/ C!RCUU\HNG COpy TO RE RF T"! ;:J~I .. _iGK." TO REPORTS DESK fJLE.COPY DOCUMENT DE BANQUE INTERNATIONALE POUR LA RECONSTRUCTION ET LE DEVELOPPEMENT ASSOCIATION INTERNATIONALE DE DEVELOPPEMENT DOCUMENT A USAGE INTERNE Rapport No. 415-AL PROJET DE DEVELOPPEMENT DE L'EI.ECTRICITE SONELGAZ ALGERIE 20 mai 1974 Departement des projets Division du deve10ppement des ressources energetiques Bureau regional Europe, Moyen-Orient et Afrique du Nord TRADUCTION NON"()FFICIELLE A TITRE IYINFORMATION Ce rapport a ete prepare a I'usage exclusif du personnel du Groupe de Ia Banque et ades fins officielles seulement. U ne peut 6tre public, cite ou evoque sans I'autorisation du Groupe de Ia Banque.lequel ne garantit en aucune maniere son exactitude ou son caractere exhaustif. EQUIVALENCES MONETAIRES Unite monetaire Dinar algerien (DA) 100 r/. DA 1,00 DA 0,2702 $ EU 1,00 DA 270.200 $ EU 1 million de DA 1,00 $ EU 4,09 DA SYSTEMES DE POIDS ET MESURES Systeme metrique 1 hectare (ha) (10.000 m2 ) 2.471 acres (ac) 1 kilometre carre (km 2 ) 0,3861 mille carre (sq mi) 35,315 pieds cubes (cu ft) 1 kilogrannne 2,206 1ivres (lb) 1 tonne metrique (t) (1.000 kg) 1,10 tonne courte (sh ton) 0,985 tonne forte (lg ton) 1 bari1 (0,159 m3) 42 gallons americains 1 kilowatt (1.000 watts) 1 kW 1 Megawatt (1.000 kw) 1MW 1 ki10wattheure 1 kWh 1 Gigawattheure (10 6 kWh) 1GWh 1 kilovolt (1.000 volts) 1 kV 1 kg force/cm2 (1 atmosphere) 14,223 psi (livre/pouee carre) BTU British Thermal Unit (Unite thermique britannique) 1 kca1 (kilocalorie) 3,968 BTU (1 BTU = 0,293 x 10 3 kWh) 1 thermie 1.000 kca1 1 Hz (Hertz) 1 cye1e/seconde SIGLES ET ABREVIATIONS SONELGAZ Societe nationale de l' l ectricite et du gaz SONATRACH Societe nationale pour la recherche, la production, Ie transport, la transformation et la commercialisation des hydrocarbures BNA Banque nationale algerienne BAD Banque algerienne de developpement CNEP Caisse nationa1e d'epargne et de prevoyance EdF Electricite de France EXERCICE 1 janvier au 31 decembre · A L G E R I E EVALUATION D'UN PROJET DE DEVELOPPEMENT DE L'ELECTRTCITE SOCIETE NATIONALE DE L 'ELECTRICITE ET DU GA~_(§ONELG~Z) . TABLE DES MATIERES Pages RESUME ET CONCLUSIONS i - Ii 1. INTRODUCTION 1 2. LE SECTEUR DE L'ELECTRICITE ET DE L'ENERGIE 1 Generalites 1 Ressources energetiques ·.........·....... 2 Organisation ...·......................... 2 D2veloppements futurs ....·............... 4 Interconnexions internationales ......... . 6 3. L'EMPRUNTEUR 6 Situation juridique .·....·............·. 6 Gestion et organisation ................ . 7 Gestion ........ ".. ".... " " " "" " "" ...... "" " 7 Organisation ..................... . 7 Effectif .......... " " """ "" " "" " "" " "" " "" " " 8 Forma t ion .....·....·..........·... 8 Etude d'organisation .......·...... 8 Planification .....·......·..·..... 8 Ope ra t ions .....·............·..... 9 Tarifs .............·.................... 9 Electricite ....·.................. 9 Gaz " " " " " " " " " " " " " " .. " " " " " " " " " " " . " . " " 10 4. LE PROJET 11 Definition du projet ·................... 11 Estimation des couts ................... . 12 Etudes techniques et construction ...... . 13 Acquisitions et deboursements .......... . 14 Environnemen t .. " " " " " " " " " " " " " " " " " " " " " " " " . " 14 Ce rapport a ete prepare par MM. W.F. KUpper (ingenieur) et Y.P. Buphomene (analyste financier). Ms. J. Chernock a edite Ie rapport. TABLE DES MATIERES (suite) 5. JUSTIFICATION 14 Objectifs ........·...·.·...·......·......... 14 Besoins pr~vus en ~lectricit6 .....·.··...··. 15 Installation de production ...·........·..... 17 Dispatchings ...·.....···...·....·........... 17 Pos tes ..............................··....·. 