Plan Directeur d'Electrification Rurale du Cameroun (PDER)
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outil d'aide à la décision Apr 2016 ; 279 pages
Ed. MINEE - Yaoundé
Téléchargeable sous format: PdF
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Résumé:
Le Plan Directeur d’Électrification Rurale (PDER) est le document stratégique Camerounais conçu pour renforcer l’accès à l’électricité dans les zones rurales. Il s’appuie sur les orientations définies par l’État et se décline en plusieurs phases quinquennale. Sommaire:
1. RÉSUMÉ EXÉCUTIF
1.1. Contexte et objectifs
1.2. Analyse spatiale et scénario de la demande
1.3. Techniques à moindre coût et critères de planification
1.4. Extension du réseau MT
1.5. Place des énergies renouvelables
1.6. Étude d’impact environnemental
1.7. Analyse économique et financière
1.8. Plan de mise en œuvre
1.8.1. Quelle maîtrise d’ouvrage pour l’électrification rurale ?
1.8.2. Rôle du secteur privé
1.8.3. Mesures d’accompagnement pour le renforcement de l’impact du PDER
1.8.4. Mesures d’accompagnement pour le développement industriel
2. INTRODUCTION GÉNÉRALE
2.1. Contexte et enjeux
2.1.1. Le secteur électrique camerounais marqué par quatre événements majeurs
2.1.2. L’extension des réseaux interconnectés, une option essentielle pour le PDER
2.1.3. Un potentiel d’énergies renouvelables considérable
2.2. Objectifs de l’étude
3. REVUE DE LA SITUATION DE L’ÉLECTRIFICATION RURALE AU CAMEROUN
3.1. Collecte et traitement des données
3.1.1. Approche méthodologique
3.1.2. Encadrement de la collecte des données
3.1.2.1. Données obligatoires
3.1.2.2. Données pour l’analyse socio-économique des localités
3.1.2.3. Données importantes
3.1.3. Données relatives au contexte institutionnel, administratif et technique
3.1.4. Données relatives à la prévision de la demande
3.1.4.1. Nature des informations de l’échantillon
3.1.4.2. Représentativité régionale de l’échantillon
3.1.4.3. Agences retenues pour l’analyse de la demande
3.1.5. Reconstitution SIG des réseaux HTB/HTA et des postes associés
3.1.5.1. Données de base
3.1.5.2. Résultats obtenus
3.2. Situation de l’électrification rurale au Cameroun
3.2.1. Introduction méthodologique
3.2.2. Situation des localités au Cameroun
3.2.2.1. Commentaires sur le fichier « Liste des localités »
3.2.2.2. Analyse du fichier à l’état brut
3.2.2.3. Nomenclature générale des localités
3.2.2.4. Analyse des localités non électrifiées
3.2.2.5. Répartition des localités et populations non électrifiées par région
3.2.2.6. Distance des localités non électrifiées par rapport au réseau HTA existant
4. DESCRIPTION DES SYSTÈMES DE PRODUCTION ET DE DISTRIBUTION ÉLECTRIQUE EXISTANTS AU CAMEROUN
4.1. Situation de la production et du transport
4.1.1. Réseau et parc existants
4.1.1.1. Réseau Interconnecté Sud (RIS)
4.1.1.2. Réseau Interconnecté Nord (RIN)
4.1.1.3. Réseau Est (RIE)
4.1.2. Nouvelles capacités décidées
4.1.2.1. Projets hydroélectriques
4.1.2.2. Projets thermiques
4.1.2.3. Projets solaires
4.1.2.4. Aménagements du système électrique
4.2. Situation de la distribution rurale au Cameroun
4.2.1. Situation des postes sources en 2014
4.2.2. Description du système de distribution HTA/BT
4.2.2.1. Situation des réseaux HTA pour l’électrification rurale
4.2.2.2. Types de distribution utilisés
4.2.2.3. Technologies de construction
5. ANALYSE SPATIALE DU CONTEXTE SOCIO-ÉCONOMIQUE ET PRÉVISION DE LA DEMANDE EN ÉNERGIE
5.1. Approche méthodologique de l’analyse spatiale
5.1.1. Où électrifier en priorité, et dans quel ordre ?
5.1.2. Prise en compte de la dynamique spatiale territoriale
5.1.3. Sélection des localités prioritaires pour un impact maximal
5.1.4. Structure et calcul de l’Indice de Priorité de Développement (IPD)
5.1.5. Hiérarchisation des localités par modélisation gravitaire
5.1.6. Population de couverture d’un pôle de développement local
