre du contrat déjà signé (ne pas considérer juste 90 MW).

La taille d’Africa Energy est déjà arrêtée. Senelec doit plutôt s'orienter vers une négociation sur la date de mise en service et le phasage. Faire des recommandations dans ce sens.

Les paramètres d’analyse propres à cette modélisation ont été définis en accord avec les prémisses précédemment énoncées et sont montrés à la figure suivante : Figure 3-70 : Évaluation de la réserve Senelec et IPP et des taux de pénétration de 2018 à 2035

Il est important ici de mentionner que ces paramètres sont appliqués de façon constante sur l’ensemble des heures de l’année.

PATRP

Réserve

requise

(MW)

Réserve

Hydro

(MW)

Réserve

Senelec

(MW)

EN Service

(MW)

Contributif

(MW)

Charge

(MW)

Hydro

moyen

(MW)

ER Possible

(MW)

Pénétration

(%)

2018 20.3 8 12.3 98.4 86.1 304 40 178 59%

2019 35.19 8 27.19 217.52 190.33 327 40 96 29%

2020 53.958 12 41.958 335.7 293.71 394 57.5 43 11%

2021 53.958 35 18.958 151.7 132.71 485 121.7 231 48%

2022 53.958 38 15.958 127.7 111.71 572 143.6 316 55%

2023 53.958 38 15.958 127.7 111.71 607 143.6 351 58%

2024 53.958 38 15.958 127.7 111.71 641 143.6 385 60%

2025 53.958 47 6.958 55.7 48.71 675 167.7 459 68%

2026 53.958 47 6.958 55.7 48.71 714 167.7 497 70%

2027 71.55 47 24.55 196.4 171.85 755 167.7 415 55%

2028 71.55 65 6.55 52.4 45.85 792 219.12 527 67%

2029 71.55 65 6.55 52.4 45.85 828 219.12 563 68%

2030 71.55 65 6.55 52.4 45.85 853 219.12 588 69%

2031 71.55 65 6.55 52.4 45.85 904 219.12 639 71%

2032 90.32 65 25.32 202.6 177.24 956 219.12 560 59%

2033 90.32 65 25.32 202.6 177.24 1012 219.12 616 61%

2034 90.32 65 25.32 202.6 177.24 1071 219.12 675 63%

2035 90.32 65 25.32 202.6 177.24 1132 219.12 736 65%


Figure 3-71 : Addition de puissances (puissances nettes des centrales)

Il est identifié sur la période 2017-2035 les additions de puissance suivantes :

385 MW charbon vapeur 240 MW Dual 960 MW CCGT 435 MW Hydraulique 265,65 MW Éolien 263 MW Solaire

Ainsi, les centrales Malicounda et Africa Energy sont considérées. Nous additionnons en 2020 une centrale Dual de 120 MW en considérant que ce type de production est, comme mentionné à la section 3.2.9 onglet Caractéristiques de la production thermique par rapport à la puissance renouvelable intermittente, fortement compatible avec la gestion des énergies renouvelables intermittentes. De plus, l’addition de ce niveau de puissance permettra de procéder au déclassement d’unités de production tel que spécifié par Senelec tout en assurant, en combinaison avec Malicounda, la disponibilité d’unités de production ayant la capacité et les caractéristiques techniques de faire de la réserve synchrone, et ainsi assurer à Senelec un certain niveau d’autonomie en la matière.


Les déclassements considérés pour cette modélisation 3 sont tels que montrés à la figure suivante : Figure 3-72 : Déclassements Modélisation 3

Ces 11 unités de production sont considérées avoir les coûts variables de production les plus élevés en fonction des critères appliqués aux modélisations. Notons également qu’au niveau des centrales hydrauliques, les centrales Amaria et Grand Kinkon sont planifiées pour entrer en service en 2028. Ces centrales ont été sélectionnées de par leur niveau de puissance intéressant et les dates de MES fixées sont considérées comme étant conservatrices. Finalement, toujours concernant les centrales hydrauliques, les dates de mise en service des centrales Kaleta et Sambangalou sont différentes de celles indiquées au plan Senelec et ce, basé sur une appréciation de différentes informations obtenues à propos de ces projets. Le tout tel que montré à la figure suivante : Figure 3-73 : MES Kaleta – Sambangalou

Centrale Type Puissance

Date de

déclassement

KAHONE 1 - 149-A Thermique 2020-12-30




C-301-A Thermique 2020-12-30

C-303-A Thermique 2020-12-30

C-2 TAG4-A Thermique 2020-12-30

TAG2-A Thermique 2020-12-30

C-401-A Thermique 2022-12-30

C-402-A Thermique 2022-12-30

C-403-A Thermique 2022-12-30

Centrale Senelec PATRP

Kaleta 2019-01-01 2020-07-01

Sambangalou 2021-01-01 2022-01-01


Figure 3-74 : Pmax Modélisation 3

Figure 3-75 : Énergie (GWH) Modélisation 3



Pour ce qui a trait au respect de nos différents critères d’évaluation, nous obtenons les résultats ci-dessous. Avec l’addition de production telle que montrée plus haut, les niveaux de réserve ciblés sont rencontrés sur l’ensemble de la plage concernée, et ce comme le montre la figure suivante : Figure 3-76 : Analyse de la réserve - modélisation 3

Scénario : Modél isation 3 Demande : Base Réduction de la demande

Année

Pointe x 15%

MW

Creux x 15%

MW

P < 25% du temps

x 15%

MW

P < 50% du temps

x 15%

MW

Réserve

Pmax (%)

Réserve Pmax

(MW)

Pour réserve de

15% (MW)

Pour réserve

de 20% (MW)

2016 84 34 52 60 25% 141 - -

2017 89 36 56 64 18% 105 - 12

2018 94 38 59 68 30% 190 - -

2019 100 41 63 73 23% 151 - -

2020 117 50 75 86 46% 359 - -

2021 135 63 90 102 26% 230 - -

2022 153 76 104 117 26% 262 - -

2023 163 80 111 124 21% 233 - -

2024 174 84 117 132 22% 252 - -

2025 185 89 124 140 20% 248 - -

2026 197 93 132 149 22% 285 - -

2027 210 99 140 158 23% 317 - -

2028 223 103 148 167 23% 347 - -

2029 236 107 155 176 16% 260 - 46

2030 248 110 161 184 25% 420 - -

2031 265 116 171 195 18% 312 - 34

2032 281 123 181 207 23% 440 - -

2033 299 130 192 220 16% 321 - 65

2034 318 137 204 234 15% 315 3 91

2035 338 145 216 248 14% 304 29 122




Priorisation et effacement de la production

(Analyse journalière du creux et de la pointe de charge de la production)

Limitation des ERI En fonction des paramètres d’analyse propres à cette modélisation sur le plan de réserve synchrone et de niveau de pénétration, et considérant la production hydraulique répartie autour d’une valeur moyenne, nous constatons l’effacement des énergies renouvelables sur la période 2019-2020 à hauteur de 135,9 GWh. Nous notons également que pour l’année 2020, 2 722 GWh seraient produits par les unités contributives à la réserve synchrone tel que montré à la figure suivante : Figure 3-77 : Utilisation de l’énergie disponible - modélisation 3


Début : 1:00 Début : 19:00


Année

Demande


Réserve


2016 3,396 - 0 350 - 3,045 - - - - 2,133 -

2017 3,618 - 140 350 - 3,125 - - - - 2,041 -

2018 3,825 97 201 350 884 2,293 - - - - 2,719 -

2019 4,081 191 201 350 1,702 1,638 - 2.7 - - 3,093 -

2020 4,840 195 168 598 2,722 1,157 - 100.9 32.2 - 3,613 -

2021 5,740 296 252 1,066 1,481 2,644 - - - - 3,346 -

2022 6,613 296 396 1,259 1,212 3,451 - - - - 3,547 -

2023 7,044 296 396 1,259 1,212 3,880 - - - - 3,462 -

2024 7,474 296 396 1,259 1,212 4,310 - - - - 3,834 -

2025 7,918 296 396 1,470 608 5,134 - - - - 3,472 -

2026 8,416 296 396 1,470 465 5,779 - - - - 3,959 -

2027 8,942 393 464 1,470 1,874 4,741 - - - - 4,806 -

2028 9,447 393 464 1,922 468 6,194 - - - - 4,584 -

2029 9,947 393 464 1,922 468 6,680 - - - - 4,054 -

2030 10,367 393 464 1,922 468 7,118 - - - - 5,686 -

2031 11,018 393 464 1,922 468 7,756 - - - - 4,989 -

2032 11,692 496 515 1,922 1,880 6,879 - - - - 6,683 -

2033 12,407 496 515 1,922 1,871 7,598 - - - - 5,903 -

2034 13,167 496 515 1,922 1,880 8,347 - - - - 6,137 -

2035 13,952 496 515 1,922 1,880 9,127 - - - - 6,338 -




Analyse



Notons qu’en plus de l’effacement requis des ERI, de l’effacement complet de la puissance charbon vapeur serait requis pour une majeure partie de la journée.





Date :


ire

Éolie

n

Hyd

rau

liq

ue

Ther

miq

ue

rése

rve

Ther

miq

ue

char

bon

Ther

miq

ue

GN

LOC

Ther

miq

ue

GN

LIQ

Ther

miq

ue H

FO

Ther

miq

ue D

O

Impo

rtat

ion

Sola

ire

Éolie

n

Hyd

rau

liq

ue

Ther

miq

ue

char

bon

Ther

miq

ue

GN

LOC

Ther

miq

ue

GN

LIQ

Ther

miq

ue H

FO

Ther

miq

ue D

O

Impo

rtat

ion

01:00 346,4 53,8 0,0 43,5 57,5 296,5 0,0 2,7 0,0 115,0 277,9 46,5

02:00 325,6 50,1 0,0 40,5 57,5 277,7 0,0 2,8 115,0 299,4 46,5

03:00 311,8 47,7 0,0 39,4 57,5 262,5 0,0 2,8 115,0 314,6 46,5

04:00 303,5 46,2 0,0 37,9 57,5 254,3 0,0 3,6 115,0 322,8 46,5

05:00 301,6 45,8 0,0 37,7 57,5 252,2 0,0 0,0 0,0 2,6 115,0 324,9 46,5

06:00 292,1 44,1 0,0 36,5 57,5 242,2 0,0 3,5 115,0 334,9 46,5

07:00 302,1 45,9 0,0 38,1 57,5 252,4 0,0 0,0 0,0 115,0 324,7 46,5

08:00 304,4 46,3 1,8 36,6 57,5 254,9 0,0 115,0 322,2 46,5

09:00 318,5 48,8 39,4 0,9 57,5 269,5 0,0 40,1 115,0 307,6 46,5

10:00 340,0 52,7 39,0 3,4 57,5 292,8 0,0 0,0 0,0 27,7 49,3 115,0 284,4 46,5

11:00 347,8 54,1 41,6 2,4 57,5 296,5 0,0 3,8 0,0 40,2 52,0 115,0 276,8 46,5

12:00 341,4 52,9 31,0 12,0 57,5 293,7 0,0 60,5 43,2 115,0 283,4 46,5

13:00 345,9 53,7 31,3 12,3 57,5 296,5 0,0 2,0 0,0 61,1 44,1 115,0 278,6 46,5

14:00 345,4 53,6 30,6 12,9 57,5 296,5 0,0 1,4 0,0 59,7 46,5 115,0 279,1 46,5

15:00 331,4 51,1 39,8 1,4 57,5 283,8 0,0 38,4 60,9 115,0 293,3 46,5

16:00 356,0 55,5 35,5 8,5 57,5 296,5 0,0 13,5 0,0 25,2 56,7 115,0 267,1 46,5

17:00 355,1 55,4 36,4 8,5 57,5 296,5 0,0 11,5 0,0 56,5 115,0 269,1 46,5

18:00 368,8 57,8 7,3 39,0 57,5 296,5 0,0 26,3 0,0 18,9 115,0 254,3 46,5

19:00 403,3 63,9 0,0 50,6 57,5 296,5 0,0 62,6 115,0 218,0 46,5

20:00 486,2 78,7 0,0 47,9 57,5 296,5 115,0 47,9 0,0 0,0 232,7 46,5

21:00 489,0 79,2 0,0 46,6 57,5 296,5 115,0 52,6 0,0 228,0 46,5

22:00 481,8 77,9 0,0 45,1 57,5 296,5 115,0 45,6 0,0 0,0 235,0 46,5

23:00 424,5 67,7 0,0 42,9 57,5 296,5 95,3 0,0 0,0 19,7 280,6 46,5

00:00 372,8 58,5 0,0 42,3 57,5 296,5 0,0 35,0 0,0 115,0 245,6 46,5



Importation

2020-02-22

Analyse


Figure 3-79 : Analyse de la journée détaillée - pointe de charge 2020 – Modélisation 2

Il apparait que pour cette journée de pointe, l’effacement partiel des ERI serait requis, mais pas d’effacement du charbon. La production charbon vapeur pourrait être utilisée à son maximum toute la journée. Les graphiques correspondant aux deux figures précédentes (creux 2020 et pointe 2020) sont présentés aux figures suivantes :





Date :


ire

Éolie

n

Hyd

rau

liq

ue

Ther

miq

ue

rése

rve

Ther

miq

ue

char

bon

Ther

miq

ue

GN

LOC

Ther

miq

ue

GN

LIQ

Ther

miq

ue H

FO

Ther

miq

ue D

O

Impo

rtat

ion

Sola

ire

Éolie

n

Hyd

rau

liq

ue

Ther

miq

ue

char

bon

Ther

miq

ue

GN

LOC

Ther

miq

ue

GN

LIQ

Ther

miq

ue H

FO

Ther

miq

ue D

O

Impo

rtat

ion

01:00 572,8 94,1 0,0 18,3 78,9 327,0 115,0 127,7 0,0 0,0 360,5 46,5

02:00 540,3 88,4 0,0 18,2 78,9 327,0 115,0 89,5 0,0 0,0 398,6 46,5

03:00 510,8 83,1 0,0 17,6 78,9 327,0 115,0 55,3 0,0 0,0 432,8 46,5

04:00 524,0 85,5 0,0 17,2 78,9 327,0 115,0 71,3 0,0 0,0 416,8 46,5

05:00 510,3 83,0 0,0 16,6 78,9 327,0 115,0 55,8 0,0 0,0 432,3 46,5

06:00 504,4 82,0 0,0 16,3 78,9 327,0 115,0 49,1 0,0 0,0 439,0 46,5

07:00 522,5 85,2 4,3 15,2 78,9 327,0 115,0 67,2 0,0 0,0 420,9 46,5

08:00 519,2 84,6 26,6 14,3 78,9 327,0 115,0 41,9 0,0 0,0 446,2 46,5

09:00 562,2 92,3 42,5 16,9 78,9 327,0 115,0 74,2 0,0 0,0 414,0 46,5

10:00 594,5 98,0 63,2 13,0 78,9 327,0 115,0 95,4 0,0 10,9 0,0 392,7 46,5

11:00 608,5 100,5 74,6 3,2 78,9 327,0 115,0 110,2 0,0 21,6 0,0 378,0 46,5

12:00 606,7 100,2 64,8 12,6 78,9 327,0 115,0 108,4 0,0 13,2 12,6 0,0 379,7 46,5

13:00 610,0 100,8 71,8 6,2 78,9 327,0 115,0 111,9 0,0 19,8 0,0 376,3 46,5

14:00 602,4 99,4 68,3 8,5 78,9 327,0 115,0 104,0 0,0 19,5 0,0 384,1 46,5

15:00 583,4 96,0 63,2 11,0 78,9 327,0 115,0 84,3 0,0 18,8 0,0 403,8 46,5

16:00 599,9 99,0 45,9 30,3 78,9 327,0 115,0 101,6 0,0 1,4 0,0 386,5 46,5

17:00 588,5 97,0 28,7 31,6 78,9 327,0 115,0 104,3 0,0 0,0 383,8 46,5

18:00 564,9 92,7 4,0 27,1 78,9 327,0 115,0 105,6 0,0 0,0 382,5 46,5

19:00 610,6 100,9 0,0 22,6 78,9 327,0 115,0 168,0 0,0 0,0 320,1 46,5

20:00 643,1 106,7 0,0 21,0 78,9 327,0 115,0 207,9 0,0 280,2 46,5

21:00 668,1 111,1 0,0 20,2 78,9 327,0 115,0 238,1 0,0 0,0 250,0 46,5

22:00 656,9 109,1 0,0 19,2 78,9 327,0 115,0 225,8 0,0 0,0 262,3 46,5

23:00 651,2 108,1 0,0 18,0 78,9 327,0 115,0 220,4 0,0 267,7 46,5

00:00 602,1 99,4 0,0 17,7 78,9 327,0 115,0 162,9 0,0 325,3 46,5



Importation

2020-10-14

Analyse


Figure 3-80 : Puissance journalière - Modélisation 3 - demande de base - creux 2020

Figure 3-81 : Puissance journalière - Modélisation 3 - demande de base - pointe 2020


Finalement, notons que le niveau d’effacement des ERI demeure significatif. Ceci est dû à la combinaison ERI de type éolien, charge et réserve synchrone élevées devant provenir du parc de Senelec et des IPP. Le pourcentage des ERI est toutefois plus en accord avec le niveau considéré comme cible, soit 20%, et ce tel que montré à la figure suivante : Figure 3-82 : Mix énergétique - Modélisation 3

Effacement de la production charbon vapeur

L’effacement de la production charbon vapeur est conditionné par deux facteurs principaux :

La limitation technique propre à chaque unité La production devant être considérée prioritairement des autres sources de production.

Ainsi, en considérant par ordre de priorité la production ERI, la production hydraulique non répartie débutant à 19 h 00 et celle thermique devant assurer le niveau de réserve synchrone requis, la production charbon vapeur ne peut être utilisée que pour le comblement de la charge restante visant à satisfaire la demande. Une fois la limitation technique atteinte, un effacement complet de la production charbon vapeur est alors appliqué. Un autre facteur affectant l’effacement est la répartition de l’hydraulique. Les analyses ont été faites en tenant compte d'une production hydraulique non répartie autour d’une valeur moyenne. Dans un tel contexte, et en tenant compte des unités charbon vapeur disponibles 100 % du temps et en appliquant les divers paramètres d’analyse précédemment énoncés, nous obtenons un niveau d’effacement considéré comme étant un maximum annuel. Pour l’année 2020, ce niveau d’effacement maximum serait de l’ordre de 215 GWh et les pourcentages d’effacement, soit en heures ou en énergie, seraient comme montrés aux deux figures suivantes :


Renouvelable

Intermittente Autre

Pourcentage

Renouvelable

Intermittente

2016 631 81 0 712 0%

2017 118 631 81 118 712 14%

2018 52 118 746 81 170 827 17%

2019 104 118 746 81 222 827 21%

2020 159 118 986 164 277 1150 19%

2021 159 148 869 267 307 1136 21%

2022 159 233 959 328 392 1288 23%

2023 159 233 998 328 392 1327 23%

2024 159 233 1 088 328 392 1417 22%

2025 159 233 1 088 398 392 1487 21%

2026 159 233 1 208 398 392 1607 20%

2027 210 273 1 328 398 483 1727 22%

2028 210 273 1 328 517 483 1845 21%

2029 210 273 1 328 517 483 1845 21%

2030 210 273 1 568 517 483 2085 19%

2031 210 273 1 568 517 483 2085 19%

2032 266 303 1 808 517 569 2325 20%

2033 266 303 1 808 517 569 2325 20%

2034 266 303 1 928 517 569 2445 19%

2035 266 303 2 048 517 569 2565 18%



Figure 3-83 : Effacement - minimum technique avec réserve - Modélisation 3

Le pourcentage temps montre celui des heures où il y a de l’effacement sans égard au niveau de l’énergie effacée. Le pourcentage d'effacement montre celui d’énergie effacée pour chaque semaine. Mentionnons que le niveau d’effacement estimé sera diminué en fonction des périodes de maintenance. Ainsi, un programme visant la réalisation de la maintenance lors des semaines où un maximum d’effacement est potentiel permettrait de diminuer de façon significative ce niveau d’effacement. Une estimation sommaire nous indique qu’environ 34 GWh d’effacement pourraient ainsi être évités, ce qui ramènerait le niveau d’effacement annuel pour 2020 à 181 GWh. Sur la même base de calcul, l’effacement sur la période 2019-2029 serait à hauteur de 721 GWh en considérant un programme de maintenance adapté, et ce tel que montré à la figure suivante : Figure 3-84 : Effacement- charbon vapeur - Modélisation 3

Avec ses 366 GWh d’effacement, la modélisation se situe au-dessus de l’impact annoncé dans la modélisation 2 (plus d’unités charbon vapeur sont ajoutés dans la modélisation 3 – 270 MW vs 90 MW), mais inférieur à la modélisation 1 en raison du décalage de l’implantation des ERI par rapport à cette dernière. Synthèse de la modélisation 3

Cette modélisation vise principalement à satisfaire le critère de réserve de 20% - minimum 15% en additionnant les niveaux de puissance requis, comme pour la modélisation 2, mais en considérant les déclassements d’unité de production possibles selon les commentaires émis par Senelec. Ce scénario met en lumière les éléments suivants :

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 Total Total

MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh GWh

123 180 214 952 52 608 52 829 96 932 160 971 96 150 61 859 146 797 88 764 61 792 1 156 835 1 157

32 200 34 000 16 000 17 000 35 000 58 000 53 000 38 000 65 000 48 000 40 000 436 200 436

90 980 180 952 36 608 35 829 61 932 102 971 43 150 23 859 81 797 40 764 21 792 720 635 721


Le dimensionnement des unités charbon vapeur ne satisfait pas le critère fixé et représente une problématique au niveau de la fiabilité du réseau. En ce sens, toute panne aura pour conséquence du délestage de charge.


optimale, principalement sur la période 2019-2022. Les niveaux de réserve synchrone requis et appliqués à la modélisation nécessitent des actions

rapides pour assurer leur mise en place par une mise à niveau des équipements et des ententes avec les IPP, ainsi qu’avec les entités responsables de la production hydraulique.

Cette modélisation, en considérant des déclassements, additionne la production au moment requis pour satisfaire la demande tout en optimisant dans le temps l’addition de puissance des ERI. Elle favorise, en 2020, l’installation de puissance à la fois compatible avec l’intégration des ERI et facilement convertible au gaz naturel ce qui offre à Senelec une plus grande autonomie au niveau de la capacité de réserve synchrone. L’ensemble de ces éléments favorisent des niveaux d’effacement moins élevés par rapport à la modélisation 1 basée sur la planification Senelec tant pour les ERI que pour la production charbon vapeur. ÉVALUATION COMMUNE DES TROIS MODÉLISATIONS

Les critères suivants seront évalués une fois pour l’ensemble de trois modélisations. Rappelons que

lors du rapport de l’équilibre de l’offre et de la demande soumis en mars 2017, ces analyses avaient

été effectuées pour chaque modélisation traitée et aucune problématique significative n’avait été

identifiée.

Adéquation de l’offre à la demande.

Pour les trois modélisations, les niveaux de réserve à la pointe sont suffisants pour couvrir plusieurs éventualités incluant la non-disponibilité de la plus grande unité de production, soit 115 MW. Évaluation de la probabilité de perte de charges (LOLP).

Pour les trois modélisations, le critère LOLP ne représente pas un enjeu significatif compte tenu des niveaux de réserve suffisants identifiés. Dimensionnement des unités de production et réserve de production.

Le critère fixé à 15 % du creux de charge ne peut être rencontré dès 2018, ceci conditionné par la mise en service d’une unité de 115 MW en accord avec le plan de production de Senelec. En référence à la modélisation 2, une telle unité serait hors critère jusqu’en 2030. Disponibilité pour maintenance.

Compte tenu des niveaux de réserve élevés, la disponibilité pour la réalisation de la maintenance ne représente aucun enjeu sur la période 2018-2030. Il est considéré que la maintenance peut s’effectuer pour chaque unité, et ce en respectant le nombre de jours planifié pour chaque unité et avec les marges nécessaires de couverture de pannes.


ANALYSE GLOBALE DES MODÉLISATIONS 1 À 3

Les différentes modélisations réalisées montrent les différences en matière d’offre de production requise pour combler la demande de base, et ce en fonction des prémisses et critères identifiés pour chacune des modélisations. La combinaison ERI, charbon vapeur et réserve synchrone représente des défis importants sur la plage 2018-2022, et ce pour chacune des modélisations. Cette situation est la résultante de la combinaison de l’addition d’ERI et de puissance charbon vapeur planifiée et/ou non déplaçable dans le temps en fonction de contrats signés, voir en cours de réalisation. Pour chacune des modélisations, les mêmes critères sont appliqués au niveau de la réserve synchrone, mais le résultat de l'effacement est différent en fonction des niveaux d'ERI et charbon vapeur installés dans le temps. Notons également que les dates de MES des centrales hydrauliques affectent directement le niveau de réserve synchrone disponible. Ajoutons que les modélisations considèrent des niveaux de réserves synchrones qui doivent être mis en fonction, négociés ou ajoutés. La modélisation 13 concernant la planification de Senelec, montre les plus hauts niveaux d’effacement requis, tant pour ce qui concerne les ERI que la production charbon vapeur. Elle permet toutefois une marge de manœuvre pour des déclassements potentiels. La modélisation 2 fixe un niveau d’addition de production diminuant largement l’effacement ERI et charbon vapeur par rapport à la planification de Senelec, mais qui suppose la pérennité des unités existantes. La modélisation 3 rencontre les prémisses de déclassement identifiées par Senelec et rencontre également celles concernant le niveau de puissance d’Africa Energy tel que stipulé par Senelec. Cette modélisation additionne également une nouvelle capacité de réserve synchrone assurant un certain niveau d’autonomie à Senelec dès 2020.

3 Note : Pour rappel la modélisation 1 en lien avec le plan production Senelec ne considère aucun déclassement et fait une analyse sur la période 2016 – 2035, alors que le plan production Senelec fait l’ajustement de l’offre sur l’horizon 2030.


Figure 3-85 : Résumé des additions de puissance des modélisations (puissances nettes)

Ainsi, en fonction des différentes modélisations réalisées, nous considérons que la modélisation 3 représente celle devant être privilégiée, et ceci pour les raisons suivantes :

Minimise les niveaux d’effacement ERI et charbon vapeur dans la limite des déplacements dans le temps permis pour certains projets.

Assure, dans les meilleurs délais, un certain niveau d’autonomie en réserve synchrone. Rencontre les commentaires formulés par Senelec concernant les déclassements et la

puissance requise d’Africa Energy. Assure un niveau d’ERI de 20% de la puissance installée jusqu'à l’horizon 2035. Installe à la fois des unités de production DUAL convertibles au gaz naturel (2020-2025),

compatibles avec l’intégration d’énergies renouvelables intermittentes, et aussi des unités fonctionnant au gaz naturel après 2025 (année de disponibilité annoncée).

À titre informatif, pour la modélisation 3, vous trouverez aux figures ci-après les projections jusqu’en 2035 sous formes graphiques en termes :

Du mix énergétique en puissance installée. Du pourcentage de puissance des énergies renouvelables intermittentes. De la puissance locale installée.


Figure 3-86 : Projection du mix énergétique en puissance installée – Modélisation 3

Figure 3-87 : Projection du pourcentage de puissance des énergies renouvelables intermittentes – Modélisation 3

Figure 3-88 : Projection de la puissance locale installée – Modélisation 3


3.6 ANALYSE ÉCONOMIQUE La présente section du rapport fera la comparaison des coûts variables de production pour les trois modélisations (combustible et O & M variable).

Il est important de préciser que les coûts variables d’opérations et de maintenance ont été fixés aux valeurs suivantes, pour les nouvelles unités de production ajoutées dans les différentes modélisations :

Hydraulique : 23,30 FCFA/kWh moyenne des centrales hydrauliques. GNLOC : 6,3 FCFA/kWh (moyenne des IPP thermiques).

Pour le solaire et l’éolien, les coûts ont été fixés respectivement à 69,38 et 65,04 FCFA/kWh. La production hydraulique a été considérée comme répartie autour d’une valeur moyenne tout au long de l’année. La comparaison de l’évolution des coûts variables se fera selon ces données et le résultat est présenté à la figure suivante : Figure 3-89 : Évolution des coûts variables (moyennes pondérées) pour les trois modélisations


3.7 PRINCIPAUX CONSTATS ET RECOMMANDATIONS DU

PLAN DE PRODUCTION. 3.7.1 LES ÉNERGIES RENOUVELABLES INTERMITTENTES

Senelec entend ajouter au réseau, d’ici 2020, près de 390 MW en énergies renouvelables

intermittentes au moyen de divers contrats d’achat d’énergie déjà signés ou en phase avancée de négociation.

L’intégration au réseau des énergies renouvelables intermittentes fait face à un certain nombre de contraintes qui doivent être adressées.

Il est conseillé d’avoir la distribution des vents en nombre d’heures par année afin de

pouvoir estimer un facteur d’utilisation plus proche de la réalité.

Considérant le rapide développement des technologies de solaire distribué et des

batteries pour application commerciale et résidentielle, nous considérons que

Senelec devrait étudier ces possibilités pour électrification de zones isolées, mais aussi

prendre en compte l’intégration de ces technologies à leur réseau de distribution.

Les ERI en "Ramp-Up" ont un effet de charge négative et en "Ramp-Down" un effet

de charge positive. Cela se gère de la même façon qu’un suivi de charge normal. Pour

les ERI de type solaire, en fonction de la puissance totale installée sur l’horizon 2020,

cela implique une progression horaire importante. La combinaison "Ramp-Up"

"Ramp-Down" des ERI et les variations de la charge complexifient la gestion de

l’exploitation en temps réel. Senelec doit donc s’assurer que son parc de production

est en condition pour assurer de tels niveaux de suivi de charge avec les notions

d’arrêts-démarrages et réserve synchrone associés, incluant la réserve synchrone

requise pour compenser les fluctuations au niveau des ERI. Nous supposons que

l’apport des IPP est requis pour assurer une gestion efficace de ce suivi de charge. Il

n’est pas acquis que les clauses contractuelles actuelles des IPP sont en phase avec de

telles obligations.

Il est recommandé que :

Senelec s’assure du fonctionnement optimal de son propre parc de

production, principalement au niveau des équipements associés à la

régulation de vitesse.

Senelec s’assure, si requis par une renégociation de contrats, que les IPP

puissent être contributifs tant sur le plan de fréquence arrêts-démarrages, de

montée en charge que de la réserve synchrone.

Senelec définisse, valide et assure le niveau de réserve synchrone devant

provenir des centrales hydrauliques pour ensuite déterminer la contribution

requise de son propre parc de production et des IPP. Une fois ce constat

réalisé, une évaluation devra être faite pour déterminer le meilleur moyen de

réaliser la réserve synchrone par le parc existant Senelec, les IPP, l’addition

d’unités de production ou encore la location d’unités de production dédiées

à cette fonction. Rappelons que la période critique se situe entre 2018 et

2022, et ce, en supposant que le réseau sera mieux intégré à partir de 2022,


et que sa contribution globale permettra des niveaux de réserve synchrone

moins élevés propres à Senelec.

La gestion de l’exploitation dans un contexte d’implantation d’un niveau élevé d’ERI comme préconisé par Senelec nécessite un système d’exploitation automatisé adapté à la situation.

Senelec devra évaluer la pertinence de modifier et ajuster son système d’exploitation automatisé. Dans la négative, il est recommandé que Senelec se dote d’un système performant.

À cause de leur caractère intermittent, la puissance des ERI ne peut être garantie pour le gestionnaire du réseau. L’intermittence pourrait être compensée avec l’utilisation de différents moyens de stockage. Voir les recommandations sur le stockage d’énergie pour compenser les fluctuations des ERI à la section suivante 3.7.2.

Une gestion efficace des ERI nécessite la contribution d’un système de prévisions météo conçu pour son réseau et adapté aux particularités propres au Sénégal. Il est recommandé et impératif que Senelec se dote d’un tel système dans les meilleurs délais, et ce en fonction de la quantité importante d’ERI prévue être installée sur la période 2017-2035. Ce système météo pourrait faire partie des termes contractuels des prochains contrats IPP devant construire des parcs ERI.

3.7.2 RECOMMANDATIONS POUR LE STOCKAGE D’ÉNERGIE

Stockage d’énergie pour limiter l’effacement, augmenter le taux de pénétration et fournir un niveau de réserve supplémentaire Dans le contexte sénégalais, ayant connaissance des planifications de production et des résultats de l’étude de stabilité du réseau, il existe des situations où il faudrait potentiellement écrêter la production ERI et/ou la production charbon vapeur. Il est évident qu’un système de stockage d’énergie serait bénéfique à implémenter, permettant ainsi le lissage du productible, rendant l’output des énergies renouvelables mieux contrôlé et moins sensible, voire indépendant des fluctuations météorologiques dans les limites de conception du système de stockage (capacité, vitesse de recharge et autonomie). Quant à l’implémentation du système de stockage relié à un parc ou à un réseau de distribution couvrant plusieurs sources d'ERI, l’analyse doit être poussée plus loin. Il est certain que, selon nos données actuelles, c’est l’éolien qui constitue un besoin en réserve plus important. Installer un système à batterie permettant de diminuer la valeur de fluctuations à couvrir est certainement l'orientation à poursuivre. L’avantage d’avoir un système de stockage, par exemple à batterie de grande capacité comme l’IREQ le propose, est considérable sur la flexibilité apportée au réseau pouvant servir pour la compensation des ERI, de capacité de réserve supplémentaire dans le cas d’une panne d’une unité de production et aussi d’aide à la régulation de fréquence. En effet, les nouvelles technologies permettent une réponse quasi instantanée (dans la seconde). La réflexion doit cependant être approfondie étant donné qu’une panne peut se produire de manière imprévisible. Il faut pouvoir compter sur le système à batterie en tout temps pour la considérer en réserve synchrone. Par ailleurs, si la batterie est utilisée en période de demande de pointe, son niveau de charge ne peut être garanti pour de la réserve synchrone. Étant donnée la rapidité de charge des dernières technologies de batteries combiné à leur rapidité de réponse, il est techniquement prouvé qu’un système de stockage d’énergie peut aider au maintien de la fréquence d’un réseau électrique.


Une étude de faisabilité sur le stockage d’énergie au Sénégal, avec un volet technique (dimensionnement) et un volet économique, devrait couvrir la régulation de fréquence et la facilitation d’intégration des ERI, particulièrement en ce qui concerne le parc éolien de 158,7MW. Solutions hybrides avec panneaux solaires pour les grands consommateurs isolés et réduction des coûts de production d’électricité Là où un certain nombre de grands consommateurs, comme les mines, s’autoalimentent en électricité, les solutions hybrides couplées à un parc à panneau photovoltaïque sont à étudier. Les preuves de réductions de coûts de production d’électricité ont été démontrées à plusieurs endroits dans le monde. Centrales solaires technologies CSP Hormis la dimension économique, dans le contexte du Sénégal où la demande électrique se situe en début de soirée, le fait que la technologie CSP est moins sensible aux fluctuations météo permet d’allonger la durée de production de plusieurs heures. Il nous apparaît de toute évidence intéressant, à court terme, de réaliser une étude de faisabilité à caractère économique afin d’évaluer les coûts d’investissement avant d’écarter cette technologie très prometteuse et propice aux conditions météorologiques au Sénégal. 3.7.3 LA FILIÈRE CHARBON

Le dimensionnement de l’unité de production à hauteur de 115 MW de puissance nette (CES1)

prévue pour mise en service en 2018 (selon l’information fournie par Senelec en date de janvier 2017) est certainement problématique sous plusieurs aspects, dont l’impossibilité pour Senelec de maintenir un niveau de réserve primaire afin d’éviter le délestage de charge automatique lors de déclenchement de cette unité. Cette situation perdurera au moins jusqu’à ce que le réseau Senelec soit plus fortement intégré à d’autres réseaux pouvant apporter une contribution au niveau de la réserve primaire.

Le dimensionnement des unités de production d’Africa Energy à hauteur de 90 MW de puissance nette apparaît également être problématique et, dans un tel contexte, il est recommandé que Senelec évalue la possibilité de revoir le dimensionnement de ces unités afin d’en diminuer la taille. Des unités de l’ordre de 45 MW seraient moins contraignantes en ce qui concerne la fiabilité réseau.

La limitation technique contractuelle fixée pour les unités charbon vapeur est aussi considérée problématique puisque celles-ci pourraient devoir opérer sous ce niveau ou encore être soumise à des fréquences arrêts-démarrages non souhaitables pour ce type de production. Cette situation peut survenir selon le niveau de puissance des ERI, le niveau de demande concernant la charge, les niveaux de réserve synchrone requis pour le suivi de la charge, les fluctuations potentielles des ERI ou encore le niveau de réserve primaire requis pour la stabilité du réseau.

3.7.4 LA FILIÈRE HYDRAULIQUE

Les dates de mise en service des centrales hydrauliques et des lignes de transport associées

représentent des incertitudes importantes pour lesquelles nous n’avons pu obtenir toute l’information souhaitée, et ce particulièrement en ce qui concerne la centrale Sambangalou. Dans ce contexte, il est recommandé qu’un suivi fréquent au niveau des échéanciers de


réalisation de ces centrales et des lignes de transport associées soit réalisé, et que le plan production soit régulièrement revu selon les nouveaux intrants identifiés.

Comme déjà mentionné, la contribution de ces centrales aux services complémentaires doit être évaluée, déterminée et assurée. Cela est un prérequis à l’évaluation et à la mise en place de moyens reliés à la fourniture de réserve synchrone devant provenir du parc Senelec et/ou des IPP.

L’évaluation des productibles mensuels moyens doit être réalisée et intégrée au plan de production pour ainsi mieux évaluer la contribution de ces centrales au comblement de la charge, et plus spécifiquement les pointes de charge aux différentes périodes de l’année.

3.7.5 LA FILIÈRE GAZ NATUREL

Il est considéré que le gaz naturel local (GNLOC) sera disponible à partir de 2025 et l’offre

production a été orientée en ce sens. Il est recommandé qu’un suivi régulier soit effectué en fonction du fait que tout retard prévisible obligera un choix de type de production pouvant être converti au gaz naturel et rencontrant les besoins de la demande pour la période correspondante à 2025 jusqu’à l’année effective de la disponibilité du GNLOC. Toute évolution en ce qui concerne la disponibilité du gaz naturel devra être intégrée au plan de production, ceci pouvant conduire à de nouvelles orientations en matière de choix de moyens de production.

Un moyen de mitiger le retard éventuel de l’arrivée de la ressource locale serait de favoriser l’installation au plus tôt des infrastructures nécessaires permettant aussi l’utilisation du gaz naturel liquide (GNL).

La nature des infrastructures requises pour le GN local sont largement similaires à

celles nécessaires dans le cadre de l’importation de GNL.

Ce type d’approche permettrait de convertir dès maintenant plusieurs centrales et de

disposer d’unités de production à plus haute efficacité, à plus faible coût de

production, et de se prémunir contre les fluctuations à la hausse probables du coût

des hydrocarbures dont la dépendance était une des raisons première du

gouvernement d’élargir le mix énergétique. 3.7.6 LE CHOIX DES MOYENS DE PRODUCTION

Pour la période 2025-2035, le type de production priorisé est celui fonctionnant au gaz

naturel, ce dernier offrant, pour les moyens de production thermiques, le meilleur rendement et le meilleur coût de production. Comme déjà mentionné, la disponibilité effective du gaz naturel devra faire l’objet d’un suivi rigoureux et, en fonction de l’évolution des choses, les ajustements requis devront être apportés au plan de production. Notons qu’une disponibilité plus hâtive du gaz naturel pourrait amener une réévaluation des moyens de production planifiés pour être mis en place dans la période 2020-2025. La localisation de ces centrales devra tenir compte de la proximité du lieu de disponibilité du GN en combinaison avec une intégration optimale au réseau de transport.

Les orientations de Senelec en ce qui a trait à l’implantation du type de production charbon vapeur sont maintenues pour ce qui concerne le dimensionnement de la centrale tel que spécifié par Senelec, mais, comme déjà énoncé, il est recommandé que Senelec évalue la possibilité de revoir le dimensionnement des unités de production.

Les orientations de Senelec pour la future centrale Malicounda sont maintenues, mais il est recommandé que la localisation de cette centrale soit réévaluée dans le contexte d’une future conversion au GN. En fait, il devra être évalué quel serait le meilleur emplacement pour cette centrale en fonction des endroits où sera éventuellement disponible le GN et ses infrastructures de transport seront localisées. Cette recommandation est aussi valide pour les


autres centrales DUAL partie prenante de l’offre planifiée au niveau des différentes modélisations. La localisation des centrales aura un impact réseau qui devra être couvert par la planification réseau.

Dans le contexte où il y aurait une relocalisation de la centrale Malicounda et que l’orientation de la modélisation 3 visant 240 MW de Dual en 2020 serait retenue, il est recommandé d’évaluer la pertinence d’opter pour une seule installation de 240 MW pour ainsi réaliser une économie d’échelle.

L’implantation d'ERI doit idéalement être planifiée en fonction de critères bien établis d’un point de vue technique, et ce tout en assurant que cette énergie soit contributive à la diminution des coûts de production, ou du moins ne soit pas contributive à une augmentation des coûts. Il est recommandé que Senelec se donne un processus clair et rigoureux vis-à-vis de l’implantation de nouvelles capacités ERI, et ceci avant l’implantation des nouvelles capacités identifiées sur l’horizon 2021-2023 (90 MW solaire).

3.7.7 LE PARC DE PRODUCTION SENELEC ET IPP

Il est recommandé qu’un plan de déclassement ou de réhabilitation soit réalisé par Senelec pour ses propres centrales. Un tel plan devrait d’abord juger de l’état des équipements, évaluer les travaux requis pour en assurer le bon fonctionnement sur différents horizons de temps, et en évaluer la rentabilité par rapport au déclassement et au remplacement par de nouvelles unités ou installations de production. Un tel plan devrait alors être intégré au plan de production. Rappelons que selon les conclusions de la modélisation 3, il est plus avantageux, à long terme, de déclasser des unités non performantes (ou de les rénover pour en diminuer significativement le coût d’opération) et de les remplacer par des unités modernes. Un plan d’investissements en pérennité devrait être déployé et synchronisé avec la mise à jour du présent Plan directeur de production afin de choisir le meilleur plan d’investissements en fonction du risque technique. Notons également que le suivi de la pérennité au niveau des IPP est recommandé. À titre d’exemple, le déclassement de la centrale Kounoune Power, identifié par Senelec dans ses commentaires et non intégré au niveau des modélisations, nécessite sans doute une évaluation plus précise avant de statuer sur un éventuel déclassement après seulement 15 ans de service.


3.8 DONNÉES GÉNÉRIQUES 3.8.1 CONSOMMATION SPÉCIFIQUE PAR COMBUSTIBLE PAR TYPE DE

PRODUCTION

Le tableau suivant montre les données génériques reliées à la consommation spécifique pour différents types de production en association avec différents types de combustibles. Lorsque les données étaient identifiées dans la documentation de Senelec, celles-ci ont été priorisées ; autrement les données de ce tableau ont été appliquées. Figure 3-90 : Consommation spécifique par combustible par type de production

Par : Rev. 1

SOMMAIRE - RENDEMENT DES CENTRALES THERMIQUES J.D. Date : 11/28/2016

PCS * Masse Volumique Efficacité Consommation spécifique

thermique E thermique / E électrique ** Volume - Masse / E électrique

kJ/kg Btu/lb kg / m3 lbs / bbl Btu / kWh kJ/kWh MMBtu/MWh m3 / MWh bbl / MWh g / kWh

Moteur à combustion - HFO 43800 18850 1010 353.8 0.432 7900 8335 7.90 0.188 1.184 190.3

Moteur à combustion - Gaz Naturel 50400 21700 0.707 0.500 6825 7200 6.82 202 142.9

Turbine à combustion - HFO 43800 18850 1010 353.8 0.305 11200 11816 11.20 0.267 1.679 269.8

Turbine à combustion - LFO 45300 19500 850 297.8 0.311 10960 11563 10.96 0.300 1.887 255.3

Turbine à combustion - Gaz Naturel 50400 21700 0.707 0.314 10850 11447 10.85 321 227.1

Cycle combiné - Gaz Naturel 50400 21700 0.707 0.484 7050 7438 7.05 209 147.6

Cycle combiné - HFO 43800 18850 1010 353.8 0.460 7420 7828 7.42 0.177 1.112 178.7

(moteur à combustion)

Cycle combiné - HFO 43800 18850 1010 353.8 0.400 8531 9000 8.53 0.203 1.279 205.5

(turbines)

Cycle combiné - LFO 45300 19500 850 297.8 0.450 7583 8000 7.58 0.208 1.306 176.6

(turbines)

Cycle vapeur - Charbon 27650 11900 0.388 8800 9284 8.80 395.0

Cycle vapeur - HFO 43800 18850 1010 353.8 0.375 9099 9599 9.10 0.217 1.364 219.2

Cycle vapeur - Gaz Naturel 50400 21700 0.707 0.375 9099 9599 9.10 269 190.5

Notes : * Valeur moyenne tirée de "Steam, its Generation and Use", The Babcock & Wilcox Company, 41rst Edition, 2005

** Valeurs tirées des références suivantes : "Updated Capital Cost Estimates for Utility Scale Electricity Generation Plants", US Energy Information

Administration, April 2013; MAN Diesel & Turbo SE, Power Plants, site web de l'entreprise; "Mark's Standard Handbook for Mechanical Engineers"

10th Edition,1996


4. ÉTUDES DU RÉSEAU DE

TRANSPORT

4.1 ÉTUDES DE FONCTIONNEMENT DU RÉSEAU DE

TRANSPORT 4.1.1 INTRODUCTION

Un plan directeur vise à orienter les investissements majeurs pour les années futures, tels les nouvelles lignes et postes de transformation. Ce sont les résultats du plan directeur et les actions qui sont orientées vers ce but. La gestion de la tension dans les études des modèles de réseaux d’un plan directeur consiste à maintenir la tension à l’intérieur des critères établis sans prendre nécessairement soin d’identifier de manière optimale la quantité et la localisation des équipements de compensation. Cette démarche n’influence en rien les résultats du plan directeur et apporte une orientation de la compensation shunt requise. Il y a une optimisation de la gestion de la tension lors de chaque étude de nouveaux projets identifiés dans le plan des investissements. L'étude de fonctionnement définit les investissements en s’assurant que les solutions retenues respectent les critères établis et permettent une exploitation stable du réseau. Les recommandations sont prises en compte dans la liste d’investissements. Nous avons procédé à plusieurs modélisations du réseau interconnecté de Senelec, de l’OMVS, de l’OMVG et de quelques éléments des états voisins qui ont un impact non négligeable. Les modèles des réseaux 2019 et 2022 sont constitués à partir du réseau de base 2016 de Senelec en tenant compte des projets décidés. Le modèle de réseau 2028 est constitué à partir du modèle 2022 et des recommandations découlant de son analyse. La configuration des modèles tient compte, pour Senelec, des charges et de la production à leurs niveaux de tension de raccordement réel. Des interfaces d’interconnexion avec l’OMVS, l’OMVG, la Somelec, EDM et EDG sont prises en considération. Pour tester le réseau et évaluer ses limites, de nombreuses simulations ont été réalisées sur divers scénarios de plans de production. L’étude couvre les aspects statiques et transitoires tout en prenant en compte le programme d’investissement de Senelec, de l’OMVS et de l’OMVG, selon les informations dont PATRP dispose. Plus précisément, ces simulations consistent en l’analyse de contingences, de compensation réactive, de court-circuit et de stabilité en régime transitoire. Les simulations ont mis à jour les faiblesses du système et ont permis d’identifier les solutions à mettre en œuvre pour augmenter les limites de fonctionnement jusqu'à un niveau souhaité respectant des normes internationales. Le présent rapport expose les résultats et conclusions de l’analyse de fonctionnement et des performances du réseau de transport. Il présente les détails et hypothèses, en plus de décrire les


critères et la méthodologie appliqués pour ce faire. Les résultats des différents scénarios et simulations sont ensuite expliqués. Finalement, les recommandations retenues et leurs investissements sont exposés. 4.1.2 DESCRIPTION DU RÉSEAU EXISTANT

SÉNÉGAL

Le réseau électrique sénégalais actuel (Senelec) est relié au Mali par une ligne 225 kV qui connecte les postes de Kayes (Mali), à Bakel (Sénégal) par le biais du réseau OMVS, pour compléter avec les postes Matam, Dagana, Sakal et Tobène au Sénégal. Le réseau de transport haute tension de Senelec est exploité à 225 et 90 kV. Les éléments du réseau sont listés ci-dessous. Figure 4-1 : Réseau actuel de Senelec


Figure 4-2 : Carte géographique du réseau de transport de Senelec


Tableau 4-1 : Postes existants

POSTES EXISTANTS

Barre Poste kV

1122 TOBEN 90

1301 BELAI 90

1302 CAPDB 90

1307 KOUNOUNE 90

1310 HANN 90

1311 PDOIE 90

1312 THIONA 90

1313 MBAO 90

1314 AEROP 90

1315 UNIVER 90

1316 SOCOC 90

1317 TAIBA 90

1318 SOMET 90

1319 MEKHE 90

1351 OLAM 90

2118 BAKEL 225

2119 MATAM 225

2120 SAKAL 225

2121 DAGAN 225

2122 TOBEN 03 225

2304 TOUBA 225

2305 KAOLA 225

2307 KOUNOUNE 03 225

2308 DIASS 225

2309 MALICOUNDA 225


Tableau 4-2 : Liste des transformateurs des postes de charge et centrales

LISTE DES TRANSFORMATEURS DES POSTES DE CHARGE ET CENTRALES

Barre Poste/ HT Barre Poste/ BT Id Id nom Mva Racc.