18 Taux de rentabilite 18 6. ASPECTS FINANCIERS 19 Responsabilite financiere et viahil He de la SONELCAZ .. . · · · . . . . . · · . . . · . . . . . . . . . 19 Comptabilite . . . . . . . . . · . . . . . . . . . . . · . . . . · . . . . . 2C Verification des comptes ..... . . . . . . · . . . . . . . . 21 Assurance . . . . . . . . . . . . . . · . . . . . . · . . . . . . . . . . . . . 21 Impots, droits et securite sociale ..... .·.· 21 Contribution au programme de deve10ppement du Gouvernement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . · · . . . . · . 22 Bilan ....... . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22 Immobilisations . . . . . . . . ·· . . . · · . . . · . . · . . 22 Stocks . . . . . · . . . . . . . . . . . · . · . . . . · . . . . . . · . 23 Clients a encaisser ....·.·.·......··... 23 Fonds prop res ..........·...........···. 24 Dette a long terme ............··.··.·.. 24 Resultats d'exploitation passes et prevus 25 Resultats d'exploitation de 1'activite ~lectricitc " . . . . . . . . . . ·. . . . . . . . . . . ·. . . . . . 27 Resultats d'exploitation du Departement du gaz 28 Resultats d' exploitation des atItres activites 28 Plan de financement ·.....·.....·.......·.... 29 Plan g~nera1 de financement de la SONELGAZ . · . . . . · . . . . . . . · . . . · . · . . . . . . . · 30 Plan de financement de 1'electricite 30 Plan de financement du gaz ....·.··..... 31 7. ACCORDS REALISES 31 ANNEXES 1. Organisation du secteur de I' energie 2. Statistiques sur Ie secteur de I'electricite 3. Depenses du programme de construction 4. Renseignements juridiques generaux 5. Statistiques et indicateurs de la Soci~te, 1968-1972 6. Esquisse de l'etude de reorganisation Projet de mandat des consultants en vue des etudes sur les tarifs 7. Definition du projet 8. Cout de construction estime du projet 9. Calendrier des deboursements estimes - 3 10. Ventes, production, puissance appeHle maximale et puissance disponible des installations 11. Puissances disponibles, 1m2-Ina 12. Besoins en combustihle et cout correspondant pour la production, 1973-197(\ 13. Justification du projet Ih. Bilan - Reel 1970-1972, Prevu 1973-1)175 15. Compte de profi ts et pertes - Realisations 1(i'1u-l(r{~) Previsions ltend sur un millier de kilometres environ Ie long de la cote. La SONELGAZ rpncontre des problemes en ce qui concerne Ie maintien de la stabilite, Ie voltage, la securite de l'alimentation et la reserve tournante, problemes qui sont aggravps par les insuffisances du systeme actuel de commande et de contrale, qui ne dispose que de moyens de communication limites. Les instal lations de dispatching que prevoit Ie projet contribueraient a resoudre ces - 15 problemes. L'implantation dans la region d'Alger de centrales a turbines a gaz supplementaires reduirait l'actuel desequilibre de la capacite de production selon les regions. Un objectif important du pret projete est egalement d'aider la SONELGAZ a ameliorer son organisation et son administration. Besoins prevus en electricite 5.02 La tendance de croissance des ventes de 1a SONELGAZ (calculee par 1a methode des moindres carres) depuis 1966, date a laquelle celles-ci ont commence a s'ameliorer apres une periode de stagnation de plusieurs annees, est d'environ 11 %. On prevoit pour la periode 1973-1978 une croissance annuelle moyenne de 14 %. On s'attend que 1es ventes augmenteront de 17% et de 15% respectivement en 1973 et en 1974, mais de 12 ~ seulement en 1978. Cette prevision ne tient pas compte des effets possibles des hausses substantielles des prix internationaux du petrole et du gaz naturel intervenues recemment, car l'effet sur la demande d'energie electrique ne sera peut-etre pas tres sensible avant 1976/77. Toutefois, pour l'etablissement des plans de mise en place d'une capa cite additionnelle, on est parti de l'hypothese d'un taux de croissance plus eleve (voir Annexe 13), car il n'est pas exclu que les besoins reels soient superieurs aux previsions actuelles. 