5.1.7. Identification des localités isolées
5.1.8. Réflexion sur les pratiques courantes
5.2. Sélection et hiérarchisation des pôles de développement
5.2.1. Sélection basée sur l’IPD
5.2.2. Hiérarchisation selon la population de couverture
5.3. Analyse de la demande
5.3.1. Méthodologie
5.3.1.1. Segmentation du marché de l’électrification rurale
5.3.1.2. Modélisation de la charge et prévision de la demande
5.3.2. Demande des abonnés domestiques BT
5.3.2.1. Analyse des abonnés
5.3.2.2. Consommation
5.3.2.3. Courbe de charge
5.3.2.4. Paramétrage de GEOSIM – Consommation domestique
5.3.3. Demande des abonnés non domestiques BT
5.3.3.1. Analyse des abonnés
5.3.3.2. Courbe de charge
5.3.3.3. Paramétrage de GEOSIM – Consommation non domestique
5.3.4. Demande Moyenne Tension (HTA)
5.3.5. Reconstitution d’une courbe de charge villageoise
5.3.6. Croissance de la demande
6. IDENTIFICATION DES SOLUTIONS TECHNIQUES DE MOINDRE COÛT POUR L’ÉLECTRIFICATION RURALE
6.1. Introduction méthodologique
6.2. Expériences africaines d’électrification rurale
6.2.1. Modèle étatique intégré
6.2.2. Modèle agence + fonds public
6.2.3. Modèles de financement privé
6.2.3.1. Grandes concessions
6.2.3.2. Petites concessions
6.2.3.3. Crédit-vente
6.2.3.4. Projets portés par des ONG
6.3. Technologies de distribution
6.3.1. Réseaux et critères de choix
6.3.1.1. Types de réseaux électriques
6.3.1.2. Technologies et caractéristiques des réseaux
6.3.2. Choix du type de réseau HTA
6.3.2.1. Configurations de réseaux HTA
6.3.2.2. Réseaux HTA conventionnels
6.3.2.3. Réseaux triphasés avec/sans neutre distribué
6.3.3. Réseaux HTA de dérivation (monophasés/biphasés)
6.3.3.1. Antennes biphasées (modèles européen et américain)
6.3.3.2. Systèmes associés aux réseaux HTB
6.3.4. Synthèse des solutions
6.4. Compteurs à prépaiement
6.5. Technologies de valorisation des énergies renouvelables
6.5.1. Aérogénérateurs
6.5.2. Biomasse
6.5.2.1. Stratégie
6.5.2.2. Aspects technologiques
6.5.3. Énergie solaire
6.5.3.1. Injection réseau
6.5.3.2. Hybride solaire/diesel
6.5.3.3. Photovoltaïque pur
6.5.4. Hydroélectricité
6.5.5. Conclusion
6.6. État des lieux des ressources énergétiques locales
6.6.1. Biomasse
6.6.1.1. Industrie sucrière
6.6.1.2. Transformation du bois
6.6.1.3. Production de riz
6.6.1.4. Production d’huile de palme
6.6.1.5. Potentiel électrique de la biomasse
6.6.1.6. Aspects économiques
6.6.2. Énergie éolienne
6.6.3. Petite hydroélectricité
6.6.4. Solaire
7. CRITÈRES DE PLANIFICATION POUR L’ÉLABORATION DU PDER CAMEROUN
7.1. Orientations données par les termes de référence
7.2. Prise en compte de l’état actuel du réseau
7.3. Critères de planification proposés pour le PDER
7.3.1. Développement équilibré de l’accès à l’électricité
7.3.2. Solutions techniques de moindre coût
7.3.3. Zones à résultats rapides pour l’électrification rurale
8. ÉLABORATION DU PDER À L’HORIZON 2035
8.1. Introduction méthodologique
8.1.1. GEOSIM Network Option®
8.1.2. Coûts de référence et paramètres requis
8.2. Application de la démarche
8.2.1. Rattrapage des disparités géographiques
8.2.2. Phasage de l’électrification
8.2.2.1. Nombre de branchements par phase
8.2.2.2. Définition des phases
8.2.2.3. Critères de sélection des localités
8.2.2.4. Densité des clients BT
8.2.3. Résultats des simulations d’extension du réseau
8.2.3.1. Taux d’accès
8.2.3.2. Nombre de branchements
8.2.3.3. Taux d’électrification
8.2.3.4. Taille des localités raccordées
8.2.3.5. Nombre de localités raccordées
8.2.3.6. Taux de couverture
8.2.3.7. Impact sur le système électrique
8.2.3.8. Estimation des matériels et investissements
8.2.3.9. Localités hors réseau à l’horizon 2035
8.2.3.10. Programme minimal
8.3. Faisabilité électrique des extensions HTA
8.3.1. Objectifs et méthodologie
8.3.1.1. Objectifs
8.3.1.2. Rappels théoriques
8.3.1.3. Estimation des chutes de tension
