Phase de développement des projets Projet éolien de GAO (1,1 MW) Partenariat Public Privé Léopold Faye faye@renergiepartner.de leopold@faye-online.de.

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1 Phase de développement des projets Projet éolien de GAO (1,1 MW) Partenariat Public Privé Léopold Faye Atelier sur l'électrification Rurale avril Yaoundé, Cameroun

2 Contexte initial GAO Chef lieu de région habitants

3 Contexte initial(2) GAO
3 – 4 MW installés pour environ habitants Coûts de production élevés (150 à 165 F CFA/kWh en 2006)

4 Contexte initial(3) Points traités par l’étude:
But: réduire la consommation en diesel par l’injection de l’éolien. Points traités par l’étude: Le potentiel éolien Le dimensionnement du parc Les conditions de réalisation Les conditions économiques d’exploitation

5 Potentiel Eolien Longue durée – 20 ans (source NASA)

6 Potentiel Eolien Mesuré sur site 18 mois
Un potentiel très moyen par rapport aux données européennes, mais exploitable compte tenu des coûts locaux de production d’électricité (Diesel). Vents dominants

7 Implantation suggérée
Centrale électrique Site prévu dans l’étude Aéroport Ligne 15 KV Station de pompage Option GTZ: 1.278 MWh /An

8 Conditions d’exploitation suggérées
Exploitation par opérateur privé avec éventuellement l’implication d’EDM SA Assurance par le Gouvernement du Mali sur une obligation de rachat de la totalité de la production. Fixation d’un tarif contractuel de rachat du kWh Eventualité de subvention Possibilité MDP (880 T CO2 /an)

9 Bases du projet OWK Etude de faisabilité Réalisation - Exploitation
Construction - Raccordement 1.100 kW 2. option d‘implantation BOOT / Facilité Energie 2006 – 2007 (2008) OWK Solar Beteiligungsgesellschaft mbH

10 Option d’implantation
Centrale électrique Site prévu dans l’étude Aéroport Ligne 15 KV Station de pompage Option GTZ: 1.278 MWh /An Site alternatif Option Alternative: 1.214 MWh /An Environ m câble au lieu de m.

11 Options d’implantation
Option GTZ: 1.278 MWh /An Environ m câble ( €) Option Alternative: 1.214 MWh /An Environ m câble ( €)

12 Type d´aérogénérateur

13 Rendement Vitesse moyenne annuelle à 50 m sur site 5,5 m/s
Classe de rugosité 1,3 Production moyenne d’une machine VERGNET GEV 275 kW (Rotor de 32m de diamètre, tour de 55 M) 376 MWh/an Nombre de machines 4 Production brute 1504 MWh/an Production nette 92% de taux de disponibilité = - 8% Perte de réseau = - 2% Marge de sécurité = - 5% Total = Production brute – 15% 1278 MWh/an

14 L´intérêt Unité de production Eolien Générateur diesel (60%)
Coût d'investissement (EUR) Production annuelle (kWh) Durée de vie (an) 20 15 Amortissement (EUR) 25.000 Amortissement Actualisée (5%) (EUR) 48.171 Frais de capital pour 1 kWh (EUR) 0,18 0,01 Frais d'exploitation au kWh (hors diesel) 0,07 Coût du baril de pétrole (dollar) 50 60 70 80 90 100 Coût du diesel (EUR/kWh) option faible 0,165 0,190 0,219 0,251 0,289 0,333 Coûts de production du kWh (EUR) 0,248 0,245 0,270 0,299 0,332 0,369 0,413 Coûts de production du kWh (F CFA) 162 161 177 196 217 242 270 Coût du diesel (EUR/kWh) option modérée 0,180 0,216 0,259 0,311 0,373 0,448 0,260 0,296 0,339 0,391 0,453 0,528 170 194 222 256 297 346

15 Evaluation des coûts d’investissement
Aérogénérateurs, transformateurs, poste de livraison et câbles EUR CFA Travaux de réalisation et de raccordement Etudes et développement Divers - Imprévus Total Coûts spécifiques d'investissement Selon le kW installé 2.573,28 Validité: Octobre 2006