5.03 11 est extremement difficile de prevoir la croissance de la SONELGAZ; en effet : a) la periode de croissance observee ne porte que sur six annees (1966-1972); b) d'autre part, la societe n'a pas encore ete en mesure de mettre au point une methode permettant d'evaluer les de1ais d'achevement des nouvelles installations industrielles ni la puissance absorbee exacte de ces installations; ce probleme est d'ailleurs aggrave du fait que les societes nationales ne fournissent pas de details complets sur leurs futurs plans de developpement. 5.04 La SONELGAZ a adopte trois methodes pour prevoir les besoins en electricite (voir Annexe 13). Tout d'abord, une courbe exponentielle a ete adaptee, par la methode des moindres carres, a la croissance passee de la production d'electricite, puis extrapolee. Deuxiemement, les 17 secteurs de l'economie, tels qu'ils ont etc etablis a des fins statistiques, et la consommation domestique, ont ete etudies, afin d'evaluer la croissance fondamentale a laquelle on a ajoute les besoins des nouvelles installations industrielles prevues par Ie plan national. Troisiemement, on a etabli un modele mathematique qui tient compte du PIB et du nombre d'habitants de 16 pays en voie de developpement; puis, ce modele a ete applique a l'Algerie. Les resultats obtenus sont tres differents; au stade de 1 'evaluation, ces previsions ont ete discutees avec la SONELGAZ, etant donne les incertitudes du developpement des installations industrielles, et l'on a adopte une combinaison des methodes 1 et 3 pour obtenir Ie taux de croissance moyen. - 16 5.05 L'augmentation de l'importance relative des ventes a l'industrie, en particulier a l'industrie petro-gaziere, est indiquee a l'Annexe 10; l'augmentation des ventes peut se recapitu1er comme suit: Croissance moyenne 1966 1972 1978 1966-72 1972-78 Gt.1h % GWh % GWh % ----- % -------- Consommation domestique (menages) 350 36,3 604 33,5 1.040 26,4 9,5 9,5 Administrations pub1iques 88 9,1 130 7,2 220 5,6 6,7 9,2 Chemins de fer 20 2.1 19 1,0 60 1,5 21,1 Irrigation 94 9,8 145 8,0 315 8,0 7,4 13,8 Industrie petro-gaziere 11 1,1 89 4,9 675 17,1 41,7 40,2 Autres industries 328 34,0 674 37,5 1.410 35,8 12,8 13,1 Commerce 73 ~ 143 ~ 220 2..& 11,9 ~ Total 964 100 1.084 100 3.940 100 11,0 13,9 ---- ---- 5.06 Les installations existantes et 1es installations qui seront mises en place dans la periode 1973-1978, ainsi que les besoins et 1es couts en combus tible pour chaque type d'insta11ation et de combustible sont indiques aux Annexes 11 et 12. Le remplacement de l'hui1e residue11e par Ie gaz nature1 et par une quantite relativement minime de gaz de bru1age des raffineries sera pratiquement acheve en 1974, sauf pour quelques reseaux recu1es qui ne sont pas encore raccordes au gazoduc. La Sonelgaz ne paie actue11ement son gaz nature1 que 0,007 DA/m3 (soit environ 4,4 ~ EU/I06 BTU) et Ie cout total du combustible (y compris Ie gaz de bru1age et une certaine quantite d'hui1e residue11e et d'hui1e diesel) par kWh produit serait ramene de 0,490 ~ DA/kWh (1,20 ~ EU/kWh) en 1973 a 0,241 t DA/kWh (0,059 ~ EU/kWh) en 1978; 1es turbines a gaz produiraient alors 890 GWh, soit 22 pour cent de 1a production thermique (dont Ie total atteindrait 4.000 GWh, soit environ 90 pour cent de 1a production tota1e, y compris 1a production hydro-e1ectrique, qui s'e1everait a 4.420 GWh). - 17 Installations de production 5.07 Apres l'achevement de la construction de la centrale thermique a vapeur de 2 x 137 MW a Skikda en 1974/75, des quantites croissantes d'electricite devront etre acheminees sur Alger (400 kilometres) et sur Oran (800 kilometres) et de nouvelles installations seront necessaires dans ces zones pour faire face aux besoins et pour ameliorer l'equilibre des capacites et des reserves. Comme il parait probable que la mise en place d'installations a turbines a gaz sera la formule de developpement la moins couteuse apres Skikda, les deux seules possibilites raisonnables a etudier sont les suivantes : Solution No 1 : la phase suivante consisterait a mettre en place des turbines a gaz puis des centrales thermiques a vapeur; Solution No 2 on n'installerait que des centrales thermiques. 