8.3.1.4. Charges des postes sources
8.3.2. Paramétrage du modèle
8.3.2.1. Qualité de service
8.3.2.2. Caractéristiques des extensions
8.3.2.3. Demande des localités raccordées
8.3.2.4. Demande des nouvelles localités
8.3.3. Calibrage du modèle
8.3.3.1. Validation de l’algorithme
8.3.3.2. Exemple de calcul
8.3.4. Étude des chutes de tension
8.3.4.1. Méthode des moments électriques
8.4. Études électriques détaillées – Zones RIN et RIE
8.4.1. Zones étudiées
8.4.2. Infrastructures structurantes
8.4.3. Réseaux HTA
8.4.3.1. Extensions du réseau HTA
8.4.3.2. Renforcement du réseau existant
8.4.4. Renforcement des réseaux monophasés
8.5. Électrification par réseaux isolés – Énergies renouvelables
8.5.1. Hydroélectricité
8.5.1.1. Évaluation du potentiel
8.5.1.2. Sélection des sites
8.5.1.3. Modélisation
8.5.1.4. Paramètres économiques
8.5.1.5. Résultats
8.5.2. Biomasse
8.5.2.1. Évaluation du potentiel
8.5.2.2. Modélisation
8.5.2.3. Résultats
8.5.3. Solaire
8.5.3.1. Sélection des localités
8.5.3.2. Évaluation du potentiel
8.5.3.3. Modélisation
8.5.3.4. Résultats
8.6. Récapitulatif
9. ÉVALUATION DE L’IMPACT ENVIRONNEMENTAL
9.1. Introduction
9.2. Cadrage environnemental
9.2.1. Conditionnalités de financement
9.2.2. Politiques et standards internationaux
9.2.3. Conventions internationales
9.3. Cadre législatif national
9.3.1. Législation environnementale
9.3.2. Réglementation des EIE
9.3.3. Ressources forestières
9.3.4. Urbanisme et construction
9.3.5. Foncier et réinstallation
9.3.6. Travail et santé publique
9.4. Cadre institutionnel
9.4.1. Intervenants publics
9.4.2. Agences publiques
9.4.3. Entreprise privée ENEO
9.5. Enjeux et impacts environnementaux
9.5.1. Composantes bio-physiques et humaines
9.5.2. Enjeux majeurs
9.5.3. Qualification des impacts
9.6. Impacts spécifiques par technologie et mesures d’atténuation
9.6.1. Production hydraulique
9.6.2. Centrales solaires
9.6.3. Centrales biomasse
9.6.4. Centrales thermiques
9.6.5. Réseaux de transport et distribution
9.7. Mesures d’atténuation et coûts environnementaux
9.8. Conclusion
10. CALCULS ÉCONOMIQUES
10.1. Réseau interconnecté
10.1.1. Finalité du calcul
10.1.2. Hypothèses
10.1.3. Répartition des investissements
10.1.4. Résultats économiques
10.2. Réseaux séparés
10.2.1. Généralités
10.2.2. Projets biomasse
10.2.3. Projets hydroélectriques
10.2.4. Projets solaires
10.2.5. Rentabilité économique globale
11. CALCULS FINANCIERS
11.1. Réseaux interconnectés
11.1.1. Finalité
11.1.2. Hypothèses
11.1.3. Résultats
11.1.4. Conclusion
11.2. Réseaux séparés
11.2.1. Généralités
11.2.2. Projets biomasse
11.2.3. Projets hydroélectriques
11.2.4. Projets solaires hybrides
11.2.5. Conclusion sur les mini-réseaux
12. PLAN DE MISE EN ŒUVRE DU PDER
12.1. Maîtrise d’ouvrage pour l’électrification rurale
12.1.1. Situation historique et actuelle
12.1.2. Maîtrise d’ouvrage pour le PDER
12.2. Rôle du secteur privé
12.3. Mesures d’accompagnement – Impact du PDER
12.3.1. Revue documentaire
12.3.2. Cas du Maroc
12.3.3. Recommandations pour le Cameroun
12.3.4. Système de comptage à prépaiement
12.4. Mesures d’accompagnement – Développement industriel
12.4.1. Contexte
12.4.2. Forces du Cameroun
12.4.3. Faiblesses
12.4.4. Opportunités
12.4.5. Menaces
12.4.6. Axes de stratégie industrielle
12.4.7. Facteurs clés de succès
Publics-Cibles:
Collectivité , Association , Université , Acteurs de coopération , Ingénieur, concepteur , Décideurs locaux ou nationaux
Mots clefs: |
accès à l'énergie (CI) (DT) (OP) (ope) , accès à l’électricité (CI) (DT) (OP) (ope) , électrification (CI) (DT) (OP) (ope) , énergie (CI) (DT) (OP) (ope) , énergie électrique (CI) (DT) (OP) (ope) , mini-réseau micro-réseau (CI) (DT) (OP) (ope) , réseau (raccordement au) (CI) (DT) (OP) (ope) , réseau électrique, réseau national (CI) (DT) (OP) (ope) |
Pays concerné: |
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