1118 BAKEL 90,00 2118 BAKEL 225,00 1 TR2 BAKEL 20 YNyn0

1119 MATAM 90,00 2119 MATAM 225,00 1 TR1 MATAM 20 YNyn0

1301 BELAI 90,000 4301 BELAILD1 33,000 1 TR1 80 YNyn0

1301 BELAI 90,000 4350 BELAIRLD3 33,000 1 TR3 80 YNyn0

1301 BELAI 90,000 5301 BELAIRLD2 6,6000 1 TR36MVA 36 YNd11

1301 BELAI 90,000 7301 CBELAIR1G 15,000 1 TR601 50 YNd11

1301 BELAI 90,000 7320 BELAIR4G 11,000 1 TR TAG4 46 YNd1

1301 BELAI 90,000 7323 BELAIR2G 15,000 1 TR602 50 YNd11

1301 BELAI 90,000 7324 BELAIR3G 15,000 1 TR603 50 YNd11

1302 CAPDB 90,000 4302 CAPDBLD1 33,000 1 TR1 CAPDB 74,8 YNd11

1302 CAPDB 90,000 4302 CAPDBLD1 33,000 2 TR2 CAPDB 74,8 YNd11

1302 CAPDB 90,000 7302 CDB401 6,6000 1 TR401 30,5 YNd11

1302 CAPDB 90,000 7304 CDB403 6,6000 1 TR403 30,5 YNd11

1302 CAPDB 90,000 7308 CDB402 6,6000 1 TR402 30,5 YNd11

1302 CAPDB 90,000 7309 CDB404-5 11,000 1 TR404-5 40 YNd5

1302 CAPDB 90,000 7310 CDB301 12,500 1 TR301 36 YNd11

1302 CAPDB 90,000 7311 CAPDB CG 11,000 1 TRCG 67 YNd11

1302 CAPDB 90,000 7312 CDB303 12,500 1 TR303 36 YNd11

1302 CAPDB 90,000 7334 CDB_TAG2 11,000 2 TR_TAG2 27 YNd11

1302 CAPDB 90,000 7349 CG EXT 11,000 1 TR CGEXT 45 YNd11

1302 CAPDB 90,000 7350 APR CDB 33,000 1 TR APR 100 YNd11

1307 KOUNO 90,000 7307 KOUNO 1G 15,000 1 KOUN 1G 95 YNyn0

1310 HANN 90,000 4310 HANNLD1 30,000 1 TR1 HANN 80 YNyn0



1312 THIONA 90,000 4312 THIONALD1 33,000 1 TR1 THIONA 80 YNyn0

1312 THIONA 90,000 4318 THIONALD2 33,000 1 TR2 THIONA 80 YNyn0

1313 MBAO 90,000 4313 MBAOLD1 33,000 1 TR1 MBAO 80 YNyn0

1313 MBAO 90,000 4313 MBAOLD1 33,000 2 TR2 MBAO 80 YNyn0

1314 AEROP 90,000 4314 AEROPLD1 33,000 1 TR1 AEROP 80 YNyn0

1314 AEROP 90,000 4316 AEROPLD2 33,000 2 TR2 AEROP 80 YNyn0

1315 UNIVER 90,000 4315 UNIVERLD1 33,000 1 TR1 UNIVER 40 YNyn0

1315 UNIVER 90,000 4317 UNIVERLD2 33,000 2 TR2 UNIVER 40 YNyn0

2118 BAKEL 225,00 4118 BAKELLD1 30,000 1 TR1 BAKEL 20 YNyn0

2119 MATAM 225,00 4119 MATAMLD1 30,000 1 TR2 MATAM 20 YNyn0

2120 SAKAL 225,00 4120 SAKALLD1 33,000 1 TR1 SAKAL 50 YNyn0

2121 DAGAN 225,00 4121 DAGANLD1 30,000 1 TR1 DAGAN 20 YNyn0

2122 TOBEN 03 225,00 7348 TP_70MW 15,000 1 TR1 TP 90 YNd11

2122 TOBEN 03 225,00 7348 TP_70MW 15,000 2 TR2 TP 90 YNd11

2122 TOBEN 03 225,00 4322 TOBEN 03 33,00 2 TR2 TP 75 YNd11

2304 TOUBA 225,00 4304 TOUBALD1 33,000 1 TR1 TOUBA 40 YNyn0

2304 TOUBA 225,00 4304 TOUBALD1 33,000 2 TR2 TOUBA 40 YNyn0

2305 KAOLA 225,00 4305 KAOLALD1 33,000 1 TR1 KAOLA 40 YNyn0

2305 KAOLA 225,00 4305 KAOLALD1 33,000 2 TR2 KAOLA 40 YNyn0

2305 KAOLA 225,00 7335 KAHON 1 15,000 1 TR1 KAH1 18 YNd11

2305 KAOLA 225,00 73051 KAHON1G 15,000 1 TR1 KAH2 50 YNd11




LISTE DES TRANSFORMATEURS DES POSTES DE CHARGE ET CENTRALES

Barre Poste/ HT Barre Poste/ BT Id Id nom Mva Racc.

2308 DIASS 225,00 4308 DIASSLD1 33,000 1 TR1 DIASS 40 YNyn0

2308 DIASS 225,00 4308 DIASSLD1 33,000 2 TR2 DIASS 40 YNyn0

2309 MALICOUNDA 225,00 4309 MBOURLD1 33,000 1 TR1 MBOUR 40 YNyn0

2309 MALICOUNDA 225,00 4309 MBOURLD1 33,000 2 TR2 MBOUR 40 YNyn0

Tableau 4-3 : Liste des lignes sur le territoire du Sénégal, incluant celles de l’OMVS à partir de Kayes

LISTE DES LIGNES SUR LE TERRITOIRE DU SÉNÉGAL, INCLUANT CELLES DE L’OMVS À PARTIR DE KAYES

Barre Nom barre Barre Nom barre ID Section MVA KM

1122 TOBEN 90,000 1312 THIONA 90,000 1 L 90 kV 228 mm² ALAC 72 30

1122 TOBEN 90,000 1317 TAIBA 90,000 1 L 90 kV 36 mm² ALAC 98 13

1122 TOBEN 90,000 1319 MEKHE 90,000 1 L 90 kV 288 mm² ALAC 88 13

1301 BELAI 90,000 1310 HANN 90,000 1 L 90 kV 366 mm² ALM 98 5

1301 BELAI 90,000 1310 HANN 90,000 2 L 90 kV 366 mm² ALM 98 5,5

1301 BELAI 90,000 1310 HANN 90,000 3 L 90 kV 366 mm² ALM 98 5,5

1301 BELAI 90,000 1315 UNIVER 90,000 1 Câble 90 kV 1200 mm² ALU 155 7

1302 CAPDB 90,000 1307 KOUNO 90,000 1 L 90 kV 288 mm² ALM 85 6,4

1302 CAPDB 90,000 1311 PDOIE 90,000 1 L 90 kV 288 mm² ALAC 78 16

1302 CAPDB 90,000 1311 PDOIE 90,000 2 L 90 kV 366 mm² ALM 98 18

1302 CAPDB 90,000 1313 MBAO 90,000 1 L 90 kV 288 mm² ALM 85 7,2

1302 CAPDB 90,000 1316 SOCOC 90,000 1 L 90 kV 288 mm² ALAC 78 6,6

1307 KOUNO 90,000 1310 HANN 90,000 1 L 90 kV 366 mm² ALM 98 23

1307 KOUNO 90,000 1316 SOCOC 90,000 1 L 90 kV 288 mm² ALM 85 4,7

1310 HANN 90,000 1311 PDOIE 90,000 1 L 90 kV 288 mm² ALAC 78 1,2

1310 HANN 90,000 1311 PDOIE 90,000 2 L 90 kV 366 mm² ALM 98 1,2

1310 HANN 90,000 1313 MBAO 90,000 1 L 90 kV 288 mm² ALM 85 11

1311 PDOIE 90,000 1314 AEROP 90,000 1 Câble 90 kV 1200 mm² ALU 155 9

1312 THIONA 90,000 1318 SOMET 90,000 1 L 90 kV 288 mm² ALAC 78 23,7

1314 AEROP 90,000 1315 UNIVER 90,000 1 Câble 90 kV 1200 mm² ALU 155 12,5

1351 OLAM 90,000 1318 SOMET 90,000 1 L 90 kV 288 mm² ALAC 78 10,5

1316 SOCO 90,000 1351 OLAM 90,000 1 L 90 kV 288 mm² ALM 78 1,23

2104 KAYEM 225,00 2118 BAKEL 225,00 1 L 225 kV 2 x 310 mm² AMS 312 133

2118 BAKEL 225,00 2125 MATAM_CS 225,00 1 L 225 kV 2 x 310 mm² AMS 312 123

2119 MATAM 225,00 2125 MATAM_CS 225,00 1 195 0

2119 MATAM 225,00 2126 MATAM_CS 225,00 1 195 0

2120 SAKAL 225,00 2122 TOBEN 03 225,00 1 L 225 kV 2 x 228 mm² ALM 312 124

2120 SAKAL 225,00 2128 DAGAN_CS 225,00 1 L 225 kV 2 x 310 mm² AMS 312 114

2121 DAGAN 225,00 2127 DAGAN_CS 225,00 1 195 0

2121 DAGAN 225,00 2128 DAGAN_CS 225,00 1 195 0

2122 TOBEN 03 225,00 2304 TOUBA 225,00 1 L 225 kV 2 x 228 mm² ALM 312 105

2122 TOBEN 03 225,00 2307 KOUNO 03 225,00 1 L 225 kV 2 x 228 mm² ALM 312 55

2126 MATAM_CS 225,00 2127 DAGAN_CS 225,00 1 L 225 kV 2 x 310 mm² AMS 312 269

2304 TOUBA 225,00 2305 KAOLA 225,00 1 L 225 kV 2 x 228 mm² ALM 312 72

2307 KOUNO 03 225,00 2308 DIASS 225,00 1 L 225 kV 1 x 570 mm² ALM 327 22

2308 DIASS 225,00 2309 MALICOUNDA 225,00 1 L 225 kV 570 mm² ALM 327 23,5


Tableau 4-4 : Liste des machines, incluant celles de Manantali et Felou

LISTE DES MACHINES, INCLUANT CELLES DE MANANTALI ET FELOU

Barre Centrale Id PMax (MW) QMax (MVAR) QMin (MVAR) Mbase (MVA) R Source (pu) X Source (pu)

6101 CFELO 10,500 1 20,0 16,0 -10,6 25,0 0,0025 0,25

6102 CFELO 10,500 1 20,0 16,0 -10,6 25,0 0,0025 0,25

6104 CFELO 10,500 1 20,0 16,0 -10,6 25,0 0,0025 0,25

7301 CBELAIR1G 15,000 1 17,1 12,6 -4,0 21,3 0,0019 0,262

7301 CBELAIR1G 15,000 2 17,1 12,6 -4,0 21,3 0,0019 0,223

7302 CDB401 6,6000 1 21,1 15,6 -4,0 26,4 0,0028 0,265

7304 CDB403 6,6000 1 23,3 17,2 -4,0 29,2 0,0028 0,265

7307 KOUNO 1G 15,000 1 8,0 5,5 -0,8 9,4 0,002 0,17

7307 KOUNO 1G 15,000 2 8,0 5,5 -0,8 9,4 0,002 0,17

7307 KOUNO 1G 15,000 3 8,0 5,5 -0,8 9,4 0,002 0,17

7307 KOUNO 1G 15,000 4 8,0 5,5 -0,8 9,4 0,002 0,17

7307 KOUNO 1G 15,000 5 8,0 5,5 -0,8 9,4 0,002 0,17

7307 KOUNO 1G 15,000 6 8,0 5,5 -0,8 9,4 0,002 0,17

7307 KOUNO 1G 15,000 7 8,0 5,5 -0,8 9,4 0,002 0,17

7307 KOUNO 1G 15,000 8 8,0 5,5 -0,8 9,4 0,002 0,17

7307 KOUNO 1G 15,000 9 8,0 5,5 -0,8 9,4 0,002 0,17

7308 CDB402 6,6000 1 21,1 15,6 -4,0 26,4 0,0028 0,265

7309 CDB404-5 11,000 6 15,7 11,6 -4,0 19,7 0,0019 0,162

7309 CDB404-5 11,000 7 15,7 11,6 -4,0 19,7 0,0019 0,162

7310 CDB301 12,500 1 33,2 23,0 -6,0 39,0 0,002 0,225

7311 CAPDB CG 11,000 1 17,0 11,8 -5,0 20,0 0,002 0,265

7311 CAPDB CG 11,000 2 17,0 11,8 -5,0 20,0 0,002 0,265

7311 CAPDB CG 11,000 3 17,0 11,8 -5,0 20,0 0,002 0,265

7312 CDB303 12,500 2 23,8 16,5 -6,0 28,0 0,002 0,145

7320 BELAIR4G 11,000 1 29,2 21,5 -6,0 36,5 0,0022 0,223

7323 BELAIR2G 15,000 1 17,1 12,6 -4,0 21,3 0,0019 0,262

7323 BELAIR2G 15,000 3 17,1 12,6 -4,0 21,3 0,0019 0,262

7324 BELAIR3G 15,000 1 17,1 12,6 -4,0 21,3 0,0019 0,262

7324 BELAIR3G 15,000 2 17,1 12,6 -4,0 21,3 0,0019 0,262

7334 CDB_TAG2 11,000 1 15,2 11,2 -5,0 19,0 0,00222 0,128

7335 KAHON 1 15,000 1 14,0 10,3 -10,5 17,5 0,00222 0,237

7348 TP_70MW 15,000 1 17,5 11,8 -5,0 20,0 0,002 0,2

7348 TP_70MW 15,000 2 17,5 11,8 -5,0 20,0 0,002 0,2

7348 TP_70MW 15,000 3 17,5 11,8 -5,0 20,0 0,002 0,2

7348 TP_70MW 15,000 4 17,5 11,8 -5,0 20,0 0,002 0,2

7348 TP_70MW 15,000 5 17,5 11,8 -5,0 20,0 0,002 0,2

7348 TP_70MW 15,000 6 17,5 11,8 -5,0 20,0 0,002 0,2

7349 CG EXT 11,000 1 17,0 12,7 -4,0 21,5 0 0,2

7349 CG EXT 11,000 2 17,0 12,7 -4,0 21,5 0 0,2

7350 APR CDB 33,000 1 50,0 36,9 -15,0 62,5 0,002 0,27

61031 MANAN 11,000 1 40,0 24,7 -24,7 47,0 0,0025 0,25

61032 MANAN 11,000 2 40,0 24,7 -24,7 47,0 0,0025 0,25

61033 MANAN 11,000 3 40,0 24,7 -24,7 47,0 0,0025 0,25

61034 MANAN 11,000 4 40,0 24,7 -24,7 47,0 0,0025 0,25

61035 MANAN 11,000 5 40,0 24,7 -24,7 47,0 0,0025 0,25

73051 KAHON1G 15,000 1 15,5 12,6 -6,4 21,3 0,00222 0,222

73051 KAHON1G 15,000 2 15,5 12,6 -6,4 21,3 0,00222 0,222

73052 KAHON2G 15,000 3 15,5 12,6 -6,4 21,3 0,00222 0,222

73052 KAHON2G 15,000 4 15,5 12,6 -6,4 21,3 0,00222 0,222

73053 KAHON3G 15,000 5 15,5 12,6 -6,4 21,3 0,00222 0,222

73053 KAHON3G 15,000 6 15,5 12,6 -6,4 21,3 0,00222 0,222


ORGANISATION POUR LA MISE EN VALEUR DU FLEUVE SÉNÉGAL (OMVS)

Le Réseau Interconnecté de Manantali (RIMA), mis en service en 2002, est composé de :

La centrale hydroélectrique de Manantali

Comprenant cinq groupes d'une puissance unitaire installée de 40 MW pour un

total de 200 MW.

La centrale hydroélectrique de Félou Puissance installée de 60 MW

De lignes de transport haute-tension d’une longueur totale de près de 2 000 km

Des liaisons monoternes 225 kV, qui desservent des points de livraison situés au

Mali (Kodialini, Kita, Kayes et Manantali), en Mauritanie (Nouakchott, Rosso,

Kaédi, Boghé) et au Sénégal (Tobene, Sakal, Dagana, Matam). ORGANISATION POUR LA MISE EN VALEUR DU FLEUVE GAMBIE (OMVG)

Le projet OMVG interconnectera le Sénégal avec la Gambie, la Guinée-Bissau et la Guinée par une ligne monoterne de 225 kV. Ce projet sera exécuté en deux phases :

Phase 1 : Interconnexion à l’intérieur des terres avec une ligne en 225 kV de Kaolack (Sénégal) à Linsan (Guinée), en passant par Sambangalou.

Cette phase est essentielle pour l’évacuation vers le Sénégal de la centrale Sambangalou,

Grand Kinkon et Koukoutamba.

Phase 2 : Interconnexion le long de la côte ouest avec une ligne 225 kV entre les postes Linsan et Kaolack ; cette phase permet de fermer la boucle.

Cette deuxième phase est importante parce qu’elle permet l’évacuation des centrales

Kaléta, Souapiti et Amaria vers le Sénégal. Elle constitue aussi une solution pour

l’évacuation des centrales Koukoutamba, Sambangalou et Grand Kinkon. GUINÉE

La Guinée est actuellement à l’écart du réseau de l’OMVS. Des interconnexions sont prévues avec la réalisation de projets OMVG, CLSG et les interconnexions Guinée-Mali. Le poste de Linsan sera interconnecté avec la Sierra Leone(Bumbuna), et le poste Fomi avec le Liberia (Yéképa), la Côte d’Ivoire (Boundiala) et le Mali (Sanankoroba). À noter que plusieurs postes et lignes de la boucle OMVG sont localisés en Guinée. MALI

Le Mali est actuellement interconnecté au réseau du Sénégal par une ligne 225 kV de l’OMVS. Son réseau est concentré dans la partie sud-ouest du pays. À cela s’ajoute une ligne d’interconnexion à 225 kV avec la Côte-d’Ivoire, de Sikasso (Mali) jusqu’à Ferkessédougou (Côte d’Ivoire). Deux autres lignes d’interconnexion sont déjà planifiées. En effet, le Mali sera connecté au Ghana et au Burkina Faso par une ligne 225 kV, de Sikasso (Mali), à Bobo Dioulasso (Burkina Faso) et à la Guinée, de Sanankoroba (Mali), à Fomi et Linsan (Guinée), par une autre ligne 225 kV. Une troisième ligne d’interconnexion 225 kV, qui relierait Manantali (Mali) à Linsan (Guinée), est prévue et servira à l’évacuation de la centrale Koukoutamba.


MAURITANIE

La Mauritanie est actuellement connectée à la zone de l’OMVS par une ligne 225 kV reliée aux postes de Rosso et de Nouakchott qui permet l’importation de puissance provenant des centrales de Manantali et de Félou, ou l’exportation vers le Sénégal. La centrale Duale nécessite une interconnexion 225 kV avec le Sénégal, du poste Duale au poste Tobene pour son évacuation. Les installations de Senelec consistent en un nouveau poste Saint-Louis 225-33 kV et une ligne 225 kV entre les postes Saint-Louis et Tobene. Un contrat d’exportation de 30 MW vers les Sénégal est en vigueur. 4.1.3 CRITÈRES DE PLANIFICATION ET DE MODÉLISATION

FIABILITÉ

La qualité du service est tributaire de la fiabilité du réseau. La première démarche de l’étude consiste donc à analyser le réseau normal (n) avec tous ses éléments en service. Ceci vise à s’assurer que les critères de tension et de charge des équipements en conditions normales sont respectés. Pour le réseau de transport principal (225 et 90 kV), une contrainte sera étudiée soit la perte d’un élément du réseau (n-1), c’est-à-dire simple contingence. Le réseau devra respecter les critères de charge et de tension en condition d’urgence et être libre d’effondrement de tension ou d’instabilité. Pour assurer la fiabilité, les règles de base sont les suivantes :

Le réseau normal (n) doit posséder suffisamment de marge de manœuvre pour répondre à la demande.

Le réseau principal (225 et 90 kV) en simple contingence (n-1) doit maintenir des conditions d’opération sans interruption ou délestage de charge et sans stress excessif sur le réseau.

Contrôler le délestage de la charge ou de la production pour limiter les interruptions de service importantes.

En matière de fiabilité, deux approches peuvent être utilisées : l’approche déterministe et l’approche probabiliste. Approche déterministe

Cette approche est basée sur les conséquences d’un évènement plutôt que sur l’évènement lui-même, sa probabilité, sa fréquence, sa sévérité ou sa durée. Ainsi, le réseau (transport et production) est structuré de manière à ce qu’il n’y ait aucun impact sur les opérations journalières, donc aucun impact sur le client en simple contingence. Le réseau doit respecter les critères (statique et dynamique) en tout temps, et ce sans l’assistance d’un opérateur. Approche probabiliste

L’approche probabiliste prend en considération le risque, la gravité et la probabilité d’occurrence des évènements. Bien que ne procurant pas une fiabilité absolue, elle peut permettre d’atteindre un niveau de fiabilité acceptable à moindre coût. Une combinaison des deux approches dans la planification d’un réseau peut assurer un niveau de fiabilité et de continuité de service acceptable pour la clientèle, tout en limitant les investissements requis. Par exemple, puisque la perte de certains éléments (n-1) comme une ligne ou un transformateur est fréquente et peut provoquer des interruptions de longue durée, une approche déterministe peut être


appliquée. À l’inverse, un défaut triphasé est de faible occurrence et les moyens de mitigation sont acceptables en ce qui concerne la durée d’interruption et de coûts (protection et automatisme de délestage de la charge). Ceci permet d’adopter une approche probabiliste et d’économiser les investissements importants qu’exigerait l’approche déterministe. CRITÈRES DE PLANIFICATION

Chaque réseau est analysé en fonctionnement statique (écoulement de puissance) afin d’identifier toute problématique susceptible de se produire lors des différents scénarios considérés. Il s’agit d’analyser différents scénarios en situation de charge pointe, sous différent plan de production. Certains scénarios utilisent des énergies renouvelables intermittentes (ERI) et d’autres non, dans le but de reproduire les conditions les plus contraignantes pour le réseau. Un scénario limite en charge pointe peut prioriser la production hydraulique des centrales de l’OMVS et de l’OMVG, afin de reproduire une condition contraignante, car elles sont les plus éloignées. Un autre scénario peut considérer une faible production près de la charge afin de reproduire une condition contraignante différente. Le réseau doit être fonctionnel en cas de contingence simple (n-1), c’est-à-dire lorsqu’il se produit la perte d’un seul équipement à la fois, comme une ligne, un transformateur ou un alternateur. Cette analyse statique couvre la déconnexion de chaque branche (lignes et transformateurs) du réseau 90 et 225 kV, incluant les transformateurs 90 et 225 kV HTB/HTA/BT. Elle est principalement requise pour les réseaux bouclés, en comparaison à un réseau radial où l’ouverture conduit à la perte de l’alimentation de charge, sans contraintes supplémentaires pour le reste du réseau. Un réseau en boucle procure une fiabilité accrue pour l’alimentation de la clientèle, par contre une condition de contingence (n-1) est susceptible d’engendrer des surcharges ou sous-tensions aux éléments du réseau à proximité. Lorsqu'une branche est ouverte, deux types de problèmes peuvent surgir, causés par les nouveaux transits de puissance dans le réseau lorsqu’il a atteint son nouvel état stable, surcharge de branche et variations de tension. Dans cette étape, l’écoulement de puissance doit respecter les critères du réseau définis dans les prochaines sections. Selon les résultats obtenus, les recommandations nécessaires à chaque réseau sont identifiées, afin de répondre aux critères de fonctionnement. Ces recommandations peuvent être l’ajout ou le renforcement d’un équipement (lignes ou transformateurs), ou l’ajout de condensateurs ou d’inductance pour maintenir la tension à une plage d’exploitation désirée. Variation de tension

En réseau normal ou en contingence, les tensions varient à travers le réseau. Il est important d’avoir des contraintes de tensions bien définies. Les contraintes de tensions, lorsque le réseau est en condition normale d’exploitation, sont plus strictes de sorte que le réseau peut faire face aux différentes variations de tensions lors de différentes conditions d’exploitation ou de contingences. En général, lorsque les tensions sont près d’un pu, la marge de puissance réactive des générateurs est maximisée (meilleur comportement dynamique). La perte de poste est une contingence extrême et ne font pas partie du design d’un réseau seules les contingences de type normales sont simulées à cette fin donc les contingences extrêmes n’ont aucun impact financier sinon d’implanter un automatisme.


La limite de tension en condition normale d’exploitation est fixée à ± 5% de la tension nominale. Alors que la variation maximale acceptée en cas de contingence simple est fixée à ± 10 % de la tension nominale. Sous certaines conditions, le réseau ne permet pas de respecter les critères de variation de tension. Lorsqu’une telle situation se présente, des modifications sont apportées au réseau. Ces modifications peuvent être l’ajout de compensation shunt ou d’équipements supplémentaires, tels des lignes ou des transformateurs. Capacité des équipements

Les courants ou les surcharges admissibles des équipements dépendent de plusieurs facteurs, dont la condition, le profil de charge et l’environnement (ex. : température ambiante) de l’équipement. Ces facteurs font varier les capacités de surcharges des équipements (intensité de la surcharge et durée). Déterminer les courants admissibles lors des surcharges des équipements est une étude élaborée et ne fait pas partie de la présente étude. Transformateurs

Les limites de charge des transformateurs sont celles des capacités indiquées par Senelec lors de la collecte de données. Les capacités nominales des équipements doivent être respectées, autant en condition d’exploitation normale qu’en condition de contingence simple. Aucun facteur de surcharge n’est appliqué par PATRP sur les équipements. Dans la majorité des cas, les étapes de refroidissement des transformateurs ne sont pas données ; il est donc considéré que la puissance fournie correspond à celle atteinte, avec la dernière étape de refroidissement. Tableau 4-5 : Configuration des postes de transformation fournie par Senelec

CONFIGURATION DES POSTES DE TRANSFORMATION FOURNIE PAR SENELEC Poste 90/30 kV Poste 225/30 kV Poste 225/90 kV

2 x 20 MVA 2 x 40 MVA 2 x 75 MVA

2 x 40 MVA 2 x 80 MVA -

3 x 80 MVA - -


Lignes

Pour les lignes, la limite de capacité est celle du courant admissible indiqué. Contrairement à un transformateur, qui a une inertie thermique, les lignes n’en ont aucune. Tableau 4-6 : Capacités thermiques des lignes de transport fournies par Senelec

CAPACITÉS THERMIQUES DES LIGNES DE TRANSPORT FOURNIES PAR SENELEC Tension 90 kV Tension 225 kV

Conducteur (Alu-Acier) Capacité thermique (*) Conducteur (Almelec) Capacité thermique (*)

228 mm2 72 MVA (460A) 228 mm2 199 MVA (511A)

288 mm2 86 MVA (550A) 288 mm2 218 MVA (560A)

366 mm2 245 MVA (630A)

Intrants

Les données de base des réseaux EDG, EDM, SOMELEC, OMVS et OMVG proviennent du « Plan directeur de développement du réseau de transport de l’OMVS sur la période de 2015-2030 – Cima International – octobre 2015 ». Plus précisément, les données du réseau OMVG proviennent d’une étude 2014 « Actualisation des ETI réalisées par Coteco – APD/DAO de 2007/2008 du projet Énergie de l’OMVG » effectuée par Sofreco pour le compte de l’OMVG. Le réseau des états voisins, autres que Somelec et EDM, provient de la carte 2014 « Réseaux Électriques HT et projets d’interconnexion en Guinée du Wapp » et de la carte 2011 « Système d’échanges d’Énergie Électrique Ouest Africain, Réseaux électriques HT et projets d’interconnexion du WAPP ». Senelec a fourni les intrants suivants :

Plan directeur de développement du réseau de transport de l’OMVS sur la période de 2015-2030 – Cima International – octobre 2015.

Un modèle PSSE, représentant la pointe du 4 octobre 2016, a permis la mise à jour du modèle PSSE 2016 du réseau 225 et 90 kV de Senelec.

Matrice des Projets Transport au 01-08-2016, indiquant les projets décidés. Préparation dossier plan directeur transport, indiquant les projets décidés. 21-10-2016 Plan de production 2017-2030 Version 15, indiquant les projets décidés. Réponses complémentaires version 26 octobre 2016 de Monsieur Tine. Plan directeur de production Transport 2015-2030. Critères de planification des réseaux de transport. Banque de données lignes et transformateurs. Grid Code OMVS network (PGRIO). Condition d’exploitation d’une centrale PV.


Hypothèses de modélisation

L’étude d’analyse statique est réalisée avec le logiciel PSSE version 34 de PTI Siemens, et porte sur le comportement du réseau 225 et 90 kV du réseau intégré Senelec et autres infrastructures électriques 225 kV sur le territoire Sénégalais, ainsi que sur les interactions avec les réseaux interconnectés. Les réseaux OMVS, OMVG et Somelec sont modélisés en entier. Le réseau d'EDM a été réduit complètement à la barre 225 kV Kodialini, et est représenté par un équivalent du plan directeur OMVS. Le réseau EDG, au sud de Kaléta, a été réduit partiellement à la barre 225 kV de Kaléta et est représenté par un équivalent calculé à partir du plan directeur OMVS. Le réseau CLSG de Linsan à Yéképa, la partie de réseau EDG de Yéképa à Fomi et le réseau plus à l’ouest de Yéképa jusqu’au Mali, ont été réduit aux barres 225 kV de Linsan et Kodialini selon les équivalents du plan directeur OMVS. PATRP a réalisé une étude de sensibilité et l’impact de la réduction de ce réseau est négligeable sur les réseaux OMVS et OMVG, et nul sur le réseau Senelec. La ligne Linsan-Fomi d’EDG, qui n’est pas présente en 2022, mais seulement en 2025 selon nos informations, a été modélisée dans le réseau 2028 ainsi que la partie du réseau de Fomi à Kodialini au Mali, avec un équivalent à la barre du poste Fomi 225 kV afin de représenter la partie ouest. Donc, pour le réseau 2028, les équivalents sont aux barres 225 kV des postes Linsan, Fomi et Kodialini. Une fois les modèles établis, ils sont complétés par les données du plan de production et de la charge pointe. La production interne de Senelec est ajustée en fonction des importations désirées. Dans le réseau de base de chacune des années à l’étude, les importations sont fixées à partir de la clef de répartition de Senelec des centrales OMVS et OMVG du plan de production. La modélisation ne présente pas les détails de niveaux Basse Tension (33 kV et moins). Seuls les éléments susceptibles d’avoir une interaction à des niveaux de Haute Tension seront modélisés, comme des sources de production ou de la charge raccordées Basse Tension (33 kV et moins). Dans les cas où une donnée est manquante, une valeur sera attribuée sur la base d’équipements similaires, selon les bonnes pratiques et l'expérience. De considérer la charge à 33 kV au lieu de 30 kV engendre une certaine marge avant un effondrement de tension après contingence, toutefois lors de l’étude statique et de stabilité pour le plan directeur nous n’avons observé aucune problématique suite à l’ajout de quelques bancs de condensateur. Cet aspect doit être toutefois validé avec le réseau de distribution.


Généralités

Les charges sont raccordées aux barres Basse Tension (33 kV et moins) et la production aux tensions réelles de raccordement. Pour ce faire, tous les transformateurs HTA/BT sont modélisés pour raccorder de la charge ou de la production. Des règles sont établies pour faciliter la modélisation et en assurer la cohérence : Sauf indication contraire :

La régulation des transformateurs en réseau est du côté primaire (connexion Y mis à la terre solidement).

Il n’y a pas de changeur de prise sur les transformateurs des générateurs et la connexion, est delta Y à la terre avec l’enroulement delta du côté de l’alternateur.

La puissance des transformateurs fournie par Senelec correspond au dernier étage de refroidissement.

Le changeur de prise est 17 positions, avec une plage de régulation de ±10 %. La tension est contrôlée entre 1,017 et 0,983 pu à la barre secondaire.

Prendre note des commentaires ci-dessous formulés par Senelec à la suite du rapport préliminaire. Dans le cadre de ce projet, tous les transformateurs ont des régulateurs en mode automatique.

Les nouveaux transformateurs de groupe sont dotés de régleurs en charge, mais ils ne

fonctionnent pas en automatique.

Les anciens sont dotés de régleurs hors charge.

L’impédance d’un transformateur est celle fournie par Senelec. Sinon, elle est de 12,5 %, R1 = X1/12 pour les transformateurs de moins de 20 MVA, X1/20 pour les transformateurs entre 20 et 60 MVA et X1/30 pour les transformateurs de plus de 60 MVA.

Les impédances des lignes sont celles fournies par Senelec. En cas de non-cohérence avec les valeurs typiques, une valeur est attribuée sur la base de lignes similaires selon la table des impédances ci-dessous.

Les données relatives aux alternateurs sont celles fournies par Senelec. La tension est régulée en tension à une valeur d'un pu à la barre de l’alternateur.

Les conducteurs des nouvelles lignes 90 ou 225 kV sont de même calibre que ceux de la ligne existante lorsqu’il s’agit de la construction d’une nouvelle ligne monoterne en parallèle avec une ligne existante.

Les autres nouvelles lignes 90 ou 225 kV, monoterne ou biterne, seront construites si possible avec des conducteurs normalisés dans les critères de planification de Senelec ou couramment utilisés sur le réseau Senelec.


Impédances des lignes Tableau 4-7 : Valeurs en PU selon une base de 100 MVA

VALEURS EN PU SELON UNE BASE DE 100 MVA

Longueur de ligne (km) : 1 Caractéristiques linéiques Directes

Rtd. Voltage Courant MVA R' X' B'

kV kA MVA PU PU PU

L 225 kV 2 x 228 mm² ALM 225 0,80 312 0,00015 0,00061 0,00185

L 225 kV 2 x 310 mm² AMS 225 0,80 312 0,00010 0,00061 0,00185

L 225 kV 380 mm² ALAC 225 0,30 117 0,00017 0,00084 0,00136

L 225 kV 366 mm² ALM 225 0,63 246 0,00019 0,00083 0,00140

L 225 kV 570 mm² ALM 225 0,84 327 0,00012 0,00080 0,00145

L 225 kV 2 x 570 mm² ALM 225 1,68 655 0,000058 0,000575 0,001996

Câble 225 kV 1200 mm² ALU 225 0,99 385 0,000064 0,000333 0,002162

Câble 90 kV 1200 mm² ALU 90 0,99 154 0,00040 0,00208 0,00035

L 90 kV 288 mm² ALAC 90 0,57 88 0,00143 0,00469 0,00024

L 90 kV 288 mm² ALM 90 0,57 88 0,00142 0,00453 0,00024

L 90 kV 228 mm² ALM 90 0,48 75 0,00178 0,00499 0,00024

L 90 kV 228 mm² ALAC 90 0,46 72 0,00211 0,00519 0,00024

L 90 kV 366 mm² ALM 90 0,63 98 0,00114 0,00477 0,00025

L 90 kV 570 mm² ALM 90 0,84 131 0,00073 0,00499 0,00023

Zones et interconnexions

Le réseau interconnecté dans PSS/E est divisé en six zones (areas) :

1- OMVS 2- EDM 3- SENELEC 4- SOMELEC 5- EDG 6- OMVG (la boucle 225 kV, même si une partie est en Guinée)

Les lignes d’interconnexion sont : OMVS – SENELEC

2127-2121 au poste Dagan 2104 (Kayes) – 2624 (Tambacounda)

SOMELEC – SENELEC

2114 (Rosso) – 2121 (Dagan) 2415 (Beni-Nadji) – 2327 (St-Louis)

OMVG – SENELEC

2636 (Mansoa) – 2332 (Tanaf) 2525 (Sambangalou) – 2624 (Tambacounda)


Charge et facteur de puissance

La charge de la pointe est modélisée aux barres Basse Tension (33 kV) des postes. La charge est modélisée à puissance constante, ce qui est de pratique courante pour les études statiques et représente un nombre important de charges motrices sur le réseau, telles que la réfrigération et la climatisation. La prévision de charge par poste et par client HT provient de l’étude de l’offre et de la demande. La charge de pointe de chaque poste fournie par Senelec est considérée comme étant coïncidente à la pointe du réseau. Clients HT Tableau 4-8 : Raccordement des clients HT

RACCORDEMENT DES CLIENTS HT

Barre Nom barre Barre Nom barre Ligne de raccordement

Source Clients HT Clients HT Section MVA KM

1318 SOMET 90.000 1351 OLAM L 90 kV 288 mm² ALM 88 1,23

2307 KOUNOUNE 225.000 2361 TER L 225 kV 366 mm² ALM 246 5

23071 Dérivation Diass-Kounou 2362 APROSI Ligne Diass-Kounoune à 5 km de Kounou

21201 Dérivation-Sagal-Dagana 2359 AFRIMETAL Au centre de la ligne 225 kV Sakal-Dagana

23091 Dérivation Mbour-Diass 2369 CIMAF Centre ligne Mbour-Diass 7

2338 Sendou 2367 BARGNY L 225 kV 366 mm² ALM 246 5

1314 Aéroport 2368 MAMELLES Câble 90 kV 1200 mm² ALU 154 2

Mines Tableau 4-9 : Raccordement des nouvelles mines

RACCORDEMENT DES NOUVELLES MINES

Barre Nom barre Barre Nom barre Nom Ligne de raccordement

Source Mines Mines Section MVA KM

Région de Kédougou (Massawa HUB)

2351 Kédougou 2355 Makó Makó (Toro Gold Limited) 366 mm² ALM 246 30

2351 Kédougou 2356 IAMGold IAMGold 366 mm² ALM 246 100

2351 Kédougou 2357 Massawa Massawa (RandGold) 366 mm² ALM 246 40

2357 Massawa 2358 Makabingui Makabingui société WATIC 366 mm² ALM 246 20

2357 Massawa 2360 Sabadola Sabadola Euromine 366 mm² ALM 246 20

2357 Massawa 2358 Falémé Mines de Fer Falémé

Région de Tobène

2364 Afrig B 2366 Atlas Atlas Ressources 366 mm² ALM 246 40

2122 Tobene 2365 Afrig A Kébémère De Arfig (B)) 366 mm² ALM 246 25

2365 Afrig A 2364 Afrig B Kébémère De Arfig (A) 366 mm² ALM 246 30


Facteur de puissance Au niveau de la gestion de la tension des réseaux électriques, le premier principe est de compenser les VAR le plus près possible de la charge, de préférence, directement sur le réseau de distribution ou à la barre Basse Tension du poste (ex. : 33 kV). En raison de la faible compensation réactive des réseaux 33 kV constatée par un faible facteur de puissance moyen de 96 % à la pointe en octobre 2016, des condensateurs shunt seront ajoutés à certaines barres Basse Tension à partir du modèle 2019 afin d’obtenir une tension près d'un pu à la barre primaire des postes, tout en conservant une marge de manœuvre confortable des VAR au niveau des alternateurs. Le facteur de puissance (FP) a été maintenu en moyenne à 96 % en 2019 et 2022, mais, en raison de la croissance de la charge et les problématiques de tension inhérente, nous recommandons que Senelec augmente la compensation réactive sur son réseau de distribution de manière à obtenir un FP moyen de 98 % en 2028. C’est pourquoi le FP considéré de la charge dans le modèle 2028 est de 98 %. Une compensation réactive sur le réseau de distribution de Senelec est souhaitable afin d’éviter le transport de courant réactif sur le réseau de transport, et sa production de la part des groupes de génération, ceci afin de minimiser les pertes et la charge des équipements, et favoriser la stabilité du réseau. Énergie renouvelable solaire et éolienne

Le Sénégal prévoit installer sur son territoire plusieurs projets de parcs d’énergie solaire, étant donné son important potentiel et la vocation écologique de ce type de production. Ces parcs sont modélisés dans les divers scénarios étudiés. L’énergie solaire est variable et son niveau de production sur le réseau à la pointe n’est pas garanti. Le réseau Senelec comptera sur un parc éolien raccordé au poste Tobène pour compléter son futur parc de production. Tout comme l’énergie solaire, celle éolienne est variable et son niveau de production sur le réseau à la pointe n’est pas garanti. Le but d’un plan directeur est de fournir des informations sur les investissements requis afin que le réseau soit en mesure de faire face aux pires conditions d’exploitation. La pire condition d’exploitation pour certains éléments du réseau au moment de la pointe peut se produire lorsque le parc ne produit aucune énergie et qu’il doit être acheminé depuis des centrales éloignées, ou lorsque le parc produit une énergie maximale à la pointe, dépendant de sa localisation et de celles des centrales dont la production sera diminuée ou même arrêtée. C’est pourquoi les analyses seront effectuées à partir des scénarios avec ou sans énergie renouvelable intermittente (ERI).


4.1.4 ÉTUDE STATIQUE ET MODÉLISATIONS

MÉTHODOLOGIE ET SCÉNARIOS

Quatre scénarios permettent d’obtenir les situations les plus contraignantes pour le réseau Senelec pour les années à l’étude. Scénario de base

Réseau de base sans mines et sans ERI Par définition, le réseau de base est sans charge minière, et les centrales ERI hors tension. Les imports des réseaux OMVS et OMVG sont établis selon le maximum des clefs de répartition des centrales pour Senelec afin de simuler une situation contraignante lorsque la production est éloignée. Il est à noter que le taux d’importation du plan production est établi en tenant compte de la charge des mines ce qui apporte une contrainte additionnelle. Les problématiques rencontrées par les analyses de contingence sont traitées sous forme de recommandations numéro un et appliquées au réseau de base afin d’obtenir le réseau recommandé numéro un. Scénario avec ER

Réseau recommandé numéro un sans mines et avec ERI Au réseau sans mines recommandé numéro un, les centrales ERI sont mises sous tension à puissance maximale et les centrales sur le réseau 90 kV sont mises hors tension afin de simuler une situation contraignante sur le réseau 90 kV avec l’impact des ERI. Les centrales thermiques sur le réseau 90 kV sont les plus susceptibles d’être mises hors tension et remplacées par l’énergie renouvelable intermittente. Avec l’intégration des ERI, l’import se trouve réduit, car la mise hors tension des centrales thermiques sur le réseau 90 kV est inférieure à la génération des centrales ERI. Bien que ce soit une situation à tendance déterministe, nous recommandons cette approche afin d’obtenir un niveau de fiabilité élevé. Les problématiques rencontrées par les analyses de contingence sont traitées sous forme de recommandations numéro deux et appliquées au réseau recommandé numéro un afin d’obtenir le réseau recommandé numéro deux. Scénario limite import

Limites d’import du réseau recommandé numéro deux sans mines et sans ERI (sauf 2019) Il est possible que pour rencontrer les limites contractuelles d’import en GWH des centrales OMVS et OMVG, les MW d’import nécessaires soient plus élevés que ceux de la clef de répartition. Les analyses sont réalisées à partir du réseau recommandé numéro deux afin de déterminer l’élément qui atteindra le premier ses limites de capacité thermique lors de contingences. L’analyse consiste à augmenter l’importation des réseaux OMVS et OMVG progressivement à partir de celle du réseau de base, tandis que la charge de Senelec est augmentée proportionnellement. La condition limite d’importation rencontrée est alors simulée pour être utilisée dans le cadre de l’étude de stabilité dynamique et pour déterminer les problèmes de surcharge et de tension potentielle de cette condition limite.


Scénario avec mines

Réseau recommandé numéro deux avec mines et sans ERI (sauf 2019) Le réseau recommandé numéro deux avec mines et sans ERI est analysé. Les problématiques rencontrées par les analyses de contingence sont réglées sous forme de recommandations numéro trois et appliquées au réseau afin d’obtenir le réseau recommandé numéro trois. Dans le cadre de ce projet, aucune problématique n’a été observée avec le modèle de réseau avec mines. En fait, l’addition de charge minière, dont 80 % sont localisées dans la région de Kédougou, rend le réseau moins contraignant au niveau des tensions et des surcharges. Ceci s’explique par le fait que la quantité d’import du plan de production est calculée en tenant compte des charges minières. Dans la modélisation du réseau avec mines, en comparaison au modèle sans mines, la production de Senelec est augmentée de la même quantité que la charge minière afin de maintenir l’équilibre offre-demande. La résultante est que pour la même quantité d’import, celle-ci est consommée dans le sud du Sénégal près de la centrale Sambangalou et n’a pas besoin de transiter vers la région de Dakar.


RÉSEAU 2016

Le réseau 2016 est modélisé à partir du modèle PSS/E 2015 et du Plan directeur de développement du réseau de transport de l’OMVS réduit, comme discuté antérieurement. Le réseau Senelec est mis à jour avec les données contenues dans le modèle PSS/E de la pointe du 4 octobre 2016 et autres données remises par Senelec. Tableau 4-10 : Charge du modèle 2016

CHARGE DU MODÈLE 2016

Barre Poste Pload (MW) Qload (MVAR)

1316 SOCOC 90.000 5,3 2,0

1317 TAIBA 90.000 22,3 0,0

1319 MEKHE 90.000 14,0 4,0

1351 OLAM 90.000 0,6 0,0

4118 BAKELLD1 30.000 1,8 0,8

4119 MATAMLD1 30.000 9,6 3,0

4120 SAKALLD1 33.000 35,0 8,0

4121 DAGANLD1 30.000 9,5 2,0

4301 BELAILD1 33.000 26,0 7,6

4302 CAP DBLD1 33.000 40,0 7,7

4304 TOUBALD1 33.000 31,0 10,5

4305 KAOLALD1 33.000 27,0 10,3

4307 KOUNO 30.000 0,5 0,1

4308 DIASSLD1 33.000 13,0 4,0

4309 MBOURLD1 33.000 32,0 9,9

4310 HANNLD1 30.000 53,0 16,2

4311 HANNLD2 33.000 60,0 14,0

4312 THIONALD1 33.000 30,0 7,5

4313 MBAOLD1 33.000 29,0 9,6

4314 AEROPLD1 33.000 16,0 4,2

4315 UNIVERLD1 33.000 11,0 3,0

4316 AEROPLD2 33.000 16,0 4,2

4317 UNIVERLD2 33.000 11,0 3,0

4318 THIONALD2 33.000 10,0 2,2

4322 TOBENE 30.000 4,0 1,0

4350 BELAIRLD3 33.000 26,0 7,6

5301 BELAIRLD2 6.6000 10,0 2,0

Observations

Afin de considérer le pire cas d’exploitation en matière de perte et de chute de tension, il a été considéré que les centrales hydrauliques de l’OMVS (Manantali et Félou) sont à production maximale. L’import de Senelec est de 81 MW selon la clef de répartition. Les analyses du modèle du réseau de base 2016 démontrent des surcharges sur la ligne Tobene-Thiona de 90 kV lors de la perte de la ligne Tobene-Kounoune de 225 kV. Les principales observations sont regroupées sous forme de tableaux dans la section suivante. Bilan

Le bilan ci-dessous présente les cas de surcharges rencontrés pour le scénario 2016, en pointe de charge. Les surcharges varient selon les contingences. Seuls sont présentés les cas de contingences provoquant les pires surcharges ou la pire déviation de tension à chacun des endroits.


Le tableau suivant représente le bilan de la production, de la charge et des pertes sur le réseau de base : Tableau 4-11 : Bilan de la production, de la charge et des pertes – Réseau de base 2016 pointe

BILAN DE LA PRODUCTION, DE LA CHARGE ET DES PERTES – RÉSEAU DE BASE 2016 POINTE Utilité Production Charge Pertes

MW généré MW maximum

MVAR généré

MW MVAR MW

OMVS 260 260 31 N/D N/D 11,3

SENELEC 468 593 145 542 144 7

Échange

Au niveau des échanges, et selon la clef de répartition, les importations sont les suivantes : Tableau 4-12 : Importations – Réseau de base 2016 pointe

IMPORTATIONS – RÉSEAU DE BASE 2016 POINTE Senelec Importations 81 MW de l'OMVS

N/D MW de SOMELEC N/D MW de l’OMVG

Total 81 MW

Surcharge

Surcharges observées sur les équipements suite à l’analyse du réseau de base : Tableau 4-13 : Bilan des surcharges - Réseau 2016 pointe

BILAN DES SURCHARGES - RÉSEAU 2016 POINTE

Ligne ou transformateur Surcharges

2017 Poste Barre Poste Barre % Contingences

Hann 90 kV 1310 Hann 33 kV 4310 157 1310-4311 (xfo Hann)

Tobene 90 kV 1122 Thiona 90 kV 1312 137 2122-2307 (Tobene-Kounoune)

Compensation

Pour l’année 2016, aucun ajout de condensateurs shunt n’est considéré.

Recommandation réseau 2017

La surcharge observée sur la ligne Tobene-Thiona est résolue par le projet décidé en cours de réalisation, soit une nouvelle ligne de 225 kV Tobene-Kounoune en 2019.


RÉSEAU 2019

Le modèle est réalisé en utilisant celui de 2016 et en ajoutant les projets de réseaux décidés avec une mise en service en 2019 ou antérieurement. Tableau 4-14 : Charge du modèle 2019


Barre Poste Id Pload (MW) Qload (MVAR)

1316 SOCOC 90,000 HT 12 3

1317 TAIBA 90,000 HT 18 5

1318 SOMET 90,000 HT 4 1

1319 MEKHE 90,000 HT 15 4

1351 OLAM 90,000 HT 1 0

2359 AFRIMETAL 225,00 HT 3 1

2361 TER 225,00 HT 6 2

2362 APROSI 225,00 HT 4 1

2367 BARGNY 225,00 HT 26 9

4118 BAKELLD1 33,000 1 2 1

4119 MATAMLD1 33,000 1 11 3

4120 SAKALLD1 33,000 1 30 6

4121 DAGANLD1 33,000 1 9 2

4301 BELAILD1 33,000 1 27 6

4302 CAP DBLD1 33,000 1 16 3

4304 TOUBALD1 33,000 1 18 5

4305 KAOLALD1 33,000 1 28 7

4306 TOUBALD2 33,000 2 18 5

4308 DIASSLD1 33,000 1 21 4

4309 MBOURLD1 33,000 1 32 8

4310 HANNLD1 30,000 1 93 28

4312 THIONALD1 33,000 1 27 7

4313 MBAOLD1 33,000 1 22 6

4314 AEROPLD1 33,000 1 37 9

4315 UNIVERLD1 33,000 1 21 6

4318 THIONALD2 33,000 1 7 2

4322 TOBENE 33,000 1 5 1

4323 KOUNOULD2 33,000 2 17 4

4327 STLOUIS 33,000 1 12 4

4329 FATICK 33,000 1 9 3

4352 DIAMNIA 33,000 1 30 8

4354 GUADIAW 33,000 1 24 6

4370 SICAP 33,000 1 30 8

5301 BELAIRLD2 6,6000 1 10 2


Tableau 4-15 : Les projets de postes décidés 2019

LES PROJETS DE POSTES DÉCIDÉS 2019

Barre Poste/HT Barre Poste/BT Id Id nom Mva Racc. Année Source

2311 PDOIE 225,00 1311 PDOIE 90,000 1 TR1 PDOIE 75 YNyn0 2017 1,2,3

2311 PDOIE 225,00 1311 PDOIE 90,000 2 TR2 PDOIE 75 YNyn0 2017 1,2,3

2307 KOUNO 03 225,00 1307 KOUNO 90,000 1 TR1 KOUNK 200 YN0yn0d 2019 1

2307 KOUNO 03 225,00 1307 KOUNO 90,000 2 TR1 KOUNK 200 YN0yn0d 2019 1

1301 BELAI 90,000 4301 BELAILD1 33,000 2 TR2 BELAI 80 YNyn0 2019 2

2304 TOUBA 225,00 4306 TOUBALD2 33,000 3 TR3 TOUBA 80 YNyn0 2019 2,3

2304 TOUBA 225,00 4306 TOUBALD2 33,000 4 TR4 TOUBA 80 YNyn0 2019 2,3

1307 KOUNOUNE 90,000 4323 KOUNOULD2 33,000 3 TR3 KOUNOU 80 YNyn0 2019 2,3

1307 KOUNOUNE 90,000 4323 KOUNOULD2 33,000 4 TR4 KOUNOU 80 YNyn0 2019 2,3

1354 GUEDIAW 225 4354 GUEDIAW 33,000 1 TR1 GUEDIAW 40 YNyn0 2019 2,3

1354 GUEDIAW 225 4354 GUEDIAW 33,000 2 TR2 GUEDIAW 40 YNyn0 2019 2,3

2338 DIAMNIA 225,00 4352 DIAMNIA 33,000 1 TR1 DIAMNIA 40 YNyn0 2019 3

2338 DIAMNIA 225,00 4352 DIAMNIA 33,000 2 TR2 DIAMNIA 40 YNyn0 2019 3

1370 SICAP 90,00 4370 SICAP 33,00 1 TR1 SICAP 80 YNyn0 2019 5

1370 SICAP 90,00 4370 SICAP 33,00 2 TR2 SICAP 80 YNyn0 2019 5

2329 FATICK 225,00 4329 FATICK 33,000 1 TR1 FATICK 40 YNyn0 2019 1,2,3

2329 FATICK 225,00 4329 FATICK 33,000 2 TR1 FATICK 40 YNyn0 2019 1,2,3

2327 STLOUIS 225,00 4327 STLOUIS 33,000 1 TR1 STLOUIS 40 YNyn0 2019 1,2,3

2327 STLOUIS 225,00 4327 STLOUIS 33,000 2 TR2 STLOUIS 40 YNyn0 2019 1,2,3

Tableau 4-16 : Les projets de lignes décidés 2019

PROJETS DE LIGNES DÉCIDÉS 2019

Barre Nom barre Barre Nom barre ID Section Km MVA Année Source

2307 KOUNOUNE 225,00 2311 PDOIE 225,00 1 Câble 225 kV 1 200 mm² ALU 23 385 2019 1,2,3

2307 KOUNOUNE 225,00 2338 SENDOU 225,00 2 L 225 kV 570 mm² ALM 10 327 2017 1,2,3

2122 TOBEN 03 225,00 2307 KOUNOUNE 225,00 2 L 225 kV 2 x 228 mm² ALM 53 312 2019 1,2,3

1310 HANN 90,00 1301 Belair 90,00 L 90 kV 366 mm² ALM 5 98 2017

1302 CAPDB 90,000 1307 KOUNO 90,000 2 L 90 kV 366 mm² ALM(1) 6,4 98 2018 1

1354 GUEDIAW 225 13541 DGUEDIAW 225 1 Câble 225 kV 1200 mm² ALU 12 385 2019 2,3

2122 TOBEN 03 225,00 2327 STLOUIS 225,00 1 630 mm² 144 350 2019 1,2,3

2122 TOBEN 03 225,00 2327 STLOUIS 225,00 2 630 mm² 144 350 2019 1,2,3

2305 KAOLA 225,00 2329 FATICK 225,00 1 L 225 kV 570 mm² ALM 55 327 2019 1,2,3

2309 MALICOUNDA 225,00 2329 FATICK 225,00 1 L 225 kV 570 mm² ALM 55 327 2019 1,2,3

1315 UNIVER 90,000 1370 SICAP 90,000 1 Câble 90 kV 1 200 mm² ALU 2 154 2019 5

(1) Avec l’ajout de la deuxième ligne Kounou-CAPDB 366 mm2, nous recommandons le

remplacement du conducteur 288 mm2 de la première ligne par un conducteur 366 mm2.