16 Evaluation des coûts d’exploitation
Loyer 1.000,00 EUR 0,66 M CFA Réserve de fonctionnement 5.000,00 3,28 Exploitation 1. Année 18.000,00 11,79 2. Année 27.000,00 17,69 3. Année 68.000,00 44,54 Impôt sur le revenu 35% (Résultat d‘exploitation) Consommation d'électricité Assurance 9.900,00 6,48 Total 1. année 34.900,00 22,86 Total 2. année 43.900,00 28,75 Total 3. année 84.900,00 55,61 Coût d’exploitation au kWh 0,07 44 F CFA

17 Partenariat Public Privé
EOLE GAO GDM Financement Capitaux propres Financement bancaire Facilité énergie 10% 40% 50% Réalisation Parc éolien de GAO 1,1 MW BOOT Tarif de rachat Durée d’exploitation / Délai de transfert

18 Scénario d’exploitation
Scénarios Sans subvention Tarif 165 Avec subvention – Tarif 121 Avec subvention - Tarif 130 Capitaux propres (%) 20% 10% Montant Capitaux propres € 370,80 MCFA € 185,4 MCFA 185, 40MCFA Subvention(%) 0% 50% Montant subvention 0 € 0,00 MCFA € 926,99 MCFA Capitaux bancaires (%) 80% 40% Capitaux bancaires € 1.483,19 MCFA € 741,59 MCFA € Taux d'intérêt bancaires 5,00% Durée du crédit (a) 15 10 9 Nombre d'années BOOT 18 TRI 13 12 12% Tarif de rachat du kWh 0,252 € 165,0 FCFA 0,184 € 120,7 FCFA 0,198 € 130 FCFA

19 Scénario d’exploitation (suite)
Scénarios Avec subvention Tarif 140 Avec subvention – Tarif 150 Avec subvention - Tarif 165 Capitaux propres (%) 10% Montant Capitaux propres € 185,40MCFA 185, 40 MCFA Subvention(%) 50% Montant subvention € 926,99 MCFA € Capitaux bancaires (%) 40% Capitaux bancaires € 741,59 MCFA Taux d'intérêt bancaires 5,00% Durée du crédit (a) 8 6 Nombre d'années BOOT 10 TRI 9% 7 7% Tarif de rachat du kWh 0,214 € 140,0 FCFA 0,229 € 150 FCFA 0,25 € 165 FCFA

20 Perspectives Accord UE / Facilité énergie
Accords de financement (Eole Gao avec la BAD, ECO Partner, AFD, DEG ….) Finalisation du contrat de rachat d’électricité (Eole Gao – GDM - EDM SA) BOOT (GDM et Eole Gao)

21 Quels enseignements tirer?
Au delà des contraintes urgentes d’accès aux services élémentaires… Graphique : Evolution du cours du pétrole Graphique : Evolution du cours du pétrole …se donner le temps de la réflexion sur le bouquet énergétique de demain. C´est un impératif d´indépendance énergétique

22 Quels enseignements tirer?
Comparaison technico-économique : Sénégal Nouvelle centrale de BELAIR Mise en service 2006 Puissance 60 MW Coût d‘investissement (Millions de F) 30.000 Production annuelle (kWh) (à 75% de capacité) Consommation annuelle en carburant En millions de F Base: 45 F CFA de Diesel / kWh 17.739 Base: 60 F CFA de Diesel / kWh 23.652 Base: 70 F CFA de Diesel / kWh 27.594 Centrale éolienne 60 MW 47.160 (à 20% de capacité) -4.730 (Economie d’énergie) -6.307 -7.358 Exploitation simultanée des deux centrales = Réduction de 25% de la consommation de Diesel. Économie égale au refinancement de la centrale éolienne sur 10 voire 7 ans selon le coût du diesel à 45 F ou 70 F/kWh) Marge d’initiative de 7 à 14% par rapport aux coûts des produits pétroliers.

23 Quels enseignements tirer?
Préparer la transition vers une diversification plus marquée: Maitrise du potentiel (éolien, hydroélectrique, bioénergétique) Maitrise de la technologie Préparation de la cohabitation techniques, juridiques et économiques du bouquet Prendre d’emblée l’option courageuse de diversification dans le cadre de l’électrification rural