5.08 Sur la base du cout d'opportunite du capital, estime a environ 9 %, de prix constants au moment de l'evaluation, et du cout financier du combustible, la solution No 1 aurait une valeur actuelle inferieure de 28 millions de DA a la valeur actuelle de la solution No 2, principalement du fait que les frais d'equipement pour l'installation de turbines a gaz sont inferieura et q~e celles-ci sont utilisees essentiellement pour l'alimentation aux heures de pointe. La decision ne presente pas une sensibilite significative aux variations de couts de la constcuction, car, pour que la valeur actuelle des deux solutions soit egale au tal~ d'actualisation de 9 %, il faudrait que Ie cout des installations a turbines a gaz soit superieur d'au moins 14 % et celui des installations thermiques a vapeur, inferieur de 14 % aux chiffres estimes, ce qui parait fort improbable. 5.09 L'effet des diverses hypotheses concernant Ie cout economique du combustible sur la justification du projet a ~te ~este. Etant donne l'impor tance des reserves de gaz (environ 4.000 x 10 m), la date a laquelle les depenses en devises seraient encourues du fait de l'utilisation du gaz pour la production d'electricite n'est pas la date (ni les dates) a laquelle Ie gaz serait effectivement utilise, mais la date a laquelle - par suite de cette utilisation - Ie gaz cesserait d'etre disponible a l'exportation. Si l'on estime - et c'est une estimation prudente - que Ie gisement s'epuisera en 25 ans et, etant donne les incertitudes, si l'on prend comme hypothese un prix aux tetes de puits compris entre 1,20 et 1,70 dollar EU/ 10 6 BTU, et un taux de change marginal de 4 - 6 DA/dollar EU, la difference de valeur actuelle sus-indiquee, soit 28 millions de DA (en faveur de la solution No 1). diminuerait d'environ 6,6 millions de DA au minimum et de 9.4 millions de DA au maximum; ainsi la conclusion n'est pas sensible au cout economique du combustible pour les valeurs d'hypothese, lesquelles couvrent l'etendue probable des possibilites. Dispatchings 5.10 Comme Ie reseau de la SONELGAZ, avec lequel des quantites croissantes d'electricite doivent etre transportees sur des distances pouvant atteindre jusqu'a 800 kilometres, deviendrait progressivement plus difficile a utiliser Ie dispatching telephonique actuel doit etre remplace par un systeme automatise. - 18 La mise en place anticipee de turbines a gaz dans la partie la plus faible du reseau (partie occidentale) permettrait peut-etre de differer la construction de dispatchings de plusieurs annees et, a cet effet, deux possibilites ont ete etudiees (voir Annexe 13). La solution Nol part de l'hypothese que les dispatchings seront termines en 1976 et que les turbines a gaz (80 MW) d'Oran seront instal lees en 1979, comme on l'envisage actuellement. La solution No 2 part de l'hypothese que la mise en place des dispatchings sera differee de trois ans, ce qui necessiterait que la mise en place des turbines a gaz de 60 MW soit avancee d'autant. 