1 Plan de production 2017-2035

2 Matrice des grands projets de transport

3 Préparation du plan directeur de production de transport

4 Revue Interconnexion - Projet Énergie de l'OMVG - Sofreco 27-03-2014

5 RI


Le réseau 2019 inclut la centrale Sendou de 115 MW et les centrales solaires et éoliennes suivantes : Tableau 4-17 : Les Centrales solaires et éoliennes 2019

LES CENTRALES SOLAIRES ET ÉOLIENNES 2019

Installation - Groupe Raccordement Puissance (MW)

Solaire 1 Malicounda 20

Senergy 2 Bokhol 20

Scaling Solar 1 Touba 23

Scaling Solar 2 Kahone 30

Scaling Solar 3 Niakhar 47

Solaire 2 Mekhé 29,5

Solaire 3 Mekhé 29,5

Solaire 7 Diass 15

Sarreole 1 Tobene 51,75

Sarreole 2 Tobene 51,75

Les nouveaux postes inclus dans le modèle 2019 sont :

Le poste Fatick 225-33 kV. Le poste Kounoune 90-33 kV. Le poste St-Louis 225-33 kV. Le poste SICAP 90-33 kV, raccordé radialement au poste Université. Le poste Diamniadio 225-33 kV, raccordé à la ligne Sendou-Kounoune tout près de Sendou. Le poste Guédiawaye 225-33 kV, raccordé à la ligne Kounoune-Patte d’oie (1).

(1) L’information récente que nous a fournie Senelec nous montre que le poste Guédiawaye est raccordé à la ligne 90 kV

Kounoune-Hann. Le réseau 90 kV fait l’objet d’une augmentation de transit, à la suite de diminution de la génération des centrales thermiques et à l’augmentation des centrales ERI. Nous recommandons que le poste soit raccordé à la ligne 225 kV Kounoune-Patte d’oie. En considérant en 2026 l’option 2 d’une localisation de la centrale au gaz local à Kayar et de la boucle 225 kV Kayar-Tap Tobene-Patte-d’oie, le poste Guédiawaye est alors raccordé directement au poste Patte-d’oie 225 kV.

Somelec

En 2019, la Mauritanie a complété une expansion de son réseau de 225 kV en y ajoutant les lignes biternes entre Duale, BeniNadji et Saint-Louis. De son côté, le Sénégal a prolongé cet axe par l’ajout des lignes entre Saint-Louis et Tobene.

Tableau 4-18 : Nouvelles lignes 2019 – Somelec

NOUVELLES LIGNES 2019 – SOMELEC Barre Nom barre Barre Nom barre ID Section MVA KM

2401 DUALE 225,00 2415 BENI-NADJI 225,00 1 630 mm² 350 193

2401 DUALE 225,00 2415 BENI-NADJI 225,00 2 630 mm² 350 193

2327 STLOUIS 225,00 2415 BENI-NADJI 225,00 1 630 mm² 350 76

2327 STLOUIS 225,00 2415 BENI-NADJI 225,00 2 630 mm² 350 76


Observations

Réseau de base sans ER En considérant les recommandations du réseau 2016, ni observation ni préconisation n'a été émise pour le réseau de base, pointe sans mines et sans ERI 2019.

Réseau avec ERI Pour le réseau sans mines et avec ERI, des surcharges ont été observées sur :

Les lignes Hann-Patte d’oie 90 kV. Dans les listes de plan d’investissements (projets décidés), des transformateurs 150 MVA sont prévus au poste Patte d’oie. L’intégration des ERI au réseau d’ici la venue de la tension 225 kV au poste Hann en 2027 est venue justifier le choix des transformateurs 200 MVA, 225-90 kV. L’intégration des ERI justifie également l’addition d’une ligne Hann-Patte d’oie 90 kV. Cette ligne fait déjà partie des projets décidés, avec une mise en service en 2020 selon nos informations. Étant donné que ce scénario est plutôt déterministe, le risque est faible d’obtenir une problématique pour un retard d’un an. Si tel est le cas, une solution temporaire serait alors, de maintenir en service un groupe de la centrale Bel-Air. En considérant en 2028 l’option 2 d’une localisation de la centrale au gaz local à Kayar et de la boucle 225 kV Kayar-Tap-Tobène-Patte-d’oie, et selon de récentes informations de Senelec, les deux lignes 90 kV sont remplacées par deux câbles que nous recommandons isolés à 225 kV. Bilan

Le bilan présenté ci-dessous présente les cas de surcharges rencontrées pour les scénarios 2019 en pointe de charge définis dans la méthodologie. Les surcharges, ou les problématiques de tensions varient selon les contingences. Seulement les cas de contingences provoquant les pires surcharges, ou la pire déviation de tension à chacun des endroits sont présentés. Les deux tableaux suivants représentent le bilan des échanges, de la production, de la charge et des pertes du réseau de base sans ERI : Tableau 4-19 : Bilan de la production, de la charge et des pertes – Réseau de base 2019 pointe

BILAN DE LA PRODUCTION, DE LA CHARGE ET DES PERTES – RÉSEAU DE BASE 2019 POINTE Utilité / Associations Production Charge Pertes


MVAR généré

MW MVAR MW

OMVS 260 260 -41 N/D N/D 7,6

SENELEC 538 627 87 643 169 6,51

OMVG N/D N/D N/D N/D N/D N/D


Échange

Au niveau des échanges, selon la clef de répartition, les importations sont les suivantes :

Tableau 4-20 : Importations – Réseau de base 2019 pointe

IMPORTATIONS – RÉSEAU DE BASE 2019 POINTE Senelec Importations 81 MW de l'OMVS

30 MW de SOMELEC N/D MW de l’OMVG

Total 111 MW

Surcharge

Surcharges observées sur les réseaux avec et sans ERI : Tableau 4-21 : Surcharges - Réseau 2019 pointe

SURCHARGES - RÉSEAU 2019 POINTE


Poste Barre Poste Barre % Contingences

Patte d’oie 90 KV 1311 Hann 90 kV 1310 108 L1

Compensation

Les inductances shunt suivantes font partie des projets décidés :

Tableau 4-22 : Ajout d’inductances Shunt - Réseau 2019 pointe

AJOUT D’INDUCTANCES SHUNT - RÉSEAU 2019 POINTE Inductances shunt Nom du poste Numéro du poste Capacité Type

Kaolack 2305 25 Commutable

Touba 2304 25 Commutable

L’ajout de condensateurs shunt près de la charge améliore le facteur de puissance et offre une meilleure stabilité statique et dynamique. Tableau 4-23 : Ajouts de condensateurs Shunt - Réseau 2019 pointe

AJOUTS DE CONDENSATEURS SHUNT - RÉSEAU 2019 POINTE

Nom du poste Numéro

barre Capacité (MVAR)

Type Nom du poste Numéro


Type

Aéroport 4314 7 Fixe Hann 4310 28 Fixe

Diass 4308 4 Fixe Mbao 4313 6,5 Fixe

Université 4315 11 Fixe M'Bour 4309 9 Fixe

Cap des Biches 4302 10 Fixe Thiona 4312 7 Fixe

Bel-Air 4301 12 Fixe


Recommandations réseau 2019

Il est recommandé d’installer, initialement au poste de Patte d’oie, deux transformateurs de 200 MVA 225-90 kV. Dans cette étude, deux transformateurs 200 MVA sont maintenant considérés. Il est recommandé de remplacer le conducteur 90 kV 288 mm2 par un conducteur 366 mm2 entre Kounoune et Cap des Biches, et l’addition d’une deuxième ligne 366 mm2 en 2018. Deux câbles 1 600 mm2 sont déjà décidés entre les postes Patte-d’oie et Hann en 2020. Il est recommandé l’addition de condensateurs shunt sur les lignes de distribution des postes concernées.

AJOUTS DE CONDENSATEURS SHUNT - RÉSEAU 2019 POINTE

Nom du poste Numéro


Type Nom du poste Numéro


Type

Aéroport 4314 7 Fixe Hann 4310 28 Fixe

Diass 4308 4 Fixe Mbao 4313 6,5 Fixe

Université 4315 11 Fixe M'Bour 4309 9 Fixe

Cap des Biches 4302 10 Fixe Thiona 4312 7 Fixe

Bel-Air 4301 12 Fixe

RÉSEAU 2022

Le modèle est réalisé en utilisant le modèle 2019 recommandé et en ajoutant les projets de réseaux décidés avec une mise en service entre 2020 et 2022.


Tableau 4-24: Charge du modèle 2022



1316 SOCOC 90,000 HT-BT 18 6

1317 TAIBA 90,000 HT 21 7

1318 SOMET 90,000 HT 6 2

1319 MEKHE 90,000 HT 20 7

1351 OLAM 90,000 HT 1 0

2355 MAKO 225,00 M 10 3

2356 IAMGOLD 225,00 M 12 4

2357 MASSAWA 225,00 M 23 8

2358 MAKA_FALEME 225,00 M1 2 1

2358 MAKA_FALEME 225,00 M2 21 7

2359 AFRIMETAL 225,00 HT 5 2

2360 SABADOLA 225,00 M 19 6

2361 TER 225,00 HT 12 4

2362 APROSI 225,00 HT 5 2

2365 AFRIG A 225,00 M 10 3

2366 ATLAS 225,00 M 7 2

2367 BARGNY 225,00 HT 26 9

2368 MAMELLES 225,00 HT 14 5

2369 CIMAF 225,00 HT 21 7

4118 BAKELLD1 33,000 1 3 1

4119 MATAMLD1 33,000 1 21 4

4120 SAKALLD1 33,000 1 36 5

4121 DAGANLD1 33,000 1 10 1

4301 BELAILD1 33,000 1 31 12

4302 CAP DBLD1 33,000 1 18 3

4304 TOUBALD1 33,000 1 22 6

4305 KAOLALD1 33,000 1 32 14

4306 TOUBALD2 33,000 2 21 6

4308 DIASSLD1 33,000 1 29 4

4309 MBOURLD1 33,000 1 38 14

4310 HANNLD1 30,000 1 109 39

4312 THIONALD1 33,000 1 31 9

4313 MBAOLD1 33,000 1 36 12

4314 AEROPLD1 33,000 1 43 10

4315 UNIVERLD1 33,000 1 24 7

4318 THIONALD2 33,000 1 9 3

4322 TOBENE 33,000 1 6 1

4323 KOUNOULD2 33,000 2 20 7

4324 TAMBA 33,000 1 9 2

4327 STLOUIS 33,000 1 14 5

4329 FATICK 33,000 1 10 3

4330 ZIGUIN 33,000 1 27 13

4331 KOLDA 33,000 1 9 3

4350 BELAIRLD3 33,000 1 31 12

4351 KEDOUG 33,000 1 2 1

4352 DIAMNIA 33,000 1 35 11

4354 GUADIAW 33,000 1 28 9

4370 SICAP 33,000 1 35 11

5301 BELAIRLD2 6,6000 1 12 1


Les projets de postes décidés 2022 sont : Tableau 4-25 : Projets de postes décidés 2022

LES PROJETS DE POSTES DÉCIDÉS 2022

Barre Poste/ HT Barre Poste/ BT Id Id nom Mva Racc. Année Source

2351 KEDOUG 225,00 4351 KEDOUG 33,000 1 TR1 KEDOUG 40 YNyn0 2020 2,3

2351 KEDOUG 225,00 4351 KEDOUG 33,000 2 TR2 KEDOUG 40 YNyn0 2020 2,3

2624 TAMBA 225,00 4324 TAMBA 33,000 1 TR1 TAMBA 40 YNyn0 2020 4

2624 TAMBA 225,00 4324 TAMBA 33,000 2 TR2 TAMBA 40 YNyn0 2020 4

2330 ZIGUIN 225,00 4330 ZIGUIN 33,000 1 TR1 ZIGUIN 40 YNyn0 2020 1,2,3

2330 ZIGUIN 225,00 4330 ZIGUIN 33,000 2 TR2 ZIGUIN 40 YNyn0 2020 1,2,3

2331 KOLDA 225,00 4331 KOLDA 33,000 1 TR1 KOLDA 40 YNyn0 2020 1,2,3

2331 KOLDA 225,00 4331 KOLDA 33,000 2 TR2 KOLDA 40 YNyn0 2020 1,2,3

Les projets de lignes décidées 2022 sont : Tableau 4-26 : Projets de lignes décidées 2022

PROJETS DE LIGNES DÉCIDÉES 2022 Barre Nom barre Barre Nom barre ID Section Km MVA Année Source

2331 KOLDA 225,00 2624 TAMBA 225,00 1 L 225 kV 2 x 570 mm² ALM 200 655 2020 2,3

2330 ZIGUIN 225,00 2332 TANAF 225,00 1 L 225 kV 366 mm² ALM 100 246 2020 2,3,4

2331 KOLDA 225,00 2332 TANAF 225,00 1 L 225 kV 2 x 570 mm² ALM 60 655 2020 2,3,4

2351 KEDOUG 225,00 2625 SAMBAN 225,00 1 L 225 kV 366 mm² ALM 31 246 2020 2,3

1310 HANN 90 1311 PDOIE 90 1 Cable L 225 KV 1600 m²(1) 1,2 200 2020

1310 HANN 90 1311 PDOIE 90 2 Cable L 225 KV 1600 m²(1) 1,2 200 2020

2122 TOBEN 03 225,00 2337 MBORO 225,00 1 L 225 kV 366 mm² ALM 30 246 2021 1

2122 TOBEN 03 225,00 2337 MBORO 225,00 2 L 225 kV 366 mm² ALM 30 246 2021 1

(1) Les câbles doivent être isolés à 225 kV, mais exploités à 90 kV en attente de l’addition de la tension

225 kV au poste Hann.

1 Plan de production 2017-2035

2 Matrice des grands projets de transport

3 Préparation plan directeur de production de transport

4 Revue Interconnexion - Projet Énergie de l'OMVG - Sofreco 27-03-2014

5 Prévision RI


Le réseau 2022 inclut les centrales suivantes : Senelec

Malicounda 122,5 MW, raccordé au poste Malicounda (Mbour). IPP Africa 90 MW, raccordé au poste Mboro qui est raccordé au poste Tobene (30 km). Sarreole 3 55,2 MW, raccordé au poste Tobene.

OMVS

Gouina 140 MW, part de Senelec selon la clef de répartition 35 MW. OMVG et autres

Kaléta 240 MW, raccordé au poste Kaléta (1,5 km), part de Senelec selon la clef de répartition 48 MW.

Sambangalou 128 MW, raccordé au poste Sambangalou, part de Senelec selon la clef de répartition 61,5 MW.

Souapiti 515 MW, raccordé au poste Kaléta (20 km), part de Senelec selon la clef de répartition 103 MW.

Les nouveaux postes inclus dans le modèle 2022 sont :

Le poste Ziguinchor 225-33 kV. Le poste Kolda 225-33 kV. Le poste Kédougou 225-33 kV. Le poste Tambacounda 225-33 kV.

OMVS et OMVG Le réseau 225 kV comprend les lignes 225 kV de la boucle de l’OMVG entre Linsan et Kaolack, un réseau nord-est qui permet d’évacuer la puissance de la centrale Sambangalou et un réseau sud-ouest pour évacuer la puissance de la centrale Kaléta et Souapiti. Cette boucle est reliée à la Guinée au poste Kaléta et au Mali par la ligne OMVS biterne 225 kV entre Tambacounda et Kayes. Les projets de lignes OMVS et OMVG sont : Tableau 4-27 : Nouvelles lignes 2022 – OMVS

NOUVELLES LIGNES 2022 – OMVS Barre Nom barre Barre Nom barre ID Section MVA KM

2104 KAYEM 225,00 2624 TAMBA 225,00 1 L 225 kV 2 x 570 mm² ALM 655 252

2104 KAYEM 225,00 2624 TAMBA 225,00 2 L 225 kV 2 x 570 mm² ALM 655 252


Tableau 4-28 : Nouvelles lignes 2022 - OMVG

NOUVELLES LIGNES 2022 - OMVG


2305 KAOLA 225,00 2624 TAMBA 225,00 1 L 225 kV 2 x 570 mm² ALM 655 264

2624 TAMBA 225,00 2625 SAMBA 225,00 1 L 225 kV 2 x 570 mm² ALM 655 225

2625 SAMBA 225,00 2626 MALI 225,00 1 L 225 kV 2 x 570 mm² ALM 655 40

2626 MALI 225,00 2638 LABE 225,00 1 L 225 kV 2 x 570 mm² ALM 655 76

2615 LINSAN 225,00 2638 LABE 225,00 1 L 225 kV 2 x 570 mm² ALM 655 85

2517 KALETA 225,00 2615 LINSAN 225,00 1 L 225 kV 2 x 570 mm² ALM 655 94

2517 KALETA 225,00 2535 CKALET 225,00 1 L 225 kV 366 mm² ALM 245,5 1,48

2517 KALETA 225,00 2535 CKALET 225,00 2 L 225 kV 366 mm² ALM 245,5 1,48

2517 KALETA 225,00 2637 BOKE 225,00 1 L 225 kV 2 x 570 mm² ALM 655 124

2636 MANSOA 225,00 2637 BOKE 225,00 1 L 225 kV 2 x 570 mm² ALM 655 183

2632 TANAF 225,00 2636 MANSOA 225,00 1 L 225 kV 2 x 570 mm² ALM 655 67

2632 TANAF 225,00 2639 SOMA 225,00 1 L 225 kV 2 x 570 mm² ALM 655 90

2627 BRIKA 225,00 2639 SOMA 225,00 1 L 225 kV 366 mm² ALM 245,5 146

2305 KAOLA 225,00 2639 SOMA 225,00 1 L 225 kV 2 x 570 mm² ALM 655 105

2628 BISSAU 225,00 2636 MANSOA 225,00 1 L 225 kV 366 mm² ALM 245,5 28

Observations

Réseau de base sans mines et sans ER En considérant les recommandations du réseau 2019, nous observons une surcharge sur:

Les transformateurs 225-90 kV 75 MVA du poste Tobene. Les transformateurs 90-33 kV 40 MVA du poste Mbour (Malicounda). Le transformateur 225-33 kV 40 MVA du poste Matam.

Réseau recommandé numéro un sans mines et avec ERI Pour le réseau recommandé numéro un sans mines et avec ERI, des surcharges ont été observées sur :

La ligne CapDB-Mbao 90 kV. Les transformateurs 225-90 kV Kounoune.

Limites d’import du réseau recommandé numéro deux sans mines et sans ERI Les analyses, démontrent que les éléments qui atteignent leurs capacités thermiques maximales lors de contingences, au cours de l’augmentation de l’import sont les condensateurs séries du réseau OMVS. Ils ont une capacité maximale de 195 MVA. Leur capacité est atteinte lorsque l’importation provenant de l’OMVS s'élève à 160 MW. Les analyses avec un import OMVG de 300 MW ne démontrent aucune problématique. Ces limites offrent une marge de manœuvre acceptable. Réseau recommandé numéro deux avec mines et sans ERI Aucune observation pour le réseau recommandé numéro deux avec mines.


Bilan

Le bilan présenté ci-dessous représente les cas de surcharges rencontrées pour les scénarios 2022 en pointe de charge définis dans la méthodologie. Les surcharges ou les problématiques de tensions varient selon les contingences. Seuls sont présentés les cas de contingences provoquant les pires surcharges ou la pire déviation de tension à chacun des endroits. Les deux tableaux suivants représentent le bilan des échanges, de la production, de la charge et des pertes du réseau de base sans mines et sans ERI : Tableau 4-29 : Bilan de la production, de la charge et des pertes – Réseau de base 2022 pointe

BILAN DE LA PRODUCTION, DE LA CHARGE ET DES PERTES – RÉSEAU DE BASE 2022 POINTE Utilité / Associations Production Charge Pertes


MVAR généré

MW MVAR MW

OMVS 400 400 -90 N/D N/D 10,6

SENELEC 561 620 146 900 283 16,3

OMVG 548 N/D -126 N/D N/D 5,4

Échange

Au niveau des échanges, selon la clef de répartition, les importations sont les suivantes : Tableau 4-30 : Importations – Réseau de Base 2022 pointe

IMPORTATIONS – RÉSEAU DE BASE 2022 POINTE

Senelec Importations 116 MW de l'OMVS. 30 MW de SOMELEC. 212 MW de l’OMVG.

Total 358 MW

Surcharge

Surcharges observées sur les réseaux sans mines avec et sans ERI : Tableau 4-31 : Surcharges - Réseau 2022 pointe




Tobene 90 kV 1122 Tobene 225 kV 2122 100 T1 ou T2

Malicounda 225 kV 2309 Mbour 33 kV 4309 104 T1 ou T2

CapDB 90kV 1302 MBAO 90 kV 1313 132 Kounoune-Patte d’oie 225 kV

Kounoune 90 kV 1307 Kounoune 225 kV 1307 106 Kounoune-Patte d’oie 225 kV

Matam 225 kV 2119 Matam 33 kV 4119 110 Réseau de base


Compensation

Tableau 4-32 : Ajout d’inductances shunt - Réseau 2022 pointe


Boké 2637 20 Commutable

Kolda 2331 2 x 20 Commutable

Mansoa 2636 2 x 20 Commutable

Sambangalou 2625 20 Fixe

Tambacounda 2624 2 x 30 Commutable

Tanaf 2632 20 Commutable

Ziguinchor 2330 10 Commutable

Mali 2626 20 Commutable

Aucune addition de condensateurs shunt pour le réseau 2022. Recommandation réseau 2022

La surcharge des transformateurs 225-90 kV 75 MVA du poste Tobene nécessite l’addition d’un

troisième transformateur 75 MVA. La surcharge des transformateurs 90-33 kV 40 MVA du poste Mbour (Malicounda) nécessite

l’addition d’un troisième transformateur 40 MVA. La perte de la ligne 225 kV Kounoune-Patte d’oie occasionne des surcharges sur la ligne CapDB-

Mbao et les transformateurs 225-90 kV Kounoune. Il est nécessaire d’ajouter la deuxième ligne afin d’éviter ces surcharges. À noter que la première ligne fait partie des projets décidés avec une mise en service en 2019.

Le poste Matam contient un seul transformateur 225-33 kV 20 MVA qui est surchargé. Afin de se conformer au critère n-1, il est nécessaire de remplacer le transformateur 20 MVA par deux transformateurs 40 MVA.

Nous recommandons l’addition des inductances shunt suivantes : Tableau 4-33 : Ajout d’inductances shunt - Réseau 2022 pointe


Sambangalou 2625 20 Fixe

Kolda 2331 2x20 Commutable

Tambacounda 2624 2x30 Commutable

Tanaf 2632 20 Commutable

Ziguinchor 2330 10 Commutable

En résumé, l’addition d’un troisième transformateur 75 MVA 225-90 kV au poste Tobene, d’un deuxième câble 1 200 mm2 225 kV entre les postes Kounoune et patte d’oie, en plus des deux lignes 90 kV 366 mm2 entre Kounoune et Cap des Biches en 2018 et des deux câbles 1 600 mm2 entre Patte d’oie et Hann en 2019, permettent l’exploitation fiable du réseau en 2022.


RÉSEAU 2028

Le modèle est réalisé en utilisant le modèle 2022 recommandé. Facteur de puissance L’accroissement de la charge en MW implique également un accroissement des MVAR. Comme mentionné précédemment, afin de minimiser les problématiques de tension, nous prenons pour hypothèse que Senelec va améliorer sa compensation réactive sur le réseau de distribution. Le facteur de puissance de charge en 2028 est fixé à 98 % ce qui maintient la charge en MVAR sur le réseau de transport au même niveau que 2022.


Tableau 4-34 : Charge du modèle 2028



1316 SOCOC 90,000 HT-BT 25 8

1317 TAIBA 90,000 HT 34 11

1318 SOMET 90,000 HT 4 2

1319 MEKHE 90,000 HT 24 8

1351 OLAM 90,000 HT 1 0

2355 MAKO 225,00 M 10 4

2356 IAMGOLD 225,00 M 6 2

2357 MASSAWA 225,00 M 22 8

2358 MAKA_FALEME 225,00 M1 2 1

2358 MAKA_FALEME 225,00 M2 17 6

2359 AFRIMETAL 225,00 HT 5 2

2361 TER 225,00 HT 8 3

2362 APROSI 225,00 HT 4 1

2365 AFRIG A 225,00 M 10 3

2366 ATLAS 225,00 M 7 3

2367 BARGNY 225,00 HT 18 6

2368 MAMELLES 90,000 HT 16 5

2369 CIMAF 225,00 HT 15 5

4118 BAKELLD1 33,000 1 6 1

4119 MATAMLD1 33,000 1 21 4

4120 SAKALLD1 33,000 1 59 12

4121 DAGANLD1 33,000 1 18 4

4301 BELAILD1 33,000 1 51 10

4302 CAPDBLD1 33,000 1 30 6

4304 TOUBALD1 33,000 1 35 7

4305 KAOLALD1 33,000 1 54 11

4306 TOUBALD2 33,000 2 35 7

4308 DIASSLD1 33,000 1 35 7

4309 MBOURLD1 33,000 1 62 12

4310 HANNLD1 33,000 1 180 36

4312 THIONALD1 33,000 1 50 10

4313 MBAOLD1 33,000 1 43 9

4314 AEROPLD1 33,000 1 71 14

4315 UNIVERLD1 33,000 1 40 8

4318 THIONALD2 33,000 1 15 3

4322 TOBEN 33,000 1 10 2

4323 KOUNOULD2 33,000 2 34 7

4324 TAMBA 33,000 1 15 3

4327 STLOUIS 33,000 1 22 5

4329 FATICK 33,000 1 17 4

4330 ZIGUIN 33,000 1 37 8

4331 KOLDA 33,000 1 16 3

4350 BELAIRLD3 33,000 1 51 10

4351 KEDOUG 33,000 1 5 1

4352 DIAMNIA 33,000 1 58 12

4354 GUADIAW 33,000 1 47 9

4370 SICAP 33,000 1 57 11

5301 BELAIRLD2 6,6000 1 20 4


Le réseau 2028 inclut les centrales suivantes : Senelec

Centrale IPP HFO Dual 122 MW, raccordée au poste Kounoune 225 kV. Centrale IPP CCGT Gaz Local 200 MW localisée à St-Louis 225 kV. Option 1 Centrale IPP CCGT Gaz Local 200 MW localisée à Kayar. Option 2 Centrale Solaire S6 40 MW, raccordée au poste Sakal 225 kV. Centrale éolienne nouvelle 1 51,75 MW, raccordée au poste Tobene 225 kV.

OMVS

Koukoutamba 294 MW raccordé aux postes Manantali 225 kV (270 km) et Linsan 225 kV (200 km), part de Senelec selon la clef de répartition 73,5 MW.

OMVG et autres

Amaria 300 MW raccordé au poste Kaléta 225 kV (40 km).

Part de Senelec selon la clef de répartition: 60 MW. Grand Kinkon 291 MW raccordé au poste Labé 225 kV (30 km)

Part de Senelec selon la clef de répartition : 58,2 MW. Pour l’évacuation de la centrale Koukoutamba vers le Mali et vers la Guinée, une nouvelle ligne biterne 225 kV entre Manantali et Koukoutamba ainsi qu’une autre entre Koukoutamba et Linsan ont été ajoutées. Une nouvelle ligne monoterne 225 kV Linsan vers Fomi et Fomi vers Kodialini au Mali sont également ajoutées au modèle, car ils ont un impact non négligeable sur le transit des réseaux OMVS et OMVG. Les projets de lignes OMVS et Guinée sont : Tableau 4-35 : Nouvelles lignes 2028 – OMVS

NOUVELLES LIGNES 2028 – OMVS


2103 MANAN 225,00 2108 KOUKO 225,00 1 L 225 kV 2 x 570 mm² ALM 655 270

2103 MANAN 225,00 2108 KOUKO 225,00 2 L 225 kV 2 x 570 mm² ALM 655 270

2107 BALAS 225,00 2108 KOUKO 225,00 1 L 225 kV 2 x 570 mm² ALM 655 100

2107 BALAS 225,00 2615 LINSAN 225,00 1 L 225 kV 570 mm² ALM 327 100

Tableau 4-36 : Nouvelles lignes 2028 - Guinée

NOUVELLES LIGNES 2028 – GUINÉE


2107 BALASSA 225,00 2531 FOMI 225,00 1 L 225 kV 570 mm² ALM 327 210

2531 FOMI 225,00 2230 SANANK 225,00 1 L 225 kV 570 mm² ALM 327 628

2106 KODIALINI 225,00 2230 SANANK 225,00 1 L 225 kV 2 x 570 mm² ALM 655 23


Observations

Réseau de base sans mines et sans ERI CS – OMVS Nous observons une surcharge des condensateurs séries (CS) du réseau OMVS 225 kV. Nos analyses démontrent que la capacité thermique des condensateurs séries doit être rehaussée au niveau de celui de la ligne, soit 312 MVA entre 2025 et 2027, en débutant par les condensateurs du poste Matam en 2025. Pour le modèle 2028, nous considérons la capacité thermique des condensateurs séries des postes Kayes, Matam, Dagana et Sakal, à 312 MVA. En considérant les recommandations du réseau 2022, nous observons entre 2024 et 2028, une surcharge sur : 2024 – Ajout de la centrale IPP HFO Dual (122 MW).

Les transformateurs 225-33 kV 40 MVA du poste Diamniadio. Les transformateurs 225-33 kV 40 MVA du poste Kaolack.

2026 – Ajout de la centrale IPP CCGT Gaz local (100 MW) - Koukoutamba (294 MW) en 2025

Le transformateur 225-33 kV 50 MVA du poste Sakal. Les transformateurs 225-33 kV 40 MVA du poste Guédiawaye.

2027- Ajout de la centrale IPP CCGT Gaz Local (100 MW) - Solaire S6 (40 MW) – Éolienne 1 (51,75 MW)

Les transformateurs 90-33 kV 40 et 20 MVA du poste Thiona. Les transformateurs 90-33 kV 80 MVA du poste Hann. La ligne CapDB-Mbao 90 kV. La ligne Patte d’oie-Aéroport 90 kV. La ligne Bélair-Université 90 kV. La ligne Tobene-Thiona 90 kV. La ligne Tobene-Kounoune 225 kV. Les transformateurs 225-90 kV 200 MVA du poste Patte d’oie.

2028 – Ajout de la centrale Grand Kinkon (291 MW) – Amaria (300 MW).

Les transformateurs 90-33 kV 40 MVA du poste Université. La ligne Tobene-Thiona 90 kV.

Ce scénario n’est pas le plus contraignant, car toutes les centrales thermiques sur le réseau 90 kV sont en service. Des surcharges sont observées en 2027 sur plusieurs lignes 90 kV, sur plusieurs transformateurs 90-33 kV, et les transformateurs 225-90 kV de Patte d’oie. Une analyse rapide avec ERI (scénario deux) démontre des surcharges additionnelles sur les lignes Hann-Patte d’oie 90 kV et Kounoune-Patte d’oie 225 kV. Toutes ces surcharges et les problématiques de tensions rattachées à un grand nombre de lignes 90 kV font en sorte qu’un nouveau corridor d’énergie 225 kV est nécessaire. Deux options sont étudiées, soit l’option 1 avec la production gaz local située à Saint-Louis et une boucle 225 kV Kounoune-CapDB-Hann-Patte d’oie, soit l’option 2 avec la production gaz local située à Kayar et une boucle 225 kV Kayar-Tap- Tobene-Patte d’oie.


Option 1 Une des lignes entre les postes Kounoune-CapDB devra être construite avec un câble 1 200 mm2 225 kV en 2022. Les lignes Hann-Patte d’oie sont déjà construites avec un câble 225 kV (2022). On observe des surcharges sur la ligne CapDB-Mbao 90 kV et sur les transformateurs 90-33 kV au poste Hann. Ceci nous amène à considérer la conversion de la boucle Kounoune-CapDB-Hann-Patte d’oie à 225 kV en 2027. Avec cette boucle 225 kV, en plus d’éviter l’addition de lignes et transformateurs 90 kV ci-dessus mentionnés, on évite l’installation d’une ligne additionnelle Hann-Patte d’oie 90 kV, Kounoune-Patte d’oie 225 kV et d’un transformateur 200 MVA 225-90 kV au poste Patte d’oie, plus l’économie des pertes. Le nouveau réseau avec la boucle 225 kV a une capacité thermique améliorée en plus d’être plus robuste et plus stable. Cependant, pour y arriver on doit installer une nouvelle ligne 225 kV Mbao-Hann, deux transformateurs 225-90 kV au poste Hann, et deux transformateurs 225-33 kV au poste Mbao. Avec la présence des transformateurs 200 MVA 225-90 kV au poste Hann, l’installation de transformateurs 225-33 kV n’est pas obligatoire, mais fortement recommandé pour éviter des pertes et obtenir une meilleure régulation de tension. Étant donné les coûts importants de ces transformateurs, dans ce modèle, nous allons considérer quatre transformateurs 90-33 kV de 80 MVA. Bien que la conversion de tension 90 à 225 kV soit prévue pour 2027, l’analyse sera réalisée sur le modèle 2028 puisque c’est celui choisi pour l’impact des nouvelles centrales de production. Option 2 La localisation de la production gaz local à Kayar apporte une topologie du réseau différente pour son évacuation. La ligne 225 kV Tobene-Kounoune étant localisée près de Kayar, dans cette option il est prévu de raccorder la production gaz local avec une ligne 225 kV 2 x 228 mm2 de 5 km en dérivation en plein centre de cette ligne, et une deuxième ligne 225 kV 2 x 28 mm2 biterne de 35 km au poste Guédiawaye. Voir Annexe B schéma 1 Le besoin d’une ligne biterne Kayar-Guédiawaye n’est pas, dans un premier temps, pour raffermir le transit d’énergie sur cette ligne, mais bien de s’assurer un transit suffisant sur cette ligne lors de la perte d’un des deux câbles 1 200 mm2 Kounoune-Patte d’oie, le tout afin de ne pas surcharger l’autre câble. Cette ligne 225 kV biterne pourrait être construite le long de la côte, passer près des lacs Retba et Malika pour rejoindre le nouveau poste Guédiawaye plus au sud. Il y aurait probablement une petite partie en câble souterrain 1 200 mm2 pour rejoindre le poste Guédiawaye à partir de la côte. Pour cette option, on devra repenser le raccordement 225 kV du poste Guédiawaye. Il devra être raccordé directement au poste Patte d’oie 225 kV par un câble souterrain 1 200 mm2. Ainsi, la production gaz local de Kayar sera évacuée vers le poste Patte d’oie en boucle avec une dérivation sur une des lignes 225 kV Tobene-Kounoune. La perte d’un élément de la boucle permet l’évacuation de la production de Kayar en tout temps. Il peut être envisagé de construire la ligne de dérivation Kayar-Tap - Tobene en biterne si une exportation vers la Mauritanie ou le Mali est envisagée. Cette boucle permet de maintenir le réseau 90 kV des lignes 366 mm2 Kounoune - CapDB, ainsi que toutes les autres lignes 90 kV et le poste Mbao, les lignes Patte d’oie-Hann étant déjà construite avec deux câbles 225 kV 1 600 mm2. Cependant, bien qu’il soit toujours requis d’installer deux transformateurs 200 MVA 225-90 kV au poste Hann, il est obligatoire d’installer également deux transformateurs 200 MVA 225-33 kV en remplacement des trois transformateurs 80 MVA 90-33 kV, et ce, afin d’éviter une surcharge sur les transformateurs 200 MVA 225-90 kV lors de la perte d’un des deux.


De plus l’installation de deux transformateurs 200 MVA 225-33 kV au poste Hann en remplacement des trois transformateurs 80 MVA 90-33 kV permettra d’obtenir une meilleure régulation de tension et réduire les pertes. Sinon, la capacité des deux transformateurs 20 MVA 225-90 kV devra être augmenté en plus de l’addition d’un quatrième transformateur 80 MVA 90-33 kV. Il est recommandé de prévoir un emplacement pour un troisième transformateur 200 MVA 225-33 kV. Réseau recommandé numéro un avec boucle 225 kV, sans mines et avec ERI Pour le réseau recommandé numéro un avec boucle 225 kV, sans mines et avec ERI, des surcharges ont été observées sur :

Les lignes Tobene-Kounoune 225 kV. Limites d’import du réseau recommandé numéro deux avec boucle 225 kV, sans mines et sans ERI Les analyses démontrent que les éléments qui atteignent leurs capacités thermiques maximales, lors de contingences et au cours de l’augmentation de l’import, sont les condensateurs séries du réseau OMVS. Ils ont maintenant une capacité maximale de 312 MVA. Leur capacité est atteinte lorsque l’importation provenant de l’OMVS s'élève à 240 MW. Les analyses avec un import OMVG de 385 MW ne démontrent aucune problématique. Ces limites offrent une marge de manœuvre acceptable. Réseau recommandé numéro deux avec mines et sans ERI Aucune observation pour le réseau recommandé numéro deux avec mines.

Bilan

Le bilan présenté ci-dessous représente les cas de surcharges rencontrées pour les scénarios 2028 en pointe de charge définis dans la méthodologie. Les surcharges ou les problématiques de tensions varient selon les contingences. Seuls sont présentés les cas de contingences provoquant les pires surcharges ou la pire déviation de tension à chacun des endroits. Les deux tableaux suivants représentent le bilan des échanges, de la production, de la charge et des pertes du réseau de base sans mines et sans ERI : Tableau 4-37 : Bilan de la production, de la charge et des pertes – Réseau de base 2028 pointe

BILAN DE LA PRODUCTION, DE LA CHARGE ET DES PERTES – RÉSEAU DE BASE 2028 POINTE Utilité Production Charge Pertes


MVAR généré

MW MVAR MW

OMVS 694 694 -78 N/D N/D 32

SENELEC 828 1270 209 1345 289 38

OMVG 903 1043 -96 N/D N/D 18


Échange

Au niveau des échanges, selon la clef de répartition, les importations sont les suivantes :

Tableau 4-38 : Importations – Réseau de Base 2028 pointe

IMPORTATIONS – RÉSEAU DE BASE 2028 POINTE

Senelec Importations 190 MW de l'OMVS. 30 MW de SOMELEC. 330 MW de l’OMVG.

Total 550 MW

Surcharge

Surcharges observées sur les réseaux sans mines, avec et sans ERI : Tableau 4-39 : Surcharges - Réseau 2024 pointe




Kaoloack 225 kV 2305 Kaolack 33 kV 4305 103 T1 ou T2

Sendou 225 kV 2338 Diamniadio 33 kV 4352 107 T1 ou T2

Tableau 4-40 : Surcharges - Réseau 2026 pointe




Sakal 225 KV 2120 Sakal 33 kV 4120 104 T1 ou T2

Guédiaw 225 kV 1354 Guédiaw 33 kV 4354 103 T1 ou T2





Patte d’oie 90 kV 1311 Patte d’oie 225 kV 2311 103 T1 ou T2

Hann 90 kV 1310 Hann 33 kV 4310 106 T1 ou T2

CAPDB 90 kV 1302 MBAO 90 kV 1313 107 Kounoune-Hann (1307-1310)

Patte d’oie 90 kV 1311 Aéroport 90 kV 1314 113 Bélair-Université (1301-1315)

Bélair 90 kV 1301 Université 90 kV 1315 113 Patte d’oie-Aéroport (1311-1314)

Tobene 90 kV 1122 Thiona 90 kV 1312 107 Sococim-Someta (1316-1318)

Tobene-Kounoune (2122-2307)

Tobene 225 kV 2122 Kounoune 225 kV 2307 127 L1- L2





Université 90 KV 1315 Université 33 kV 4315 103 T1 ou T2

Tobene 90 kV 1122 Thiona 90 kV 1312 102 Tobene-Someta (1312-1318)


Compensation

Tableau 4-43 : Ajout condensateurs Shunt - Réseau 2028 pointe

AJOUT CONDENSATEURS SHUNT - RÉSEAU 2028 Inductances shunt Nom du poste Numéro du poste Capacité Type

Guédiawaye 4354 5 Commutable

Kounoune 4323 5 Commutable

Sicap 4370 5 Commutable

Diamniadio 4352 5 Commutable

Une inductance shunt de 20 MVAR a été ajoutée au poste Patte d’oie pour le réseau 2028. Creux de charge Nous avons analysé le réseau 2028 de base, option 2 en creux de charge (40 % de la pointe) avec aucune importation. Aucune tension plus élevée que 1,05 pu n’est observée. Cependant, plusieurs lignes et câbles doivent être exploités ouverts à une extrémité afin d’éviter la création excessive de VAR. Une inductance shunt de 20 MVAR a été ajoutée au poste Patte d’oie afin d’éviter l’absorption excessive de VAR par les unités du poste Bel-Air. Cependant, cet investissement devra être validé par une analyse d’exploitation lors des études de projets pour la construction du poste en 2019. Recommandations réseau 2028

2024

La surcharge des transformateurs 225-33 kV 40 MVA du poste Diamniadio nécessite l’addition d’un troisième transformateur 40 MVA. Étant donné que la charge du poste augmente à 30 MW en 2019, à 43 MW en 2024, nous recommandons d’installer initialement des transformateurs 80 MVA.

La surcharge des transformateurs 225-33 kV 40 MVA du poste Kaolack nécessite l’addition d’un troisième transformateur 40 MVA.

2026 La surcharge du transformateur 225-33 kV 50 MVA du poste Sakal nécessite le remplacement du

transformateur par un autre de capacité de 80 MVA. L’application du critère n-1 demande l’addition d’un transformateur 80 MVA pour assurer une continuité de service lors de la perte d’un transformateur.

La surcharge des transformateurs 225-33 kV 40 MVA du poste Guédiawaye nécessite l’addition d’un troisième transformateur. Étant donné que la charge du poste augmente de 24 MW en 2019 et à 41 MW en 2026, nous recommandons d’installer initialement des transformateurs 80 MVA.

2027 Dans le cadre de l’implantation d’une nouvelle boucle 225 kV Kounoune-CapDB-Hann-Patte d’oie

(option 1), nous recommandons le remplacement des deux transformateurs 90-33 kV de 80 MVA par deux transformateurs 225-33 kV 80 MVA.

La surcharge des transformateurs 90-33 kV 80 MVA du poste Hann nécessite l’addition d’un quatrième transformateur 80 MVA. Le palier de tension 90 kV peut être remplacé par un palier de tension à 225 kV, en substituant deux transformateurs 90 kV par deux transformateurs 225-33 kV 200 MVA. Dans le cadre de cette étude, l’ajout d’un quatrième transformateur 80 MVA 90-


33 kV est considéré pour l’option 1 de la boucle 225 kV et deux transformateurs 200 MVA 225-33 kV pour l’option 2.

La surcharge de la ligne CapDB-Mbao 90 kV nécessite l’addition ou l’augmentation de capacité thermique. Dans le cadre de l’implantation d’une nouvelle boucle 225 kV Kounoune-CapDB-Hann-Patte d’oie (option 1), nous recommandons le remplacement par câble 1 200 mm2 225 kV. L’option 2 de la boucle 225 kV permet de conserver la ligne 90 kV sans surcharge. La surcharge de la ligne Patte d’oie-Aéroport 90 kV nécessite l’addition d’une seconde ligne 90 kV. Pour éviter l’addition de cette nouvelle ligne, une autre solution est envisageable, mais est tributaire de la disponibilité d’espace au poste Patte d’oie. Une nouvelle capacité de transformation 225-33 kV au poste Patte d’oie pourrait délester de la charge aux postes Aéroport et Université selon la faisabilité de construire de nouvelles lignes 33 kV et le transfert de charge sur le réseau de distribution entre les postes. Cette solution permettrait également d’éviter l’ajout de transformateurs 225-33 kV au poste Hann dans le futur.

La surcharge de la ligne Bélair-Université 90 kV est résolue avec l’addition de la seconde ligne Patte d’oie-Aéroport 90 kV.

La surcharge de la ligne Tobene-Thiona 90 kV est résolue avec l’addition d’une seconde ligne Sococim-Someta. Comme stipulé dans la méthodologie, l’addition d’une nouvelle ligne en parallèle est de calibre égal à celle actuelle. L’étude de projet devra analyser la meilleure solution entre le remplacement de la ligne actuelle ou l’ajout d’une nouvelle ligne en parallèle. Dans cette étude, une nouvelle ligne en parallèle de calibre identique à celle actuelle a été considérée.

La surcharge de la ligne Tobene-Kounoune 225 kV occasionnée par l’addition des centrales à l’est de Tobene nécessite l’addition de la troisième de la ligne.

La surcharge des transformateurs 225-90 kV 200 MVA du poste Patte d’oie est résolue par la boucle 225 kV option 1 ou 2.

Boucle 225 kV Kounoune-Cap DB-Hann-Patte d’oie En considérant qu’en 2022 les nouvelles lignes Hann-Patte d’oie ont été construites à la tension 225 kV, la finalisation de la boucle nécessite :

L’addition d’un câble 1 200 mm2 225 kV entre les postes Kounoune et Cap des biches. L’addition d’un câble 1 200 mm2 225 kV MBAO-Hann. Deux nouveaux transformateurs 200 MVA

225-90 kV au poste Hann. 2028

La surcharge des transformateurs 90-33 kV 40 MVA du poste Université nécessite l’addition d’un troisième transformateur 40 MVA 90-33 kV. Ce troisième transformateur pourrait être évité dans l’éventualité d’un nouveau palier de transformation 225-33 kV au poste Patte d’oie.

La surcharge de la ligne Tobene-Thiona 90 kV est résolue avec l’addition de la ligne Thiona-Someta. Comme stipulé dans la méthodologie, l’addition d’une nouvelle ligne en parallèle est de calibre égal à l'actuelle. L’étude de projet devra analyser la meilleure solution entre le remplacement de la ligne actuelle ou l’ajout d’une nouvelle ligne. Dans cette étude, une nouvelle ligne, de calibre identique à l'actuel, a été considérée.

Compensation réactive

Il est recommandé l’ajout d’une inductance shunt de 20 MVAR au poste Patte d’oie lors de la construction du poste en 2019, et l’ajout des condensateurs aux postes ci-dessous, en plus du maintien d’un facteur de puissance minimum de 98 % à chacun des postes de distribution de Senelec. Ces investissements devront être validés par une analyse d’exploitation lors des études de projets.


Tableau 4-44 : Ajout condensateurs Shunt - Réseau 2028

AJOUT CONDENSATEURS SHUNT - RÉSEAU 2028 Inductances shunt Nom du poste Numéro du poste Capacité Type

Guédiawaye 4354 5 Commutable

Kounoune 4323 5 Commutable

Sicap 4370 5 Commutable

Diamniadio 4352 5 Commutable

4.1.5 ÉVALUATION DES COURANTS DE COURT-CIRCUIT

L’évaluation des courants de court-circuit est une étape essentielle qui vise à dimensionner adéquatement les équipements du réseau électrique. Ces derniers devraient être capables de supporter le courant de court-circuit, à la suite d'un défaut sur le réseau, pour une durée minimale qui correspond au temps d’élimination du défaut. Les équipements de coupure doivent être conçus pour pouvoir couper des courants de défauts sans échec afin de protéger correctement les équipements installés sur le réseau électrique. Le calcul des courants de court-circuit triphasé est effectué compte tenu de la pointe à l’horizon 2028 avec la présence de toutes les génératrices dans le réseau. Il n’a pas été jugé opportun de réaliser l’évaluation du court-circuit monophasé étant de façon générale inférieure au défaut triphasé sur le réseau de transport haute-tension.

Méthodes de calcul Les calculs des courants de court-circuit sont exécutés selon la norme IEC 60909.

Évaluation de l’adéquation du courant de coupure nominal du court-circuit

Le pouvoir de coupure en court-circuit est le courant de court-circuit que le disjoncteur doit être capable d’interrompre sous les conditions d'utilisation et de comportement prescrites dans la présente norme.

Pouvoir de coupure Les niveaux de tenue en court-circuit appliqués actuellement sont dépendants du niveau de tension. Ces valeurs de courant de court-circuit sont présentées dans le tableau 1. D’après Senelec, les anciens disjoncteurs installés sur le réseau 90 kV seront remplacés par de nouveaux disjoncteurs dont leur pouvoir de coupure est de 31,5 kA. Tableau 4-45 : Valeurs typiques du pouvoir de coupure

VALEURS TYPIQUES DU POUVOIR DE COUPURE Niveau de tension Pouvoir de coupure

90 kV 31,5 kA

225 kV 40 kA


Les résultats des calculs de courants de court-circuit triphasé pour l’horizon 2028 sont présentés dans les tableaux 46 et 47: Tableau 4-46 : Courants de court-circuit triphasés pour le réseau 90 kV à l’horizon 2028

COURANTS DE COURT-CIRCUIT TRIPHASÉS POUR LE RÉSEAU 90 KV À L’HORIZON 2028 Emplacement Barre Vn(kV) Pointe Dépassement

du pouvoir Sym.(kA) Asym.(kA)

TOBENE 1122 90 15,5453 16,4855 NON

BELAIR 1301 90 19,8277 20,5314 NON

CAPDB 1302 90 22,4914 24,9529 NON

KOUNO 1307 90 19,9848 21,1613 NON

HANN 1310 90 22,9663 24,6967 NON

PDOIE 1311 90 22,9772 24,6169 NON

THIONA 1312 90 8,3104 8,3104 NON

AEROP 1314 90 18,8076 19,1653 NON

UNIVER 1315 90 16,7062 16,8887 NON

SOCOC 1316 90 17,1406 17,1707 NON

TAIBA 1317 90 6,5799 6,5806 NON

SOMET 1318 90 11,8599 11,8603 NON

MEKHE 1319 90 2,9778 2,9778 NON

OLAM 1351 90 10,8009 10,801 NON

SICAP 1370 90 15,2404 15,3387 NON

SICAP 1370 90 15,2404 15,3387 NON

ICS 2363 90 6,491 6,4916 NON

MAMELLES 2368 90 16,9593 17,1306 NON


Le tableau 47 illustre les courants de court-circuit dans le réseau 225 kV à l’horizon 2028: Tableau 4-47 : Niveau des courants de court-circuit sur le réseau 225 kV - Horizon 2028

NIVEAU DES COURANTS DE COURT-CIRCUIT SUR LE RÉSEAU 225 KV – HORIZON 2028

Emplacement Barre Vn (kV) Pointe Dépassement


SAKAL 2120 225 4,8585 4,8586 NON

DAGAN 2121 225 4,7728 4,7729 NON

TOBEN 03 2122 225 12,7536 13,1396 NON

DAGAN_CS 2128 225 5,6811 5,6811 NON

CAPDB 2302 225 12,4723 13,3204 NON

TOUBA 2304 225 5,4188 5,4194 NON

KAOLA 2305 225 6,0183 6,0381 NON

KOUNO 03 2307 225 13,1498 14,2472 NON

DIASS 2308 225 9,8209 10,0474 NON

MALICOUNDA 2309 225 7,6488 7,8337 NON

HANN 2310 225 12,1759 12,8083 NON

PDOIE 2311 225 12,2275 12,8789 NON

STLOUIS 2327 225 6,5553 6,8872 NON

FATICK 2329 225 5,3972 5,4127 NON

ZIGUIN 2330 225 1,7517 1,7518 NON

KOLDA 2331 225 2,9678 2,9785 NON

TANAF 2332 225 3,5331 3,5478 NON

MBORO 2337 225 9,0017 9,0898 NON

SENDOU 2338 225 12,2463 12,9477 NON

KEDOUG 2351 225 2,7942 2,8003 NON

MAKO 2355 225 2,232 2,2332 NON

IAMGOLD 2356 225 1,5185 1,5186 NON

MASSAWA 2357 225 2,0916 2,0924 NON

MAKA_FALEME 2358 225 1,8579 1,8583 NON

AFRIMETAL 2359 225 6,0565 6,0567 NON

SABADOLA 2360 225 1,8579 1,8583 NON

TER 2361 225 11,1349 11,3458 NON

APROSI 2362 225 12,1662 12,8243 NON

AFRIG B 2364 225 4,1351 4,1353 NON

AFRIG A 2365 225 6,6008 6,6031 NON

ATLAS 2366 225 2,7602 2,7602 NON

BARGNY 2367 225 10,464 10,6133 NON

CIMAF 2369 225 8,4615 8,6238 NON

TAMBA 2624 225 5,0088 5,0413 NON

SOMA 2639 225 3,7709 3,7834 NON

GUEDIAW 1354 225 8,1986 8,2321 NON

MBAO 1313 225 12,1751 12,8549 NON

À la lumière des résultats présentés dans le Tableau 46, le courant de circuit le plus élevé est inférieur à 25 kA sur le réseau 90 kV. Ce courant de court-circuit est largement inférieur au pouvoir de coupure 31,5 kA qui est prévu pour le niveau 90 kV. Quant aux disjoncteurs installés sur le réseau 225 kV, même avec un pouvoir de coupure de 20 kA qui est très conservateur, ils demeurent adéquats et conformes. Le tout doit être validé avec les caractéristiques réelles des appareils de Senelec. Une autre simulation a été réalisée en 2022 afin de pouvoir connaître à quel horizon le courant de court-circuit est problématique pour les disjoncteurs installés sur le réseau 90 kV de la région de Dakar.


Les résultats présentés dans le tableau ci-dessous démontrent que même en 2022, les court-circuits demeurent en dessous du pouvoir de coupure (valeur de 31,5 kA). Tableau 4-48 : Niveau des courants de court-circuit sur le réseau 90 kV dans la région de Dakar à l’horizon 2022

NIVEAU DES COURANTS DE COURT-CIRCUIT SUR LE RÉSEAU 90 KV DANS LA RÉGION DE DAKAR À L’HORIZON 2022



TOBENE 1122 90 14,41 15,29 NON

BELAI 1301 90 17,64 18,21 NON

CAPDB 1302 90 19,66 21,12 NON

KOUNO 1307 90 19,22 20,38 NON

HANN 1310 90 20,07 21,18 NON

PDOIE 1311 90 20,34 21,73 NON

THIONA 1312 90 6,27 6,27 NON

AEROP 1314 90 15,86 15,90 NON

UNIVER 1315 90 15,09 15,23 NON

SOCOC 1316 90 14,83 14,97 NON

TAIBA 1317 90 15,60 15,64 NON

SOMET 1318 90 6,34 6,34 NON

MEKHE 1319 90 8,74 8,74 NON

OLAM 1351 90 3,26 3,33 NON

SICAP 1370 90 8,15 8,15 NON

SICAP 1370 90 13,66 13,74 NON

ICS 2363 90 6,49 6,49 NON

MAMELLES 2368 90 16,96 17,13 NON


À partir de l’horizon 2022 au niveau de certains disjoncteurs sur le réseau 90 kV dans la région de Dakar, les courants de court-circuit dépassent 20 kA. À cet effet, il est nécessaire d’avoir remplacé les anciens disjoncteurs dont le pouvoir de coupure est de 20 kA. Finalement, pour l’horizon 2019, les résultats démontrent qu’il n’y a aucun dépassement du pouvoir de coupure (valeur typique 20 kA) pour les disjoncteurs installés sur le réseau 90 kV de la région de Dakar. Tableau 4-49 : Niveau des courants de court-circuit dans la région de Dakar à l’horizon 2019

NIVEAU DES COURANTS DE COURT-CIRCUIT DANS LA RÉGION DE DAKAR À L’HORIZON 2019



TOBENE 1122 90 10,58 11,21 NON

BELAI 1301 90 15,59 16,12 NON

CAPDB 1302 90 17,71 19,45 NON

KOUNO 1307 90 17,13 18,39 NON

HANN 1310 90 17,40 18,28 NON

PDOIE 1311 90 17,65 18,76 NON

THIONA 1312 90 5,81 5,81 NON

AEROP 1314 90 12,85 12,86 NON

UNIVER 1315 90 13,58 13,72 NON

SOCOC 1316 90 13,38 13,53 NON

TAIBA 1317 90 14,39 14,45 NON

SOMET 1318 90 5,46 5,46 NON

MEKHE 1319 90 8,26 8,26 NON

OLAM 1351 90 3,04 3,11 NON

SICAP 1370 90 7,73 7,73 NON

SICAP 1370 90 6,14 6,18 NON

ICS 2363 90 12,42 12,51 NON

Les résultats de simulations démontrent que le niveau de courant de court-circuit ne pose pas de problème pour les disjoncteurs installés sur le réseau 90 kV et 225 kV. Il est à noter que les disjoncteurs qui sont conformes aux normes sont dimensionnés pour supporter un courant de défaut asymétrique de valeur crête égale à 2,6 fois le courant de défaut symétrique. 4.1.6 SOMMAIRE DES RECOMMANDATIONS

2017 La surcharge observée sur la ligne Tobene-Thiona est résolue par le projet décidé en cours de réalisation, soit une nouvelle ligne monoterne 225 kV Tobene-Kounoune. Lors de la présentation du rapport préliminaire, nous avons appris que la mise en service est reportée en 2019. Senelec devra porter une attention particulière à ces surcharges durant les pointes 2017 et 2018. 2019 Il est recommandé d’installer initialement au poste Patte d’oie, deux transformateurs 200 MVA 225-90 kV dans l’attente de l’intégration d’un palier 225/90 kV au poste Hann.


Comme spécifié lors de la présentation du rapport préliminaire, la mise en service du poste Patte d’oie 225/90 est reporté en 2019 et il est prévu dans les projets décidés de remplacer les deux lignes 90 kV Hann-Patte d’oie par deux câbles 1 600 mm2 en 2020. Nous recommandons que ces deux câbles soient isolés à 225 kV. Selon nos analyses, une surcharge lors de la perte d’une des lignes peut se produire en 2019. Cependant, il est possible de gérer cette surcharge pour une année, en conservant au moins un groupe de la centrale Bel-Air en service lors de la pointe. 2022 À la suite de l’augmentation de la charge, des surcharges sont prévues aux postes Tobene 225-90 kV, Matam 225-33 kV et Mbour (Malicounda) 225-33 kV. L’ajout de transformation est requis. Le remplacement de la ligne existante 90 kV et l’ajout d’une autre en conducteur 366 mm2 entre les postes Kounoune et CapDB en 2018, ainsi que le remplacement des deux lignes par deux câbles 1 600 mm2 225 kV en 2020, évitent l’ajout d’une troisième ligne CapDB-Kounoune et une quatrième ligne Hann-Patte d’oie 90 kV. Selon l’option 1Oie de la boucle 225 kV, il serait judicieux d’envisager l’installation de ces deux câbles isolés 225 kV et exploiter 90 kV en attente de la réalisation de la boucle 225 kV Kounoune-CapDB-Hann-Patte d’oie prévue en 2027. La perte de la ligne 225 kV Kounoune-Patte d’oie occasionne des surcharges sur la ligne CapDB-Mbao et les transformateurs 225-90 kV Kounoune. Il est requis d’ajouter la deuxième ligne afin d’éviter ces surcharges. 2024 À la suite de l’augmentation de la charge, des surcharges sont prévues aux postes Diamniadio et Kaolack 225-33 kV. L’ajout de transformation est requis. Étant donné la croissance rapide de la charge au poste Diamniadio, nous recommandons d’installer initialement deux transformateurs 80 MVA. Des commentaires récents nous font part que deux 80 MVA seront installés initialement. 2026 À la suite de l’augmentation de la charge, des surcharges sont prévues aux postes Diamniadio et Kaolack 225-33 kV. L’ajout de transformation est requis. Étant donné la croissance rapide de la charge au poste Diamniadio, nous recommandons d’installer initialement deux transformateurs 80 MVA. Des commentaires récents nous font part que deux 80 MVA seront installés initialement. 2027 La croissance de la charge et l’addition d’une centrale éolienne et d'une solaire occasionnent une augmentation de transit important sur le réseau 90 kV. Plusieurs surcharges sont observées sur les lignes 90 kV, les transformateurs 225-90 kV du poste Patte d’oie et la ligne Kounoune-Patte d’oie 225 kV. La réalisation d’une boucle 225 kV Kounoune-CapDB-Hann-Patte d’oie selon l’option 1 et d’une boucle Kayar-Tap- Tobene-Patte d’oie selon l’option 2 vient résoudre les problèmes de surcharges en plus d’améliorer la capacité et la robustesse du réseau pour les années futures.


Dans le cadre de l’implantation d’une nouvelle boucle 225 kV Kounoune-CapDB-Hann-Patte d’oie (option 1), nous recommandons le remplacement des deux transformateurs 90-33 kV de 80 MVA au poste MBAO par deux transformateurs 225-33 kV 80 MVA. Par contre, ce remplacement n’est pas requis avec l’option 2. La surcharge de la ligne CapDB-Mbao 90 kV nécessite l’addition ou l’augmentation de capacité thermique. Dans le cadre de l’implantation d’une nouvelle boucle 225 kV Kounoune-CapDB-Hann-Patte d’oie (option 1), nous recommandons le remplacement par un câble 225 kV. Par contre, ce remplacement n’est pas requis avec l’option 2. La surcharge de la ligne Patte d’oie-Aéroport 90 kV nécessite l’addition d’une seconde ligne 90 kV. La surcharge de la ligne Bélair-Université 90 kV est résolue avec l’addition de la seconde ligne Patte d’oie-Aéroport 90 kV. La surcharge de la ligne Tobene-Thiona 90 kV est résolue avec l’addition d’une seconde ligne Sococim-Someta. La surcharge de la ligne Tobene-Kounoune 225 kV, occasionnée par l’addition des centrales à l’est de Tobene, nécessite l’addition de la troisième de la ligne. La surcharge des transformateurs 225-90 kV 200 MVA du poste Patte d’oie est résolue par la boucle 225 kV Kounoune-CapDB-Hann-Patte d’oie option 1 ou 2. À la suite de l’augmentation de la charge, des surcharges sont prévues au poste Hann 225-33 kV, l’ajout de transformation est requis. Boucle 225 kV Kounoune-Cap DB-Hann-Patte d'oie option 1 En considérant qu’en 2018 et 2020 les nouvelles lignes Kounoune-CapDB et Hann-Patte d’oie seront construites à la tension 225 kV, la finalisation de la boucle nécessite une nouvelle ligne 225 kV Mbao-Hann et deux nouveaux transformateurs 200 MVA 225-90 kV au poste Hann. Boucle 225 kV Kayar-Tap- Tobene-Patte d’oie option 2 Dans cette option, la génération de gaz local est située à Kayar au lieu de St-Louis dans l’option 1. Ce changement modifie la topologie du réseau et il est recommandé d’évacuer la production gaz local de Kayar avec une ligne 225 kV 2 x 228 mm2 de 5 km en dérivation en plein centre de cette ligne, et une deuxième ligne 225 kV 2 * 228 mm2 biterne de 35 km au poste Guédiawaye. Voir schéma 1. Il est recommandé de prévoir le raccordement du poste Guédiawaye 225-33 kV directement au poste de Patte d’oie 225 kV par un câble 1 200 mm2 d’environ 5 km et d’une travée double 225 kV afin recevoir la ligne biterne 225 kV de Kayar. Il est recommandé d’installer deux transformateurs 200 MVA 225-90 kV et deux transformateurs 200 MVA 225-33 kV au poste Hann en remplacement des trois transformateurs 80 MVA 225-90 kV afin d’éviter une surcharge des transformateurs 200 MVA 225-90 kV et d’obtenir une meilleure régulation de tension et réduire les pertes. Il est recommandé de prévoir un emplacement pour un troisième transformateur 200 MVA 225-33 kV au poste Hann et une ligne de dérivation Kayar-Tap- Tobene biterne si de l’exportation est envisagée vers la Mauritanie ou le Mali.


2028 À la suite de l’augmentation de la charge, des surcharges sont prévues aux postes Université 90-33 kV. L’ajout de transformation est requis. La surcharge de la ligne Tobene-Thiona 90 kV est résolue avec l’addition de la ligne Thiona-Someta. Pistes de solutions pour délester les postes Hann, Aéroport et Université Des pistes de solutions, qui mériteraient d’être analysées selon la disponibilité de l’espace, seraient un nouveau palier de transformation 225-33 kV au poste Patte d’oie ou au poste Bel-Air afin de délester de la charge aux postes Hann, Aéroport et Université, selon la faisabilité de construire de nouvelles lignes 33 kV et le transfert de charge entre les postes sur le réseau de distribution. Une étude particulière devrait être réalisée pour l’installation d’un palier 225-33 kV au poste Bel-Air, car la transformation 225-90 kV devrait être installée au poste Bel-Air à la place du poste Hann. De plus les lignes Kounoune-Hann et CDB-MBO-Hann 90 kV devraient être détachées du poste Hann et rattachées au poste MBAO pour assurer la relève (n-1), et le réseau de distribution complètement réaménagé. Les lignes 90 kV Hann-Bélair seraient alors démantelées et remplacées par un câble ou une ligne 225 kV si possible. Ceci permettrait d’éviter la construction de la deuxième ligne 90 kV Patte d’oie-Aéroport (ainsi que les lignes Aéroport-Université-Bel-Air comme stipulé dans les commentaires du rapport préliminaire) et ainsi d’éviter l’installation d’un troisième transformateur 200 MVA 225-33 kV au poste Hann dans le futur. Au-delà de 2028 Au-delà de 2028, il y a beaucoup d’incertitudes tant au niveau de la quantité de production et de charge que de sa localisation. Nous avons toutefois voulu effectuer une analyse sommaire afin de cibler les points chauds sur réseau Senelec. Les analyses ont été faites à partir du modèle de base (sans mines) 2028 avec production de gaz local à Kayar. Les simulations en réseau normal démontrent qu’au-delà de 2032, le modèle 2028 a de la difficulté à converger et démontre des signes de faiblesse. Les analyses sont alors effectuées en 2032. Modèle 2032 analysé

Charge 2032 – 1 714 MW Réseau de base sans ERI - Production Senelec 1 200 MW (plan de production 2028), importation

565 MW. Les scénarios avec et sans ERI ont été analysés. Sans ERI, toute la production de Senelec est alors à son maximum et le niveau d’importation est, selon la clef de répartition, au même niveau que 2028. Il est farfelu de croire que toute la production de Senelec peut être exploitée à son maximum, mais le but est de cibler les surcharges des lignes et transformateurs HTB.


Observations de surcharges sur les lignes lors de contingences (avec et sans ERI) :

Ligne 225kV Touba-Kaolack (109 %). Ligne 90 kV Kounoune-Sococim (107 %). Ligne 90 kV Tobene-Thiona (111 %). Ligne 225 kV Malicounda-Diass (105 %). Lignes 225 kV Kounoune-Patte d’oie (110 %). Lignes 225kV Hann-Patte d’oie (126 %).

Pistes de solutions Il devra y avoir un renforcement des lignes Touba-Kaolack et Tobene-Thiona ce qui évitera également une surcharge des lignes Malicounda-Diass et Kounoune-Sococim. Surcharge des Lignes 225 kV Kounoune-Patte d’oie et des lignes 225 kV Hann-Patte d’oie, option 2 et option 2A. Option 2 (Kayar -2026) Le transit du corridor 225 kV Kounoune-Panne d’oie est favorisé au détriment du corridor 225 kV Kayar-Guédiawaye. Une manière de favoriser le transit sur le corridor Kayar-Guédiawaye est que la dérivation Kayar-Tap- Tobene soit une ligne biterne, celle de Kayar-Guédiawaye (2026) construite avec un conducteur 2 x 570 mm2, et prévoir deux câbles 1 200 mm2 entre Guédiawaye et Patte-d’oie. Option 2A (Kayar-2026) Dans l’éventualité où des restrictions de passage ou de contraintes environnementales de construire une ligne 225 kV le long de la côte dans l’option 2A, celle-ci est la continuité de l’option 2 de 2027 auquel il faut ajouter un troisième câble 225 kV 1 200 mm2 entre les postes Kounoune-Patte-d’oie, un seul câble Guédiawaye-Patte-d’oie est alors requis. Quant à la surcharge sur les lignes 225 kV Hann-Patte-d’oie, la solution est d’ajouter un troisième câble de 1 600 mm2 ou un palier de transformation 225-33 kV au poste Patte d’oie. Corridor 225 kV Matam-Touba Une nouvelle ligne 225 kV Matam-Touba a été discutée lors de la présentation du rapport préliminaire. Cette ligne servirait à alimenter de la charge locale dans la région de Louga. Le besoin d’une telle ligne n’a pas été identifié dans le plan directeur et servirait à diviser le transit d’énergie avec la ligne Matam- Tobene-Touba. Si cette ligne est raccordée en amont des condensateurs séries vers Kayes au poste Matam, le besoin de rehausser la capacité thermique des condensateurs série de Matam, Dagana et Sakal serait repoussé loin dans le temps. Son impact pour l’alimentation de Dakar et ses environs se ferait sentir seulement après 2032 selon nos analyses et hypothèses, à moins d’augmenter l’import de l’OMVS et de l’OMVG. En résumé Le nouveau poste Patte d’oie 225-90 kV est la pierre angulaire des prochains investissements afin de créer un corridor d’énergie 225 kV vers Dakar. Nous recommandons qu’il soit composé de deux transformateurs 200 MVA 225-90 kV. Cette capacité est nécessaire dans l’attente du palier 225 kV au poste Hann en 2027. L’installation d’une inductance shunt 225 kV de 20 MVAR serait à confirmer lors de l’étude de projet.


Le poste Patte d’oie sera mis en service en 2019 et sera raccordé au poste Kounoune 225-90 kV par un câble 225 kV 1 200 mm2 ; nous recommandons un câble 1 600 mm2 si l’échéancier le permet, un deuxième câble est prévu en 2022. Il sera également raccordé au poste Hann par deux câbles 1 600 mm2. Nous recommandons que ces deux câbles soient isolés à 225 kV et prévoir des conduits pour un troisième câble si la construction d’un palier 225-33 kV au poste Patte-d’oie est impossible. Il est également prévu de construire une nouvelle ligne 225 kV 2 x 228 mm2 entre Tobene et Kounoune en 2019 ; nous recommandons une deuxième ligne en 2027. Senelec prévoit construire une ligne biterne en 2019. Il est à noter que selon l’analyse sommaire de l’option 2 (génération gaz local à Kayar) en 2032 de la boucle 225 kV, il est préférable que cette ligne biterne 225 kV soit construite avec un conducteur 2 x 570 mm2 entre Tobene-Kayar-Guédiawaye et que le poste Guédiawaye soit relié au poste Patte-d’oie par deux câbles 1 200 mm2. Toutefois, la partie Tobene-Kayar de la ligne biterne pourrait demeurer en 2 x 228 mm2 si l’ingénierie est trop avancée. La finalisation du corridor d’énergie 225 kV vers les postes Hann est prévue en 2027. Entre-temps, la ligne existante 90 kV Kounoune-CapDB 288 mm2 doit être remplacée par une ligne 366 mm2. Dans l’option 2 de la boucle 225 kV, une deuxième ligne 366 mm2 peut être installée, mais dans l’option 1, la deuxième ligne doit être un câble 225 kV 1200 mm2. En 2027, un palier 225 kV comprenant deux transformateurs 200 MVA 225-90 kV doit être installé au poste Hann et, dans l’option 2, les trois transformateurs 90-33 kV doivent être remplacés par deux transformateurs 200 MVA 225-33 kV, contrairement à l’option 1 où le palier 90-33 kV peut être conservé. Les deux transformateurs 200 MVA 225-90 kV du poste Hann sont fondamentaux afin que la boucle 90 kV Hann-Bel-Air-Université-Aéroport-Patte d’oie soit alimentée par un corridor d’énergie 225 kV provenant des postes Hann et Patte d’oie, et ainsi soulager le réseau 90 kV. Nous favorisons l’option 2 (Kayar) de la boucle 225 kV, même si la génération gaz local n’est pas installée à Kayar, car il apporte une diversité dans le cheminement de l’énergie au poste Patte d’oie. Tout repose sur la faisabilité et l’acceptabilité d’une ligne aérienne 225 kV le long de la côte. Nous favorisons un conducteur 2 x 570 mm2. Il faut cependant savoir qu’un conducteur 2 x 228 mm2 exigerait des pylônes plus petits et donc une empreinte environnementale plus réduite. Toutefois, ce choix demandera, à long terme, un troisième câble 225 kV entre Kounoune et Patte d’oie. Afin d’obtenir une bonne gestion de la tension, il est recommandé que Senelec installe des régulateurs de tension en mode automatique sur tous ces transformateurs HTA, et procède à l’installation de condensateurs shunt sur les lignes de distribution afin d’obtenir un facteur de puissance au poste d’au moins 98 %.


Tableau 4-50 : Liste des nouveaux transformateurs recommandés

LISTE DES NOUVEAUX TRANSFORMATEURS RECOMMANDÉS

Barre Poste/ HT Barre Poste/ BT Id MVA Coût Remarque

2016

1310 HANN 90,000 4310 HANNLD1 30.000 3 80 Troisième xfo 80 MVA

2022

2122 TOBENE 03 225,00 1122 TOBENE 90.000 3 75 Addition d'un troisième xfo,

2309 MALICOUNDA

225,00 4309 MBOURLD1

33.000 3 40 Addition d'un troisième xfo

2119 MATAM 225,00 4119 MATAMLD1

33.000 1 40 Remplacement du xfo 20 MVA

2119 MATAM 225,00 4119 MATAMLD1

33.000 2 40 Addition d'un deuxième xfo (n-1)

2024

2305 KAOLA 225 kV 4305 KAOLALD1 33 3 40 Addition d'un troisième xfo

2026

2120 SAKAL 225 4120 SAKALLD1 33 1 80 Remplacement du xfo 50 MVA

2120 SAKAL 225 4120 SAKALLD1 33 2 80 Addition d'un deuxième xfo (n-1)

2027

1310 HANN 90 4310 HANNLD1 33 80 Addition du quatrième xfo 80 MVA

option 1

1310 HANN 90,000 2310 HANN 225.00 1 200 Boucle 225 kV

1310 HANN 90,000 2310 HANN 225.00 2 200 Boucle 225 kV

1310 HANN 225,000 4310 HANN 33.00 1 200 Boucle 225 kV option 2

1310 HANN 225,000 4310 HANN 33.00 3 200 Boucle 225 kV option 2

2028

1315 UNIVER 90 4315 UNIVERLD1 33 40 Addition du troisième xfo 40 MVA


Tableau 4-51 : Liste des nouvelles lignes recommandées

LISTE DES NOUVELLES LIGNES RECOMMANDÉES Barre Nom barre Barre Nom barre ID Section Km MVA Coût Remarque

2019 option 2

1354 GUEDIAW 25,00 2311 PDOIE 225,00 1 Câble 225 kV 1 200 mm² 5 385 Nouveau poste

2022

2311 PDOIE 225,00 2307 KOUNO 225,00 2 Câble 225 kV 1 200 mm² 12 385 Addition de la deuxième ligne

2027

1311 PDOIE 90,000 1314 AEROP 90,000 2 Câble 90 kV 1 200 mm² 9 155 Addition de la deuxième ligne

1316 SOCOC 90,000 1318 SOMET 90,000 2 L90 kV 288 mm² ALAC 11 78 Addition de la deuxième ligne

2122 TOBEN 225,00 2307 KOUNO 225,00 3 L 225 kV 2 x 228 m²ALM 55 312 Troisième ligne 225 kV

Boucle 225 kV option 1

2310 HANN 225,00 2311 PDOIE 225,00 1 Câble 225 kV 1 600 mm² 1,2 385 Non requis si installé en 2020

2310 HANN 225,00 2311 PDOIE 225,00 2 Câble 225 kV 1 600 mm² 1,2 385 Non requis si installé en 2020

2302 CAPDB 225,00 1313 MBAO 225,00 1 Câble 225 kV 1 200 mm² 1,5 385

1313 MBAO 225,00 2310 HANN 225,00 1 Câble 225 kV 1 200 mm² 17 385

2302 CAPDB 225,00 2307 KOUNO 225,00 1 Câble 225 kV 1 200 mm² 6,5 385 Non requis si installé en 2022

2026 Boucle 225 kV option 2 Génération Kayar en 2026

2340 KAYAR 225.00 23401 DKAYAR 1 L225 kV 2x228 mm²ALM 5 312

2340 KAYAR 225.00 1354 GUEDIAW 1 L225 kV 2x228 mm²ALM 35 312


2028

1312 THIONA 90,000 1318 SOMET 90,000 2 L90 kV 288 mm² ALAC 24 78 Addition de la deuxième ligne

2032 Boucle 225kV Option 2A

2311 PDOIE 225,00 2307 KOUNO 225,00 3 Câble 225 kV 1 200 mm² 23 385 Addition du troisième câble

2032 Boucle 225kV Option 2

1354 GUEDIAW 25,00 2311 PDOIE 225,00 2 Câble 225 kV 1 200 mm² 5 385 Deuxième câble

2340 KAYAR 225,00 23402 DKAYAR 2 L225 kV 2 x228 mm² 5 312 Deuxième dérivation

2340 KAYAR 225.00 1354 GUEDIAW 1 L225 kV 2 x570 mm²ALM 35 665


Dans ce scénario, les conducteurs installés en 2026 Kayar-Guédiawaye doivent être 2 x 570 mm2, et on ouvre la ligne biterne Tobene-Kounoune au poste Kounoune.


4.2 ANALYSE DU COMPORTEMENT DYNAMIQUE DU RÉSEAU

DE SENELEC 4.2.1 BUT DE L’ÉTUDE

Des simulations du comportement dynamique du réseau interconnecté de Senelec sont nécessaires afin de s'assurer qu'à la suite des évènements sévères dictés par le critère de conception, le réseau résiste sans perte additionnelle d'équipement et qu'il revienne dans un régime permanent stable à l'intérieur des limites acceptables de tension et de fréquence. Ces simulations, d'un laps de temps typique de 20 secondes, découleront de différentes perturbations appliquées à des endroits critiques sur le réseau de Senelec. Ces endroits critiques seront identifiés lors de l'analyse de contingence en écoulement de puissance et, par expérience, selon la topologie du réseau. 4.2.2 MÉTHODOLOGIE ET CRITÈRES

L’étude de stabilité a été réalisée sur les scénarios créés et validés par l’étude statique. Dans certains cas, des variantes ont été réalisées afin d’énoncer des recommandations. Cette analyse du comportement dynamique couvrira les différents types de stabilité suivants : ÉTUDES DE STABILITÉ DE TENSION

Cette analyse aidera à confirmer que les tensions du système restent en deçà les limites admissibles (généralement +10/-10 % pour les études dynamiques) après une perturbation du système et que, conséquemment, il n'y ait pas d'effondrement de tension ÉTUDE DE STABILITÉ TRANSITOIRE (ANGLE DU ROTOR)

Cette analyse contribuera à confirmer que les alternateurs restent en synchronisme après une perturbation importante. Notons que l'impact des installations photovoltaïques (PV) ou éoliennes sur la stabilité transitoire s'observe par un effet indirect : la perte de synchronisme d'une autre installation synchrone. En fait, ils sont de type de génération asynchrone. ÉTUDES DE STABILITÉ DE FRÉQUENCE

Cette analyse aidera à confirmer que les équipements sensibles en fréquence comme les centrales thermiques, les onduleurs photovoltaïques, et les parcs éoliens continueront à fonctionner sans interruption pour des évènements sévères qui provoquent une perturbation importante de la fréquence nominale du système (par exemple, en raison de perte de charge ou de perte d’unité de production). Par conséquent, le comportement en fréquence du réseau doit, pour chaque évènement de catégorie dite normale, être maintenu en tout temps au-dessus des seuils de délestage de charge en sous-fréquence et de déclenchement des centrales. Dans tous les cas, la fréquence doit être ramenée à la fréquence nominale ± 0,25 Hz à l’intérieur de 10 minutes suite à un évènement. ÉTUDES DE SOUS-TENSION (LOW VOLTAGE RIDE THROUGH-IVRT)

Cette analyse particulière pour les énergies renouvelables de type solaire et éolienne permettra de confirmer que ces installations resteront connectées pour des défauts au point de raccordement ou proches de ce point de connexion. Notez que les modèles dynamiques génériques fournis dans la librairie de modèle de PSS/E peuvent être utilisés pour cette analyse. Ainsi, pour l'intégration de parcs éoliens et PV, nous devrons nous assurer que le réseau peut fournir une tension minimale de rétablissement lors d'un défaut selon la courbe de la figure suivante. Ajoutons que


les installations PV et éoliennes devront demeurer en service lorsqu'à la suite d'une perturbation, la tension de composante directe, du côté Haute Tension du poste de départ, se maintient au-dessus de cette même courbe.


Figure 4-3 : Sous-tension durant laquelle les éoliennes doivent demeurer en service (Low Voltage Ride Through)

CONTINGENCES SIMULÉES

Les perturbations simulées dictées par le critère de conception sont de catégorie dite normale. Par exemple, le défaut et le déclenchement d'un équipement de transport, y compris un circuit d'une ligne de transport, un transformateur de puissance, des pertes de charge, une perte d’unité de production, un disjoncteur, etc. Ces perturbations, dites normales, peuvent justifier des ajouts au réseau, contrairement aux perturbations dites extrêmes (perte de poste, perte de corridor, perte de centrale, etc.). Pour ce dernier type de contingences, on peut recourir à l'usage d'automatisme pour minimiser l'impact sur le réseau et réduire les possibilités de panne d'électricité au pays. De plus, nous devrons modéliser les systèmes de délestage par sous-fréquence et sous-tension, s'ils sont existants. Cette approche vise à s'assurer qu'ils ne réagissent pas lors de contingences dites normales. Pour tous les scénarios et certaines variantes, nous avons simulé plus de 31 évènements dits normaux, c’est-à-dire l’application d’un défaut triphasé d’une durée de 100 msec. (Six cycles) suivis de l’élimination du défaut par la perte de la ligne à 225 kV.


La liste des 31 évènements simulés est la suivante : lll2104Tamba lll 6cy. Kayem perte de ligne Kayem-Tamba 225 kV cir. 1 lll2114Dagan lll 6cy. Rosso perte de ligne Rosso-Dagan 225 kV cir. 1 lll2119Bakel lll 6cy. Matam perte de ligne Matam-Bakel 225 kV cir. 1 lll2120Toben lll 6cy. Sakal perte de ligne Sakal- Tobene 225 kV cir. 1 lll2121Matam lll 6cy. Dagan perte de ligne Dagan-Matam 225 kV cir. 1 Ligne compense série lll2121Sakal lll 6cy. Dagan perte de ligne Dagan-Sakal 225 kV cir. 1 Ligne compense série lll2122Kouno lll 6cy. Tobene perte de ligne Tobene-Kounoune 225 kV cir. 1 lll2122Mboro lll 6cy. Tobene perte de ligne Tobene-Mboro 225 kV cir. 1 lll2122Sakal lll 6cy. Tobene perte de ligne Tobene-Sakal 225 kV cir. 1 lll2122StLou lll 6cy. Tobene perte de ligne Tobene-St-Louis 225 kV cir. 1 lll2122Touba lll 6cy. Tobene perte de ligne Tobene-Touba 225 kV cir. 1 lll2304Koala lll 6cy. Touba perte de ligne Touba-Kaolack 225 kV cir. 1 lll2305Fatic lll 6cy. Kaolack perte de ligne Kaolack-Fatick 225 kV cir. 1 lll2305Soma lll 6cy. Kaolack perte de ligne Kaolack-Soma 225 kV cir. 1 lll2305Tamba lll 6cy. Kaolack perte de ligne Kaolack-Tamba 225 kV cir. 1 lll2307Pdoie lll 6cy. Kounoune perte de ligne Kounoune-Patte d’oie 225 kV cir. 1 lll2307Sendu lll 6cy. Kounoune perte de ligne Kounoune-Sendou 225 kV cir. 1 lll2308Malic lll 6cy. Diass perte de ligne Diass-Malicounda 225 kV cir. 1 lll2308Sendu lll 6cy. Diass perte de ligne Diass-Sendou 225 kV cir. 2 lll2309Fatic lll 6cy. Malicounda perte de ligne Malicounda-Fatick 225 kV cir. 1 lll2327BeniN lll 6cy. St-Louis perte de ligne St-Louis-Beni-Nadj 225 kV cir. 1 lll2332Kolda lll 6cy. Tanaf perte de ligne Tanaf-Kolda 225 kV cir. 1 lll2332Manso lll 6cy. Tanaf perte de ligne Tanaf-Mansoa 225 kV cir. 1 lll2332Soma lll 6cy. Tanaf perte de ligne Tanaf-Soma 225 kV cir. 1 lll2624Kolda lll 6cy. Tamba perte de ligne Tambacounda-Kolda 225 kV cir. 1 lll2625Kedoug lll 6cy. Samba perte de ligne Sambangalou-Kedougou 225 kV cir. 1 lll2625Tamba lll 6cy. Samba perte de ligne Sambangalou-Tambacounda 225 kV cir. 1 Pour le réseau 2028, nous ajoutons ces nouveaux évènements : lll2310Pdoie lll 6cy. Hann perte de ligne Hann-Pdoie 225 kV cir.1 lll2307CDB lll 6cy. Kounoune perte de ligne Kounoune-Cap des Biches cir.1 lll2302CDB lll 6cy. Cap des Biches perte de ligne Hann-Cap des Biches cir.1 lll2122Kouno lll 6cy. Tobene perte de ligne Tobene-Kounoune cir.1 Nous avons aussi simulé des pertes de production à la suite du dommage d’un élément, soit un transformateur ou une ligne, intégrant cette production au réseau et, de façon exceptionnelle, la perte du jeu barre. PerteAfri Perte de production @ MBoro Africa Energy unité Turbine à vapeur 1 x 45 MVA PerteBelair Perte de production @ Bel-Air deux unités diesel = 36 MVA PerteC301 Perte de production @ Cap des Biches unité Turbine à vapeur C-301 28 MVA PerteC303 Perte de production @ Cap des Biches unité Turbine à vapeur C-303 28 MVA PerteC403 Perte de production @ Cap des Biches unité Diesel C-403 20 MVA PerteCDB Perte de production @ Cap des Biches unité Diesel C404 C405 x 18 MVA = 36 MVA PerteCont Perte de production @ Cap des Biches IPP Contour Global trois Diesel x 20 MVA = 60 MVA PerteKaho2 Perte de production @ Kahone 2 unités Diesel C-701 21.3 MVA PerteKouno Perte de production @ Kounoune IPP neuf unités Diesel 9 x 21,3 MVA = 191,7MVA PerteSendu Perte de production @ Sendou unité Turbine à vapeur 147 MVA PerteTAG4 Perte de production @ Bel-Air TAG-4 unité Turbine A Gaz 34 MVA


PerteEole Perte de production @ Taïba parc éolien de 158 MW x 46 % = 72 MW max À noter que pour ces évènements, certains ne sont pas applicables, car ces centrales peuvent ne pas être en service pour le scénario simulé et que nous avons porté une attention particulière à ces évènements dans l’analyse de la stabilité de fréquence. La perte du jeu barre est toutefois traitée comme un évènement exceptionnel qui peut nécessiter et permettre l’usage du délestage de charge en sous-fréquence. Par conséquent, ce type d’évènement n’est pas utilisé pour le dimensionnement de la réserve tournante. Il en est de même pour les pertes de centrales où l’usage d’un automatisme de télédélestage de charge est plutôt recommandé. Par conséquent, malgré l’importance de couvrir ces types d’événements, ils n’ont que peu d’impact sur le plan d’investissements du plan directeur du réseau de transport de Senelec. PUISSANCE CONSIDÉRÉE POUR LES CENTRALES D’ÉNERGIE RENOUVELABLE

Pour la centrale éolienne, malgré une puissance installée de 158 MW en 2022, la puissance maximum considérée est de 72 MW, soit 46 % de la puissance installée. Cette puissance maximum est en fonction d’un vent minimum de 7 m/s, ce qui arrive 10 % du temps. Pour 2019, nous avons une puissance installée de 51,75 MW x 2 = 103,5 MW, ce qui donne un maximum de 47,6 MW. Pour les parcs solaires, nous avons considéré l’instant où l’irradiation est au maximum, pour une production maximale équivalente à la puissance MW installée. Tableau 4-52 : Puissances installées et injectées des parcs éoliens et des parcs solaires

PUISSANCES INSTALLÉES ET INJECTÉES DES PARCS ÉOLIENS ET DES PARCS SOLAIRES Puissance installée (MW) Puissance injectée (MW)

2019 2022 2028

EOLSN TAIBA 0.6500 158 47 72 72

EOL_1 0.7000 51,75 24

SNIAKHAR 11.000 47 47 47 47

SDIASS 11.000 15 15 15 15

SKAHONE 11.000 30 30 30 30

SMEKH 11.000 29,5 29,5 29,5 29,5

SMEKH 11.000 29,5 29,5 29,5 29,5

SBOKHOL 11.000 20 20 20 20

STOUBA 11.000 23 23 23 23

SMALICOU 11.000 20 20 20 20

SOL_6 11.000 40 40

TOTAL 463,75 261 286 350

Cette puissance maximale n’est possible qu’en période hors pointe. Ainsi, le niveau de charge utilisé est celui observé dans cette situation de pointe de production des parcs solaires.


ÉVÈNEMENTS À COUVRIR POUR FIXER LA RÉSERVE TOURNANTE

La réserve 10 minutes est donc la réserve nécessaire pour satisfaire ce critère de fréquence. Elle est constituée d’une réserve tournante (synchrone) et non tournante (asynchrone). Par définition, en tout temps sur le réseau, elle doit être normalement égale à la plus grosse perte de production à la suite d'une simple contingence. De plus, l’objectif ici est évidemment de minimiser la quantité de réserve tournante, celle-ci étant la plus dispendieuse à produire. Cette réserve tournante faisant partie de la réserve 10 minutes, son rôle est, grâce à une réaction instantanée des unités de production et à une déviation de fréquence, d’éviter la perte de charge par délestage en sous-fréquence lors de la perte de la plus grosse unité de production à la suite d’une simple contingence. Selon le développement du réseau à travers les trois horizons d’étude, les plus grosses pertes de production sont dans l’ordre :

Unité de production au charbon de Sendou 115 MW. Parc éolien Taïba puissance nominale de 158 MW pour 2022, mais avec un maximum de 72 MW

72 MW étant le maximum selon le profil horaire, tel que défini dans le rapport sur

l’équilibre de l’offre et de la demande. Parcs solaires de Mékhé 2 x 30 MW pour 60 MW. Parc éolien Taïba puissance nominale de 103,5 MW pour 2019, mais avec un maximum de

47,6 MW.

47,6 MW étant le maximum selon le profil horaire, tel que défini dans le rapport sur

l’équilibre de l’offre et de la demande. Parc solaire de Niakhar 47 MW. Unité de production au charbon Africa-Energy 90 MW (étant planifié il serait possible à cause de

l’impact, de réduire la grosseur des unités à 2 x 45 MW ou 3 X 30 MW afin de minimiser la fréquence d’une quantité importante de réserve tournante).

Perte des deux unités de production C404-C405 à Cap des Biches étant sur le même transformateur pour une perte totale de 31,5 MW.

Perte de la turbine à gaz TAG-4 à Bélair pour une perte de 30 MW. HYPOTHÈSES DE RÉSERVE

En ce moment, la réserve tournante disponible provient des centrales C6 et C7 pour un total disponible de 24 MW (12 MW chacune). Ainsi, nous prioriserons ces centrales pour la réserve tournante du réseau de Senelec. Par la suite, au besoin, les centrales et leurs capacités de réserve tournante suivantes seront utilisées. Nous avons conservé le même facteur de réserve que pour C6 et C7, soit autour de 12 % du nominal :

IPP HFO DUAL Malicounda 15 MW IPP Contour Global 10 MW IPP Tobene 14 MW

Par conséquent, si nous pouvons compter sur une réserve potentielle de 51 MW et les contributions de C6 et C7, nous obtenons ainsi une réserve tournante maximum de 63 MW. À noter que, pour obtenir par exemple un niveau de réserve de 50 MW, ceci impliquerait une production en réseau d’environ 400 MW : les centrales C6, C7, Malicounda et Contour. En 2028, pour produire de la réserve additionnelle, nous pouvons compter sur la nouvelle production à cycle combiné pour un total additionnel de 24 MW.


De plus, nous pouvons considérer la possibilité de réserve tournante provenant des centrales hydrauliques de l’OMVS sachant qu’une certaine importation peut provenir de ce complexe hydraulique et ainsi soutirer une certaine réserve tournante de celui-ci. Par la suite, nous pouvons considérer aussi une contribution du complexe hydraulique de l’OMVG sachant qu’une certaine importation peut aussi provenir de ce complexe. Nous avons fixé la contribution en réserve tournante à trois pour cent de la puissance installée. Ainsi, notre analyse considérera la disponibilité de réserve tournante suivante : Tableau 4-53: Réserves tournantes provenant des réseaux voisins

RÉSERVES TOURNANTES PROVENANT DES RÉSEAUX VOISINS Horizon 2019 Horizon 2022 Horizon 2028

Utilité Installé

(MW) Réserve

synchro. (MW) installé

(MW) Réserve

synchro. (MW) Installé

(MW) Réserve

synchro. (MW)

OMVS 260 8 400 12 694 21

OMVG - - 883 26 1474 44

Total 260 8 1283 38 2168 65

Pour 2019 :

OMVS : 3 % de 260 MW = 8 MW Pour 2022 :

OMVS : 3 % de 400 MW = 12 MW OMVG : 3 % de 883 MW = 26 MW

Pour 2028 :

OMVS : 3 % de 694 MW = minimum 21 MW OMVG : 3 % de 1474 W = minimum 44 MW

Il faudra donc, pour que les résultats de l’étude et les recommandations concordent avec les simulations, que Senelec s’assure en exploitation d’obtenir cette quantité minimale de réserve des réseaux voisins en tout temps. À noter qu’intentionnellement, nous n’avons pas considéré de contribution de réserve provenant de la Somelec. De plus, pour en évaluer l’impact à court terme, des variantes sont étudiées en 2019 et 2022 en ne considérant aucun apport provenant de ces deux complexes hydrauliques, situation qui, on en convient, est pessimiste. RÉSERVE TOURNANTE POUR LA FLUCTUATION DE L’ÉNERGIE RENOUVELABLE

Un autre aspect qui fixe une quantité minimale de réserve tournante est la fluctuation de ce type de production, soit une baisse abrupte de vent pour le parc éolien ou le passage de nuages au parc solaire. Ainsi, il est cité, dans le rapport d’équilibre de l’offre et de la demande pour les années 2019, 2022 et 2028, les valeurs suivantes :


Résumé des fluctuations maximales des ERI versus niveau de réserve synchrone En résumé, les fluctuations maximales potentielles selon les considérations citées plus haut sont les suivantes :

41 MW soit 70 % de la puissance installée du plus grand parc solaire. (Mékhé 2 x 29,5 MW). 54 MW soit 35 % de la puissance installée du plus grand parc éolien.

Ceci étant pour les simulations 2022 et 2028. Pour 2019, avec un parc éolien de 103,5 MW, la fluctuation serait plutôt de 35 MW. Il est donc, au départ, requis d’avoir sur le réseau interconnecté une réserve tournante équivalente à cette fluctuation pour régulariser la fréquence correctement. NIVEAU DE PÉNÉTRATION DE L’ÉNERGIE RENOUVELABLE

Le niveau de pénétration d’énergie renouvelable, tel que l’éolien et le solaire, en remplacement de la production thermique a un impact majeur sur le niveau de réserve nécessaire pour se conformer au critère de fréquence. La particularité de ce type d’énergie, qui est de ne pas offrir de réserve tournante ni de non-tournante, peut imposer une quantité maximale d’énergie renouvelable intermittente sur le réseau. De plus, si mal gérée et sans moyens d’équilibrage (fournie normalement et de façon temporaire par la réserve 10 minutes), la fluctuation de la production inhérente à la source d’énergie contribuera aussi à la problématique, soit de se conformer au critère de fréquence. Des scénarios et des variantes ont été étudiés pour déterminer la réserve nécessaire afin de se conformer au critère de fréquence et voir si le niveau de pénétration d’énergie renouvelable proposée dans le rapport sur l’équilibre de l’offre et de la demande de 30 % de la charge est acceptable en tout temps. En premier lieu, il est important de constater que l’utilisation de l’énergie renouvelable intermittente détériore le comportement en fréquence d’un réseau isolé (sans interconnexion). L’absence d’inertie, particulièrement pour les centrales solaires, accentue la pente de fréquence et augmente ainsi le risque d’atteindre le seuil de délestage en sous-fréquence. La prochaine figure démontre clairement ce phénomène.


Figure 4-4 : Impact de l’énergie renouvelable sur le comportement en fréquence (Hz)

Sur la figure ci-dessus, nous avons remplacé les centrales solaires et éoliennes par des centrales thermiques tout en conservant la même réserve tournante, soit 50 MW. Nous observons que pour le scénario avec énergie renouvelable, à la suite de la perte de 50 MW, nous atteignons le seuil de délestage. Pour le scénario sans énergie renouvelable, l’augmentation de l’inertie permet de ralentir la chute fréquence et de permettre de soutirer la réserve disponible par l’action des régulateurs de vitesse avant d’atteindre le seuil de délestage en sous-fréquence. Sans les interconnexions, il est donc primordial de conserver un minimum d’inertie sur le réseau de Senelec en toute circonstance. Un autre aspect à considérer est la présence des réseaux voisins synchrones, donc pouvant contribuer en inertie et en réserve tournante. L’impact de leur présence est majeur sur le comportement en fréquence du réseau de Senelec.


Figure 4-5 : Impact des réseaux voisins sur le comportement en fréquence (Hz)

En effet, comme montré sur la figure précédente, le fait de s’interconnecter avec les réseaux voisins et de leur permettre de contribuer à la réserve améliore grandement le comportement en fréquence du réseau. Il sera donc important que Senelec s’assure d’obtenir en tout temps un minimum de réserve tournante provenant des réseaux voisins et de prioriser la présence des interconnexions.


4.2.3 DONNÉES ET MODÈLES DE SIMULATION

MODÈLES DYNAMIQUES DES CENTRALES

Une cueillette de données a été réalisée afin d'obtenir toutes les informations pertinentes à la modélisation des composantes dynamiques (turbine, alternateur, régulateur, excitatrice, stabilisateur, etc.). Dans l'inconnu ou correctif, nous avons utilisé des paramètres et des modèles typiques disponibles dans la librairie de PSS/E. De plus, lorsqu’il était possible de le faire, nous avons obtenu du manufacturier les modèles et les données recommandés pour leurs installations.

Vous trouverez en annexe (A) les données et les modèles utilisés pour les centrales du réseau existantes de Senelec. Les schémas bloc correspondant aux modèles utilisés sont tous disponibles dans la documentation de PSS/E (Model Library).