5.11 Sur Ie base du coat d'opportunite du capital en Algerie, estime a 9 %, la valeur actuelle de la solution No 1 serait inferieure d'environ 3,5 millions de DA a la valeur actuelle de la solution No 2 d'ou il ressort que la mise en place des dispatchings devrait etre achevee Ie plus tot possible. Cette conclusion est assez peu sensible au cout de construction; Ie coat du systeme de dispatching devrait avoir ete sous estime de 18 % et Ie coat des installations a turbines a gaz, surestime de 18 %, pour que les deux solutions aient la meme valeur au taux d'actualisation de 9 %. La conclusion n'est pas sensible a une augmentation du prix du combustible (c'est-a-dire si l'on utilise Ie cout economique et non plus Ie coat financier du combustible). Une telle augmentation serait a l'avantage de la solution No 1 car, avec cette solution, la quantite de combustible supplementaire necessaire, par rapport a l'accroissement des recettes (du a la diminution des arrets de fonctionnement du systeme), est inferieure a l'economie nette de combustible qu'elle permet de realiser. Postes 5.12 Les postes qui seront installes pres d'Oran/Arzew (El Asnam, Marsat El Hadjadj, Hassi Ameur), d'Alger (Ben Aknoun) et dans l'est (Constantine Sud, El Hadjar et Souk Ahras) sont tous indispensables (voir Annexe 13) pour transiter une puissance appelee qui augmente rapidement, principalement pour les developpements industriel et urbain, et qui ne peut pas etre transitee par les lignes de redistribution et les postes existant actue1lement, y compris les extensions ou agrandissements dont ils pourraient faire l'objet. Les trois postes d'Ain Skhouna, Bordj Bou Arreridj ct Laghouat representent les seules solutions techniques raisonnables pour faire face a l'augmentation de la puissance appelee resultant de l'acroissement des besoins des consom mateurs domestiques actuels et nouveaux, et de l'execution de petits projets d'infrastructure dans l'interieur; les installations diesel coOteuses d'Ain Skhouna et Laghouat seront supprimees, et Bord Bou Arreridj sera raccord a une ligne de 60 kV qui sera construite pour alimenter une cimenterie. Taux de rentabilite du projet 5.13 Le taux de rentabilit d'un projet est Ie taux d'escompte pour lequel les valeurs actuelles des flux de couts et de benefices imputables, dans Ie temps, au projet sont egales. Comme Ie projet envisage comprend - 19 ~ des dispatchings des turbines a gaz uti1isees principa1ement pour 1es periodes de pointe et pour l'alimentation de reserve, et des postesdont il est extremement diffici1e de quantifier les benefices qu'ils apportent, i1 a paru approprie d'evaluer Ie taux de rentabilite de l'ensemble du programme general de developpement de l'electricite de la SONELGAZ pour 1973-1978, dont Ie projet constitue une partie limitee mais represen tative (9,4 %). Lea recettes assurees par cette productiou additionnelle ont ete prises comme approximation des benefices. Ces recettes sous expriment les benefices qui resultent pour les usagers du programme de developpement, car on considere qu'un relevement des tarlfs d'une ampleur raisonnable (disons 10-20 %) ne ferait pas diminuer de fa~on significative la puissanoe absorbee. 5.14 Avec les tarifs actuels, Ie taux de rentabilite du programme de developpement et, par consequent, du projet, estd'environ 15 % (Annexe 13). Ce taux de rentabilite parait raisonnable car, apres une longue periode de lente expansion, Ie programme actuel comporte un arriere de construction destine a retablir un equilibre satisfaisant entre les capacites et la qualite des services, et les constructions necessaires pour l'execution d'un plan national, dont on ne peut pas quantifier avec certitude les benefices supplementai"es, s'il est realise. En combinant favorablement une reduction de 10 % du programme d'investissement et des couts d'exploitation et une augmentation de 10 % des recettes, on porterait Ie taux de rentabilite a 21 % environ. Comme on a utilise des estimations prudentes pour prevoir 1es recettes que la SONELGAZ retirerait de 1a vente de l'e1ectricite, la probabilite que 1es resultats soient conformes a ces hypotheses relativement plus favorables parait forte. Si les trois facteurs sus-indiques se combinaient de maniere defavorable (augmentation de 10 % de 1a construction et des couts de fonctionnement et diminution de 10% des recettes), Ie taux de rentabilite tomberait a un peu mains de 8%. Cette combinaison parait peu probable. On s'attend que Ie taux de rentabilite se situe dans une fourchette de 15-17 %. 