Pour la suite, nous avons intégré dans les modèles dynamiques les centrales hydrauliques et thermiques prévues et proposées dans le rapport de l’équilibre de l’offre et de la demande.

Pour les centrales ERI, nous utiliserons les modèles suivants pour la réalisation du Plan directeur : Parc éolien

Dans la librairie de PSS/E, nous avons les modèles suivants :

WT4G1 Wind Generator Model with Power Converter (Type 4) pour le convertisseur.

WT4E2 Electrical Control for type 4 wind generator pour les contrôles.

WTDTA1 Generic Drive Train Model type 4 pour la turbine.

Ce type de parc éolien est très performant et semble être celui proposé pour le parc éolien de TAÏBA. Selon la documentation disponible sur le parc éolien, il serait constitué ultimement de trois réseaux collecteurs qui peuvent être représentés par un équivalent. Ces impédances équivalentes sont exprimées en « pu » pour une puissance de base de 100 MVA et une tension de 33 kV : Tableau 4-54 : Circuits équivalents pour le parc éolien de Taïba

CIRCUITS ÉQUIVALENTS POUR LE PARC ÉOLIEN DE TAÏBA

R1 (pu) X1 (pu) R0 (pu) X0 (pu) B (pu)

0,001959 0,002332 0,006989 0,002326 158837,3


De plus, pour le transformateur équivalent associé aux 46 éoliennes regroupées, nous obtenons les paramètres suivants : Tableau 4-55 : Données du transformateur équivalent du parc éolien de Taïba

DONNÉES DU TRANSFORMATEUR ÉQUIVALENT DU PARC ÉOLIEN DE TAÏBA

Paramètres Valeur Description

Puissance apparente 172,5 MVA

Tension primaire 33 kV

Tension secondaire 0,65 kV

Z1 9 %

Z0 0,7 %

Connexion Dyn5

Courant d’appel 8 x In

Pertes de cuivre 1 403 kW Pleine charge

Perte à vide 26,8 kW

Figure 4-6 : Réseau équivalent du parc éolien de Taïba

Parc solaire

Pour les centrales photovoltaïques, nous utiliserons un modèle similaire aux parcs éoliens de type 4 avec la possibilité de modifier la puissance de sortie en fonction de l'ensoleillement.

PVGU Power Converter/Generator Module pour le convertisseur

PVEU Electrical Control Module pour les contrôles

PANEL Linearized Model of a Panel's Output Curve les panneaux solaires

IRRAD Linearized Solar Irradiance Profile Irradiance solaire

Il est peu probable que nous utiliserons ces deux derniers modèles qui modulent la puissance de sortie de la centrale PV en fonction de l'ensoleillement, car la situation la plus contraignante pour le réseau est lorsque la centrale produit au maximum.

46x3300kW

12

Dyn5PI

+Circuit_Equivalent

BUS_4326BUS_4340


Pour le réseau équivalent des parcs solaires, nous nous sommes limités à des valeurs typiques et à une simple configuration. Par exemple, au parc solaire de Kahone, nous avons la représentation suivante : Figure 4-7 : Représentation réseau du parc solaire de Kahone

REPRÉSENTATION DE LA CHARGE

Le modèle dynamique de charge qui est utilisé pour l’étude a cette forme :

𝑃 = 𝑃𝑙𝑜𝑎𝑑(𝑎1𝑉𝑛1 + 𝑎2𝑉

𝑛2 + 𝑎3𝑉𝑛3)(1 + 𝑎7∆𝑓)

𝑄 = 𝑄𝑙𝑜𝑎𝑑(𝑎4𝑉

𝑛4 + 𝑎5𝑉𝑛5 + 𝑎6𝑉

𝑛6)(1 + 𝑎8∆𝑓) Nous utilisons les paramètres suivants pour toutes les charges de Senelec :

𝑃 = 𝑃𝑙𝑜𝑎𝑑(𝑉1)(1 + 1∆𝑓)

𝑄 = 𝑄𝑙𝑜𝑎𝑑(𝑉2)

Ces paramètres correspondent à un réseau ayant une quantité importante de charges motrices (climatisation, industries minières, etc.). De plus, pour obtenir un comportement en fréquence plus fidèle du réseau, toutes les caractéristiques électriques utilisées, telles que les lignes de transport, les transformateurs de puissance, les éléments shunt et les paramètres des alternateurs, dépendent de la fréquence du réseau. DÉLESTAGE DE CHARGE EN SOUS-FRÉQUENCE

Nous devons modéliser le système de délestage par sous-fréquence afin de s'assurer qu'ils ne réagissent pas lors de contingences dite normales. Les données utilisées réfèrent au plan de délestage le plus récent en notre possession datant de 08-08-2016. Vous trouverez en annexe (B) pour le plan de délestage le modèle et les paramètres utilisés.

8744SKAHONE

1,0011,0

Bus # 8744 SKAHONE 11.000

Type 2 Area 3 SENELEC

Zone 87 SEN-DIV-PR Voltage 1,00000PU 11,000KV

Angle(deg) -32,15

129,7

-4,7R

2305KAOLA

1,01226,3

1,0

00

LK

30

,0L

K

1

3

* -29,6

6,4

29,7

-4,7


TÉLÉDÉLESTAGE DE CHARGE

Dans la situation où la perte de production excède la réserve synchrone, il est évident que les simples systèmes de régulation ne suffisent pas. Il faudra donc alléger le côté charge assez rapidement. Un énoncé important est que plus la correction est rapide, moins il y a de régimes transitoires. Donc, un système prêt à l’avance est préférable pour certaines circonstances, car il n’est pas nécessaire d’attendre que le délestage de charge par sous-fréquence réagisse pour rétablir l’équilibre offre/demande. Sur un évènement spécifique comme la perte d’une grande quantité de puissance, il est préférable de donner un ordre de télédélestage vers des artères présélectionnées le plus rapidement possible afin de rétablir l’équilibre. Dans le but d’éviter de délester de la charge inutilement, les pertes importantes de production, sur un événement qui excède la réserve tournante, doivent être supervisées de façon à déterminer à l’avance la quantité d’artères à déclencher pour rétablir l’équilibre. Pour certains évènements, nous avons eu recours à cet automatisme avec un temps de réaction total de la détection de la perte du groupe au déclenchement de la charge de 20 cycles.


REPRÉSENTATION DES RÉSEAUX VOISINS

La représentation du réseau devra s'étendre suffisamment loin sur le réseau interconnecté, c'est-à-dire à des points d'interconnexion insensibles aux perturbations sur le réseau de Senelec. Ces points d'interconnexion seront ainsi représentés par un modèle dynamique ayant une inertie et un coefficient d’amortissement. Le tableau suivant décrit les équivalents en MVA de la contribution des réseaux voisins retirés de la modélisation Tableau 4-56 : Paramètres des équivalences des réseaux voisins

PARAMÈTRE DES ÉQUIVALENCES DES RÉSEAUX VOISINS

KATI DIALAKDJ

2238 <-------2234

R X X/R abs (Z) If 3ph (pu) If 3Ph (kA) PCC (MVA)

Zpu 0,001 0,012 9,583 0,012 86,487 22,193 8648,694

Kodia SENANK

2106 <-------2230


Zpu 0,001 0,013 10,154 0,013 75,393 19,346 7539,283

Kaleta Manhea

2517 <-------2506


Zpu 0,0215 0,0956 4,4465 0,0979878 10,2053515 2,618694425 1020,535154

LINSAN BUMBA

2615 <-------2806


Zpu 0,019 0,131 6,763 0,133 7,540 1,935 753,997

SENANK

BOUGOU

DIALAK

2230

<-------2229 (2 Lignes)

<-------2231 (2 Lignes)

Circuit 1 R X X/R abs (Z) If 3ph (pu) If 3Ph (kA) PCC (MVA)

Zpu 0,008 0,074 9,827 0,074 13,499 3,464 1349,880


Zpu 0,0075 0,0737 9,83 0,074 13,499 3,464 1349,880


Zpu 0,0015 0,0145 9,908 0,015 68,783 17,650 6878,291


Zpu 0,00146 0,01447 9,91 0,01 68,78 17,65 6878,29

Ztot (pu) 0,00061 0,00605 9,908 0,0061 Total (MVA) 16456,34347

FOMI

KANAKN

DMORISA

2531

<-------2530 1 Ligne

<-------25431 1 Ligne


Zpu 0,0161 0,1094 6,795 0,1105783 9,04336211 2,3205278 904,3362113


Zpu 0,0051 0,0348 6,8235 0,0351717 28,4319321 7,295637177 2843,193209

Ztot (pu) 0,00387 0,0264 6,8166 0,0266842 Total (MVA) 3747,529421


L’utilisation de la puissance de court-circuit pour les études de stabilité peut ne pas être appropriée dans certaines circonstances comme le montre la figure suivante. Figure 4-8 : Impact des réseaux équivalents sur le comportement du réseau de Senelec

La figure ci-dessus montre le comportement du réseau avec différentes représentations des équivalents des réseaux voisins pour un évènement près d’un réseau voisin. L’utilisation d’un équivalent pour les réseaux voisins avec un MVA important sans régulation de tension appropriée peut créer de nouveaux modes d’oscillation inexistante réellement, ou, à l’opposé, entraîner un amortissement trop optimiste. Par conséquent, pour éviter l’usage d’équivalent, il est préférable de représenter le réseau interconnecté dans son entier.


4.2.4 VALIDATION DES DONNÉES DYNAMIQUES

Pour débuter, nous avons validé la stabilité pour chaque unité de production à une réponse à l'échelon de leurs contrôles. Nous avons ainsi réalisé cette première étape, et les résultats sont en annexe (C). Vous trouverez les démonstrations suivantes :

Réponse de l’excitatrice et du régulateur de tension à un changement de tension de consigne. Les données utilisées ont été modifiées, corrigées et validées pour une réponse stable du régulateur de tension.

Réponse de l’excitatrice et du régulateur de tension à une consigne de plafonnement du régulateur. Ce test confirme le temps de réaction du régulateur et vous observerez deux types de temps de réponse : relativement lente et une rapide ainsi, que le plafond du régulateur.

Réponse du régulateur de vitesse à un changement de 10 % de la consigne de puissance. Les données utilisées ont été modifiées, corrigées et validées pour une réponse stable du régulateur de vitesse.

Ces simulations sont réalisées pour toutes les centrales de Senelec prises individuellement sans interaction avec le réseau de transport.

La simulation suivante considère le réseau de transport et sa possible interaction avec les centrales. Le réseau de transport considéré se limite à la frontière du Sénégal, car aucune perturbation n’est simulée.

Simulation sans perturbation durant 10 secondes pour s’assurer d’une réponse stable du réseau et qu’aucune interaction instable entre les différentes centrales du réseau n’est observée. Tous les scénarios étudiés ont subi cette simulation avant de commencer l’étude de stabilité.

4.2.5 RÉSULTATS

Nous avons sélectionné les années 2019, 2022 et 2028 pour valider la conformité en stabilité. Plusieurs variantes, soit avec et sans les mines, soit avec et sans les centrales ERI, ont aussi été simulées pour en observer leurs impacts. Nous avons aussi validé la stabilité pour des variantes extrêmes, comme en importation maximum des réseaux voisins. Vous trouverez toutes les simulations en annexe (D) pour les trois années étudiées, ainsi que certaines variantes. Mais, avant de débuter, nous avons déterminé le temps critique d’élimination du défaut. DÉTERMINATION DU TEMPS CRITIQUE D’ÉLIMINATION DU DÉFAUT (CRITICAL

FAULT CLEARING TIME)

Cette analyse consiste à déterminer le temps maximum d'élimination du défaut triphasé pour chaque centrale (Critical Fault Clearing Time - CCT). Le réseau choisi n’a pas d’influence puisque nous ne considérons que l’effet d’accélération et non la topologie du réseau. Ce dernier aspect est validé lors de l’étude de stabilité angulaire. Pour l'étude de stabilité angulaire et de tension, il est de pratique courante d'utiliser un temps d'élimination de défaut de 100 msec pour la protection normale, et de 300 msec pour la protection de relève. Par conséquent, ces temps de CCT devront être comparés et supérieurs au temps réel d'opération des protections existantes et serviront aussi pour l'implantation des nouvelles protections. Nos premières observations de simulation de perturbations réalisées jusqu’à présent dénotent un manque d’amortissement important dû au mauvais réglage des stabilisateurs, qui en l’occurrence sont hors service selon l’information reçue. Par conséquent, ils ont été mis hors service pour l’étude.


Évidemment, ceci réduit la robustesse du réseau et sa capacité de transporter ou d’échanger de la puissance avec les réseaux voisins. Il est ainsi recommandé, dans le cadre d’une autre étude, de faire une campagne de cueillette de données pour s’assurer de la validité des données et, par la suite, réaliser une optimisation des contrôles, en l’occurrence le stabilisateur. Nous avons donc évalué aux différentes centrales existantes et planifié le temps maximum d’élimination de défaut. Un exemple de résultat est montré à la figure suivante pour les centrales à Cap des Biches. Pour ces dernières, nous obtenons un temps maximum de 175 msec (8,75 cy.) pour le défaut triphasé. Même si cela demeure acceptable, nous observons peu de marge. Et, comme mentionné auparavant, l’utilisation des stabilisateurs permettra d’augmenter les gains des régulateurs de tension pour améliorer le synchronisme et ainsi donner plus de marge sur la durée d’élimination du défaut. Figure 4-9 : Temps d’élimination maximum du défaut triphasé à la centrale Cap des Biches


Nous avons réalisé le même exercice pour les autres centrales existantes et planifiées. Le tableau suivant donne les temps maximums d’élimination de défaut (CCT). Tableau 4-57 : Temps maximum d’élimination de défaut (CCT) pour les centrales du réseau de Senelec

TEMPS MAXIMUM D’ÉLIMINATION DE DÉFAUT (CCT) POUR LES CENTRALES DU RÉSEAU DE SENELEC Centrale CCT (msec)

Bel Air 175

Sendou 175

Malicounda 200

Cap des Biches 175

Kounoune 250

IPP Tobene 175

IPP Africa 200

Kahone II 150

IPPCCGT St-Louis 375

Comme mentionné auparavant, les temps obtenus sont acceptables, car ils sont supérieurs au temps d’élimination de défaut normalement utilisé et implanté sur le réseau. La marge est toutefois un peu faible et une amélioration notable serait possible par l’utilisation des stabilisateurs qui sont déjà disponibles sur la plupart des centrales existantes et les futures. RÉSEAU 2019

Le premier réseau étudié est celui prévu en 2019, provenant de l’étude statique. Pointe de charge

Le premier scénario est la condition de pointe de charge sans la présence des centrales ERI. Les conditions de réseau sont les suivantes : Tableau 4-58 : 2019 pointe de charge

HORIZON 2019 : SITUATION POINTE DE CHARGE

538,5 MW de production (par filière) Charge (MW)

Pertes (MW)

Import : 110,5MW

OMVS OMVG SOMELEC

Solaire Éolien Charbon Autre ther. Rés. Sync.

0 0 115 423,5 50 643,4 5,4 81,6 0 28,9

Tableau 4-59 : Plan de production : Pointe de charge

PLAN DE PRODUCTION : POINTE DE CHARGE

Bus Num Bus Name Id Pgen Pmax Réserve

7301 CBELAIR1G 15.000 1 29,98546 34,152 4,166544

7302 CDB401 6.6000 1 0 0 0

7304 CDB403 6.6000 1 21,0569 21,184 0

7307 KOUNO 1G 15.000 1 0 0 0

7308 CDB402 6.6000 1 0 0 0

7309 CDB404-5 11.000 1 27,67706 31,4512 3,774144

7310 CDB301 12.500 1 0 0 0

7311 CAP DB CG 11.000 1 45,3264 45,6 0

7312 CDB303 12.500 1 0 0 0


PLAN DE PRODUCTION : POINTE DE CHARGE


7313 CMALICOU 15.000 1 0 0 0

7314 CMALICOU 15.000 2 0 0 0

7320 BELAIR4G 11.000 1 34,93488 35,04 0

7322 CAPRKOU 13.800 1 0 0 0

7323 BELAIR2G 15.000 1 30,05376 34,152 4,09824

7324 BELAIR3G 15.000 1 30,05376 34,152 4,09824

7332 IPPAFRI 33.000 2 0 0 0

7333 CC3 12.500 1 0 0 0

7333 CC3 12.500 2 0 0 0

7334 CDB_TAG2 11.000 1 0 0 0

7335 KAHON 1 15.000 1 0 0 0

7336 CIPPAFICA 33.000 1 0 0 0

7337 IPPAFRI 33.000 1 0 0 0

7338 CSENDOU 11.000 1 114,77 115 0

7339 SENDOU 11.000 2 0 0 0

7340 IPPAFRI 33.000 2 0 0 0

7341 CNDIAYE 11.000 1 0 0 0

7341 CNDIAYE 11.000 2 0 0 0

7348 TP_70MW 15.000 1 45,14 51,4416 6,301596

7349 CG EXT 11.000 1 24,32 34,32 10

7350 APR CDB 33.000 1 0 0 0

7826 EOLSN 0.6500 1 0 0 0

8742 SNIAKHAR 11.000 1 0 0 0

8743 SDIASS 11.000 1 0 0 0

8744 SKAHONE 11.000 1 0 0 0

8745 SMEKH 11.000 1 0 0 0

8745 SMEKH 11.000 2 0 0 0

8746 SBOKHOL 11.000 1 0 0 0

8747 STOUBA 11.000 1 0 0 0

8748 SMALICOU 11.000 1 0 0 0

73051 KAHON1G 15.000 1 30,14176 34,252 4,11024

73052 KAHON2G 15.000 2 30,14176 34,252 4,11024

73053 KAHON3G 15.000 3 30,05376 34,152 4,09824

73481 TP_70MW 15.000 2 45,14 51,4416 6,301596

Total (MW) 538,7955 590,59 51,0591

Nous avons débuté avec une réserve tournante à 51 MW. Cette quantité est le produit d’environ 12 % de la puissance des centrales en service dans ce scénario.


Étude de stabilité

Pour le réseau de pointe de charge, nous avons simulé la liste de contingences normales. Le comportement du réseau interconnecté a démontré une réponse stable et amortie en tension et en fréquence, sauf pour un évènement, soit la perte de l’interconnexion avec le complexe de l’OMVS. Ainsi, parmi toutes les contingences simulées, la pire dans ce scénario est la perte de l’importation du complexe OMVS. Car en plus de perdre une injection de puissance pour alimenter la charge de Senelec, il y a aussi une perte de sa contribution à la réserve et une chute instantanée d’inertie du réseau. Nous avons effectivement observé que pour une importation initiale dans ce scénario de 110 MW, et malgré une augmentation de la réserve atteignant 60 MW, cette quantité de réserve tournante n’était pas suffisante pour éviter un délestage de charge en sous-fréquence. Nous avons par conséquent réduit le niveau d’importation et, avec une réserve tournante plus réaliste de 40 MW, nous observons sur la figure suivante le comportement en fréquence du réseau : Figure 4-10 : Importation maximum de l’OMVS


Nous constatons donc que l’importation maximum avec une certaine marge est d’environ 50 MW, dont 21 MW de l’OMVS et 29 MW de la Somelec. Sur ce type de contingence, la chute de fréquence est importante à cause de la perte importante d’inertie initialement présente de l’OMVS. Il y a aussi un autre phénomène à considérer puisque dans ce scénario, avec une importation totale de 50 MW, il y a 35 MW de charge le long de la ligne de l’OMVS qui est alimenté par le complexe hydraulique. À la suite de la perte de la ligne Bakel vers Kayes, cette charge doit être alimentée instantanément par les centrales de Senelec entraînant d’importantes pertes de transport en MW et accentuant ainsi la chute de la fréquence. Toutes les autres contingences simulées sont le résultat d’un comportement stable et amorti du réseau. Cependant, nous avons observé, particulièrement pour des contingences au poste Tobene, d’importantes oscillations et, bien qu’elle soit amortie, l’utilisation de stabilisateur pourrait améliorer grandement la performance du réseau de Senelec. ERI et sans charbon

Dans ce scénario, nous introduisons les centrales ERI en remplacement de certaines centrales thermiques. Les conditions de réseau sont les suivantes : Tableau 4-60 : Horizon 2019 : Situation hors pointe de charge, ERI et sans le charbon

HORIZON 2019 : SITUATION HORS POINTE DE CHARGE, ERI ET SANS LE CHARBON

282 MW de production (par filière en MW) Charge (MW)

Pertes (MW)

Import : 70,2 MW

OMVS OMVG SOMELEC


212 47,5 0 22,5 1,5 345 5,4 70,2 0 0

Tableau 4-61 : Plan de production: hors pointe de charge, énergie renouvelable et sans le charbon

PLAN DE PRODUCTION: HORS POINTE DE CHARGE, ÉNERGIE RENOUVELABLE ET SANS LE CHARBON Bus Num Bus Name Id Pgen Pmax Réserve

7301 CBELAIR1G 15,000 1 0 0 0

7302 CDB401 6,6000 1 0 0 0

7304 CDB403 6,6000 1 0 0 0

7307 KOUNO 1G 15,000 1 7,92 8 0

7308 CDB402 6,6000 1 0 0 0

7309 CDB404-5 11,000 1 0 0 0

7310 CDB301 12,500 1 0 0 0

7311 CAP DB CG 11,000 1 0 0 0

7312 CDB303 12,500 1 0 0 0

7313 CMALICOU 15,000 1 0 0 0

7314 CMALICOU 15,000 2 0 0 0

7320 BELAIR4G 11,000 1 0 0 0

7322 CAPRKOU 13,800 1 0 0 0

7323 BELAIR2G 15,000 1 0 0 0

7324 BELAIR3G 15,000 1 0 0 0

7332 IPPAFRI 33,000 2 0 0 0

7333 CC3 12,500 1 0 0 0

7333 CC3 12,500 2 0 0 0

7334 CDB_TAG2 11,000 1 0 0 0

7335 KAHON 1 15,000 1 0 0 0

7336 CIPPAFICA 33,000 1 0 0 0

7337 IPPAFRI 33,000 1 0 0 0

7338 CSENDOU 11,000 1 0 0 0


PLAN DE PRODUCTION: HORS POINTE DE CHARGE, ÉNERGIE RENOUVELABLE ET SANS LE CHARBON Bus Num Bus Name Id Pgen Pmax Réserve

7339 SENDOU 11,000 2 0 0 0

7340 IPPAFRI 33,000 2 0 0 0

7341 CNDIAYE 11,000 1 0 0 0

7341 CNDIAYE 11,000 2 0 0 0

7348 TP_70MW 15,000 1 0 0 0

7349 CG EXT 11,000 1 15,66 17,16 1,5

7350 APR CDB 33,000 1 0 0 0

7826 EOLSN 0,6500 1 47,51157 47,6068 0

8742 SNIAKHAR 11,000 1 46,52654 46,9965 0

8743 SDIASS 11,000 1 14,8599 15,01 0

8744 SKAHONE 11,000 1 29,7198 30,02 0

8745 SMEKH 11,000 1 29,20535 29,5004 0

8745 SMEKH 11,000 2 29,20535 29,5004 0

8746 SBOKHOL 11,000 1 19,79753 19,9975 0

8747 STOUBA 11,000 1 22,76951 22,9995 0

8748 SMALICOU 11,000 1 19,79753 19,9975 0

73051 KAHON1G 15,000 1 0 0 0

73052 KAHON2G 15,000 2 0 0 0

73053 KAHON3G 15,000 3 0 0 0

73481 TP_70MW 15,000 2 0 0 0

282,973 286,788 1,5000

Évidemment, sur ce réseau, à cause de la présence des centrales ERI, très peu de production thermique est requise pour satisfaire la demande. Par conséquent, le minimum d’inertie et de réserve tournante est pratiquement inexistant sur le réseau de Senelec. Ainsi, seule la réserve provenant des réseaux voisins est disponible pour contrecarrer tout déséquilibre de production/charge. Avec une puissance installée de 280 MW au complexe de l’OMVS, nous fixons à 3 % la réserve disponible de ce complexe, soit 8 MW, ce qui est nettement insuffisant pour procurer un contrôle de fréquence adéquat avec la présence du parc éolien à son maximum. Par conséquent, nous analyserons une deuxième variante qui maximisera la présence de la thermique sur le réseau de Senelec en interrompant l’importation servant à alimenter la charge de Senelec. Dans cette situation, nous ne pouvons accroître que de 8 MW la réserve tournante pour un total de 10 MW. ERI sans importation et sans charbon avec 10 MW de réserve

Comme mentionné auparavant, pour cette variante, nous avons augmenté la réserve tournante par une réduction de l’importation. Les conditions de réseau sont les suivantes : Tableau 4-62 : 2019 hors pointe de charge, énergie renouvelable, sans charbon, 10 MW import, 10 MW réserve synchrone

2019 HORS POINTE DE CHARGE, ÉNERGIE RENOUVELABLE, SANS CHARBON, 10 MW IMPORT, 10 MW RÉSERVE SYNCHRONE

342,5 MW de production (par filière en MW) Charge (MW)

Pertes (MW)

Import : 10 MW

OMVS OMVG SOMELEC


212 47,5 0 83 10 345 7 10 0 0


Tableau 4-63 : Plan de production: hors pointe de charge, énergie renouvelable, sans charbon, 10 MW import, 10 MW réserve synchrone

PLAN DE PRODUCTION: HORS POINTE DE CHARGE, ÉNERGIE RENOUVELABLE, SANS CHARBON, 10 MW IMPORT, 10 MW RÉSERVE SYNCHRONE


7301 CBELAIR1G 15,000 1 30,05376 34,152 4,09824

7302 CDB401 6,6000 1 0 0 0

7304 CDB403 6,6000 1 0 0 0

7307 KOUNO 1G 15,000 1 7,92 8 0

7308 CDB402 6,6000 1 0 0 0

7309 CDB404-5 11,000 1 0 0 0

7310 CDB301 12,500 1 0 0 0

7311 CAP DB CG 11,000 1 0 0 0

7312 CDB303 12,500 1 0 0 0

7313 CMALICOU 15,000 1 0 0 0

7314 CMALICOU 15,000 2 0 0 0

7320 BELAIR4G 11,000 1 0 0 0

7322 CAPRKOU 13,800 1 0 0 0

7323 BELAIR2G 15,000 1 15,02688 17,076 2,04912

7324 BELAIR3G 15,000 1 0 0 0

7332 IPPAFRI 33,000 2 0 0 0

7333 CC3 12,500 1 0 0 0

7333 CC3 12,500 2 0 0 0

7334 CDB_TAG2 11,000 1 0 0 0

7335 KAHON 1 15,000 1 0,00 0,00 0,00

7336 CIPPAFICA 33,000 1 0 0 0

7337 IPPAFRI 33,000 1 0 0 0

7338 CSENDOU 11,000 1 0 0 0

7339 SENDOU 11,000 2 0 0 0

7340 IPPAFRI 33,000 2 0 0 0

7341 CNDIAYE 11,000 1 0 0 0

7341 CNDIAYE 11,000 2 0 0 0

7348 TP_70MW 15,000 1 0 0 0

7349 CG EXT 11,000 1 30,2016 34,32 4,1184

7350 APR CDB 33,000 1 0 0 0

7826 EOLSN 0,6500 1 47,51157 47,6068 0

8742 SNIAKHAR 11,000 1 46,52654 46,9965 0

8743 SDIASS 11,000 1 14,8599 15,01 0

8744 SKAHONE 11,000 1 29,7198 30,02 0

8745 SMEKH 11,000 1 29,20535 29,5004 0

8745 SMEKH 11.000 2 29,20535 29,5004 0

8746 SBOKHOL 11.000 1 19,79753 19,9975 0

8747 STOUBA 11.000 1 22,76951 22,9995 0

8748 SMALICOU 11.000 1 19,79753 19,9975 0


PLAN DE PRODUCTION: HORS POINTE DE CHARGE, ÉNERGIE RENOUVELABLE, SANS CHARBON, 10 MW IMPORT, 10 MW RÉSERVE SYNCHRONE


73051 KAHON1G 15.000 1 0 0 0

73052 KAHON2G 15.000 2 0 0 0

73053 KAHON3G 15.000 3 0 0 0

73481 TP_70MW 15.000 2 0 0 0

Total 342,5953 355,176 10,2658

Avec ce scénario, il est possible de perdre un maximum de 30 MW, soit la deuxième plus grosse perte de production qui est le parc solaire dans cette variante. La plus grosse perte de production étant le parc éolien ou solaire de 47 MW, le manque de réserve entraîne un délestage de charge. Sur la figure suivante, nous observons la fréquence pour différentes pertes de production : Figure 4-11 : Comportement de la fréquence sur différentes pertes de production (Hz)

Nous observons donc un délestage de charge pour la perte du parc éolien dans cette variante, et le maximum de perte de production est d’environ 30 MW.


Il est clairement montré sur la figure suivante la contribution de la centrale Manantali pour différentes pertes de production. Malgré leurs importantes contributions en inertie, le temps de réaction des régulateurs de vitesse plus lent que les centrales thermiques de Senelec et la distance électrique de la centrale Manantali et Felou de la charge de Senelec réduisent l’efficacité de leurs contributions en puissance. Figure 4-12 : Comportement de la centrale de Manantali sur différentes pertes de production (MW)

Il est important de constater que dans les premiers instants, la réserve du complexe de l’OMVS varie en fonction de la quantité de pertes de production et que ce phénomène doit être considéré dans l’établissement de la réserve de Senelec. Finalement, nous constatons que la réserve est insuffisante pour couvrir la perte du parc éolien ou le plus gros parc solaire. Pour obtenir une réserve additionnelle, il faut retirer des parcs solaires sur le 214 MW prévu. Nous obtenons ainsi les scénarios suivants :


ERI réduite de 53 % sans importation avec 21 MW de réserve

Pour cette variante, nous avons encore une fois augmenté la réserve tournante par une réduction du nombre de parcs solaire. Les conditions de réseau sont les suivantes : Tableau 4-64 : 2019 hors pointe de charge, solaire réduit de 53 %, sans charbon, 11 MW import 21 MW réserve synchrone

2019 HORS POINTE DE CHARGE, SOLAIRE RÉDUIT DE 53 %, SANS CHARBON, 11 MW IMPORT 21 MW RÉSERVE SYNCHRONE


Pertes (MW)

Import : 11 MW

OMVS OMVG SOMELEC


100 47,5 0 179,5 21 345 3,2 11 0 0

Comme le montre la figure suivante, ce scénario avec 21 MW de réserve n’est pas suffisant pour éviter le délestage pour la perte du parc éolien. Figure 4-13 : Comportement de la fréquence sur la perte du parc éolien (Hz)

Il est donc nécessaire de retirer plus de parcs solaires pour accroître la réserve à une quantité suffisante, soit 30 MW pour éviter un délestage sur la perte du parc éolien. Par conséquent, la variante suivante a été utilisée :


ERI réduite de 62 % sans importation et sans charbon avec 30 MW de réserve

Pour cette variante, afin d’atteindre la réserve tournante nécessaire, nous avons une fois de plus réduit les centrales solaires. Les conditions de réseau sont les suivantes : Tableau 4-65 : 2019 hors pointe de charge, solaire réduit de 62 %, sans charbon, 11 MW import 30 MW réserve synchrone

2019 HORS POINTE DE CHARGE, SOLAIRE RÉDUIT DE 62 %, SANS CHARBON, 11 MW IMPORT 30 MW RÉSERVE SYNCHRONE


Pertes (MW)

Import : 11 MW

OMVS OMVG SOMELEC


82 47,5 0 207,5 30 345 3,2 11 0 0

Tableau 4-66 : Plan de production: hors pointe de charge, solaire réduit de 62 %, sans charbon, 11 MW import 30 MW réserve synchrone

PLAN DE PRODUCTION : HORS POINTE DE CHARGE, SOLAIRE RÉDUIT DE 62 %, SANS CHARBON, 11 MW IMPORT 30 MW RÉSERVE SYNCHRONE


7301 CBELAIR1G 15,000 1 30,05376 34,152 4,09824

7302 CDB401 6,6000 1 0 0 0

7304 CDB403 6,6000 1 0 0 0

7307 KOUNO 1G 15,000 1 0 0 0

7308 CDB402 6,6000 1 0 0 0

7309 CDB404-5 11,000 1 0 0 0

7310 CDB301 12,500 1 0 0 0

7311 CAP DB CG 11,000 1 0 0 0

7312 CDB303 12,500 1 0 0 0

7313 CMALICOU 15,000 1 0 0 0

7314 CMALICOU 15,000 2 0 0 0

7320 BELAIR4G 11,000 1 0 0 0

7322 CAPRKOU 13,800 1 0 0 0

7323 BELAIR2G 15,000 1 30,05376 34,152 4,09824

7324 BELAIR3G 15,000 1 30,05376 34,152 4,09824

7332 IPPAFRI 33,000 2 0 0 0

7333 CC3 12,500 1 0 0 0

7333 CC3 12,500 2 0 0 0

7334 CDB_TAG2 11,000 1 0 0 0

7335 KAHON 1 15,000 1 0 0 0

7336 CIPPAFICA 33,000 1 0 0 0

7337 IPPAFRI 33,000 1 0 0 0

7338 CSENDOU 11,000 1 0 0 0

7339 SENDOU 11,000 2 0 0 0

7340 IPPAFRI 33,000 2 0 0 0

7341 CNDIAYE 11,000 1 0 0 0

7341 CNDIAYE 11,000 2 0 0 0


PLAN DE PRODUCTION : HORS POINTE DE CHARGE, SOLAIRE RÉDUIT DE 62 %, SANS CHARBON, 11 MW IMPORT 30 MW RÉSERVE SYNCHRONE


7348 TP_70MW 15,000 1 45,26861 51,4416 6,172992

7349 CG EXT 11,000 1 28,2016 34,32 6,1184

7350 APR CDB 33,000 1 0 0 0

7826 EOLSN 0,6500 1 47,51157 47,6068 0

8742 SNIAKHAR 11,000 1 46,52654 46,9965 0

8743 SDIASS 11,000 1 14,8599 15,01 0

8744 SKAHONE 11,000 1 0 0 0

8745 SMEKH 11,000 1 0 0 0

8745 SMEKH 11,000 2 0 0 0

8746 SBOKHOL 11,000 1 0 0 0

8747 STOUBA 11,000 1 0 0 0

8748 SMALICOU 11,000 1 19,79753 19,9975 0

73051 KAHON1G 15,000 1 0 0 0

73052 KAHON2G 15,000 2 0 0 0

73053 KAHON3G 15,000 3 0 0 0

73481 TP_70MW 15,000 2 45,26861 51,4416 6,172992

Total (MW) 337,5956 369,27 30,7591

En conclusion, pour le réseau 2019, le maximum de parcs solaires, pour être conforme au critère de fréquence, est de 82 MW sur les 214 MW prévus, soit une réduction de 62 % du solaire prévu. Cependant, la quantité de réserve tournante requise au départ est de 35 MW due à la fluctuation maximale potentielle du parc éolien. Il serait donc requis de réduire de nouveau la pénétration du solaire de 42 MW, pour obtenir un niveau de réserve tournante suffisante soit finalement une réduction de 81 % (40 MW de parc solaire restants). Une réduction de la capacité maximum installée du parc éolien ou d’un parc solaire à une valeur de 30 MW et, entraînant du même coup une réduction de la fluctuation à 20 MW, permettrait ainsi une augmentation de la pénétration du solaire. Ainsi, le scénario sans importation avec 21 MW de réserve tournante sur le réseau de Senelec, c’est-à-dire 100 MW de parc solaire au lieu de 40 MW, serait donc viable. Cette condition de réseau se décrivait comme suit : Avec ERI réduite de 53 % sans importation et sans charbon

Tableau 4-67 : 2019 hors pointe de charge, solaire réduit de 53 %, sans charbon, zéro mégawatt import, 21 MW réserve synchrone

2019 HORS POINTE DE CHARGE, SOLAIRE RÉDUIT DE 53 %, SANS CHARBON, ZÉRO MÉGAWATT IMPORT, 21 MW RÉSERVE SYNCHRONE


Pertes (MW)

Import : 0 MW

OMVS OMVG SOMELEC


100 47,5 0 199,5 21 345 3,2 0 0 0


Étude du LVRT pour le parc éolien de Taïba

En ce qui concerne l'intégration de parcs éoliens et PVs, nous devrons nous assurer que le réseau peut fournir une tension minimale de rétablissement lors d'un défaut, et que les installations PV et éoliennes demeurent aussi en service à la suite d'une perturbation. Parmi toutes les contingences simulées au poste Tobene, la pire contingence pour cette analyse du parc éolien de Taïba est, selon la figure suivante, un défaut triphasé au poste Tobene, suivi de la perte de la ligne Tobene vers le poste Saint-Louis. Tableau 4-68 : Comportement en tension pour différents évènements au poste Tobene (PU)

Nous avons donc simulé cette contingence pour observer le comportement en tension au point d’interconnexion du parc.


Figure 4-14 : Comportement en tension par rapport à l’enveloppe du LVRT (PU) et rétablissement de la tension suite à un défaut triphasé de 6 cycles (intervalles 0 à 30,5 s)

Figure 4-15 : Comportement en tension par rapport à l’enveloppe du LVRT (zéro à deux secondes) (PU) et rétablissement de la tension suite à un défaut triphasé de 6 cycles (intervalles 0 à 2,1 s)

On observe sur cette figure que la tension de rétablissement est bien au-dessus de l’enveloppe de tension limite pour permettre le déclenchement du parc. Le réseau offre donc une robustesse suffisante pour intégrer le parc éolien.


RÉSEAU 2022

Le second réseau étudié est le réseau planifié pour 2022 qui provient de l’étude statique. Nous avons aussi validé la conformité de ce scénario incluant les variantes avec mine et sans. Nous avons, de plus, validé la stabilité du réseau de Senelec pour une variante extrême, soit le maximum d’importation. Ce niveau d’importation limite a été déterminé à l’aide de l’étude statique. Pointe de charge sans les mines avec importation normale et maximum

Le premier scénario est la condition de réseau de pointe de charge et une variante avec le maximum d’importation. Les conditions de réseau sont les suivantes : Tableau 4-69 : 2022 pointe de charge sans les mines avec importation normale et maximum

2022 POINTE DE CHARGE SANS LES MINES AVEC IMPORTATION NORMALE ET MAXIMUM

Import normal

Production (MW)

Charge (MW)

Pertes (MW)

Réserve (MW)

Import (353,6 MW)

OMVS OMVG SOMELEC

561,4 899 16,0 52 114,6 210,4 28,1

Import maximum

Production (MW)

Charge (MW)

Pertes (MW)

Réserve (MW)

Import (446,6 MW)

OMVS OMVG SOMELEC

4790 903,5 22,4 28 112,6 305,9 28,1

Tableau 4-70 : Plan de production: pointe de charge sans mines importation normale et maximum

PLAN DE PRODUCTION: POINTE DE CHARGE SANS MINES IMPORTATION NORMALE ET MAXIMUM


7301 CBELAIR1G 15,000 1 30,652 34,152 3,5

7302 CDB401 6,6000 1 0 0 0

7304 CDB403 6,6000 1 0 0 0

7307 KOUNO 1G 15,000 1 7,92 8 0

7308 CDB402 6,6000 1 0 0 0

7309 CDB404-5 11,000 1 31,13669 31,4512 0

7310 CDB301 12,500 1 0 0 0

7311 CAP DB CG 11,000 1 0 0 0

7312 CDB303 12,500 1 0 0 0

7313 CMALICOU 15,000 1 42,24 48,24 6

7314 CMALICOU 15,000 2 55,32 64,32 9

7320 BELAIR4G 11,000 1 31,54 35,04 3,5

7322 CAPRKOU 13,800 1 0 0 0

7323 BELAIR2G 15,000 1 30,652 34,152 3,5

7324 BELAIR3G 15,000 1 30,652 34,152 3,5

7332 IPPAFRI 33,000 2 0 0 0

7333 CC3 12,500 1 0 0 0

7333 CC3 12,500 2 0 0 0

7334 CDB_TAG2 11,000 1 0 0 0

7335 KAHON 1 15,000 1 0 0 0


PLAN DE PRODUCTION: POINTE DE CHARGE SANS MINES IMPORTATION NORMALE ET MAXIMUM


7336 CIPPAFICA 33,000 1 59,82 60 0

7337 IPPAFRI 33,000 1 0 0 0

7338 CSENDOU 11,000 1 108,1 115 0

7339 SENDOU 11,000 2 0 0 0

7340 IPPAFRI 33,000 2 0 0 0

7341 CNDIAYE 11,000 1 0 0 0

7341 CNDIAYE 11,000 2 0 0 0

7348 TP_70MW 15,000 1 44,4416 51,4416 7

7349 CG EXT 11,000 1 24,32 34,32 10

7350 APR CDB 33,000 1 0 0 0

7826 EOLSN 0,6500 1 0 0 0

8742 SNIAKHAR 11,000 1 0 0 0

8743 SDIASS 11,000 1 0 0 0

8744 SKAHONE 11,000 1 0 0 0

8745 SMEKH 11,000 1 0 0 0

8745 SMEKH 11.000 2 0 0 0

8746 SBOKHOL 11.000 1 0 0 0

8747 STOUBA 11.000 1 0 0 0

8748 SMALICOU 11.000 1 0 0 0

73051 KAHON1G 15.000 1 0 0 0

73052 KAHON2G 15.000 2 0 0 0

73053 KAHON3G 15.000 3 32,152 34,152 2

73481 TP_70MW 15.000 2 32,4378 36,4378 4

561,4341 620,859 52,0000

La réserve tournante de 52 MW est principalement localisée aux centrales C6 et C7. Pour le scénario avec importation maximum, la réduction équivalente de production thermique réduit d’autant la possibilité de réserve tournante.


Pointe de charge avec les mines

Le deuxième scénario est la condition de réseau de pointe de charge, mais avec, cette fois-ci, les mines prévues en 2022. Nous obtenons les conditions de réseau suivantes : Tableau 4-71 : 2022 Pointe de charge avec les mines

2022 POINTE DE CHARGE AVEC LES MINES Production (MW)

Charge (MW)

Pertes (MW)

Réserve (MW)

Import (356,2 MW)

OMVS OMVG SOMELEC

660,5 1003,8 13 63 116,2 212,0 28,1

Tableau 4-72 : Plan de production: Pointe de charge avec les mines

PLAN DE PRODUCTION: POINTE DE CHARGE AVEC LES MINES


7301 CBELAIR1G 15.000 1 30,652 34,152 3,5

7302 CDB401 6.6000 1 21,0569 21,184 0

7304 CDB403 6.6000 1 0 0 0

7307 KOUNO 1G 15.000 1 7,92 8 0

7308 CDB402 6.6000 1 0 0 0

7309 CDB404-5 11.000 1 31,13669 31,4512 0

7310 CDB301 12.500 1 0 0 0

7311 CAP DB CG 11.000 1 0 0 0

7312 CDB303 12.500 1 0 0 0

7313 CMALICOU 15.000 1 42,24 48,24 6

7314 CMALICOU 15.000 2 55,32 64,32 9

7320 BELAIR4G 11.000 1 31,54 35,04 3,5

7322 CAPRKOU 13.800 1 0 0 0

7323 BELAIR2G 15.000 1 30,652 34,152 3,5

7324 BELAIR3G 15.000 1 30,652 34,152 3,5

7332 IPPAFRI 33.000 2 0 0 0

7333 CC3 12.500 1 0 0 0

7333 CC3 12.500 2 0 0 0

7334 CDB_TAG2 11.000 1 0 0 0

7335 KAHON 1 15.000 1 0 0 0

7336 CIPPAFICA 33.000 1 59,82 60 0

7337 IPPAFRI 33.000 1 0 0 0

7338 CSENDOU 11.000 1 110,55 115 0

7339 SENDOU 11.000 2 0 0 0

7340 IPPAFRI 33.000 2 0 0 0

7341 CNDIAYE 11.000 1 0 0 0

7341 CNDIAYE 11.000 2 0 0 0

7348 TP_70MW 15.000 1 44,4416 51,4416 7

7349 CG EXT 11.000 1 24,32 34,32 10

7350 APR CDB 33.000 1 0 0 0

7826 EOLSN 0.6500 1 0 0 0

8742 SNIAKHAR 11.000 1 0 0 0


PLAN DE PRODUCTION: POINTE DE CHARGE AVEC LES MINES


8743 SDIASS 11.000 1 0 0 0

8744 SKAHONE 11.000 1 0 0 0

8745 SMEKH 11.000 1 0 0 0

8745 SMEKH 11.000 2 0 0 0

8746 SBOKHOL 11.000 1 0 0 0

8747 STOUBA 11.000 1 0 0 0,0

8748 SMALICOU 11.000 1 0 0 0

73051 KAHON1G 15.000 1 31,002 34,252 3,25

73052 KAHON2G 15.000 2 31,002 34,252 3,25

73053 KAHON3G 15.000 3 30,652 34,152 3,5

73481 TP_70MW 15.000 2 47,6567 54,6567 7

Total (MW) 660,6139 728,766 63,0000

Cette charge additionnelle permet d’accroître la production et la réserve tournante. Cette dernière est évidemment trop élevée, mais sert de valeur disponible pour satisfaire le critère de fréquence. Par conséquent, le scénario qui ne considère pas les mines comme charge additionnelle est la situation la plus pessimiste. Dans ce cas, la puissance provenant des centrales thermiques est au minimum. Ainsi, les candidats pour produire la réserve sont aussi au minimum. Étude de stabilité

Pour les deux réseaux de pointes de charge avec et sans les mines, nous avons simulé la liste de contingences normales. Le comportement du réseau interconnecté a démontré une réponse stable et amortie en tension et en fréquence. Certains évènements sont plus sévères que d’autres, mais, de façon générale, les évènements simulés sur le scénario sans les mines se sont avérés les plus sévères. Les surtensions observées ont toujours été inférieures à 1,05 pu. Par le fait même, la tension en fin de simulation de 20 secondes demeure à l’intérieur de la plage acceptable de ±10 % de la tension nominale. Les boucles créées par le complexe de l’OMVG et avec l’OMVS améliorent grandement le comportement du réseau de Senelec. Ainsi, la problématique observée en 2019 avec la perte de la ligne Kayes vers Bakel, est grandement diminuée par le bouclage au sud avec le complexe de l’OMVG. Cependant, pour le scénario avec importation au maximum et sans les mines, la perte de la ligne Tambacounda vers Sambangalou a un impact majeur et entraîne la perte de synchronisme de la centrale de Sambangalou. Pour ce scénario, le transit sur cette ligne est initialement de 169 MVA et, sur la perte de cette ligne, le transfert de puissance se fait sur la ligne de Kaleta vers Boké en Guinée. Cette ligne, dans ce scénario, a déjà un transit de 172 MVA pour une importation de l’OMVG total de 320 MVA.


Ainsi, comme le montre la figure suivante, lors de la perte de la ligne Tambacounda vers Sambangalou, ce transfert de puissance crée un creux de tension au poste Mansoa amplifié par la charge radiale du poste Bissau alimentée par celui-ci. Figure 4-16 : Comportement en tension suite à la perte de la ligne Tambacounda vers Sambangalou avec et sans rejet de groupe (PU)


Figure 4-17 : Comportement angulaire suite à la perte de la ligne Tambacounda vers Sambangalou (deg)

Un rejet de production d’un groupe à 0,5 seconde après évènement suffit pour demeurer stable. Toutefois, l’usage d’automatisme pour un évènement normal est contraire au critère de conception du réseau de transport pratiqué normalement. La conséquence d’une réduction de l’importation à un niveau moyen de 230 MVA, est le transit sur la ligne de Kaleta vers Boké en Guinée est de 130 MVA et, dans cette situation, le réseau demeure stable, mais près de la limite. En effet, le retrait d’un seul groupe à la centrale Sambangalou pour une importation de l’OMVG de 290 MVA suffit pour rester stable après l’évènement tel que le montrent les deux figures suivantes :


Figure 4-18 : Comportement angulaire à la suite de la perte de la ligne Tambacounda vers Sambangalou avec et sans rejet de groupe (deg)


Figure 4-19 : Comportement en tension à la suite de la perte de la ligne Tambacounda vers Sambangalou avec et sans baisse de transit (PU)

Par conséquent, la limite sur l’importation de l’OMVG est non pas thermique, mais de tension. Ainsi, une réduction de l’importation de 30 MW suffit à demeurer stable en tension après évènement.


Avec ERI, sans les mines et sans importation

Dans ce scénario, nous introduisons les centrales ERI en remplacement des centrales thermiques. Les conditions de réseau sont les suivantes : Tableau 4-73 : 2022 Hors pointe de charge, avec ERI, zéro mégawatt import

2022 HORS POINTE DE CHARGE, AVEC ERI, ZÉRO MÉGAWATT IMPORT


Pertes (MW)

Import : 0 MW

OMVS OMVG SOMELEC


214 72 79 * 155 17 464 8 0 0 0

* Sans mines, la centrale IPP Africa n’est pas prévue. Ainsi, en imposant la centrale Sendou près de son minimum

technique (75 MW), ceci permet de favoriser les unités de production avec réserve tournante.

Tableau 4-74 : Plan de production : Hors pointe de charge, avec ERI, zéro mégawatt import

PLAN DE PRODUCTION : HORS POINTE DE CHARGE, AVEC ERI, ZÉRO MÉGAWATT IMPORT

Bus Num Bus Name Pgen Pmax Réserve

7301 CBELAIR1G 15,000 30,752 34,152 3,4

7302 CDB401 6,6000 0 0 0

7304 CDB403 6,6000 0 0 0

7307 KOUNO 1G 15,000 0 0 0

7308 CDB402 6,6000 0 0 0

7309 CDB404-5 11,000 0 0 0

7310 CDB301 12,500 0 0 0

7311 CAP DB CG 11,000 0 0 0

7312 CDB303 12,500 0 0 0

7313 CMALICOU 15,000 28,96 32,16 3,2

7314 CMALICOU 15,000 0 0 0

7320 BELAIR4G 11,000 32,04 35,04 3

7322 CAPRKOU 13,800 0 0 0

7323 BELAIR2G 15,000 0 0 0

7324 BELAIR3G 15,000 0 0 0

7332 IPPAFRI 33,000 0 0 0

7333 CC3 12,500 0 0 0

7333 CC3 12,500 0 0 0

7334 CDB_TAG2 11,000 0 0 0

7335 KAHON 1 15,000 0 0 0

7336 CIPPAFICA 33,000 0 0 0

7337 IPPAFRI 33,000 0 0 0

7338 CSENDOU 11,000 79 114,8 0

7339 SENDOU 11,000 0 0 0

7340 IPPAFRI 33,000 0 0 0

7341 CNDIAYE 11,000 0 0 0

7341 CNDIAYE 11,000 0 0 0

7348 TP_70MW 15,000 15,4472 17,1472 1,7


PLAN DE PRODUCTION : HORS POINTE DE CHARGE, AVEC ERI, ZÉRO MÉGAWATT IMPORT

Bus Num Bus Name Pgen Pmax Réserve

7349 CG EXT 11,000 30,92 34,32 3,4

7350 APR CDB 33,000 0 0 0

7826 EOLSN 0,6500 72,23294 72,9626 0

8742 SNIAKHAR 11,000 46,52654 46,9965 0

8743 SDIASS 11,000 14,8599 15,01 0

8744 SKAHONE 11,000 29,7198 30,02 0

8745 SMEKH 11,000 29,20535 29,5004 0

8745 SMEKH 11,000 29,20535 29,5004 0

8746 SBOKHOL 11,000 19,79753 19,9975 0

8747 STOUBA 11,000 22,76951 22,9995 0

8748 SMALICOU 11,000 19,79753 19,9975 0

73051 KAHON1G 15,000 0 0 0

73052 KAHON2G 15,000 0 0 0

73053 KAHON3G 15,000 15,376 17,076 1,7

73481 TP_70MW 15,000 0 0 0

516,6096 571,679 17,1296

En limitant les importations et en réduisant la centrale au charbon de Sendou près du minimum technique de 75 MW, il est possible d’obtenir une réserve tournante maximum de seulement 17 MW. À noter que cette quantité est déjà inférieure à la réserve tournante requise pour régulariser la fréquence face aux fluctuations de l’énergie renouvelable. La variante avec mines qui cause un accroissement de charge d’environ 105 MW a permis de conserver la centrale Sendou à son maximum, soit 115 MW, et d’accroître légèrement la réserve tournante. Étude de stabilité

Pour le réseau 2022 avec ERI, en plus de simuler la liste de contingences normales, il est observé que pour toutes les contingences simulées, nous avons obtenu une réponse stable et amortie du réseau interconnecté. En fin de simulation, les tensions sont à l’intérieur de la plage acceptable de ±10% de tension. Nous avons aussi évalué le comportement en fréquence du réseau. Cet exercice permet de déterminer le besoin en réserve tournante. Les contingences simulées se sont limitées aux pertes de production sur la perte d’un simple élément du réseau.


Figure 4-20 : Comportement en fréquence sur la perte de la centrale Sendou (Hz)

Avec la variante avec mines, la perte de la centrale au charbon de Sendou (115 MW) requiert plus de 70 MW de réserve tournante pour éviter le délestage. Il est aussi observé que pour la perte de la seconde plus grosse perte de production, soit la perte de l’éolienne (72 MW), une réserve tournante de 54 MW est suffisante (49,075 Hz) pour éviter le délestage en sous-fréquence. À remarquer que cette réserve tournante requise pour la perte du parc éolien est égale à la réserve tournante requise pour compenser les fluctuations de ce parc éolien. De plus, selon le type de production perdue, nous observons durant les premières secondes que l’impact sur la pente de fréquence est plus sévère pour la perte de la centrale de Sendou. Cette dernière constatation est attribuable au fait que nous perdons aussi de l’inertie, contrairement à la perte du parc éolien, et s’avère donc un évènement plus sévère. Nous observons sur la figure suivante que lors de la perte de la seconde plus grosse perte de production, soit celle de l’éolienne (72 MW), une réserve tournante de 54 MW est suffisante (49,075 Hz) pour éviter le délestage en sous-fréquence.


Figure 4-21 : Comportement en fréquence sur la perte du parc éolien de Taïba (Hz)

À remarquer que cette réserve tournante requise pour la perte du parc éolien est égale à la réserve tournante requise pour compenser les fluctuations de celui-ci. De plus, selon le type de production perdue, nous observons, durant les premières secondes, que l’impact sur la pente de fréquence est plus sévère pour la perte de la centrale de Sendou. Cela est dû au fait que nous perdons aussi de l’inertie contrairement à l’évènement de la perte du parc éolien. Sur la figure suivante, nous observons le comportement en fréquence à la suite d'une perte de production de 48 MW qui est la troisième plus grosse perte de production avec différentes réserves tournantes.


Figure 4-22 : Comportement en fréquence avec différentes réserves pour la perte de 48 MW (Hz)

Nous observons que sans réserve tournante, avec toutefois, une inertie suffisante, il est possible de perdre une production maximum de 48 MW. Il demeure cependant nécessaire d’activer la réserve de 10 minutes pour rétablir la fréquence au nominal.


Nous observons, sur la figure suivante, dans le cadre d’un réseau avec énergie renouvelable, le comportement en fréquence pour différentes pertes de centrale solaire ou éolienne sans réserve tournante et sans contribution des réseaux voisins. Figure 4-23 : Comportement en fréquence pour différentes pertes de production et sans réserve tournante (Hz)

Nous observons que la perte de production d’un parc solaire jusqu’à 46 MW est possible sans atteindre le seuil de délestage, et ce avec un réseau sans réserve tournante et sans contribution des réseaux voisins. Dans cette situation, nous avons environ la moitié en MVA de la charge raccordée comme inertie sur le réseau, donc une production thermique d’environ 234 MW sur le 460 MW de charge.


Avec ERI, sans les mines et sans thermique, mais avec importation

Ce scénario est une variante du scénario précédent. L’ajout de l’importation provenant du complexe hydraulique de l’OMVS remplace la production thermique de Senelec. Cette situation implique qu’aucune réserve tournante n’est produite sur le réseau de Senelec et que l’inertie du réseau est au minimum. Les conditions de réseau sont les suivantes : Tableau 4-75 : 2022 hors pointe de charge, avec ERI, sans thermique sauf charbon avec importation

2022 HORS POINTE DE CHARGE, AVEC ERI, SANS THERMIQUE SAUF CHARBON AVEC IMPORTATION


Pertes (MW)

Import : 136 MW

OMVS OMVG SOMELEC


214 72 202 0 0 610,2 11 136 0 0


Étude de stabilité de fréquence

Nous évaluons ici l’impact sur la stabilité de fréquence découlant du fait d’éliminer la réserve tournante du réseau de Senelec et de dépendre strictement du réseau voisin pour stabiliser la fréquence du réseau interconnecté. Considérant seulement les ERI et la contribution du complexe de l’OMVS pour alimenter la charge, le réseau de Senelec se retrouve ainsi sans thermique, et donc avec une inertie très faible, ainsi que sans réserve tournante disponible des centrales au charbon. Seule une contribution de réserve tournante initialement fixée à 3 % de la puissance installée, soit environ huit mégawatts provenant du complexe OMVS, permet une certaine stabilité en fréquence. Figure 4-24 : Comportement en fréquence pour différentes pertes de parc et sans thermique (Hz)

Dans cette situation, nous observons une forte dégradation du comportement en fréquence du réseau alors que la perte maximum de production est de seulement 20 MW sans délestage de charge.


Dans la figure suivante, nous ajoutons une contribution de puissance de réserve provenant du complexe de l’OMVS. Ainsi, nous pouvons cette fois-ci augmenter la perte de production sans délestage. Figure 4-25 : Comportement en fréquence pour une perte de 60 MW sans thermique, mais avec importation (Hz)

Avec une réserve minimum de 24 MW provenant de l’OMVS, il est possible de perdre un maximum de 60 MW sans atteindre le seuil de délestage en sous-fréquence. Malgré tout, cela reste inférieur à la seconde plus grosse perte de production soit, la centrale éolienne (72 MW).


Figure 4-26 : Comportement en fréquence pour la perte du parc éolien sans thermique, mais avec importation OMVS (Hz)

En effet, pour la perte du parc éolien à 72 MW, il y a un délestage en sous-fréquence, et ce malgré une augmentation de la réserve de l’OMVS. Le temps de réaction des centrales est trop lent pour contrer la chute plus prononcée de la fréquence. Il est donc nécessaire d’avoir un minimum de réserve sur le réseau de Senelec pour éviter un délestage sur la perte du parc éolien. Ainsi, une production minimum de 90 MW pour obtenir un minimum de 10 MW de réserve est suffisante pour éviter un délestage de charge sur la perte du parc éolien. Pour obtenir 10 MW de réserve de façon optimale, les centrales C6 ou C7 doivent être en pleine production, soit, autour de 90 MW. Par conséquent, nous obtenons le bilan suivant : Condition de réseau avec ERI à son maximum. Tableau 4-76 : Bilan 2022 hors pointe de charge, avec ERI, sans thermique sauf charbon avec importation

BILAN 2022 HORS POINTE DE CHARGE, AVEC ERI, SANS THERMIQUE SAUF CHARBON AVEC IMPORTATION

Charge MW

Production(MW) Import MW

MW restant pour le thermique (charge)-(produ+import) Solaire Éolienne Charbon

620 214 72 115+90 116 13


Ainsi, afin d’obtenir les 10 MW de réserve nécessaires pour la perte du parc éolien, il faut plus de production sur le réseau de Senelec. Soit on retire 90 MW de centrale au charbon pour le remplacer par du diesel ayant une capacité de réserve tournante, soit on réduit de 90 MW – 13 MW = 77 MW, la quantité de parcs solaires. Encore une fois, ceci est vrai si l’on considère une contribution de réserve tournante importante (40 MW) provenant de l’OMVS. Il y a toutefois une autre contribution potentielle pouvant provenir du complexe de l’OMVG. En effet, avec une contribution qui serait possible par l’arrêt de la centrale au charbon, il est possible de perdre la centrale éolienne sans délestage comme le montre la prochaine figure. Figure 4-27 : Comportement en fréquence pour la perte du parc éolien sans thermique, mais avec importation OMVS et OMVG (Hz)

Nous faisons le même exercice sans, cette fois-ci, l’importation de l’OMVS.


Condition de réseau avec les ERI à son maximum : Tableau 4-77 : Bilan 2022 hors pointe de charge, avec énergie renouvelable, sans thermique sauf charbon sans importation

BILAN 2022 HORS POINTE DE CHARGE, AVEC ERI, SANS THERMIQUE SAUF CHARBON SANS IMPORTATION

Charge MW

Production(MW) Import MW

MW restant pour le thermique (charge)-(produ+import) Solaire Éolienne Charbon

620* 214 72 115 +90 0 129

*Charge hors pointe avec mine + pertes

Il ne reste que 129 MW de thermique afin d’obtenir les 50 MW de réserves nécessaires pour la perte du parc éolien. Pour obtenir cette quantité de réserve, il faut cependant mettre en réseau de façon optimale les centrales C6, C7, Malicounda, Contour, IPP Tobene pour un total de 420 MW, donc impossible sans le retrait du charbon et une réduction du solaire. Il faut donc réduire 420 MW – 205 MW = 215 MW de parc solaire, c’est-à-dire plus aucun solaire, en ne conservant que le parc éolien. Encore une fois, ceci est vrai si l'on ne considère pas de réserve tournante provenant de l’OMVS et que l’on veut couvrir la perte du parc éolien sans délestage de charge. Cependant, aussitôt que les centrales thermiques sont mises en réseau, l’inertie du réseau augmente et améliore le comportement en fréquence du réseau, ce qui a pour conséquence que les besoins en réserve diminuent légèrement, mais demeurent tout de même autour de 50 MW. À remarquer qu’une quantité de 41 MW de réserve tournante est aussi nécessaire pour contrer les fluctuations de puissance du parc éolien. RÉSEAU 2028

Pour le réseau 2028, nous avons limité l’analyse aux scénarios les plus sévères provenant de l’étude statique. Par conséquent, le premier scénario sans énergie renouvelable est celui en condition de pointe de charge sans les mines. Les conditions de réseau sont les suivantes : Pointe de charge sans les mines

Tableau 4-78 : 2028 Pointe de charge, sans mines et sans ERI

2028 POINTE DE CHARGE, SANS MINES ET SANS ERI


Pertes (MW)

Import : 560.6 MW

OMVS OMVG SOMELEC


0 0 203 625 20 1344,8 44,2 190,5 341,9 28,3


Tableau 4-79 : Plan de production : pointe de charge, sans mines et sans énergie renouvelable

PLAN PRODUCTION : POINTE DE CHARGE, SANS MINES ET SANS ÉNERGIE RENOUVELABLE


7301 CBELAIR1G 15,000 1 32,152 34,152 2

7302 CDB401 6,6000 1 0 0 0

7304 CDB403 6,6000 1 0 0 0

7307 KOUNO 1G 15,000 1 7,92 8 0

7308 CDB402 6,6000 1 0 0 0

7309 CDB404-5 11,000 1 0 0 0

7310 CDB301 12,500 1 0 0 0

7311 CAP DB CG 11,000 1 0 0 0

7312 CDB303 12,500 1 0 0 0

7313 CMALICOU 15,000 1 48,14 48,24 0

7314 CMALICOU 15,000 2 64,22 64,32 0

7320 BELAIR4G 11,000 1 0 0 0

7323 BELAIR2G 15,000 1 32,152 34,152 2

7324 BELAIR3G 15,000 1 32,152 34,152 2

7332 IPPAFRI 33,000 2 0 0 0

7334 CDB_TAG2 11,000 1 0 0 0

7335 KAHON 1 15,000 1 0 0 0

7336 CIPPAFICA 33,000 1 89,82 90 0

7337 IPPAFRI 33,000 1 0 0 0

7338 CSENDOU 11,000 1 112,8943 114,8 0

7339 SENDOU 11,000 2 0 0 0

7340 IPPAFRI 33,000 2 0 0 0

7341 CNDIAYE 11,000 1 0 0 0

7341 CNDIAYE 11,000 2 0 0 0

7348 TP_70MW 15,000 1 51,18439 51,4416 0

7349 CG EXT 11,000 1 33,32 34,32 1

7370 IPPHFODUAL 15,000 1 0 0 0

7371 IPPHFODUAL 15,000 1 0 0 0

7372 IPPCCGT_26 15,000 1 47 50 3

7373 IPPCCGT_26 15,000 1 47 50 3

7374 IPPCCGT_27 15,000 1 47 50 3

7375 IPPCCGT_27 15,000 1 47 50 3

7826 EOLSN 0,6500 1 0 0 0

7897 EOL_1 0,7000 1 0 0 0

8742 SNIAKHAR 11,000 1 0 0 0

8743 SDIASS 11,000 1 0 0 0

8744 SKAHONE 11,000 1 0 0 0

8745 SMEKH 11,000 1 0 0 0

8745 SMEKH 11,000 1 0 0 0

8746 SBOKHOL 11,000 1 0 0 0

8747 STOUBA 11,000 1 0 0 0


PLAN PRODUCTION : POINTE DE CHARGE, SANS MINES ET SANS ÉNERGIE RENOUVELABLE


8748 SMALICOU 11,000 1 0 0 0

8793 SOL_6 11,000 1 0 0 0

73051 KAHON1G 15,000 1 17,1 17,2 0

73052 KAHON2G 15,000 2 34,3 34,4 0

73053 KAHON3G 15,000 3 34,3 34,4 0

73481 TP_70MW 15,000 2 50,12 51,12 1

Total(MW) 827,7747 850,698 20,0000

Pour ce scénario, nous avons visé une réserve qui est près de l’obligation du réseau de Senelec de produire environ 16 MW de réserve tournante comme entendu avec le WAPP pour un réseau interconnecté. Pointe de charge sans les mines avec importation maximum

Le second scénario étudié est une variante du scénario précédent et comporte une importation maximum de 600 MW sans dépassement de la capacité thermique des lignes après contingence. Les conditions de réseau sont les suivantes : Tableau 4-80 : 2028 pointe de charge, sans mines, sans énergie renouvelable et import maximum

2028 POINTE DE CHARGE, SANS MINES, SANS ÉNERGIE RENOUVELABLE ET IMPORT MAXIMUM


Pertes (MW)

Import : 601,2 MW

OMVS OMVG SOMELEC


0 0 201 588 50 1345 45 203,5 369 28,7

Tableau 4-81 : Plan de production : Pointe de charge, sans mines, sans ERI et import maximum

PLAN DE PRODUCTION : POINTE DE CHARGE, SANS MINES, SANS ERI ET IMPORT MAXIMUM


7301 CBELAIR1G 15,000 1 30,902 34,152 3,25

7302 CDB401 6,6000 1 0 0 0

7304 CDB403 6,6000 1 0 0 0

7307 KOUNO 1G 15,000 1 0 0 0

7308 CDB402 6,6000 1 0 0 0

7309 CDB404-5 11,000 1 31,13669 31,4512 0

7310 CDB301 12,500 1 0 0 0

7311 CAP DB CG 11,000 1 0 0 0

7312 CDB303 12,500 1 0 0 0

7313 CMALICOU 15,000 1 46,24 48,24 2

7314 CMALICOU 15,000 2 60,32 64,32 4

7320 BELAIR4G 11,000 1 0 0 0

7323 BELAIR2G 15,000 1 30,902 34,152 3,25

7324 BELAIR3G 15,000 1 31,152 34,152 3

7332 IPPAFRI 33,000 2 0 0 0

7334 CDB_TAG2 11,000 1 0 0 0


PLAN DE PRODUCTION : POINTE DE CHARGE, SANS MINES, SANS ERI ET IMPORT MAXIMUM


7335 KAHON 1 15,000 1 0 0 0

7336 CIPPAFICA 33,000 1 89,82 90 0

7337 IPPAFRI 33,000 1 0 0 0

7338 CSENDOU 11,000 1 111 115 0

7339 SENDOU 11,000 2 0 0 0

7340 IPPAFRI 33,000 2 0 0 0

7341 CNDIAYE 11,000 1 0 0 0

7341 CNDIAYE 11,000 2 0 0 0

7348 TP_70MW 15,000 1 46,4416 51,4416 5

7349 CG EXT 11,000 1 30,32 34,32 4

7370 IPPHFODUAL 15,000 1 0 0 0

7371 IPPHFODUAL 15,000 1 0 0 0

7372 IPPCCGT_26 15,000 1 46 50 4

7373 IPPCCGT_26 15,000 1 46 50 4

7374 IPPCCGT_27 15,000 1 46 50 4

7375 IPPCCGT_27 15,000 1 46 50 4

7826 EOLSN 0,6500 1 0 0 0

7897 EOL_1 0,7000 1 0 0 0

8742 SNIAKHAR 11,000 1 0 0 0

8743 SDIASS 11,000 1 0 0 0

8744 SKAHONE 11,000 1 0 0 0

8745 SMEKH 11,000 1 0 0 0

8745 SMEKH 11,000 1 0 0 0

8746 SBOKHOL 11,000 1 0 0 0

8747 STOUBA 11,000 1 0 0 0

8748 SMALICOU 11,000 1 0 0 0

8793 SOL_6 11,000 1 0 0 0

73051 KAHON1G 15,000 1 15,7 17,2 1,5

73052 KAHON2G 15,000 2 15,8 17,3 1,5

73053 KAHON3G 15,000 3 15,7 17,2 1,5

73481 TP_70MW 15,000 2 49,315 54,315 5

Total (MW) 788,7493 843,244 50,0

Comme mentionné précédemment, nous avons fixé la réserve tournante à 50 MW, même si les obligations sont de 16 MW.


Étude de stabilité

Pour le scénario de pointe de charge et la variante avec importation au maximum, nous avons simulé la liste de contingences normales. Le comportement du réseau interconnecté a démontré une réponse stable et amortie en tension et en fréquence. Les surtensions observées ont toujours été inférieures à 1,05 pu, et les tensions en fin de simulation sont à l’intérieur de la plage acceptable de ±10% de la tension nominale. Comme pour le réseau 2022, les boucles créées par le complexe de l’OMVG et avec l’OMVS améliorent grandement le comportement du réseau de Senelec. Ainsi, les problématiques observées en 2019 avec la perte de la ligne Kayes vers Bakel sont complètement supprimées par le bouclage au sud avec la boucle de l’OMVG. De plus, la perte de la ligne Tambacounda vers Sambangalou demeure l’évènement le plus sévère tel que montré sur la figure suivante : Figure 4-28 : Comportement en tension sur la perte de Tambacounda vers Sambangalou

Pour obtenir un comportement du réseau acceptable, il faut réduire l’importation provenant de l’OMVG de 50 MW sur le scénario d’importation maximum déterminé par l’étude statique.


Avec énergie renouvelable sans les mines et sans thermique

Dans ce scénario, nous introduisons les centrales ERI en remplacement des centrales thermiques, toujours sans les mines et à un niveau d’importation moyen. Si l'on conserve l’unique centrale au charbon, aucune contribution de la réserve tournante n’est possible du réseau de Senelec. Les conditions de réseau sont les suivantes : Tableau 4-82 : 2028 Hors pointe de charge, sans mines, sans thermique avec énergie renouvelable

2028 HORS POINTE DE CHARGE, SANS MINES, SANS THERMIQUE AVEC ÉNERGIE RENOUVELABLE


Pertes (MW)

Import : 273 MW

OMVS OMVG SOMELEC


254 95 105 * 0 0 673 14 101 108 28

*Sans mines, la centrale IPP Africa n’est pas prévue. Ainsi, seule la centrale Sendou est considérée. Tableau 4-83 : Plan de production : Hors pointe de charge, sans mines, sans thermique avec énergie renouvelable

PLAN DE PRODUCTION : HORS POINTE DE CHARGE, SANS MINES, SANS THERMIQUE AVEC ÉNERGIE RENOUVELABLE


7301 CBELAIR1G 15,000 1 0 0 0

7302 CDB401 6,6000 1 0 0 0

7304 CDB403 6,6000 1 0 0 0

7307 KOUNO 1G 15,000 1 0 0 0

7308 CDB402 6,6000 1 0 0 0

7309 CDB404-5 11,000 1 0 0 0

7310 CDB301 12,500 1 0 0 0

7311 CAP DB CG 11,000 1 0 0 0

7312 CDB303 12,500 1 0 0 0

7313 CMALICOU 15,000 1 0 0 0

7314 CMALICOU 15,000 2 0 0 0

7320 BELAIR4G 11,000 1 0 0 0

7323 BELAIR2G 15,000 1 0 0 0

7324 BELAIR3G 15,000 1 0 0 0

7332 IPPAFRI 33,000 2 0 0 0

7334 CDB_TAG2 11,000 1 0 0 0

7335 KAHON 1 15,000 1 0 0 0

7336 CIPPAFICA 33,000 1 0 0 0

7337 IPPAFRI 33,000 1 0 0 0

7338 CSENDOU 11,000 1 105 115 0

7339 SENDOU 11,000 2 0 0 0

7340 IPPAFRI 33,000 2 0 0 0

7341 CNDIAYE 11,000 1 0 0 0

7341 CNDIAYE 11,000 2 0 0 0

7348 TP_70MW 15,000 1 0 0 0

7349 CG EXT 11,000 1 0 0 0


PLAN DE PRODUCTION : HORS POINTE DE CHARGE, SANS MINES, SANS THERMIQUE AVEC ÉNERGIE RENOUVELABLE


7370 IPPHFODUAL 15,000 1 0 0 0

7371 IPPHFODUAL 15,000 1 0 0 0

7372 IPPCCGT_26 15,000 1 0 0 0

7373 IPPCCGT_26 15,000 1 0 0 0

7374 IPPCCGT_27 15,000 1 0 0 0

7375 IPPCCGT_27 15,000 1 0 0 0

7826 EOLSN 0,6500 1 72 72 0

7897 EOL_1 0,7000 1 23,5 23,8 0

8742 SNIAKHAR 11,000 1 46,53 47 0

8743 SDIASS 11,000 1 14,86 15 0

8744 SKAHONE 11,000 1 29,72 30 0

8745 SMEKH 11,000 1 29,21 30 0

8745 SMEKH 11,000 1 29,21 30 0

8746 SBOKHOL 11,000 1 19,80 20 0

8747 STOUBA 11,000 1 22,77 23 0

8748 SMALICOU 11,000 1 19,80 20 0

8793 SOL_6 11,000 1 40 40 0

73051 KAHON1G 15,000 1 0 0 0

73052 KAHON2G 15,000 2 0 0 0

73053 KAHON3G 15,000 3 0 0 0

73481 TP_70MW 15,000 2 0 0 0

Total (MW) 452 462 0

Il n’y a donc, pour ce scénario, aucune réserve tournante provenant de Senelec, et seule la centrale de Sendou contribue à l’inertie du réseau de Senelec. Étude de stabilité

Pour le scénario avec ERI, nous avons simulé la liste de contingences normales. Le comportement du réseau interconnecté a démontré une réponse stable et amortie en tension et en fréquence. Nous avons aussi évalué le comportement en fréquence du réseau. Cet exercice permet de déterminer le besoin en réserve tournante et de confirmer que la recommandation du WAPP est satisfaisante, c’est-à-dire qu’une réserve tournante de 16 MW est suffisante considérant les contributions des réseaux voisins. Nous avons tout de même vérifié la stabilité de fréquence dans une situation où aucune réserve tournante n’est présente sur le réseau de Senelec. Encore une fois, les contingences simulées se sont limitées aux pertes de production sur la perte d’un simple élément du réseau. Les figures suivantes montrent la fréquence du réseau de Senelec en 2028 à la suite à la perte de la centrale de Sendou et celle du parc éolien de 72 MW. Malgré l’absence de réserve et d’inertie sur le réseau de Senelec, la contribution en inertie des réseaux voisins suffit à éviter le seuil de délestage pour le rétablissement à la fréquence nominale. La contribution des réseaux voisins dépasse 3% de la puissance installée établie au début dans nos hypothèses de réserve.


Figure 4-29 : Comportement en fréquence sur la perte de la centrale de Sendou (Hz)


Figure 4-30 : Comportement en fréquence sur la perte du parc éolien de Taïba (Hz)

Dans les deux cas, on observe que les inerties des réseaux voisins sont suffisantes pour contrer la chute de fréquence. Sur la figure suivante, on constate que l’impact d’ajouter une réserve provenant de la centrale au charbon n’élimine pas le risque d’atteindre le seuil de délestage dû à la lenteur pour produire de la puissance additionnelle. En fonction des constantes de temps utilisées pour la simulation du régulateur de vitesse de la centrale au charbon, on observe l’effet de cette réserve additionnelle seulement après environ sept secondes. De plus, si l'on considère un taux de montée plus réaliste d’environ un mégawatt à la minute, l’effet de cette réserve ne serait observable que beaucoup plus tard, soit de l’ordre de quelques minutes.


Figure 4-31 : Comportement en fréquence sur la perte du parc éolien de Taïba avec et sans la centrale Sendou (Hz)

Une autre observation importante est que malgré l’absence d’inertie causée par le retrait de l’unique centrale sur le réseau de Senelec, soit la centrale de Sendou, il n’y a aucun impact notable dû à l’importante contribution en inertie des réseaux voisins. Par conséquent, grâce aux liens d’interconnexions, il n’y a aucune obligation de conserver un minimum d’inertie sur le réseau de Senelec. Il demeure toutefois qu’un minimum de réserve tournante est requis pour régulariser la fréquence face aux fluctuations de ce type d’énergie qui est de 54 MW causés par le parc éolien. De plus, le démarrage de la réserve 10 minutes est requis pour rétablir la fréquence au nominal. Nous rappelons que la tension est relativement bien contrôlée par les centrales ERI. Ainsi, pour toutes les contingences simulées, nous observons une tension après contingence à l’intérieur des plages acceptables.


4.2.6 OBSERVATIONS

Nous avons simulé, pour tous les scénarios et les variantes, la liste de contingences pour nous assurer d’une réponse du réseau stable et amortie à l’intérieur des plages acceptables de tension et de fréquence. Au départ, il est requis d’avoir, sur le réseau interconnecté, une réserve tournante équivalente à la fluctuation de puissance observée aux centrales éoliennes ou solaires afin de régulariser la fréquence correctement. Ces fluctuations maximales potentielles sont les suivantes :

41 MW, soit 70 % de la puissance installée du plus grand parc solaire (Mekhe 2 x 29,5 MW). 54 MW, soit 35 % de la puissance installée du plus grand parc éolien.

Ceci étant pour 2022 et 2028. Pour ce qui concerne 2019 avec un parc éolien de 103,5 MW, la fluctuation serait plutôt de 35 MW. Tout au long de l’exercice, nous avons validé si cette réserve tournante est suffisante ou pas afin de se conformer au critère de fréquence. RECOMMANDATIONS 2019

Pour le réseau de pointe de charge, nous avons simulé la liste de contingences normales. Et, le comportement du réseau interconnecté a démontré une réponse stable et amortie en tension et en fréquence, sauf pour un évènement, soit la perte de l’interconnexion avec le complexe de l’OMVS.

Malgré une réserve tournante sur le réseau de Senelec de 40 MW, le maximum d’importation provenant de l’OMVS doit être de 50 MW pour éviter un délestage de charge sur la perte de l’importation.

Nous avons observé, particulièrement pour des contingences au poste Tobene, d’importantes oscillations et, quoiqu'elles soient amorties, l’utilisation de stabilisateur pourrait améliorer grandement la performance du réseau de Senelec. Critère de fréquence : ERI et sans charbon :

La réserve est insuffisante pour contrer la perte de Sendou ni du parc éolien ; il faut augmenter la thermique en réduisant les importations.

ERI sans importation et sans charbon procurant 10 MW de réserve :

La perte de production maximum est de 30 MW ; la réserve est donc insuffisante pour la perte de la plus grosse production, soit le parc éolien de 47 MW.

ERI réduite de 53 % sans importation et sans charbon procurant 21 MW de réserve :

La réserve de 21 MW est suffisante pour contrer la perte de la deuxième plus grosse production, soit le parc éolien de 47 MW, mais demeure insuffisante pour contrer les fluctuations.

Hormis la centrale de Sendou, une réduction de la dimension des unités de production à 30 MW maximum rendrait ce scénario acceptable.


ERI réduite de 62 % sans importation et sans charbon procurant 30 MW de réserve :

Une réduction drastique de l’ERI est requise pour être conforme au critère de fréquence, et une réduction additionnelle de 19 %, donc 81 % au total de l’ERI est requise pour régulariser la fréquence convenablement face aux fluctuations de la puissance de l’ERI.

Sommaire pour 2019

Tableau 4-84 : 2019 : Réserves synchrones requises pour différentes pertes de production

2019 : RÉSERVES SYNCHRONES REQUISES POUR DIFFÉRENTES PERTES DE PRODUCTION Perte max de production (MW)

Réserve(MW) Parc solaire maximum (MW) synchrone fluctuation

115 70 - Impossible

- - 35 40

47 30 - 82

30 20 20 100

RECOMMANDATIONS 2022

Réseau de pointe sans et avec les mines

Pour les deux réseaux de pointe de charge avec et sans les mines, nous avons simulé la liste de contingences normales ; le comportement du réseau interconnecté a démontré une réponse stable et amortie à l’intérieur des plages acceptables en tension et en fréquence. Certains évènements sont plus sévères que d’autres, mais, de façon générale, les évènements simulés sur le scénario sans les mines se sont avérés les plus sévères. Les boucles créées par le complexe de l’OMVG et avec l’OMVS améliorent grandement le comportement du réseau de Senelec. Cependant, pour le scénario avec importation au maximum et sans les mines déterminées par l’étude statique, la perte de la ligne Tambacounda vers Sambangalou a un impact majeur et entraîne la perte de synchronisme de la centrale de Sambangalou. Par conséquent, la limite sur l’importation de l’OMVG est, non pas thermique, mais de tension et se limite à 290 MW sur un total de 447 MW en importation vers Senelec. Critère de fréquence : Perte de Sendou (115 MW)

70 MW de réserve tournante sont requis. Sans la présence de centrale ERI, il est possible d’atteindre ce niveau de réserve tournante. Il serait toutefois plus approprié d’utiliser un télédélestage de charge pour rétablir la fréquence au nominal pour cette contingence.

Perte de 48 MW : aucune réserve tournante n’est requise pour ce niveau de perte de production.


Avec ERI, avec mines (import zéro mégawatt)

Perte de Sendou (115 MW)

54 MW de réserve sont insuffisants ; les besoins sont plus de l’ordre d’environ 70 MW pour éviter un délestage de charge. Pour un réseau avec toute l’ERI prévue n’ayant aucune capacité de réserve tournante, il est donc impossible de couvrir cette perte de production sans un télédélestage de charge.

Perte de l’éolienne (72 MW)

54 MW de réserve sont suffisants (49,075 Hz), pour éviter le délestage en sous-fréquence. Il demeure cependant difficile, voire impossible, d’obtenir ce niveau de réserve si l'on ne considère qu’une contribution de la réserve des centrales thermiques de Senelec. Il faut donc imposer l’arrêt de la centrale au charbon et éliminer la totalité des centrales solaires, le tout remplacé par des centrales thermiques afin d’atteindre environ 450 MW de production de ces centrales. Ce niveau de réserve tournante est aussi requis pour régulariser les fluctuations de fréquence causées par le parc éolien.

Avec ERI, avec les mines (import 116MW)

La présence du complexe de l’OMVS et de sa contribution à la réserve tournante permet de

réduire le besoin de réserve provenant du réseau de Senelec. Ainsi, considérant une contribution de 40 MW de réserve tournante provenant du complexe de l’OMVS, le besoin se limite à 10 MW, soit 90 MW de production thermique. Toutefois, pour produire cette réserve, il faut imposer l’arrêt de la centrale au charbon Africa Energy ou réduire le nombre de parcs solaires d’autant, soit 90 MW (sur les 214 MW prévus) et le remplacer par des centrales thermiques.

Il serait hasardeux de compter sur une telle contribution de l’OMVS. Ainsi, une contribution de 12 MW (3% de 400 MW installés) serait plus réaliste et, par le fait même, nécessiterait une réduction importante de parcs solaires remplacés par des centrales thermiques.

Une contribution de l’OMVG de 26 MW (3% de 883 MW installés) sur le 54 MW requis éviterait une réduction importante des parcs solaires

Avec ERI, sans mines

Le fait de ne pas inclure les mines réduit de 138 MW la charge du réseau et, par le fait même, la

production. Cependant, selon le rapport sur l’équilibre de l’offre et de la demande, l’absence des mines retarde la mise en service de Malicounda d’une année et élimine le besoin d’une autre centrale au charbon de 90 MW. Par conséquent, le bilan devient environ 48 MW de réduction de production et, ainsi, moins d’unité de production thermique pour produire la réserve nécessaire.

Dans le scénario sans importation du complexe de l’OMVS avec les mines, nous avions une production thermique disponible de 129 MW pour produire de la réserve; sans les mines, nous n’avons plus que 81 MW pour produire le même besoin de réserve tournante de 54 MW. Il faut donc réduire encore plus la présence de l’ERI, soit une réduction de 40 MW du parc éolien pour un maximum de 32 MW. Évidemment, une réduction du parc éolien réduit d’autant la perte de production à couvrir et par conséquent le besoin de réserve tournante.


Sommaire pour 2022

Tableau 4-85 : 2022 : Réserves synchrones requises pour différentes pertes de production

2022 : RÉSERVES SYNCHRONES REQUISES POUR DIFFÉRENTES PERTES DE PRODUCTION Perte maximale (MW)

Réserve (MW)

Réserve requise pour la fluctuation (MW)

Parc Solaire Maximum (MW))

Sans ER Senelec OMVS OMVG

115 70 0 0 0 N/A

46 5 0 0 0 N/A

Avec ER

20 0 0 0 54 214

60 0 24 0 54 214

72 0 24 26 54 214

72 10 40 0 54 137

72 54 0 0 54 0

Avec ER sans mines

72 54 0 0 54 32 éolien*

*32 MW de parc éolien sur le 72 MW prévu.

RECOMMANDATIONS 2028

Réseau de pointe sans mines

Pour le scénario de pointe de charge et la variante avec importation au maximum, nous avons simulé la liste de contingences normales. Le comportement du réseau interconnecté a démontré une réponse stable et amortie à l’intérieur des plages acceptables en tension et en fréquence. Cependant, pour le scénario de pointe de charge sans les mines avec importation au maximum de 600 MW déterminé par l’étude statique, la perte de la ligne Tambacounda vers Sambangalou a un impact majeur et entraîne une oscillation de puissance insuffisamment amortie. Par conséquent, comme pour le réseau 2022, la limite sur l’importation de l’OMVG est non pas thermique mais de tension. Une réduction de l’importation de l’OMVS de 50 MW pour se limiter à 320 MW sur un total de 600 MW en importation vers Senelec provoque un comportement acceptable du réseau interconnecté. Critère de fréquence : Perte de Sendou (115 MW)

Avec le minimum de réserve tournante requise selon les règles du WAPP de 16 MW, et même sans aucune réserve provenant du réseau Senelec, la perte de Sendou, soit la plus grosse perte de production, n’entraîne pas de délestage de charge. Ainsi, nous satisfaisons le critère de fréquence si la réserve 10 minutes est activée pour rétablir la fréquence au nominal à l’intérieur du 10 minutes.


Avec ERI

Avec l’utilisation des centrales ERI, le retrait de l’unique centrale sur le réseau de Senelec, soit la

centrale de Sendou, est possible. Nous n’avons observé aucun impact notable grâce à l’importante contribution inertielle des réseaux voisins. Par conséquent, grâce aux liens d’interconnexions, il n’y a aucune obligation de conserver un minimum d’inertie sur le réseau de Senelec. Il demeure toutefois qu’un minimum de réserve tournante est requis pour régulariser la fréquence face aux fluctuations de ce type d’énergie, qui est de 54 MW, causés par le parc éolien. Le démarrage de la réserve 10 minutes est requis pour rétablir la fréquence au nominal.

La tension est relativement bien contrôlée par les centrales ERI. Ainsi, pour toutes les contingences simulées, nous observons une tension après contingence à l’intérieur des plages acceptables.


5. ANALYSE FINANCIÈRE

5.1 ANALYSE FINANCIÈRE DES SCÉNARIOS L’analyse financière liée à l'élaboration de ce plan d’investissements découle de l’intérêt pour le lecteur de découvrir selon les différents prémisses et scénarios, lequel de ceux-ci offrira le coût d’électricité le plus bas. En effet, plusieurs scénarios seront étudiés afin de valider selon les hypothèses posées dans les rapports précédents, celle qui offre à SENELEC et au gouvernement du Sénégal, le meilleur coût de production en fonction des différents facteurs. Les modélisations qui seront réalisées s’appuieront sur les scénarios suivants :

1. Scénario « Senelec sans déclassements » : plan directeur Senelec tel qu’approuvé au mois de

janvier 2017 par le conseil des ministres.

2. Scénario PATRP sans déclassements : avec énergie solaire selon les échéanciers d’implantation

revus par PATRP.

3. Scénario PATRP avec déclassements : avec énergie solaire, selon les échéanciers d’implantation

revus par PATRP et en tenant compte du déclassement des unités les moins performantes.

Ajoutons que ces scénarios verront aussi certaines analyses de sensibilité, calculées hors scénarios, permettre de mesurer l’impact financier de décisions aussi importantes que :

L’acceptation ou non du délestage suivant une instabilité du réseau comme outil de gestion. L’impact sur le coût de l’énergie à la suite de l’effacement de puissance.

Les caractéristiques générales des différents scénarios sont les suivantes :

Chaque scénario inclura la demande minière puisque les rapports précédents ont établi que cet aspect est essentiel au développement économique du pays et contribue à la stabilité du réseau.

Le scénario de demande appliqué à toutes les modélisations sera celui de base puisque le plus susceptible d’être rencontré.

Après réflexion, PATRP a préféré limiter la période analysée pour ce rapport à celle couvrant les années 2017-2030 (au lieu d’aller jusqu’en 2035). En effet, alors que les termes de références originaux demandaient d’offrir des options portant jusqu’à l’horizon du PSE, nous avons dû, pour fin de comparaison, arrimer l’analyse principale avec le scénario Senelec qui ne couvre que la période 2017-2030.

Les trois scénarios montrent un niveau de puissance différent. En effet, les hypothèses de bases du scénario Senelec sont différentes des scénarios PATRP :

PATRP sans déclassements pose comme hypothèse, par exemple, que le charbon n’est pas totalement déployé et que plus d’ERI basé sur l’éolien et moins sur le solaire sont implantés (l’énergie générée par l’éolien est plus importante par MW de puissance installée que le solaire).

Les deux scénarios PATRP font appel à plus d’hydraulique et moins de centrales à combustible. PATRP avec déclassements tient compte, entre autre, du déclassement d’une partie des unités

les moins performantes de Senelec.


La description des scénarios relatifs aux puissances est la suivante : Figure 5-1 : Comparaison des 3 scénarios

Nous connaissons bien sûr les coûts de cession des centrales existantes qu’elles soient thermiques (HFO, Diesel) ou qu'elles fournissent de l’énergie renouvelable intermittente (ERI).


Dans le présent volet de ce mandat, nous recourrons à des modèles technico-financiers pour établir les aspects suivants :

L’énergie produite par centrale annuellement. Les coûts de cession de l’énergie pour chacune des centrales. Les coûts de l’effacement de l’énergie renouvelable par année (avec une réserve synchrone) pour

les scénarios Senelec et PATRP. Les coûts de l’effacement du charbon (avec une réserve synchrone) pour les scénarios Senelec et

PATRP. Dans le cadre du scénario Senelec, les pertes de revenus découlant du délestage en raison des

pannes des centrales au charbon, solaires et éoliennes sans la réserve synchrone. Dans le cadre du scénario Senelec, les pertes de revenus découlant des délestages liés aux

fluctuations critiques des centrales ERI sans la réserve synchrone. Les pertes de revenus découlant de la décision des grands consommateurs de ne pas se brancher

au réseau. 5.1.1 MÉTHODOLOGIE DE L’ANALYSE FINANCIÈRE

ACTUALISATION DES COÛTS

Les calculs de chacune des analyses de sensibilité seront dans certains cas insérés dans les modèles permettant de calculer le coût de l’énergie tout au long de la période allant de 2017 à 2035. Afin de comparer les scénarios, nous actualiserons les coûts totaux de chacun des scénarios en francs CFA 2017. Comme déjà expliqué, les résultats présentés le seront toutefois sur la base d’une plage annuelle 2017-2030, au lieu d'être reliés aux rapports précédents et aux objectifs initiaux du PSE, soit jusqu’à 2035. Les informations quant au calcul de l’actualisation sont celles qui ont cours actuellement à la CRSE. Elles nous ont été fournies par Senelec. Ainsi, le taux d’actualisation de chacun des scénarios que nous utiliserons sera de 9,73 %, selon la méthodologie fournie à l’Annexe F.1. MÉTHODE DE CALCUL APPLIQUÉE À L’ANALYSE FINANCIÈRE

PATRP a calculé les coûts de fonctionnement de chacune des centrales du parc de production du Sénégal en se servant des données à sa disposition. Lorsque ces données n’existaient pas, elle a posé des hypothèses basées sur les différents coûts d’exploitation répertoriés dans quelques documents de référence. L’annexe F.2 présente la méthode de calcul du coût du kWh utilisée par scénario. Le résultat final sera donc une somme des coûts totaux engagés par Senelec pour faire fonctionner son parc de production, incluant les centrales lui appartenant en propre et celles sous contrat d’achat d’électricité. Pour les centrales IPP, ces dernières sont affectées de contraintes découlant de deux facteurs soit :

« Take or Pay (ToP)» ou l’obligation de payer pour l’énergie qui pourrait être produite, qu’importe qu'elle soit acceptée sur le réseau par Senelec, ou effacée (découlant du refus par Senelec de prendre l’énergie en raison d’un surplus ou d’une incapacité technique).

Ce ToP implique l’ensemble du tarif de vente d’électricité des IPP renouvelables. L’établissement d’une prime de capacité qui doit être payée pourvu que la centrale soit en

mesure de produire (ne soit pas en arrêt technique ou en arrêt non-planifié suite à un problème de la centrale elle-même), qu’importe que cette énergie soit acceptée sur le réseau par Senelec,


ou effacée (découlant du refus par Senelec de prendre l’énergie en raison d’un surplus ou d’une incapacité technique)

Cette prime de capacité correspond généralement à la portion « coûts fixes » de l’activité

d’une centrale opérant grâce à un carburant, tant au niveau des frais généraux

d’administration et de financement que des frais de maintenance et d’opération. DÉTERMINATION DES COÛTS PAR SCÉNARIO

Quant aux coûts utilisés dans ce rapport, ceux-ci seront déterminés en fonction des informations suivantes :

Coûts fixes totaux des centrales Senelec:

Tels qu’évalués par PATRP en fonction de données fournies par nos modèles de

production et basés sur les coûts fixes et variables des centrales existantes (Kounoune,

Contour Global et Tobène.

Facteur d’indexation sur la portion maintenance et opération (M & O) sur une

base de deux pour cent par année.

Réduction de l’amortissement de cinq pour cent par année sur la portion des

primes fixes. Coûts fixes totaux des centrales IPP thermiques (HFO – Diesel – Charbon - GN):

Tels que confirmés par les contrats IPP et en fonction du facteur de capacité contractuelle

minimum.

Facteur d’indexation sur la portion M & O sur une base de deux pour cent par

année. Coûts fixes totaux des parcs IPP ERI :

Tels que confirmés par les contrats IPP et en fonction du facteur de capacité contractuelle

minimum.

En fonction des projections de capacité de chacune des centrales. Coûts variables de chacune des centrales thermiques en fonction de leur production.

Centrales charbon.

Basé sur le point du coût de construction des centrales tel que précédemment abordé à

la section 3 (Figure 3-30).

Autres centrales thermiques :

Modulés en fonction des priorités suivantes : Des besoins de réserve synchrone :

Ce besoin de réserve synchrone pourrait pousser Senelec à utiliser certaines centrales moins économiques, mais qui peuvent fournir de la réserve au détriment de centrales plus économiques, mais ne pouvant fournir ce type de réserve.

L’ordre de priorité économique des centrales en service: Jusqu’au maximum requis par les besoins de réserve synchrone :

Actuellement, la centrale IPP Contour Global est la première sur la liste des centrales pouvant fournir de la réserve synchrone.

Les diverses centrales Senelec, pouvant fournir de la réserve synchrone, sont alors requises sur le réseau.

En dernier lieu, en fonction de la demande, les autres centrales (IPP et Senelec) sont ajoutées sur le réseau.

En fonction de leur utilisation projetée.

Dans les deux cas, incluant une évolution de ceux-ci en fonction de l’évolution

projetée des coûts de M & O et de carburant.


Dès l’arrivée des centrales à gaz, celles-ci seront naturellement désignées comme générateur de la réserve synchrone. Ceci s’explique par leur coût de production généralement plus faible, et par le fait qu’elles peuvent rapidement augmenter et diminuer leur génération avec une perte d'efficacité minimale et à un moindre coût. 5.1.2 RÉSULTATS DES DIFFÉRENTS SCÉNARIOS

Suite aux calculs des différentes modélisations, les valeurs au kWh pour chaque scénario actualisé et par année obtenu sont les suivants : Tableau 5-1 : Valeur actualisée au kWh pour chaque scénario

VALEUR ACTUALISÉE AU kWh DE CHAQUE SCÉNARIO

Scénario Senelec Scénario PATRP sans

déclassement Scénario PATRP avec

déclassement

Valeur actualisée des coûts (M FCFA) 3 673 766 3 581 216 3 464 280

Énergie actualisée (GWh) 54 033 54 013 54 006

Valeur actualisée au kWh (FCFA/kWh) 67,99 66,30 64,15

Figure 5-2 : Coût au kWh pour chaque scénario 2017-2030 (Tableau en Annexe F.3)

1. Scénario « Senelec » : Plan directeur Senelec tel qu’approuvé au mois de janvier 2017 par le conseil

des ministres

Le coût global du kWh de ce scénario s’établit à 67,99 FCFA/kWh. Le coût de ce scénario est en fait le plus dispendieux des trois scénarios proposés. Cette situation

s’explique par les facteurs suivants :

Le calendrier d’implantation des projets ERI accéléré avant 2020 impose de l’effacement

de puissance qui est plus fréquent pour les centrales de Sendou et des ERI.

Le recours à une deuxième centrale au charbon dès 2020 réduit les coûts moyens de

production, mais impose des contraintes de stabilité au réseau et augmente l’effacement

de puissance à court et moyen terme.

Implantation de centrales à technologie turbine vapeur au gaz à partir de 2025 dont

l’opération est plus coûteuse que celle des centrales CCGT qui sont proposées par PATRP.

Le maintien d’unités de production moins performantes et coûteuses en activité.


2. Scénario PATRP sans déclassement : avec énergie solaire selon échéanciers d’implantation revus par

PATRP, et en réduisant la puissance charbon installée.

Le coût global du kWh de ce scénario s’établit à 66,30 FCFA/kWh. Ce scénario est moins dispendieux que celui de Senelec, ce qui peut s’expliquer par l’ajout de

groupe CCGT au lieu de turbine vapeur comme le scénario Senelec. Par rapport au scénario le plus économique (PATRP avec déclassement), le recours à un niveau

plus faible de production charbon est certainement un facteur contribuant à augmenter les coûts moyens de production.

Le fait de continuer à opérer des unités moins performantes et coûteuses à maintenir y joue aussi de façon significative.

3. Scénario PATRP avec déclassement : avec énergie solaire selon les échéanciers d’implantation revus

par PATRP, en respectant le nombre de mégawatts de puissance charbon, en modifiant le calendrier

d’implantation, et en tenant compte du déclassement des unités les moins performantes.

Le coût global du kWh de ce scénario s’établit à 64,15 FCFA/kWh. Les principaux points sont les suivants :

PATRP recommande l’étalement dans le temps de l’implantation des centrales ERI en

raison des difficultés actuelles de Senelec de fournir la réserve synchrone nécessaire à

l’intégration de l’ensemble des projets ERI à l’intérieur du calendrier préconisé dans son

plan. La limitation des besoins de réserve synchrone aiderait à préserver la stabilité du

réseau et s’assurer de l’intégration plus en douceur des ERI. Seule l’implantation de

l’énergie solaire est étalée;

PATRP suggère le déclassement de plus de 167 MW d’unités de Senelec ne remplissant

plus les conditions d’exploitation nécessaires à leur opération économique;

Afin de combler cette perte, PATRP suggère de porter la puissance installée de la

prochaine centrale Dual de 240 MW dont la localisation est à étudier. Cette

décision repose sur la prémisse suivante : Les coûts d’exploitation de cette centrale seront largement inférieurs à

ceux des centrales mises en réserve froide. Cette centrale devrait être équipée de façon à fournir de la réserve

synchrone au coût le plus bas possible, et ce, de façon automatique. De plus, cette centrale permet au Sénégal d’être plus autonome quant à sa capacité de développer de la réserve synchrone automatique.

L’avènement de cette centrale repousse l’obligation d’implanter la seconde centrale au charbon permettant au réseau de se raffermir et de profiter de l’interconnexion avec les réseaux voisins pour limiter les délestages découlant des pannes éventuelles de ses unités.

Cette centrale permet également de se prémunir contre un retard dans l’implantation des centrales hydroélectriques de l’OMVS et de l’OMVG.

Enfin, PATRP suggère de maintenir le niveau des ERI aux environs du taux prescrit par le

gouvernement du Sénégal, soit 20 % :

De ce fait, elle ajoute des centrales ERI tout au long de la période couverte par

cette analyse. L’ajout est graduel et en fonction de la capacité du réseau à

intégrer ces dernières et de respecter la limite de 20%.

Toutefois, même si nous avons utilisé un maximum de 20 % dans notre

modélisation, ce taux peut augmenter de façon appréciable lors de son

intégration au réseau principal. Une pénétration d’au-dessus de 50% pourrait

même être envisageable en fonction de la capacité du réseau à fournir une

réserve synchrone automatique suffisante.


Le fait de modifier la période couvrant l’analyse présentée, en la limitant à 2017-2030 au lieu de 2035, cache une tendance qui s’affiche clairement sur les histogrammes présentés à la figure suivante. Figure 5-3 : Coût au kWh pour chaque scénario 2017-2035 (Tableau en Annexe F.3)

En effet, Senelec devra, si elle ne veut pas demeurer le scénario le plus coûteux, modifier clairement ses orientations pour les années subséquentes à 2022 puisque c’est à ce moment que ses coûts de production moyens commencent à connaître une hausse qui ne cesse de croitre au fil des années, accroissant l’écart avec les autres scénarios. Cet écart s’accentue davantage après 2030. Des variantes présentées par les autres scénarios, comme le recours à la technologie CCGT plutôt qu'à la TV, ou encore la confirmation du déclassement des unités les moins performantes, seraient des alternatives plausibles afin de maintenir les coûts de production les plus bas.

5.2 ANALYSES FINANCIÈRES COMPLÉMENTAIRES Les différentes analyses financières complémentaires nous permettent de mieux comprendre l’impact des différentes options qui s’offrent à Senelec quant à la gestion de son réseau. Il convient ici d’expliquer que l’effacement correspond à l’énergie qui aurait pu être produite, mais qui ne l’a pas été en raison d’une trop grande offre en période de faible demande. Cette situation est particulièrement coûteuse dans le cas de la production assortie aux contrats ToP ou de contrat de puissance (ou capacité). Les résultats sont les suivants :

1. Les coûts de l’effacement des ERI par année (avec une réserve synchrone) pour les scénarios Senelec et PATRP.


Tableau 5-2 : Coût de l'effacement solaire

COÛT DE L'EFFACEMENT SOLAIRE Unité 2018 2019 2020

Scénario Senelec

Avec effacement

Coût M FCFA 19 335 27 741 28 346

Énergie GWh 281 389 306

Coût au kWh FCFA/kWh 68,7 71,4 92,6

Sans effacement

Coût M FCFA 19 335 27 741 28 346



Coût de l'effacement FCFA/kWh - - 1,5

Scénario PATRP sans déclassement

Avec effacement Coût M FCFA 13 877 14 186 14 502



Sans effacement

Coût M FCFA 13 877 14 186 14 502




Scénario PATRP avec déclassement

Sans effacement Coût M FCFA 13 877 14 186 14 502



Avec effacement

Coût M FCFA 13 877 14 186 14 502





Tableau 5-3 : Coût de l'effacement éolien

COÛT DE L'EFFACEMENT ÉOLIEN Unité 2018 2019 2020

Scénario Senelec

Avec effacement

Coût M FCFA 6 297 12 903 20 272



Sans effacement

Coût M FCFA 6 297 12 903 20 272



Coût de l'effacement FCFA/kWh - 8,1 36,1


Avec effacement Coût M FCFA 6 297 12 903 20 272



Sans effacement

Coût M FCFA 6 297 12 903 20 272





Sans effacement Coût M FCFA 6 297 12 903 20 272



Avec effacement

Coût M FCFA 6 297 12 903 20 272




L’effacement des ERI ne touche que les années antérieures à l’interconnexion OMVG. En effet, la

réserve apportée par cette dernière permet de stabiliser le réseau et de limiter l’effacement. Pour le scénario Senelec, cet effacement s’explique par le niveau plus important de puissance

installée des ERI avant l’interconnexion, combiné à l’ajout de production de base qui, en capacité de production d’énergie, dépasse l’augmentation de la demande.

Dans le cadre des scénarios PATRP, l’effacement est beaucoup moins substantiel puisque l’implantation des projets ERI est retardée.


2. Les coûts de l’effacement du charbon (avec une réserve synchrone) pour les scénarios Senelec et PATRP

Tableau 5-4 : Coût de l'effacement du charbon

COÛT DE L'EFFACEMENT DU CHARBON

Unité 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Scénario Senelec

Avec l’effacement

Coût M FCFA 25 387 40 683 69 184 122 879 140 998 143 096

Énergie GWh 589 814 1 175 2 387 2 925 3 037

Coût au kWh FCFA/kWh 43,1 50,0 58,9 51,5 48,2 47,1

Sans effacement

Coût M FCFA 25 415 42 221 75 767 128 026 142 864 143 339

Énergie GWh 591 925 1 634 2 741 3 053 3 053


Coût de l'effacement FCFA/kWh 0,1 4,3 12,5 4,8 1,4 0,2


Avec effacement

Coût M FCFA 25 412 41 115 39 728 42 504 76 052 76 307

Énergie GWh 590 845 738 925 1 634 1 634


Sans effacement

Coût M FCFA 25 415 42 221 42 362 42 504 76 052 76 308

Énergie GWh 591 925 925 925 1 634 1 634




Avec effacement

Coût M FCFA 25 413 41 115 39 234 42 503 76 052 109 823

Énergie GWh 590 845 702 925 1 634 2 344

Coût au kWh FCFA/kWh 43,0 48,6 55,9 46.0 46,5 46,9

Sans effacement

Coût M FCFA 25 415 42 221 42 362 42 504 76 053 109 824

Énergie GWh 591 925 925 925 1 634 2 344




L’effacement de la puissance charbon résulte d’un niveau de charge insuffisant compte tenu de la production des ERI qui sont toujours prioritaires en termes de production en raison de la nature des contrats ToP.

Le coût de l’effacement de la puissance des centrales au charbon est donc directement affecté par la pénétration des ERI, de même que par l’introduction de la première phase d’Africa Energy dès 2020. Deux facteurs qui expliquent pourquoi ce coût est significativement plus important dans le cas du scénario Senelec.

Dans le cas du Scénario PATRP sans déclassement, l’introduction plus tardive de la première phase (et la seule proposée dans ce scénario) d’Africa Energy et de certains projets ERI explique la différence favorable dans le coût.

Pour ce qui touche le scénario PATRP avec déclassement, l’importance de l’augmentation du coût au kWh pour l’année 2020 s’explique par l’introduction de la centrale de Malicounda et par l’implantation d’une nouvelle centrale Dual de 120 MW; en effet, cette deuxième centrale génère des coûts fixes pour Senelec qui ne seront réduits qu’en 2021 grâce au déclassement des centrales Senelec les moins performantes.

À partir de 2024, les déclenchements de Sendou ne causeraient pas de délestages supplémentaires étant donné la forte inertie amenée par l’interconnexion des réseaux de l’OMVG et de l’OMVS.

5.2.1 ANALYSE DES COÛTS DÉCOULANT D’UNE DÉCISION DE GESTION À NE

PAS RECOURIR À LA RÉSERVE SYNCHRONE

Les coûts financiers que pourrait supporter Senelec dans le cadre d’une gestion du réseau recourant au délestage plutôt qu’à l’utilisation d’une réserve synchrone adéquate ont été analysés dans la prochaine section. Cette analyse a été réalisée uniquement sur le scénario Senelec puisqu’il a été démontré que ce dernier est le plus contraignant des scénarios, et particulièrement lorsqu’il est question des coûts.


Les analyses ont touché trois aspects : 1. Les pertes de revenus découlant du délestage en raison des pannes des centrales au charbon, solaires et éoliennes sans le recours à la réserve

synchrone. Tableau 5-5 : Pertes de revenu découlant du délestage en raison des pannes selon le scénario Senelec

PERTES DE REVENU DÉCOULANT DU DÉLESTAGE EN RAISON DES PANNES SELON LE SCÉNARIO SENELEC (K FCFA)

Val. Act. (2017) 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Scénario une panne annuelle

Pertes de revenu (K FCFA) 163 936 1 271 14 790 18 730 27 213 49 398 35 503 35 845 35 882 36 526

Découlant du délestage charbon (%) 83,7 % 0,0 % 56,5 % 48,9 % 60,6 % 72,2 % 100,0 % 100,0 % 100,0 % 100,0 %

Découlant du délestage ERI (%) 16,3 % 100,0 % 43,5 % 51,1 % 39,4 % 27,8 % 0,0 % 0,0% 0,0% 0,0 %

Scénario trois pannes annuelles



Découlant du délestage ERI (%) 16,7 % 100,0 % 39,0 % 51,1 % 39,4 % 27,8 % 0,0 % 0,0 % 0,0 % 0,0 %

Scénario cinq pannes annuelles



Découlant du délestage ERI (%) 16,3 % 100,0 % 39,0 % 51,1 % 38,0 % 26,7 % 0,0 % 0,0 % 0,0 % 0,0 %


Nous avons pris pour hypothèse un certain nombre de pannes par année pour expliquer les trois scénarios proposés, soit une panne annuelle (scénario faible), trois pannes annuelles (scénario médian) et cinq pannes annuelles (scénario élevé) - (voir annexe G.1).

Nous avons appliqué la règle qui veut que chacune de ces pannes, qu’importe sa durée, n’encoure qu’une heure de délestage en tenant pour acquis que le réseau peut compenser cette perte de puissance à l’intérieur de cette période par d’autres moyens de production.

Ces pertes de revenus s’expliquent principalement par l’incapacité du réseau à compenser immédiatement pour les déclenchements des centrales au charbon (découlant, entre autres, de la taille trop importante, par rapport à la capacité du réseau de fournir une réserve synchrone adéquate, des moteurs des centrales Sendou et Africa Energy).

Entre 2017 et 2021, ces pertes de revenus incluent l’impact des centrales ERI et sont influencées par l’ajout de puissance charbon d’Africa Energy. Dès 2022, l’interconnexion au réseau OMVG apportera suffisamment d’inertie et de puissance pour réduire à zéro l’impact des pertes liées aux ERI. Pour ce qui concerne la période 2022 à 2025, les seules pertes de revenus proviendront donc des centrales au charbon.

On considère qu’à partir de 2024 les éventuels déclenchements des centrales au charbon ne causeront plus de délestages supplémentaires étant donné la forte inertie du réseau interconnecté


2. Les pertes de revenus découlant des fluctuations de tension sans la réserve synchrone dans le cadre du scénario Senelec Tableau 5-6 : Pertes de revenu découlant des fluctuations des ERI selon le scénario Senelec

PERTES DE REVENU DÉCOULANT DES FLUCTUATIONS DES ERI SELON LE SCÉNARIO SENELEC (K FCFA)

Val. Act. (2017) 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Scénario deux évènements critiques 113 369 2 647 12 421 25 188 29 565 37 926 13 465 13 595 13 609 13 853

Scénario un évènement critique 56 685 1 323 6 210 12 594 14 782 18 963 6 733 6 798 6 804 6 927

Scénario trois évènements critiques 170 054 3 970 18 631 37 781 44 347 56 889 20 198 20 393 20 413 20 780


Tout comme pour le tableau précédent, nous avons pris pour hypothèse un certain nombre d’évènements de fluctuation critiques entrainant des délestages par année pour expliquer les trois scénarios proposés, soit un évènement annuel (scénario faible), deux évènements annuels (scénario médian) et trois évènements par année (scénario élevé) - (voir annexe G.2).

Nous avons appliqué la règle qui veut que chacun de ces évènements, qu’importe sa

durée, n’encoure qu’une heure de délestage en tenant pour acquis que le réseau peut

compenser cette perte de puissance à l’intérieur de cette période par d’autres moyens

de production. Les pertes de revenus causées par le non-recours à la réserve synchrone automatique

s’expliquent par le fort niveau de pénétration des ERI et l’incapacité du réseau de compenser à l’intérieur de la plage de temps requise les fluctuations.

Dans le cas du scénario médian, que nous considérons comme le plus probable, la perte de revenus de Senelec pourrait s’élever à plus de 113 milliards de FCFA en valeur actualisée pour la période 2017-2025.

Encore une fois, nous distinguons deux phases, soit pour la période 2017-2021, puis une autre entre 2022 et 2025.

Dans le cas de la première phase, on observe une croissance des coûts qui s’explique par la pénétration croissante des ERI. Or, en 2022, nous constatons une baisse significative des coûts annuels, coïncidant avec l’ajout de l’interconnexion OMVG permettant de stabiliser le réseau jusqu’à implantation des centrales de gaz naturel local en 2025. L’ajout de ces centrales permettrait d’atteindre une stabilité suffisante pouvant théoriquement suffire à combler les déséquilibres éventuels.


3. Les pertes de revenus découlant de la décision des grands consommateurs de ne pas se brancher au réseau (ou de ne pas lancer leur projet tout

simplement) en raison du manque de fiabilité du réseau interconnecté (découlant de l’utilisation de délestage plutôt qu’au recours à la réserve

synchrone appropriée).

Tableau 5-7 Pertes de revenu découlant du manque de fiabilité sur l’adhésion des grands consommateurs

PERTES DE REVENU DÉCOULANT DE LA PERTE DES GRANDS CONSOMMATEURS (M FCFA)

Pertes Senelec Val. Act. (2017) 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Moyenne Tension 20 380 - - - 3 281 3 836 3 873 3 906 3 904 3 962 3 855 3 746 3 642 3 539 3 448

Haute tension 376 980 4 066 6 046 17 533 57 812 86 119 86 940 86 764 88 405 85 659 82 849 63 451 56 092 42 390

Total 397 360 - 4 066 6 046 20 814 61 648 89 992 90 846 90 669 92 367 89 514 86 595 67 092 59 632 45 839


Nous avons déjà établi que les grands consommateurs sont plus indépendants que les autres types de consommateurs. En effet, ils possèdent généralement les moyens d’opérer selon des solutions alternatives si les critères de performance du réseau ne se satisfont pas leurs exigences.

D’un autre côté, si le coût de la solution alternative n’est pas compétitif, le projet peut aussi simplement être abandonné. Le cas des mines où le coût de l’électricité et la fiabilité de l’approvisionnement sont critiques, en est un bon exemple.

Les pertes de revenus que pourrait subir Senelec en raison du recours au délestage plutôt qu’à la réserve synchrone pourraient donc être considérables et bien au-delà du simple coût du recours ou non à cette réserve.

Dans le cadre de cette analyse, c’est un montant de presque de 400 milliards de FCFA sur la période 2017-2030 qui pourrait être perdu en revenus (voir la liste des consommateurs et hypothèses associées en annexe G.4). 5.2.2 FACTURE MACRO-ÉCONOMIQUE

Au-delà de ces coûts supportés par Senelec, il demeure un impact macro-économique non négligeable découlant du non-recours à une réserve synchrone adéquate. En effet, les coûts additionnels supportés par Senelec ne sont qu’une partie des inconvénients que le pays, dans son ensemble, subit. Du point de vue macro-économique, un récent rapport de la Banque africaine de développement révélait que les entreprises manufacturières en Afrique se voient amputées de 56 jours de productivité annuellement en raison du manque de fiabilité du réseau électrique. Même une panne de cinq minutes peut avoir des effets considérablement plus longs pour des pertes de productivité. Toujours selon ce même rapport, l’impact sur le PIB national pourrait atteindre de deux à quatre pour cent de réduction concernant les montants. En prenant en compte le PIB du Sénégal en 2016, cette perte aurait pu se chiffrer entre 113 milliards et 227 milliards de FCFA. Cet impact significatif se traduirait en perte de revenus pour la population et, du coup, pour le gouvernement. En ne calculant que la perte de TVA associée à cette perte, on parle de pertes de revenus pour le gouvernement pouvant osciller entre 20 et 40 milliards de FCFA par année.


5.2.3 RÉSERVE SYNCHRONE

Comme présenté au chapitre 3.3.7, les coûts de maintien de réserve synchrone sont assez difficiles à évaluer compte tenu de la disponibilité des données et des limites imposées par les termes de références de l’étude. Toutefois, à la suite de nos recherches PATRP est parvenu à valider une hypothèse qui repose sur des analyses réalisées par le National Renewable Energy Laboratory (NREL) dans le cadre d’une étude à ce sujet. Les conclusions de celle-ci sont voulant que les coûts de maintien d’une réserve synchrone efficace et remplissant son rôle de stabilisateur du réseau se chiffrent généralement à deux pour cent du total des coûts de production durant une période donnée. Dans le cas des trois scénarios présentés, ces coûts de maintien se chiffreraient donc aux montants suivants : Tableau 5-8 : Valeur actualisée au kWh avec coûts de maintien de la réserve synchrone (deux pour cent)

VALEUR ACTUALISÉE AU kWh POUR CHAQUE SCÉNARIO

Scénario Senelec

Scénario PATRP sans

déclassement

Scénario PATRP avec

déclassement

Valeur actualisée des coûts (M FCFA) 3 732 812 3 640 261 3 502 931

Coûts de la réserve synchrone (M FCFA) 74 656 72 805 70 059

Énergie actualisée (GWh) 54 033 54 013 54 038

Coûts de la réserve synchrone (FCFA/kWh) 1,38 1,35 1,30

Il est clair que le coût de la réserve synchrone est sujet à l’application de plusieurs variables. Il est, entre autres, toujours en fonction du niveau de réserve devant être assuré par le parc de production. Les différents moyens de production mis à la disposition et pouvant fournir cette réserve ont aussi une influence certaine sur le coût de cette réserve. Finalement, l’orientation retenue au niveau des futurs moyens de production à être mis en place dans le temps sera aussi déterminante. En vertu des conclusions de cette étude de la NREL et sur la base du tableau ci-dessus, nous pourrions affirmer que le maintien d’une réserve synchrone adéquate serait plus dispendieux dans le cas du scénario Senelec que dans le cas des scénarios PATRP. Toutefois, si cette tendance peut-être indicative, il est clair que des études subséquentes devront avaliser cette conclusion sans quoi notre outil de prise de décision sera incomplet. Rappelons tout de même qu’en raison du coût d’opportunité économique à l’échelle du pays, il serait judicieux que le gouvernement du Sénégal considère sérieusement l’utilisation d’une réserve synchrone adéquate, quitte à ajuster le montant de l'appui annuel requis (si nécessaire) offert à Senelec.


5.2.4 OPTIONS ET COÛTS D’INSTALLATION PROVISOIRES D’UNE RÉSERVE

SYNCHRONE ADÉQUATE

Nous explorons quatre options réalistes pouvant permettre à Senelec de disposer de réserve synchrone adéquate afin de suffire aux besoins de stabilisation du réseau. Ces options découlent du fait qu’il est nécessaire d’automatiser la disponibilité de cette réserve synchrone et que ce n’est pas le cas actuellement pour le réseau sénégalais.

1- La première option est la mise à niveau des régulateurs de vitesse de Senelec :

a. Une proposition a été faite à Senelec pour réaliser ce travail qu'USAID prévoit de financer.

b. Le coût d’une telle opération devrait être connu sous peu, mais il ne s’agirait pas d’un

investissement. Ce type d’opération est considéré comme de la maintenance peut-être

extraordinaire, mais l'est quand même.

2- Si le remplacement des régulateurs de vitesse de Senelec devenait requis en raison d’une

impossibilité technique de mise à niveau des équipements actuels (équipements désuets et/ou

affichant une performance inadéquate), ce type d’opération pourrait coûter environ 120 millions

de FCFA par unité de production (fourchette supérieure d’une estimation).

a. Afin de s’assurer de disposer d’une réserve adéquate, ce remplacement pourrait être requis sur une douzaine d’unités de production nécessitant un investissement d’environ 1,44 milliard de FCFA.

3- Senelec pourrait décider d’imposer à chaque IPP l’obligation de fournir une portion de la réserve synchrone requise par le réseau.

a. Senelec aurait donc à entamer des négociations en vue d’en venir à un accord visant la fourniture de services complémentaires.

b. Cette solution, probablement la moins coûteuse, serait un achat de service, et non, un investissement. Il faudrait donc l’inclure dans le calcul des coûts d'exploitation du parc de production.

4- Senelec pourrait décider d’ajouter de nouvelles unités de production dédiées aux fournitures de réserve synchrone.

a. Deux unités de 35 MW pouvant fournir de la réserve synchrone à 50 % pourraient être

envisagées pour un total de 70 MW. b. Selon les données existantes sur le niveau d’investissement requis, en cas de décision

d’achat, on parle ici d’un montant d’environ 35 milliards de FCFA.

c. La notion de batteries pour faire de la réserve est à étudier ou évaluer, surtout dans le

contexte où le système de batteries peut avoir plusieurs utilités (lissage, pointe, réserve,

etc.).

d. Il est tôt pour parler de niveau d’investissement pour cette possible solution puisque les

coûts sont assez variés en fonction de la référence que l’on regarde. Dans le cas des

exemples de systèmes contemplés dessous, le coût pour l’installation d’un système de

batteries à hauteur de 36 MW était d’environ 13 milliards de FCFA.


Figure 5-4 : Coûts d’installation des options de système à batteries couplé avec parc solaire (voir référence section 3.2.7)

5.3 CONCLUSION ET RECOMMANDATIONS POUR LA

PORTION ANALYSE FINANCIÈRE Après analyse des trois scénarios et des variantes, nous pouvons en venir aux conclusions suivantes :

Les caractéristiques du scénario PATRP avec déclassement sont les plus susceptibles d’offrir au Sénégal une solution économique concernant la gestion des coûts de production.

Malgré les coûts qui s’y rattachent, un mode de gestion du réseau sans réserve synchrone adéquate n’est pas recommandé.

Le risque de mettre en péril les projets des grands clients devrait en lui-même être une

raison suffisante.

Les impératifs de qualité de service offert par Senelec devraient primer sur les coûts

rattachés à l’utilisation de la réserve synchrone si le Sénégal veut se démarquer comme

un gestionnaire exemplaire de réseau dans la sous-région.

Le rattachement aux réseaux voisins pourrait être grandement perturbé si le Sénégal ne

gérait pas son propre réseau avec une réserve synchrone adéquate.

Le WAPP travaille actuellement sur l’implantation de solutions pouvant permettre de

stabiliser les réseaux. Il est difficilement concevable que le Sénégal puisse faire bande à

part.


6. PLAN D’INVESTISSEMENTS

6.1 INTRODUCTION Le plan d’investissements constitue une évaluation des sommes qui devront être engagées par Senelec au cours de la période 2017-2035 afin de satisfaire les besoins de la population du Sénégal en vertu des hypothèses posées par les différents scénarios proposés dans le volet précédent de l’étude. La décision récente du gouvernement du Sénégal de judicieusement confier au secteur privé le développement du parc de production et les investissements y afférents, se concentrera donc sur le volet transport. Ce plan inclura l’ensemble des recommandations formulées par les experts de PATRP concernant les ajouts et renforcements nécessaires à assurer la stabilité optimale du réseau. Ce document pourra servir de base aux discussions qui s’ensuivront avec les partenaires technico-financiers afin d’assurer le financement de ce programme ambitieux qui devrait faire de la République du Sénégal un chef de file en matière de gestion de réseau.

6.2 MÉTHODOLOGIE DU PLAN D’INVESTISSEMENTS La méthodologie de calcul des divers éléments du plan d’investissements se basera sur les coûts des divers ajouts à inclure de façon à atteindre les objectifs de Senelec visant l’intégration de normes internationales. Rappelons le contexte:

La première démarche de l’étude de fonctionnement du réseau de transport consistait à analyser le réseau normal (n) avec tous ses éléments en service, pour s’assurer que les critères de tension et de charge des équipements en conditions normales sont respectés.

Pour le réseau de transport principal (225 et 90 kV), une contrainte a été étudiée, soit la perte, d’un élément du réseau (n-1) c’est-à-dire simple contingence.

Le réseau devait respecter les critères de charge et de tension en condition d’urgence, ainsi qu’être libre d’effondrement de tension ou d’instabilité.

Pour assurer la fiabilité, les règles de base sont les suivantes :

Le réseau normal (n) doit posséder suffisamment de marge de manœuvre pour répondre à la demande.

Le réseau principal (225 et 90 kV) en simple contingence (n-1) doit maintenir des conditions d’opération sans interruption ou délestage de charge et sans stress excessif sur le réseau.

Contrôler le délestage de la charge ou de la production pour limiter les interruptions de service importantes.

PATRP a procédé à plusieurs modélisations du réseau interconnecté de Senelec, de l’OMVS, de l’OMVG et quelques éléments des états voisins qui ont un impact non négligeable. Les années 2019, 2022 et 2028 avaient été choisies comme années de simulation, car elles représentaient des années charnières en matière de dynamique du réseau.


Ainsi, 2019 présentait le réseau actuel intégrant presque 300 MW d’énergie renouvelable et l’addition de la centrale au charbon de Sendou à 115 MW. Les recommandations associées à cette année étaient plus du domaine de l’exploitation que de la planification, car aucun investissement pouvant être réalisé dans cette période ne pourrait contrer les problématiques éventuelles. Les recommandations concernèrent donc plus les modifications associées aux équipements actuels. L’année 2022 est celle durant laquelle le réseau à 225 kV doit se prolonger jusqu’en Guinée, à l’est à partir du poste Kaolack en passant par la Gambie et la Guinée-Bissau et, à l’ouest, par le poste Tambacounda en allant vers la région de Kédougou jusqu’au poste Linsan en Guinée. L’année 2028 dévoile un réseau qui intègrerait pratiquement toutes les nouvelles centrales à gaz fonctionnant à partir de gaz local produit au Sénégal. Comme vu dans le second chapitre de ce rapport, les ajouts sont basés sur une analyse statique et dynamique du réseau. Les diverses composantes du plan y sont reliées :

Analyse statique :

L’analyse statique détermine la capacité du réseau à transporter sans rupture de charge

ni surcharge de tension. L’étude identifie les points faibles et propose des aménagements

qui permettraient de corriger la situation défaillante en fonction des critères de

planification internationaux généralement acceptés. Analyse dynamique :

L’analyse dynamique simule des pertes de charge sur le réseau et évalue le niveau de

réserve synchrone nécessaire afin de parer aux fluctuations trop grandes de fréquence

et de tension pouvant faire décrocher le réseau et ainsi éviter les délestages de charge. PATRP se servira donc des résultats des deux analyses pour développer son plan d’investissements, ce qui aura naturellement des répercussions sur le modèle financier des coûts au kilowatt heure.

6.3 ÉVALUATION FINANCIÈRE Le plan d’investissements propose deux scénarios concernant la future boucle à 225 kV de Dakar.

- Scénario 1 : Renforcement à partir de la boucle existante : comme défini dans le chapitre 4, c’est un réseau à 225 kV qui fait une boucle entre Kounoune- Cap des Biches-Mbao-Hann-Patte d’oie et qui revient à Kounoune.

- Scénario 2 : Développement d’une boucle à partir d’un deuxième corridor : ce scénario est construit pour permettre à une autre source de production, en l’occurrence la centrale de production au GN de Kayar, de s’intégrer par un autre corridor à 225 kV dans le réseau à 90 kV de Dakar. Cette boucle se déploierait entre Kounoune-Patte d’oie Guédiawaye-Kayar et reviendrait à Kounoune. Même si, dans le cadre de notre étude, nous avons privilégié le site de Kayar, le choix d’un autre site de production amènerait la création d’une boucle à partir d’un autre corridor.


On constate qu’à ce stade-ci, étant donné que les investissements sont évalués à partir de coût paramétrique, l’écart de coût n’est pas significatif entre les deux scénarios. Une étude de faisabilité viendra préciser ces évaluations qui restent d’être fort différentes, principalement en fonction des études environnementales et de l’acceptabilité du milieu.


Les investissements requis pour les deux scénarios sont présentés dans le tableau suivant : Tableau 6-1 : Options d’investissements pour le réseau de transport (M FCFA)

OPTIONS D'INVESTISSEMENT POUR LE RÉSEAU DE TRANSPORT (M FCFA)

Valeur

actualisée 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035

Option 1


O & M 46 124 302 1 108 2 900 5 183 5 498 5 856 5 973 6 106 6 229 6 402 6 869 7 048 7 189 7 332 7 479 7 629 7 781 7 937 8 096

Total 376 257 19 382 46 825 124 689 172 642 26 605 27 717 5 973 6 796 6 229 8 840 33 418 10 629 7 189 7 332 7 479 7 629 7 781 7 937 8 096

Option 2


O & M 46 432 302 1 108 2 931 5 199 5 515 5 830 5 947 6 080 6 201 6 566 6 959 7 140 7 283 7 429 7 577 7 729 7 883 8 041 8 202

Total 379 436 19 382 46 825 127 842 171 130 26 622 23 385 5 947 6 769 6 201 28 221 22 904 10 721 7 283 7 429 7 577 7 729 7 883 8 041 8 202


6.4 INVESTISSEMENTS EN TRANSPORT Le tableau suivant présente les investissements qui seront requis en postes et en lignes de transport à l’horizon 2035. Ces tableaux présentent les investissements par année et précise les critères qui ont déclenchés ces investissements.


Les deux scénarios sont présentés de façon distincte : Tableau 6-2 : Option 1 - Lignes

OPTION 1 – LIGNES

De À Types Déclencheur KM KM KM KM KM KM KM KM KM KM KM KM KM Million US$ 2017

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029-2035

TOTAL

Patte D'oie Aéroport Cable 90 kV Surcharge PD 9 6

Sococim Someta Ligne 90 kV Surcharge PD 11 1,8

Thiona Someta Ligne 90 kV Surcharge PD 24 4

Kounoune Patte D'oie Cable 225 kV Biterne

Surcharge DS 23 18,3

Kounoune Sendou Ligne 225 kV Biterne

Évacuation de Sendou

DS 10 4,1

Tobene Kounoune Ligne 225 kV Biterne

Surcharge Tobene Thiona

DS 55 25

Hann Bel-Air Ligne 90 kV (Changements de cables)

Surcharge DS 5 0,8

Cap des Biches

Kounoune Ligne 90 kV Surcharge DS 6,4 1,1

Cap des Biches

Kounoune Ligne 90 kV (Changements de cables)

Obsolescence PD 6,4 1,1

Guediawaye Dguediawaye Cable 225 kV Nouveau Ligne PD 12 12

Tobene St-Louis Ligne 225 kV Biterne

Nouvelle Ligne DS 144 46,4

Kaolack Fatick Ligne 225 kV Nouvelle Ligne DS 55 12,4

Malicounda Fatick Ligne 225 kV Nouvelle Ligne DS 55 12,4

Université Sicap Cable 90 kV Nouvelle alimentation

DS 2 5


OPTION 1 – LIGNES

De À Types Déclencheur KM KM KM KM KM KM KM KM KM KM KM KM KM Million US$ 2017

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029-2035

TOTAL

Kolda Tambacounda Ligne 225 kV Nouvelle Ligne DS 200 77,0

Ziguinchor Tanaf Ligne 225 kV Raccord OMVG, OMVS

RO 100 38,5

Kolda Tanaf Ligne 225 kV Raccord OMVG, OMVS

RO 60 23,1

Kedougou Sambangalou Ligne 225 kV Nouvelle Ligne (Mines)

DS 31 8,6

Aeroport Mamelles Cable 90 kV Nouvelle alimentation (Client HT)

DS 2 5

Hann Patte D'oie Cable 225 kV (90KV)

Boucle 225 kV DS 1,2 1,2

Hann Patte D'oie Cable 225 kV (90 KV)

Boucle 225 kV DS 1,2 1,2

Tobene Mboro Ligne 225 kV Nouvelle alimentation (Parc éolien)

DS 30 10,5

Cap des Biches

Mbao Cable 225 kV Boucle 225 kV PD 1,5 1,5

Mbao Hann Cable 225 kV Boucle 225 kV PD 17 17

Cap des Biches

Kounoune Cable 225 kV 2 cables

Boucle 225 kV PD 6,5 6,5

Kedougou Mines Ligne 225 kV Raccordement aux mines

PD 100 22


PD 100 22


PD 100 22

406,5


Tableau 6-3 : Option 1 – Postes et Transformateurs

OPTION 1 – POSTES ET TRANSFORMATEURS

Nom du poste Tension (KV)

Équipement MVA MVA MVA MVA MVA MVA MVA MVA MVA MVA MVA MVA MVA Million US$

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029-2035

TOTAL

Patte D'oie 225/90 2 transformateurs Boucle 225 kV DS 200 8,5

Kounoune 225/90 2 transformateurs Boucle 225 kV DS 200 8,5

Bel-Air 90/33 Transformateur surcharges DS 80 2

Touba 225/33 Transformateur Croissance DS 80 1,3

Touba 225/33 Transformateur Croissance DS 80 1,3

Kounoune 90/33 Transformateur Surcharge DS 80 2

Kounoune 90/33 Transformateur Surcharge DS 80 2

Guediawaye 90/33 Poste 2 transformateurs, GIS

recommandons poste 225/33, trop tard

DS 40 46,4

Guediawaye 90/33 Transformateur Surcharge DS 40 0,8

Diamnadio 225/33 Poste 2 transformateurs

Nouveau poste DS 80 29,3

Sendou 225/33 Poste 2 transformateurs

Nouvelle centrale

DS 40 5

Sicap 90/33 Poste 2 transformateurs

Nouveau DS 80 12

Fatick 225/33 Poste 2 transformateurs


St-Louis 225/33 Poste 2 transformateurs


Mamelles 90/90 Nouveau poste DS 80 12

kedougou 225/33 Poste 2 transformateurs


Tambacounda 225/33 Poste 2 transformateurs


Ziguinchor 225/33 Poste 2 transformateurs


Kolda 225/33 Poste 2 transformateurs


Tobene 225/90 Transformateurs Surcharges PD 75 1,5


OPTION 1 – POSTES ET TRANSFORMATEURS

Nom du poste Tension (KV)

Équipement MVA MVA MVA MVA MVA MVA MVA MVA MVA MVA MVA MVA MVA Million US$

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029-2035

TOTAL

Malicounda 225/33 Transformateurs Surcharges PD 40 1

Matam 225/33 Remplacement Transformateur

Remplacement PD 40 1

Matam 225/33 Transformateur Surcharges PD 40 1

Kaolack 225/33 Transformateur Surcharge PD 40 1

Sakal 225/33 Remplacement Transformateur

Surcharge PD 80 1,3

Sakal 225/33 Transformateur Surcharge PD 80 1,3

Hann 90/33 Transformateur Boucle 225 kV PD 80 2



UNIVER 90 90/33 Transformateur Surcharge PD 40 0,8

Centre de télé-conduite

Amélioration Scada Obsolescence PD 7,5 7,5

269,1


Tableau 6-4 : Option 2 - Lignes

OPTION 2 – LIGNES

De À Types Déclencheur KM KM KM KM KM KM KM KM KM KM KM KM KM Million US$

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029-2035

TOTAL

Patte D'oie Aéroport Cable 90 kV Surcharge 9 6

Sococim Someta Ligne 90 kV Surcharge 11 1,8

Thiona Someta Ligne 90 kV Surcharge 24 4

Kounoune Patte D'oie Cable 225 kV Biterne

Surcharge 23 18,3

Kounoune Sendou Ligne 225 kV Biterne

Évacuation de Sendou

10 4,1

Tobene Kounoune Ligne 225 kV Biterne

Surcharge Tobene Thiona

55 25

Hann Bel-Air Ligne 90 kV Surcharge 5 0,8

Cap des Biches

Kounoune Ligne 90 kV Surcharge 6,4 1,1

Cap des Biches

Kounoune Ligne 90 kV (Changements de cables)

Obsolescence 6,4 1,1

Guediawaye Dguediawaye Cable 225 kV Nouveau Ligne 12 12

Tobene St-Louis Ligne 225 kV Biterne

Nouvelle Ligne 144 46,4

Kaolack Fatick Ligne 225 kV Nouvelle Ligne 55 12,4

Malicounda Fatick Ligne 225 kV Nouvelle Ligne 55 12,4

Université Sicap Cable 90 kV Nouvelle alimentation

2 5


OPTION 2 – LIGNES

De À Types Déclencheur KM KM KM KM KM KM KM KM KM KM KM KM KM Million US$

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029-2035

TOTAL

Kolda Tambacounda Ligne 225 kV Raccord OMVG, OMVS

200 77,0

Ziguinchor Tanaf Ligne 225 kV Raccord OMVG, OMVS

100 38,5

Kolda Tanaf Ligne 225 kV Raccord OMVG, OMVS

60 23,1

Kedougou Sambangalou Ligne 225 kV Raccord OMVG, OMVS

31 8,6

Aeroport Mamelles Cable 90 kV Nouvelle alimentation

2 5

Tobene Mboro Ligne 225 kV Surcharge 30 10,5

Kayar Tap Kou-Tob Ligne 225 kV Biterne

Boucle 225 kV 32 12,8

Kayar Guediawaye Ligne 225 kV Biterne

Boucle 225 kV 35 14

Guediawaye Patte d'oie Cable 225 kV Boucle 225 kV 5 5


100 22


100 22


100 22

410,9


Tableau 6-5 : Option 2 – Postes et Transformateurs

OPTION 2 – POSTES ET TRANSFORMATEURS Nom du poste Tension(KV) Équipement MVA MVA MVA MVA MVA MVA MVA MVA MVA MVA MVA MVA MVA Million

US$

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029-2035

TOTAL

Patte D'oie 225/90 2 transformateurs Boucle 225 Kv 200 8,5

Kounoune 225/90 2 transformateurs Boucle 225 Kv 200 8,5

Bel-Air 90/33 Transformateur Surcharges 80 2

Touba 225/33 Transformateur Croissance 80 1,3

Touba 225/33 Transformateur Croissance 80 1,3

Kounoune 90/33 Transformateur Surcharge 80 2

Kounoune 90/33 Transformateur Surcharge 80 2

Guediawaye 90/33 Poste 2 transformateurs, GIS

recommandons poste 225/33, trop tard

40 46,4

Guediawaye 90/33 Transformateur Surcharge 40 0,8

Diamnadio 225/33 Poste 2 transformateurs

Nouveau poste 80 29,3

Sendou 225/33 Poste 2 transformateurs

Nouvelle centrale

40 5

Sicap 90/33 Poste 2 transformateurs

Nouveau 80 12

Fatick 225/33 Poste 2 transformateurs


St-Louis 225/33 Poste 2 transformateurs


Mamelles 90/90 Nouveau poste 80 12

Kedougou 225/33 Poste 2 transformateurs



OPTION 2 – POSTES ET TRANSFORMATEURS Nom du poste Tension(KV) Équipement MVA MVA MVA MVA MVA MVA MVA MVA MVA MVA MVA MVA MVA Million

US$

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029-2035

TOTAL

Tambacounda 225/33 Poste 2 transformateurs


Ziguinchor 225/33 Poste 2 transformateurs


Kolda 225/33 Poste 2 transformateurs


Tobene 225/90 Transformateur Surcharges 75 1,5

Malicounda 225/33 Transformateur Surcharges 40 1

Matam 225/33 Remplacement Transformateur

Remplacement 40 1

Matam 225/33 Transformateur Surcharges 40 1

Kaolack 225/33 Transformateur Surcharge 40 1

Sakal 225/33 Remplacement de Transformateur

Surcharge 80 1,3

Sakal 225/33 Transformateur Surcharge 80 1,3

Hann 225/33 Transformateur Boucle 225 kV 200 3

Hann 225/33 Transformateur Boucle 225 kV 200 3

Hann 225/90 2 Transformateurs Boucle 225 kV 200 8

UNIVER 90 90/33 Transformateur Surcharge 40 0,8

Centre de télé-conduite

Amélioration Scada Obsolescence 7,5 7,5

273,1


6.5 CONCLUSION Ce plan d’investissements en transport est ambitieux, mais nécessaire pour permettre d’assurer la fiabilité et la stabilité du réseau en fonction de la croissance de la demande. Cette multiplication de réseau à 225 kV confirmera le rôle de transporteur à Senelec et nécessitera de mettre en place des mécanismes de coordination avec les réseaux voisins et principalement ceux de l’OMVS et l’OMVG. Pour avoir un réseau stable, il faudra également que Senelec ait un lien très rigoureux avec les producteurs privés. Ainsi, les investissements futurs en production devront être encadrés par des critères techniques permettant la mise en place de réserve synchrone et assurant la stabilité du réseau. Ce plan se veut évolutif et devra être ajusté en fonction de l’évolution du contexte énergétique du Sénégal et, dans ce sens, les planificateurs du réseau de transport de Senelec devront avoir les ressources suffisantes et compétentes pour assurer ces mises à jour. La formation, qui sera donnée dans le cadre du projet au personnel de Senelec, devrait leur permettre d’acquérir une certaine compétence dans le domaine.


7. DÉPLOIEMENT DU PLAN

D’INVESTISSEMENTS 7.1 INTRODUCTION Le plan directeur de production et de transport 2017-2035 du Sénégal nécessite de mettre en place un certain nombre d’activités qui permettront à Senelec d’atteindre leurs objectifs. Ainsi, tous les projets proposés dans le présent plan devront passer par les étapes types d’un projet soit :

L’étude de faisabilité. L’avant-projet détaillé, si nécessaire. Le financement. L’ingénierie. Les appels d’offres pour fabrication. Les appels d’offres pour construction. La mise en service des équipements. L’exploitation des équipements ou d’installations.

Pour permettre la réalisation de chaque projet, Senelec doit être impliqué à chaque étape, que ce soit un projet interne comme la majorité des projets de transport et de distribution, ou pour un projet confié à des producteurs privés pour les projets de production. Il est très important que les projets de production donnés au secteur privé contiennent des exigences techniques permettant à Senelec d’assurer le maintien de la fiabilité et de la stabilité du réseau. Dans le cadre du présent plan directeur, les principaux projets portent : Pour le domaine de la production :

La mise en service de la centrale au charbon de 115 MW à Sendou. La mise en service de 263 MW d’énergie solaire. La mise en service de 265 MW d’énergie éolienne, principalement à Taïba Ndiaye. La mise en service de 240 MW de centrale HFO/Gaz en 2020, actuellement à Malicounda, mais

qui pourrait être implantée ailleurs portant sur l’étude sur l’exploitation optimale du gaz naturel. La mise en service de 270 MW de centrale au charbon par Africa Energy. Le développement par l’OMVS et l’OMVG de 435 MW de production hydroélectrique dédiée au

Sénégal. La mise en place de 960 MW de production associée à l’exploitation du gaz naturel. L’étude sur la localisation d’un site optimal pour acheminer le gaz naturel. L’étude sur l’exploitation du potentiel du gaz naturel liquide. L’étude sur une stratégie de réserve synchrone. L’étude de l’installation d’une unité de stockage à Taïba Ndiaye pour lisser la production et

diminuer les fluctuations contribuant à l’instabilité du réseau.


Pour le domaine du transport :

La construction du lien Tambacounda-Kolda-Ziguinchor à 225 kV. La mise en service de la ligne Kaolack-Fatick-Malicounda à 225 kV. La construction de liens Haute Tension entre le poste de Kédougou et les différentes mines de la

région. La construction d’un deuxième lien à 225 kV entre Tobene et Nouakchott en Mauritanie en

passant par Saint-Louis. La mise en place par l’OMVS d’un lien à 225 kV entre Kayes et Tambacounda. La construction par l’OMVG d’une boucle à 225 kV avec la Guinée permettant l’évacuation des

centrales de Sambangalou, de Kaléta et de Souapiti. Le renforcement des liens à 90 kV dans la région de Dakar. L’étude d’une boucle à 225 kV reliée à la production au gaz naturel.

Ces projets démontrent l’ampleur de la tâche à effectuer. Il est important de comprendre que ce plan a été préparé en fonction des intrants obtenus dans le cadre de son élaboration. Cette situation évolue constamment et la DEG de Senelec doit mettre en place les processus lui permettant de maîtriser son évolution. Les principaux enjeux à maîtriser pourront faire l’objet d’étude de faisabilité qui permettra de réorienter ce plan. Ces principaux enjeux sont :

L’exploitation des bancs de gaz naturel prévue à partir de 2025 et la localisation des infrastructures de production.

La maîtrise de la production à partir d’ERI et son impact sur le réseau. La bonne compréhension des besoins de réserve synchrone. L’intégration du potentiel minier aux réseaux. Une planification améliorée avec les organismes comme l’OMVS, l’OMVG et le WAPP.

Dans les prochaines pages, nous allons préciser les principales actions à déployer pour réaliser le présent plan. Il est important de mentionner que les orientations et les échéanciers diffèrent quelque peu du plan de Senelec. Toutefois nos recommandations s’appliquent indépendamment du calendrier.

7.2 PROJETS MAJEURS 7.2.1 LA MISE EN SERVICE DE LA CENTRALE AU CHARBON DE 115 MW À

SENDOU.

Cette centrale, qui sera mise en service en 2018, est la première centrale au charbon pour Senelec. Elle permet au Sénégal de combler les besoins à court terme de la demande à moindre coût. En effet, le coût variable associé à la consommation du charbon étant très bas, il permettra de réduire ceux de production globale. Risque : Durant la période 2018-2021, la centrale de Sendou comporte toutefois plusieurs risques :

Le dimensionnement du groupe est supérieur au critère de stabilité du réseau. En effet, Senelec ne dispose pas de réserve suffisante pour compenser la perte soudaine de la centrale Sendou


puisque une seule unité de 115 MW la compose. La perte du groupe de Sendou entraînera donc presque automatiquement des délestages de charges sur le réseau.

Pour être capable de maintenir une réserve synchrone automatique en situation de faible demande, on devra faire de l’effacement de la centrale de Sendou et ainsi causer un impact sur les coûts variables moyens.

En effet, en raison du manque de flexibilité de la technologie charbon, cette dernière ne

peut être utilisée pour produire de la réserve synchrone automatique. Comme les IPP

sous contrat ToP (ERI) sont privilégiés dans la priorité des unités de production, et que

ceux-ci nécessitent de la réserve synchrone, la production charbon devra souvent être

effacée pour faire place à de la puissance thermique HFO/Gaz qui peut, elle, fournir la

réserve synchrone automatique nécessaire. Or, le coût d’opération de ces centrales est,

pour le moment, plus dispendieux que celui du charbon. Pour régler cette situation, Senelec devra mettre en place :

Un plan de gestion optimale de la réserve synchrone. Un automatisme de télé-délestage qui permettra d’assurer la fiabilité du réseau en cas de panne

fortuite.

Ce système automatique remplacerait le système manuel actuellement en usage chez

Senelec. Il opère automatiquement et est plus sélectif quant aux charges à délester. La planification court et moyen terme de la production des centrales au charbon devra faire partie

d’un processus rigoureux de communication entre les producteurs privés et le centre de télé-conduite de réseaux afin de limiter l’effacement.

7.2.2 LA MISE EN SERVICE DE 270 MW DE CENTRALE AU CHARBON PAR AFRICA

ENERGY.

La centrale d'Africa Energy sera mise en service, selon la planification PATRP proposée, en trois phases de 90 MW à partir de 2022. Risque : même si les unités de production d'Africa Energy arrivent à une période où le réseau est interconnecté avec la Guinée, créant ainsi un réseau plus robuste, le dimensionnement des groupes sera à valider. Des alternateurs de 45 MW ou de 30 MW impacteraient moins fortement le réseau. Senelec doit suivre l’évolution de la situation et s’assurer de pouvoir influencer Africa Energy sur le dimensionnement des groupes si nécessaires.

7.2.3 LA MISE EN SERVICE DE 528 MW D’ÉNERGIE RENOUVELABLE.

Selon le plan de PATRP, l’horizon 2035 aura vu 528 MW d’énergie solaire et éolienne intermittents être installés. Même si cette situation peut grandement changer en fonction de l’évolution des technologies, il n’en demeure pas moins que Senelec doit maîtriser la variabilité de ce type d’énergies. Risque : la variabilité de l’énergie solaire et éolienne en fonction de la météorologie doit être bien caractérisée pour éviter des contraintes dommageables pour l’exploitation du réseau.


Ainsi, lors de variation normale attribuable à la levée et au coucher du soleil, on doit s’assurer d'ajouter un complément à cette capacité de production par celle la plus économique.

On doit également surveiller les variations brusques qui pourraient créer de l’instabilité sur le réseau.

Pour parer à ces problématiques, Senelec devra :

Obtenir des données météorologiques de qualité de la part des producteurs privés. Développer des modèles de prévision de production à court et moyen terme. Mettre en place un système de télé-conduite de réseaux performant ayant les automatismes

requis pour tenir compte de la variabilité de la ressource. Établir une stratégie de réserve synchrone automatique. Pour les projets, développer un processus avec les producteurs privés permettant d’imposer des

exigences techniques d’intégration au réseau. Ce processus devrait prendre la forme d’un code de réseau devant s’appliquer dans tout contrat d’achat d’électricité.

7.2.4 LA MISE EN PLACE D’UNE STRATÉGIE DE STOCKAGE D’ÉNERGIE

Dans le contexte sénégalais, ayant connaissance des planifications de production et des résultats de l’étude de stabilité du réseau, il existe des situations où il faudrait potentiellement écrêter la production ERI et/ou la production charbon vapeur. Il est évident qu’un système de stockage d’énergie serait bénéfique à implanter, permettant ainsi le lissage du productible, rendant l’output des énergies renouvelables mieux contrôlé et moins sensible, voire indépendant des fluctuations météorologiques dans les limites de conception du système de stockage (capacité, vitesse de recharge et autonomie). Quant à l’implémentation du système de stockage relié à un parc ou à un réseau de distribution couvrant plusieurs sources d'ERI, l’analyse doit être poussée plus loin. Il est certain que, selon nos données actuelles, c’est l’éolien qui constitue un besoin en réserve plus important. Installer un système à batterie permettant de diminuer la valeur de fluctuations à couvrir est certainement l'orientation à poursuivre. L’avantage d’avoir un système de stockage, par exemple à batterie de grande capacité comme l’IREQ le propose, est considérable sur la flexibilité apportée au réseau pouvant servir pour la compensation des ERI, de capacité de réserve supplémentaire dans le cas d’une panne d’une unité de production et aussi d’aide à la régulation de fréquence. En effet, les nouvelles technologies permettent une réponse quasi instantanée (dans la seconde). La réflexion doit cependant être approfondie étant donné qu’une panne peut se produire de manière imprévisible. Il faut pouvoir compter sur le système à batterie en tout temps pour la considérer en réserve synchrone. Par ailleurs, si la batterie est utilisée en période de demande de pointe, son niveau de charge ne peut être garanti pour de la réserve synchrone. Étant donnée la rapidité de charge des dernières technologies de batteries combiné à leur rapidité de réponse, il est techniquement prouvé qu’un système de stockage d’énergie peut aider au maintien de la fréquence d’un réseau électrique. Une étude de faisabilité sur le stockage d’énergie au Sénégal, avec un volet technique (dimensionnement) et un volet économique, devrait couvrir la régulation de fréquence et la facilitation d’intégration des ERI, particulièrement en ce qui concerne le parc éolien de 158,7MW. Cette étude devrait être faite rapidement afin de permettre son implantation en lien avec le déploiement du plan d’investissements sur les parcs solaires et éoliens.


7.2.5 LE DÉVELOPPEMENT DU GAZ NATUREL LOCAL

Le développement du gaz naturel local une des stratégies énergétiques les plus importantes pour le Sénégal à moyen terme. L’exploitation du potentiel des gisements off-shore permettra au Sénégal d’être un acteur de premier plan en Afrique de l’Ouest, et même d’exporter ces richesses sous forme d’électricité grâce aux réseaux de l’OMVS et de l’OMVG. Toutefois, plusieurs étapes doivent être franchies avant sa mise en œuvre. Risque : afin de déployer la stratégie optimale à moindre coût, plusieurs études de faisabilité devront être effectuées. Les autorités du Sénégal sont appelées à prendre des décisions urgentes sur le développement du gaz naturel local. Ces décisions structurantes devront aussi s’accompagner d’une vision à long terme quant au développement des infrastructures gazières, alors même que de nombreuses questions restent aujourd’hui en suspens :

Le développement d’une filière d’importation de GNL est-il économiquement justifié, en attendant éventuellement que le gaz de Tortue ou de Sangomar n’arrive par gazoduc ?

Peut-on imaginer la concomitance d’un gazoduc pour l’approvisionnement des principales zones de consommation et d’une filière GNL pour les points les plus éloignés ?

Faut-il stimuler la demande gazière – avec de nouvelles centrales à gaz, des projets de conversion de centrales vétustes et/ou des nouveaux usages – afin de réaliser des économies d’échelle sur l’approvisionnement du gaz ?

La chute des prix et le découplage relatif entre prix du GNL et prix du pétrole relancent-ils l’intérêt économique de basculer des outils de production d’électricité du HFO ou du charbon vers le gaz naturel ?

Y-a-t-il des débouchés régionaux pour de la réexportation de GNL ? Le GNL est-il une solution économiquement viable pour supporter l’intermittence du

renouvelable ? Où les infrastructures gazières sont-elles les plus optimales pour la stabilité du réseau et le prix

du kWh ? Quel serait l’impact du prix du gaz local ou importé sur le kWh? Comment dimensionner des infrastructures de transport de gaz dans une perspective à moyen et

long terme ? Etc.

Un plan directeur de l’exploitation du gaz naturel local est certainement l’outil de planification indispensable pour avoir une vue d’ensemble de ce dossier. Celui-ci est d’ailleurs au centre des préoccupations du gouvernement américain et pourrait possiblement faire l’objet d’un projet d’appui au Sénégal au travers des diverses initiatives en marche dans le pays. Entretemps, il est essentiel que les nouvelles centrales mises en service tiennent compte de cette situation en s’assurant d’intégrer une technologie pouvant facilement être converties au GN dès que l’opportunité se présentera. D’ailleurs, Senelec a été fort prévoyante imposant aux dernières centrales mises en service par Contour Global et Tobene Power une conversion de ces centrales du combustible HFO vers le gaz (technologie Dual) à partir du moment où l’option gaz ou GNL sera disponible.


Dans le cadre du plan directeur proposé par PATRP, 240 mégawatts Dual devraient être mis en service en 2020. Actuellement, le site Malicounda serait privilégié par Senelec. Toutefois, ce site pourrait éventuellement être modifié en fonction des conclusions du plan directeur du GN. À partir de 2025, il y aurait progressivement la mise en service de 960 mégawatts de centrales à cycle combiné au gaz naturel local. Ces installations devront être situées à un endroit stratégique en fonction des infrastructures de gaz et des besoins du réseau de transport. Il y a effectivement un lien très étroit entre la construction d’une boucle à 225 kV à proximité de Dakar pour désengorger le réseau et les projets de centrales au gaz.


7.2.6 PLAN DE RÉFECTIONS DES CENTRALES

Senelec possède plusieurs centrales qui arrivent à leur fin de durée de vie. Certaines de ces centrales sont probablement obsolètes pour pouvoir économiquement être réfectionnées. Toutefois, des centrales comme C6, C7 et Kounoune peuvent être réfectionnées et, dans ce sens, un plan de réfection de centrale associé à un diagnostic des groupes permettrait à moindre coût de retarder leur mise en réserve froide. Risque : ne pas profiter de l’opportunité de réfection de centrales par rapport à la construction de nouvelles centrales. Senelec doit développer une étude sur la réfection des centrales et, si le constat est concluant, envisager sérieusement les investissements requis. Il serait également intéressant de continuer d’imposer l’utilisation des technologies de type Dual pour réaliser ces réfections en perspective de l’exploitation du gaz local.

7.2.7 LA GESTION DES ENTITÉS RÉGIONALES : OMVS, OMVG, WAPP

Les entités régionales que sont l’OMVS et l’OMVG ont un impact stratégique sur le développement du secteur de l’énergie au Sénégal. Pour une planification efficace des infrastructures de production et de transport, la dynamique de travail doit être optimale entre Senelec et ces entités régionales. Risque : la planification de la production au Sénégal a un lien direct avec le productible mensuelle de chacun des bassins versants et de ces centrales. Selon notre expérience récente dans la région, il y avait peu d’informations disponibles provenant des nouvelles centrales comme Souapiti, Sambangalou, Gouina, Koukoutamba, etc., et ce malgré l’importance du travail effectué par PATRP pour le Sénégal. Ce manque d’échange d’information rend difficile l’évaluation du mix énergétique requis et l’impact des décisions du gouvernement sénégalais dans le mix énergétique régional.

Le retard dans la planification des travaux de ces organismes, autant en production qu’en transport, met à risque la planification du Sénégal. En effet, le manque de transparence dans la planification des futurs postes et centrales compromet la qualité de la planification de Senelec.

Les règles du WAPP ne sont pas mises en application dans les différents pays membres ce qui nuit à une saine gestion du réseau. La réserve synchrone automatique n’est pas du tout appliquée ce qui contribue à provoquer des délestages.

Les actions pouvant être mises en place afin de corriger cette situation sont :

Développer un code de réseau au Sénégal pour gérer le réseau selon les critères développés par le WAPP.

S’assurer que le comité de coordination des projets de l’OMVS et de l’OMVG avec les pays membres mette l’accent sur la diffusion transparente de l’information au niveau de(s) :

Échéanciers de projets.

Contenus des projets.

L’Intégration de projet d’électrification à proximité des emprises de ligne à 225 kV.

L’information du productible mensuel des centrales.

Etc. Demander au WAPP de partager l’information, les analyses et les études techniques développées

dans le cadre de ses projets. Dans le cadre du présent projet, PATRP a, à de nombreuses reprises,


tenté d’obtenir de l’information de la part du WAPP pour ses besoins de simulation de réseau sans aucun succès.

7.2.8 LA MISE EN PLACE D’UNE STRATÉGIE DE RÉSERVE SYNCHRONE

Une problématique importante dans les prochaines années sera de se doter d’une capacité de réserve synchrone automatique pour faire face à la croissance de la demande, la complexité grandissante du réseau et l’ajout des ERI. Risque : les risques de délestages et de pannes majeurs seront grandement augmentés si cette situation n’est pas contrôlée. Pour atténuer cette problématique, les moyens suivants devront être mis en place par Senelec:

Réaliser une étude de stabilité de réseau d’exploitation, basée sur les données réelles des équipements en exploitation afin de permettre l’amorce d’une stratégie de réserve synchrone automatique.

Modéliser les équipements de régulation de tension et de vitesse en vue d’alimenter les analyses dynamiques de réseaux.

Déterminer les centrales qui pourront faire de la réserve synchrone automatique. Faire les achats d’équipements nécessaires pour rendre la régulation de fréquence automatique. Appliquer les réglages sur les régulateurs de vitesse des équipements actuels. Regarder les solutions alternatives d’application de la réserve synchrone : Unité de stockage,

location d’équipement, etc. Se doter d’un système de télé-conduite de réseaux performant afin que ses exploitants puissent

opérer les réseaux en tenant compte d’une stratégie de réserve synchrone. Avoir une main-d’œuvre spécialisée afin de faire face à ces problématiques.

7.2.9 LA CONSTRUCTION DU LIEN TAMBACOUNDA-KOLDA-ZIGUINCHOR EN

225 V.

La construction du corridor Tambacounda-Kolda-Ziguinchor va permettre l’intégration aux réseaux principaux de grandes villes dans la région sud du Sénégal. De plus, des dorsales seront construites pour permettre l’électrification de régions périurbaines et rurales. Risque : le retard dans les échéanciers rendra difficile l’atteinte des objectifs d’accès universel du Sénégal en 2025 et freinera le développement économique associé. Senelec doit s’assurer d’une bonne gestion de projets et de mécanismes de coordination avec le distributeur permettant l’atteinte des objectifs d’électrification escomptés.


7.2.10 LA MISE EN SERVICE DE LA LIGNE KAOLACK-FATICK-MALICOUNDA À 225

KV

Ce projet important permettra de boucler le réseau à 225 kV de Kaolack à Malicounda. Ce bouclage permettra d’assurer une meilleure fiabilité du réseau de Senelec et l’électrification des régions environnantes. Risque : le retard dans les échéanciers rendra difficile l’atteinte des objectifs d’accès universel du Sénégal en 2025 et freinera le développement économique associé. De plus, la fiabilité du réseau Haute Tension ne pourra pas être améliorée du fait que la boucle pourrait ne pas être complétée. Senelec doit s’assurer d’une bonne gestion de projet et des mécanismes de coordination avec le distributeur permettant les objectifs d’électrification escomptés.

7.2.11 L’ÉTUDE D’UNE BOUCLE À 225 KV

Au fur et à mesure de la croissance de la demande, Senelec devra se doter d’un réseau plus robuste et de nouvelles sources de production importantes permettant de désengorger la région de Dakar. Ainsi, une boucle à 225 kV à proximité de Dakar s’avèrerait une bonne solution pour combler ce besoin. Plusieurs options sont présentées dans le rapport et devront être élaborées dans le cadre d’une étude de faisabilité. La localisation des nouvelles sources de production au gaz naturel devrait être choisie en harmonie avec l’implantation de la boucle à 225 kV afin de varier les sources de production arrivant à Dakar. Risque : le manque de synchronisation entre l’étude de la boucle à 225 kV et l’emplacement des sites de centrales au gaz naturel pourrait conduire à une augmentation des coûts et à une réduction de la profitabilité. Senelec doit s’assurer, dans ses prochaines mises à jour de plan directeur, de coordonner l’évolution de ces deux études. De là l’importance d’avoir une mise à jour périodique avec du personnel dédié à la production et au transport. 7.2.12 LE RENFORCEMENT DE LA CAPACITÉ DE PLANIFICATION DE SENELEC

Afin d’assurer une bonne pérennité de ce plan directeur, Senelec devra mettre en place les ressources humaines et matérielles afin de mener à bien cet exercice. Risque : Perte de contrôle de l’évolution du plan. Pour assurer cette pérennité, Senelec, la Direction des Études Générales (DEG), devra :

Embaucher et développer de nouveaux ingénieurs.

Développer un programme de formation pour le développement des nouveaux

ingénieurs.

Formation en classe.

Coaching.


Programme d’échanges avec des sociétés d’électricité possédant la technologie et

l’expertise recherchée.

Etc.

Utiliser et mettre à jour les outils matériels et logiciels nécessaires afin réaliser la planification.

Des outils tels que PSS/E de Siemens et des logiciels de planification de la production

modernes seront essentiels pour une planification de qualité. Il serait également important de mettre en place une équipe de planification en distribution qualifiée afin d’avoir une meilleure vue d’ensemble et de coordonner le déploiement des réseaux de transport et de distribution et ainsi favoriser l’électrification. 7.2.13 PLAN D’INTÉGRATION DES DIFFÉRENTS PARTENAIRES TECHNICO-

FINANCIERS (PTF)

Senelec aura un plan d’investissements ambitieux pour les prochaines années. Ce plan d’investissements nécessite du financement pour permettre de le réaliser. En ce moment, plusieurs bailleurs de fonds sont intéressés par ces projets. Afin de s’assurer d’avoir une utilisation optimale de ces différents financements, Senelec devrait avoir un plan d’intégration clair des différents donneurs afin de saisir toutes les opportunités disponibles.

7.3 PROCESSUS DE GESTION DE PROJET La mise en place d’un processus de gestion de projet est essentielle pour assurer la pérennité d’un plan directeur de cette envergure. Le processus doit permettre l’actualisation périodique des données et des analyses du plan afin d’y déceler les différentes tendances et de l’ajuster en conséquence. L’équipe de la DEG de Senelec, qui a une responsabilité significative dans l’application et la mise à jour de ce plan, doit avoir le pouvoir organisationnel et exercer le leadership nécessaire pour la mise en œuvre d’un tel plan.


7.3.1 PROCESSUS

Le processus comprend six étapes :

Mise à jour des données techniques, économiques et de la demande. Analyse de l’équilibre de l’offre et de la demande. Analyse du fonctionnement et de la stabilité du réseau. Calcul économique et financier associé au plan. Redéfinir les priorités en fonction des analyses et Mise à jour du plan d’investissements et mise en œuvre.

Figure 7-1 : Processus de gestion de projet


7.3.2 MISE À JOUR DES DONNÉES TECHNIQUES, ÉCONOMIQUES ET DE LA

DEMANDE

DEG doit rapidement, en début d’année, transmettre le calendrier des activités de mise à jour du plan à chaque intervenant interne et externe à Senelec pour les informer du déclenchement du processus et leur permettre de rendre disponibles les ressources requises pour la mise à jour. Les responsables du plan doivent ensuite produire la liste des informations qui doit être mise à jour :

Révision des orientations stratégiques. Changements dans l’offre. Nouvelles études sur la demande résidentielle, commerciale ou industrielle. Révision des critères de planification. Caractéristiques des postes, des centrales et des lignes. Évolution des étapes des différents projets du plan directeur. Mise à jour des projets de pérennité. Mise à jour des différents logiciels. Etc.

7.3.3 ANALYSE DE L’ÉQUILIBRE DE L’OFFRE ET DE LA DEMANDE

La mise à jour des données doit permettre de faire l’analyse de l’équilibre-offre-demande qui constitue la base du plan directeur. Le plan devra mettre en valeur la contribution de Senelec et du secteur privé à combler les écarts en énergie et en puissance de pointe du pays. À cette étape, il est important que des actions soient prises pour que le logiciel de calcul de l’offre soit disponible et mis à jour en fonction des versions les plus récentes. Une session de formation pourra être planifiée au besoin. 7.3.4 ANALYSE DU FONCTIONNEMENT ET DE LA STABILITÉ DU RÉSEAU

Pour assurer la fiabilité du réseau, objectif au cœur de la mission de Senelec, il est important de refaire les études de réseau même si peu de changements sont à prévoir. Toute modification devra être ajoutée ou soustraite du plan d’investissements. Senelec devra veiller à la mise à jour du logiciel de planification, en l’occurrence PSS/E de la compagnie Siemens. Par la suite, les planificateurs transport de la DEG devront mettre à jour les schémas unifilaires pour que les analyses réseaux soient adéquates. 7.3.5 CALCUL ÉCONOMIQUE ET FINANCIER

Cette étape permet de mettre à jour les données économiques ainsi que les montants d’investissements requis pour les 20 prochaines années, de manière à optimiser l’évolution du plan en fonction des objectifs financiers du pays et les tarifs associés.


7.3.6 MISE À JOUR DE LA LISTE DES PROJETS

Finalement, le plan directeur pourra être révisé en fonction de l’évolution des analyses. La liste des projets reprendra :

L’ensemble des nouveaux projets de production. Les nouveaux projets de réseaux. Les ajouts dictés par le résultat des études de stabilité. Les investissements en pérennité, requis pour le maintien de la qualité de service du réseau. La liste des études requises pour la mise en œuvre du plan.

7.3.7 MISE EN ŒUVRE ET SUIVI DES PROJETS

À la suite de la mise à jour du plan, on doit mettre en œuvre tout nouveau projet ou retarder certains autres afin d’assurer le bon déroulement du plan. Un système de suivi devra être mis en place afin de mettre à jour les informations de projets et d’informer périodiquement toutes les parties prenantes de l’évolution du plan. Des réunions statutaires devront être établies afin d’en assurer une bonne gouvernance. 7.3.8 ORGANISATION

En ce qui a trait à la réalisation des projets, Senelec doit prendre la responsabilité :

De mandater les équipes pour les études de faisabilité et les différents projets de transport. De mettre des exigences de maintien de la stabilité du réseau dans les projets de production. Du suivi des différentes étapes du plan directeur. Du plan d’intégration de différents donneurs.

7.3.9 DU SUIVI DES PROJETS

7.3.10 GOUVERNANCE

La réalisation du plan exige la mise en place d’un processus de gouvernance à plusieurs niveaux qui doit être défini par Senelec. Il faudra couvrir autant le niveau opérationnel que stratégique.


ANNEXE A : SCHÉMAS UNIFILAIRES PSS/E-

RÉSEAUX DE BASE A.1 : 2016_PEAK_170406


A.2 : 2019_PEAK_170406


A.3 : 2022_PEAK_170406


A.4 : 2028_PEAK_170406


A.5 : SENELEC_2028_PEAK_KAYAR170509


ANNEXE B : SCHÉMAS UNIFILAIRES-

PROJETS DE LIGNES DÉCIDÉS ET

RECOMMANDÉS


B.1 SENELEC_SU_2016_2032_OPTION2A


B.2 SENELEC_SU_2016_2027_OPTION2


ANNEXE C : DÉLESTAGE DE CHARGE C.1 DONNÉES DU MODÈLE DU DÉLESTAGE DE CHARGE

DONNÉES DU MODÈLE DU DÉLESTAGE DE CHARGE

Nom Barre Type Id f1 t1 frac1 f2 t2 frac2 f3 t3 frac3 Tb

BELAILD1 33,0 4301 LDSHBL' 1 49 0,2 0,269 48,5 0,2 0,238 48 0,2 0,439 0,1

CAP DBLD1 33,0 4302 LDSHBL' 1 49 0,2 0,131 48,5 0,2 0,137 48 0,2 0,212 0,1

TOUBALD1 33,0 4304 LDSHBL' 1 49 0,2 0,078 48,5 0,2 0,091 48 0,2 0,352 0,1

KAOLALD1 33,0 4305 LDSHBL' 1 49 0,2 0 48,5 0,2 0,085 48 0,2 0,034 0,1

DIASSLD1 33,0 4308 LDSHBL' 1 49 0,2 0 48,5 0,2 0,329 48 0,2 0 0,1

MBOURLD1 33,0 4309 LDSHBL' 1 49 0,2 0,155 48,5 0,2 0,124 48 0,2 0 0,1

HANNLD1 33,0 4310 LDSHBL' 1 49 0,2 0,142 48,5 0,2 0,14 48 0,2 0,155 0,1

THIONALD1 33,0 4312 LDSHBL' 1 49 0,2 0,087 48,5 0,2 0,132 48 0,2 0,234 0,1

MBAOLD1 33,0 4313 LDSHBL' 1 49 0,2 0,242 48,5 0,2 0,235 48 0,2 0 0,1

AEROPLD1 33,0 4314 LDSHBL' 1 49 0,2 0,027 48,5 0,2 0,14 48 0,2 0,12 0,1

UNIVERLD1 33,0 4315 LDSHBL' 1 49 0,2 0,138 48,5 0,2 0,39 48 0,2 0,429 0,1

TOBENE 33,0 4322 LDSHBL' 1 49 0,2 0,464 48,5 0,2 0 48 0,2 0 0,1

STLOUIS 33,0 4327 LDSHBL' 1 49 0,2 0 48,5 0,2 0,613 48 0,2 0,173 0,1


DÉLESTAGE PREMIER SEUIL DE FRÉQUENCE 49 HZ

Horizon 2019 Horizon 2022 Horizon 2028

Hors Pointe Pointe Hors Pointe Pointe Hors Pointe Pointe

Nom Charge

(MW) Délestage

(MW) Charge

(MW) Délestage

(MW) Charge

(MW) Délestage

(MW) Charge

(MW) Délestage

(MW) Charge

(MW) Délestage

(MW) Charge

(MW) Délestage

(MW)

BELAILD1 33,0 13,69 3,68 26,46 7,12 15,85 4,26 31,17 8,38 22,30 6,00 51,00 13,72

CAP DBLD1 33,0 8,26 1,08 15,97 2,09 9,36 1,23 18,41 2,41 13,12 1,72 30,00 3,93

TOUBALD1 33,0 9,30 0,73 17,97 1,40 10,97 0,86 21,57 1,68 15,09 1,18 34,50 2,69

KAOLALD1 33,0 14,46 0,00 27,95 0,00 16,52 0,00 32,48 0,00 23,61 0,00 54,00 0,00

DIASSLD1 33,0 10,85 0,00 20,97 0,00 14,99 0,00 29,48 0,00 15,31 0,00 35,00 0,00

MBOURLD1 33,0 16,53 2,56 31,95 4,95 19,21 2,98 37,77 5,85 27,11 4,20 62,00 9,61

HANNLD1 33,0 48,03 6,82 92,85 13,18 55,58 7,89 109,28 15,52 78,71 11,18 180,00 25,56

THIONALD1 33, 13,94 1,21 26,96 2,35 15,67 1,36 30,82 2,68 21,86 1,90 50,00 4,35

MBAOLD1 33, 11,36 2,75 21,96 5,32 31,03 7,51 35,96 8,70 18,80 4,55 43,00 10,41

AEROPLD1 33,0 19,11 0,52 36,94 1,00 21,91 0,59 43,08 1,16 31,05 0,84 71,00 1,92

UNIVERLD1 33, 10,85 1,50 20,97 2,89 12,37 1,71 24,32 3,36 17,49 2,41 40,00 5,52

TOBENE 33,0 2,58 1,20 4,99 2,32 2,93 1,36 5,75 2,67 4,37 2,03 10,00 4,64

STLOUIS 33,0 5,94 0,00 11,48 0,00 6,88 0,00 13,52 0,00 9,62 0,00 22,00 0,00

Total (MW) 184,9 22,0 357,4 42,6 233,3 29,7 433,6 52,4 298,4 36,0 682,5 82,3


Graphique qui illustre le délestage de charge pour le premier seuil f=49 Hz pour les trois horizons d’étude et pour deux situations de charge : pointe et hors pointe Délestage sous fréquence pour le premier seuil f=49 Hz : Horizons 2019-2022 et 2028

184.9

233.3

298.4

22.0 29.7 36.0

357.4

433.6

682.5

42.6 52.482.3

0.0

100.0

200.0

300.0

400.0

500.0

600.0

700.0

800.0

1 2 3

MW

Horizons

charge hors pointe Délestage hors pointe Charge pointe Délestage pointe


DÉLESTAGE DEUXIÈME SEUIL DE FRÉQUENCE 48,5 HZ



Nom Charge

(MW) Délestage

(MW) Charge

(MW) Délestage

(MW) Charge

(MW) Délestage

(MW) Charge

(MW) Délestage

(MW) Charge

(MW) Délestage

(MW) Charge

(MW) Délestage

(MW)

BELAILD1 33,0 13,69 3,26 26,46 6,30 15,85 3,77 31,17 7,42 22,30 5,31 51,00 12,14

CAP DBLD1 33,0 8,26 1,13 15,97 2,19 9,36 1,28 18,41 2,52 13,12 1,80 30,00 4,11

TOUBALD1 33,0 9,30 0,85 17,97 1,64 10,97 1,00 21,57 1,96 15,09 1,37 34,50 3,14

KAOLALD1 33,0 14,46 1,23 27,95 2,38 16,52 1,40 32,48 2,76 23,61 2,01 54,00 4,59

DIASSLD1 33,0 10,85 3,57 20,97 6,90 14,99 4,93 29,48 9,70 15,31 5,04 35,00 11,52

MBOURLD1 33,0 16,53 2,05 31,95 3,96 19,21 2,38 37,77 4,68 27,11 3,36 62,00 7,69

HANNLD1 33,0 48,03 6,72 92,85 13,00 55,58 7,78 109,28 15,30 78,71 11,02 180,00 25,20

THIONALD1 33, 13,94 1,84 26,96 3,56 15,67 2,07 30,82 4,07 21,86 2,89 50,00 6,60

MBAOLD1 33, 11,36 2,67 21,96 5,16 31,03 7,29 35,96 8,45 18,80 4,42 43,00 10,11

AEROPLD1 33,0 19,11 2,68 36,94 5,17 21,91 3,07 43,08 6,03 31,05 4,35 71,00 9,94

UNIVERLD1 33, 10,85 4,23 20,97 8,18 12,37 4,82 24,32 9,48 17,49 6,82 40,00 15,60

TOBENE 33,0 2,58 0,00 4,99 0,00 2,93 0,00 5,75 0,00 4,37 0,00 10,00 0,00

STLOUIS 33,0 5,94 3,64 11,48 7,04 6,88 4,21 13,52 8,29 9,62 5,90 22,00 13,49

Total (MW) 184,9 33,9 357,4 65,5 233,3 44,0 433,6 80,7 298,4 54,3 682,5 124,1


Graphique qui illustre le délestage de charge pour le deuxième r seuil f=48,5 Hz pour les trois horizons d’étude et pour deux situations de charge : pointe et hors pointe, Délestage sous fréquence pour le deuxième seuil f=48,5 Hz : Horizons 2019, 2022 et 2028

184.9

233.3

298.4

33.9 44.0 54.3

357.4

433.6

682.5

65.580.7

124.1

0.0

100.0

200.0

300.0

400.0

500.0

600.0

700.0

800.0

1 2 3

MW

Horizons



DÉLESTAGE PREMIER SEUIL DE FRÉQUENCE 48 HZ



Nom Charge

(MW) Délestage

(MW) Charge

(MW) Délestage

(MW) Charge

(MW) Délestage

(MW) Charge

(MW) Délestage

(MW) Charge

(MW) Délestage

(MW) Charge

(MW) Délestage

(MW)

BELAILD1 33,0 13,69 6,01 26,46 11,61 15,85 6,96 31,17 13,68 22,30 9,79 51,00 22,39

CAP DBLD1 33,0 8,26 1,75 15,97 3,39 9,36 1,98 18,41 3,90 13,12 2,78 30,00 6,36

TOUBALD1 33,0 9,30 3,27 17,97 6,33 10,97 3,86 21,57 7,59 15,09 5,31 34,50 12,14

KAOLALD1 33,0 14,46 0,49 27,95 0,95 16,52 0,56 32,48 1,10 23,61 0,80 54,00 1,84

DIASSLD1 33,0 10,85 0,00 20,97 0,00 14,99 0,00 29,48 0,00 15,31 0,00 35,00 0,00

MBOURLD1 33,0 16,53 0,00 31,95 0,00 19,21 0,00 37,77 0,00 27,11 0,00 62,00 0,00

HANNLD1 33,0 48,03 7,44 92,85 14,39 55,58 8,61 109,28 16,94 78,71 12,20 180,00 27,90

THIONALD1 33, 13,94 3,26 26,96 6,31 15,67 3,67 30,82 7,21 21,86 5,12 50,00 11,70

MBAOLD1 33, 11,36 0,00 21,96 0,00 31,03 0,00 35,96 0,00 18,80 0,00 43,00 0,00

AEROPLD1 33,0 19,11 2,29 36,94 4,43 21,91 2,63 43,08 5,17 31,05 3,73 71,00 8,52

UNIVERLD1 33, 10,85 4,65 20,97 8,99 12,37 5,30 24,32 10,43 17,49 7,50 40,00 17,16

TOBENE 33,0 2,58 0,00 4,99 0,00 2,93 0,00 5,75 0,00 4,37 0,00 10,00 0,00

STLOUIS 33,0 5,94 1,03 11,48 1,99 6,88 1,19 13,52 2,34 9,62 1,66 22,00 3,81

Total (MW) 184,9 30,2 357,4 58,4 233,3 34,8 433,6 68,4 298,4 48,9 682,5 111,8


Graphique qui illustre le délestage de charge pour le troisième r seuil f=48,5 Hz pour les trois horizons d’étude et pour deux situations de charge : pointe et hors pointe, Délestage sous fréquence pour le troisième seuil f=48 Hz: Horizons 2019, 2022 et 2028

184.9

233.3

298.4

30.2 34.8 48.9

357.4

433.6

682.5

58.4 68.4

111.8

0.0

100.0

200.0

300.0

400.0

500.0

600.0

700.0

800.0

1 2 3

MW

Horizons



ANNEXE D: RÉPONSES AUX ÉCHELONS

DES RÉGULATEURS D.1 TEMPS DE RÉPONSE DU GOUVERNEUR À L'ÉCHELON DE 10 %


D.2 TEMPS DE RÉPONSE L'EXCITATRICE AU PLAFONNEMENT


D.3 TEMPS DE RÉPONSE DE L'EXCITATRICE À L'ÉCHELON CINQ POUR CENT


E


F


G


H


I


J


K


L


M


ANNEXE E : RÉSULTATS DES

SIMULATIONS Étant donné la dimension des fichiers l’annexe est disponible sur clé USB.


ANNEXE F :

MÉTHODOLOGIE DE

L’ANALYSE FINANCIÈRE F.1 ACTUALISATION DES COÛTS Les informations quant au calcul de l’actualisation sont celles qui ont cours actuellement à la CRSE. Elles nous ont été fournies par Senelec. En voici les principales données :

Taux d’investissement sans risque après impôt : 6,9 % - TIsr Prime de risque requise par le marché : 5 % - Pr Beta lié au risque : 80 % - B Coût de la dette après impôts : 8,3 % - Cd Ratio financement / é1quité des projets : 45 % / 55 % : RF / RE

En fonction de ces données, nous pouvons déterminer le taux de Retour sur l’Équité (RsE) recherché en fonction de la formule suivante : RsE = TIsr + (Pr x B) RsE = 10,9 % Pour ce qui concerne le taux d’actualisation de chacun des scénarios, nous utiliserons donc la formule suivante : TAn = (Cd x RF) + (Rse x RE) TAn = 0,0973, ou 9,73 % Où « TAn » équivaut au Taux d’Actualisation nominal À noter le niveau très élevé d’équité requis dans les projets de Senelec. Ce niveau, 55 % actuellement, se compare désavantageusement par rapport au taux d’équité requis dans les projets IPP standards. Ce taux se situe, dans ces projets, entre 20 % et 30 % habituellement. Il affecte donc significativement le taux d’actualisation et réduit aussi la valeur actualisée nette des projets.

F.2 MÉTHODE DE CALCUL APPLIQUÉE À L’ANALYSE

FINANCIÈRE La méthode de calcul du coût du kWh par scénario utilisée inclura les aspects suivants :

Coûts fixes totaux des centrales Senelec: (CFs)

Ces coûts seront les mêmes par centrale pour chacun des scénarios. Coûts fixes totaux des centrales IPP thermiques (HFO – Diesel – Charbon - GN): (CFi)

Ces coûts ont été estimés par type de centrale, et seront les mêmes pour tous les

scénarios.


Coûts variables de chacune des centrales thermiques Senelec en fonction de leur production: (CVs)

Incluant une évolution de ceux-ci en fonction de l’évolution projetée des coûts de

carburant basé sur les hypothèses du Plan Directeur Senelec. Coûts variables de chacune des centrales thermiques en fonction de leur projection de

production: (CVi)

Incluant une évolution de ceux-ci en fonction de l’évolution projetée des coûts de

carburant. Coûts fixes totaux des parcs IPP ERI: (CFeri)

En fonction des projections de capacité et de production de chacune des centrales. La formule globale pour calculer le coût de chaque modélisation devrait donc être ce qui suit : (CFs + CFi + CVs + CVi + CFeri) x (1 + TAn) n kWhT x ((1 + TAn) / (1+ TI)-1) n Où « kWhT » équivaut à la production totale de kWh durant le nombre d’années de la période 2017-2035 (n), et « TI » correspond au Taux d’Inflation moyen projeté pour la période « n ».


F.3 COÛT AU KWH POUR CHAQUE SCÉNARIO

COÛT AU KWH POUR CHAQUE SCÉNARIO 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035

Senelec

Total des coûts (M FCFA)

281 594 291 152 309 858 382 710 397 019 434 808 452 512 479 617 552 070 602 975 643 221 699 990 759 022 814 664 874 935 939 921 1 010 771 1 084 841 1 149 525

Énergie totale (GWh)

3 615 3 825 4 081 4 840 5 739 6 613 7 044 7 474 7 918 8 416 8 942 9 447 9 947 10 367 11 018 11 687 12 386 13 118 13 840

Valeur au kWh (FCFA/kWh)

77,90 76,11 75,92 79,07 69,17 65,75 64,24 64,17 69,72 71,64 71,93 74,10 76,30 78,59 79,41 80,42 81,61 82,70 83,06

PATRP sans déclassement


281 594 289 846 308 139 372 452 397 422 440 503 464 613 506 257 533 991 571 657 615 902 641 862 683 052 720 945 773 841 836 675 896 971 959 041 1 014 397


3 615 3 825 4 081 4 840 5 739 6 613 7 039 7 473 7 908 8 409 8 942 9 443 9 931 10 365 11 005 11 692 12 403 13 161 13 941


77,90 75,77 75,50 76,95 69,24 66,61 66,00 67,74 67,53 67,98 68,88 67,97 68,78 69,56 70,31 71,56 72,32 72,87 72,76

PATRP avec déclassement


281 594 289 846 308 139 386 510 392 793 436 878 447 259 468 924 494 639 532 192 576 299 601 212 638 688 680 841 729 889 795 548 852 247 913 013 966 946


3 615 3 825 4 081 4 840 5 740 6 613 7 042 7 472 7 904 8 405 8 941 9 440 9 926 10 364 11 002 11 692 12 401 13 159 13 939


77,90 75,77 75,50 79,85 68,44 66,06 63,51 62,75 62,58 63,32 64,46 63,69 64,34 65,69 66,34 68,04 68,73 69,38 69,37


ANNEXE G :

MÉTHODOLOGIE ET

HYPOTHÈSES DES ANALYSES

FINANCIÈRES

COMPLÉMENTAIRES G.1 PERTES DE REVENUS DÉCOULANT DU DÉLESTAGE EN

RAISON DES PANNES DES CENTRALES AU CHARBON,

SOLAIRES ET ÉOLIENNES Les tableaux suivants montrent les hypothèses du nombre de pannes par année pour expliquer les trois scénarios proposés, soit les pertes en énergie correspondant à une panne (scénario faible), trois pannes (scénario médian) et cinq pannes par année (scénario élevé). Ces hypothèses permettent d’estimer les pertes en énergie pour chaque scenario, et d’estimer par la suite les pertes de revenu (Annexe G.3).


PERTES EN ÉNERGIE DÉCOULANT DU DÉLESTAGE EN RAISON DES PANNES SELON SCÉNARIO SENELEC (MWH) - UNE PANNE PAR ANNÉE

MES Centrales # de pannes Puissance Max. MW 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Total

2018 Sendou 1 115 115 115 115 115 115 115 115 115 920

2020 Africa Energy 1 90 90,0 90,0 90,0 90,0 90,0 90,0 540,0

2021 1 90 90,0 90,0 90,0 90,0 90,0 450,0

2021 1 90 90,0 90,0 90,0 90,0 90,0 450,0

2017 Solaire 3 1 29 7,3 14,5 14,5 14,5 14,5 58,0

2017 Solaire 4 1 29 7,3 14,5 14,5 14,5 14,5 58,0

2017 Solaire 5 1 20 5,0 10,0 10,0 10,0 10,0 40,0

2018 Solaire 6 1 30 15,0 15,0 15,0 15,0 60,0

2018 Solaire 7 1 30 15,0 15,0 15,0 15,0 60,0

2018 Solaire 8 1 15 7,5 7,5 7,5 7,5 30,0

2019 Solaire 9 1 40 20,0 20,0 20,0 60,0

2021 Solaire 10 1 30 15,0 15,0

2022 Solaire 11 1 30 0,0

2023 Solaire 12 1 30 0,0

2018 Taiba 1 1 23,81 11,9 11,9 11,9 11,9 47,6

2019 Taiba 2 1 23,81 11,9 11,9 11,9 35,7

2020 Taiba 3 1 25,39 12,7 12,7 25,4

Total 19,5 203,4 235,3 338,0 533,0 385,0 385,0 385,0 385,0 2849,7


PERTES EN ÉNERGIE DÉCOULANT DU DÉLESTAGE EN RAISON DES PANNES SELON SCÉNARIO SENELEC (MWH) - TROIS PANNES PAR ANNÉE


2018 Sendou 3 115,0 345 345 345 345 345 345 345 345 2760,0

2020 Africa Energy 3 90,0 270,0 270,0 270,0 270,0 270,0 270 1620,0

2021 3 90,0 270,0 270,0 270,0 270,0 270 1350,0

2021 3 90,0 270,0 270,0 270,0 270,0 270 1350,0

2017 Solaire 3 3 29,0 21,8 43,5 43,5 43,5 43,5 174,0

2017 Solaire 4 3 29,0 21,8 43,5 43,5 43,5 43,5 174,0

2017 Solaire 5 3 20,0 15,0 30,0 30,0 30,0 30,0 120,0

2018 Solaire 6 3 30,0 22,5 45,0 45,0 45,0 157,5

2018 Solaire 7 3 30,0 22,5 45,0 45,0 45,0 157,5

2018 Solaire 8 3 15,0 22,5 22,5 22,5 22,5 90,0

2019 Solaire 9 3 40,0 60,0 60,0 60,0 180,0

2021 Solaire 10 3 30,0 45,0 45,0

2022 Solaire 11 3 30,0

2023 Solaire 12 3 30,0

2018 Taiba 1 3 23,8 35,7 35,7 35,7 35,7 142,9

2019 Taiba 2 3 23,8 35,7 35,7 35,7 107,1

2020 Taiba 3 3 25,4 38,1 38,1 76,2

Total 59 565 706 1014 1599 1155 1155 1155 1155 8504,2


PERTES EN ÉNERGIE DÉCOULANT DU DÉLESTAGE EN RAISON DES PANNES SELON SCÉNARIO SENELEC (MWH) - CINQ PANNES PAR ANNÉE


2018 Sendou 5 115 575 575 575 575 575 575 575 575 4600,0

2020 Africa Energy 5 90 450,0 450,0 450,0 450,0 450,0 450 2700,0

2021 Africa Energy 5 90 450,0 450,0 450,0 450,0 450 2250,0

2021 Africa Energy 5 90 450,0 450,0 450,0 450,0 450 2250,0

2017 Solaire 3 5 29 36,3 72,5 72,5 72,5 72,5 290,0

2017 Solaire 4 5 29 36,3 72,5 72,5 72,5 72,5 290,0

2017 Solaire 5 5 20 25,0 50,0 50,0 50,0 50,0 200,0

2018 Solaire 6 5 30 37,5 75,0 37,5 37,5 187,5

2018 Solaire 7 5 30 37,5 75,0 75,0 75,0 262,5

2018 Solaire 8 5 15 37,5 37,5 37,5 37,5 150,0

2019 Solaire 9 5 40 100,0 100,0 100,0 300,0

2021 Solaire 10 5 30 75,0 75,0

2022 Solaire 11 5 30 0,0

2023 Solaire 12 5 30 0,0

2018 Taiba 1 5 23,81 59,5 59,5 59,5 59,5 238,1

2019 Taiba 2 5 23,81 59,5 59,5 59,5 178,6

2020 Taiba 3 5 25,39 63,5 63,5 127,0

Total 97,5 942,0 1176,6 1652,5 2627,5 1925,0 1925,0 1925,0 1925,0 14098,6


G.2 PERTES DE REVENUS DÉCOULANT DU DÉLESTAGE EN RAISON FLUCTUATIONS DES ERI Tout comme pour la section précédente, les tableaux suivants montrent les hypothèses du nombre d’évènements de fluctuation critiques entrainant des délestages par année pour expliquer les trois scénarios proposés, soit les pertes en énergie correspondant à un évènement (scénario faible), deux évènements (scénario médian) et trois évènements par année (scénario élevé). Ces hypothèses permettent d’estimer les pertes en énergie pour chaque scenario, et d’estimer par la suite les pertes de revenu (Annexe G.3).

PERTES DE REVENU DÉCOULANT DES FLUCTUATIONS DES ERIS SELON LE SCÉNARIO SENELEC (MWH) - UNE FLUCTUATION CRITIQUE

MES Centrales Fluctuations Puissances max(MW) Fluctuations Max 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Total

2017 Solaire 3 1 29 20,3 10,2 20,3 20,3 20,3 20,3 81,2

2017 Solaire 4 1 29 20,3 10,2 20,3 20,3 20,3 20,3 81,2

2017 Solaire 5 1 20 14,0 0,0

2018 Solaire 6 1 30 21,0 10,5 21,0 21,0 21,0 73,5

2018 Solaire 7 1 30 21,0 10,5 21,0 21,0 21,0 73,5

2018 Solaire 8 1 15 10,5 0,0

2019 Solaire 9 1 40 28,0 28,0 28,0 28,0 84,0

2021 Solaire 10 1 30 21,0 21,0 21,0

2022 Solaire 11 1 30 21,0 0,0

2023 Solaire 12 1 30 21,0 0,0

2018 Taiba 1 1 23,81 23,8 23,8 23,8

2019 Taiba 2 1 23,81 47,6 47,6 47,6

2020 Taiba 3 1 25,39 73,0 73,0 73,0 73,0 73,0 73,0 73,0 438,1

Total 20,3 85,4 158,2 183,6 204,6 73,0 73,0 73,0 73,0 923,9


PERTES DE REVENU DÉCOULANT DES FLUCTUATIONS DES ERIS SELON LE SCÉNARIO SENELEC (MWH) - DEUX FLUCTUATIONS CRITIQUES


2017 Solaire 3 2 29 20,3 20,3 40,6 40,6 40,6 40,6 162,4

2017 Solaire 4 2 29 20,3 20,3 40,6 40,6 40,6 40,6 162,4

2017 Solaire 5 2 20 14,0 0,0

2018 Solaire 6 2 30 21,0 21,0 42,0 42,0 42,0 147,0

2018 Solaire 7 2 30 21,0 21,0 42,0 42,0 42,0 147,0

2018 Solaire 8 2 15 10,5 0,0

2019 Solaire 9 2 40 28,0 56,0 56,0 56,0 168,0

2021 Solaire 10 2 30 21,0 42,0 42,0

2022 Solaire 11 2 30 21,0 0,0

2023 Solaire 12 2 30 21,0 0,0

2018 Taiba 1 2 23,81 23,8 47,6 47,6

2019 Taiba 2 2 23,81 47,6 95,2 95,2

2020 Taiba 3 2 25,39 73,0 146,0 146,0 146,0 146,0 146,0 146,0 876,1

Total 40,6 170,8 316,4 367,2 409,2 146,0 146,0 146,0 146,0 1847,8


PERTES DE REVENU DÉCOULANT DES FLUCTUATIONS DES ERIS SELON LE SCÉNARIO SENELEC (MWH) - TROIS FLUCTUATIONS CRITIQUES


2017 Solaire 3 3 29 20,3 30,5 60,9 60,9 60,9 60,9 243,6

2017 Solaire 4 3 29 20,3 30,5 60,9 60,9 60,9 60,9 243,6

2017 Solaire 5 3 20 14,0 0,0

2018 Solaire 6 3 30 21,0 31,5 63,0 63,0 63,0 220,5

2018 Solaire 7 3 30 21,0 31,5 63,0 63,0 63,0 220,5

2018 Solaire 8 3 15 10,5 0,0

2019 Solaire 9 3 40 28,0 84,0 84,0 84,0 252,0

2021 Solaire 10 3 30 21,0 63,0 63,0

2022 Solaire 11 3 30 21,0 0,0

2023 Solaire 12 3 30 21,0 0,0

2018 Taiba 1 3 23,81 23,8 71,4 71,4

2019 Taiba 2 3 23,81 47,6 142,9 142,9

2020 Taiba 3 3 25,39 73,0 219,0 219,0 219,0 219,0 219,0 219,0 1314,2

Total 60,9 256,2 474,7 550,8 613,8 219,0 219,0 219,0 219,0 2771,7


G.3 ESTIMATION DES PERTES DE REVENUS À PARTIR DES

PERTES EN ÉNERGIE La méthode de calcul des pertes de revenus inclura les aspects suivants :

Pertes en énergie ou énergie non distribuée sur la période de l’étude (END)

découlant des pannes des centrales au charbon, solaire et éoliennes (Annexe G.1); et du

délestage en raison fluctuations des ERIs (Annexe G.2) Proportions des ventes en énergie annuelles pour des diffèrent types de clients sur la période de

l’étude (PVij)

Sur la base des prévisions de la demande 2017-2035, nous évaluons les proportions des

ventes en énergie pour des diffèrent types de clients. Cela permet de simplifier l’analyse

et suppose une homogénéité des tarifs moyens parmi ces groupements, confirmé dans

les réalisations en ventes et revenues de 2016 fournies par la Senelec. Tarifs annuels des différents types de clients sur la période de l’étude (TCij)

La Senelec a fourni les tarifs 2017-2019 selon la deuxième consultation publique de la

CRSE de la révision des conditions tarifaires de Senelec.

Un taux d’inflation de deux pour cent a été appliqué subséquemment. Les coûts variables par kWh annuels de production pour chaque scénario sur la période de l’étude

(CVj)

Tels qu’estimés par le modèle offre demande pour chaque scenario.

Seuls les coûts variables sont appliqués en tant que coût d’opportunité de Senelec car on

suppose que la Senelec va faire les investissements pour rencontrer la demande prévue. La formule globale pour calculer la perte de revenus suit :

n

j ij

jijijj

TAn

CVTCPVEND5

)1(

)(


PROPORTION DES VENTES PAR TYPE DE CLIENT SUR LA PÉRIODE DE L’ÉTUDE (PVIJ) Ventes (%) 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035

Residentiel (DPP, DMP, DGP) 43 % 45 % 43 % 42 % 40 % 35 % 33 % 34 % 35 % 35 % 36 % 37 % 39 % 40 % 41 % 42 % 42 % 42 % 43 % 43 %

Petit industriel/commerce (PPP, PMP, PGP) 19 % 17 % 18 % 17 % 16 % 15 % 14 % 14 % 14 % 15 % 15 % 15 % 16 % 16 % 17 % 17 % 17 % 18 % 18 % 18 %

Moyen industriel/commerce (TCU, TG, TLU) 30 % 29 % 29 % 28 % 27 % 24 % 23 % 23 % 23 % 23 % 23 % 23 % 24 % 25 % 25 % 26 % 26 % 26 % 26 % 26 %

Grand industriel (HT) 6 % 6 % 8 % 10 % 15 % 24 % 29 % 28 % 27 % 25 % 24 % 23 % 19 % 17 % 15 % 14 % 13 % 12 % 12 % 11 %

Eclairage public 2 % 2 % 2 % 2 % 2 % 2 % 2 % 2 % 2 % 2 % 2 % 2 % 2 % 2 % 2 % 2 % 2 % 2 % 2 % 2 %

PRIX MOYENS (FCFA/KWH)

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035

Residentiel (DPP, DMP, DGP, Woyofal) 107,90 96,16 95,02 96,92 98,86 100,84 102,85 104,91 107,01 109,15 109,15 109,15 109,15 109,15 109,15 109,15 109,15 109,15 109,15 109,15

Professionel - petit (PPP, PMP, PGP) 152,72 142,99 141,90 144,74 147,63 150,59 153,60 156,67 159,80 163,00 163,00 163,00 163,00 163,00 163,00 163,00 163,00 163,00 163,00 163,00

Professionel - moyen (MP: TCU, TG, TLU) 115,35 110,34 111,40 113,63 115,90 118,22 120,58 122,99 125,45 127,96 127,96 127,96 127,96 127,96 127,96 127,96 127,96 127,96 127,96 127,96

Professionel - grand (HT) 87,70 86,62 87,23 88,97 90,75 92,57 94,42 96,31 98,24 100,20 100,20 100,20 100,20 100,20 100,20 100,20 100,20 100,20 100,20 100,20

EP 133,53 125,21 124,14 126,62 129,16 131,74 134,37 137,06 139,80 142,60 142,60 142,60 142,60 142,60 142,60 142,60 142,60 142,60 142,60 142,60


COÛTS FIXES ET VARIABLES DE PRODUCTION (TCIJ)

Coûts au kWh (FCFA/kWh) 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035

Senelec

Coûts fixes 34,30 37,84 40,60 44,10 43,27 41,19 41,28 41,76 43,17 42,56 41,17 40,72 40,38 40,15 39,82 37,70 35,72 33,63 30,90

Coûts variables 43,20 35,36 30,29 30,47 18,31 19,72 21,29 23,78 24,78 27,57 0,42 33,13 35,79 38,17 41,31 44,42 47,56 50,72 53,79

Coûts de production 77,51 73,19 70,89 74,56 61,58 60,91 62,57 65,54 67,95 70,14 71,59 73,85 76,18 78,31 81,12 82,12 83,28 84,35 84,69

PATRP sans déclassement

Coûts fixes 34,30 36,41 38,58 39,85 36,94 39,19 36,03 35,98 35,17 34,74 35,80 35,66 34,08 35,39 33,50 35,18 33,35 32,21 30,40

Coûts variables 43,20 36,44 34,69 36,59 32,20 28,71 31,20 33,12 33,83 34,80 34,70 33,97 36,38 35,89 38,53 38,08 40,64 42,30 43,97


PATRP avec déclassement

Coûts fixes 34,11 36,37 38,54 42,83 36,02 38,63 37,72 38,71 37,75 37,16 38,05 37,80 36,12 37,32 35,32 36,88 34,95 33,71 31,81

Coûts variables 43,26 36,46 34,71 36,50 31,66 28,32 26,48 24,82 25,66 27,04 27,32 26,82 29,18 29,34 31,99 32,12 34,72 36,60 38,47



G.4 PERTES DE REVENU DÉCOULANT DU MANQUE DE

FIABILITÉ SUR L’ADHÉSION DES GRANDS

CONSOMMATEURS La méthode de calcul des pertes de revenus inclura les aspects suivants :

Prévisions de la demande des grands consommateurs (Moyenne Tension, CMTj et Haute Tension, CHTj)

Nous avions choisi les clients les plus probables à ne pas se brancher au réseau (ou de ne

pas lancer leur projet tout simplement) en raison du manque de fiabilité du réseau

interconnecté, tel que les miniers et des industriels privés

Nous avions utilisé les prévisions de la demande 2017-2035 (voir chapitre 0) Tarifs annuels des clients Moyenne Tension et Haute Tension sur la période de l’étude (TMTj et

THTj)

La Senelec a fourni les tarifs 2016-2018 selon les dernières consultations publiques de la

CRSE de la révision des conditions tarifaires de Senelec.

Un taux d’inflation de deux pour cent a été appliqué subséquemment. Les coûts variables par kWh annuels de production pour chaque scénario sur la période de l’étude

(CVj)

Tels qu’estimés par le modèle offre demande pour chaque scenario.

Seuls les coûts variables sont appliqués en tant que coût d’opportunité de Senelec car on

suppose que la Senelec va faire les investissements pour rencontrer la demande prévue.

La formule globale pour calculer la perte de revenus suit :

n

jj

jjjjjj

TAn

CVTMTCMTCVTHTCHT

)1(

)()(


ANNEXE H : OUTIL DE

MODÉLISATION DE LA

PRODUCTION Voir modèle Excel attaché

plan directeur de production et de transport d'électricité du

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