6. ASPECTS FINANCIERS Responsabi1ite financiere et viabilite de la SONELGAZ 6.01 Bien que 1a SONELGAZ soit une entite commercia1e autonome, elle a, dans la pratique, peu d'independance financiere. La gestion est entravee par de nombreuses mesures de contrBle gouvernemental (par exemple, si l'on encroit Ie rapport annuel de 1a SONELGAZ pour 1971, une vingtaine d'auto risations sont necessaires pour faire une adjudication. Le Ministere de l'Industrie et de l'Energie contrBle 1es activites de la SONELGAZ et approuve toutes les decisions concernant l'organisation et Ie personnel. Les budgets de fonctionnement et de construction de la SONELGAZ doivent etre approuves par - 20 1e Ministere du Plan et ce1ui des Finances, qui decident du financement exterieur des rrojets lorsqu'i1s ont ete inc1us dans 1e plan de deve10ppement national. Les 1iquidites internes generees en sus des sommes necessaires pour faire face au programme de renouve11ement doivent, se10n 1es dispositions legales en vigueur, etre p1acees en Bons du Tresor, mais 1a societe est actue11ement cispensee de cette obligation (voir paragraphe 6.10). 6.02 A 1a fin de 1972, 1a situation financiere genera1e de 1e SONELGAZ etait saine, bien que, sur 1es trois annees precedentes, 1e taux de croissance de ses recettes ait diminue, a10rs que 1es depenses de fonctionnement s'accroissaient a une cadence acce1eree. On s'attend que, dans 1e domaine de l'e1ectricite, 1a situation reste satisfaisante. Toutefois, 1a situation financiere de 1a SONELGAZ dans son ensemble serait affaib1ie par 1a charge qui resu1terait d'un programme ambitieux de construction et parce que 1es recettes de l'e1ectricite subventionnent 1es activites gazieres et diverses qui ne sont pas rentab1es. En consequence, 1a societe perdrait sa viabi1ite, i) si 1es elements non essentie1s de son programme d'investis sements n'etaient pas reduits et si l'on ne procedait pas a une importante revision de son programme de production de gaz (voir paragraphe 2.21); et ii) si 1e Gouvernement et 1a societe n'app1iquaient pas des mesures financieres appropriees pour al1eger 1e service de 1a dette et, si necessaire, pour que 1a societe beneficie d'une assistance financiere supp1ementaire sous 1a forme de dctations. Le Gouvernement et 1a SONELGAZ ont accepte de prendre des mesures appropriees (voir paragraphe 6.27). Comptabi1ite 6.03 Les methodes comptab1es ref1etent encore ce11es edictees en France par 1e Consei1 Superieur de 1a Comptabi1ite. Bien que ce systeme soit satisfaisant pour une large part, i1 appe11e encore quelques ajustements, qui sont d'ai11eurs en cours, pour repondre aux besoins propres de 1a SONELGAZ et permettre d'activer 1es travaux de comptabi1ite. A l'heure actuelle, c'est un systeme de cartes perforees assez desuet que l'on utilise a Alger et a Oran pour 1a comptabi1ite, 1es stocks, 1a facturation de 1a consommation domestique et 1es bordereaux de salaires; cependant, on met actue11ement en place a Alger un nouvel ordinateur Honeywell GE 115 et l'on met au point p1usieurs applications nouvelles du traitement de l'information. . 6.04 Les comptes de 1a SONELGAZ sont des comptes conso1ides; toutefois, i1 existe une ventilation partie11e du bi1an en ce qui concerne l'e1ectricite, 1e gaz et autres activites et, pour 1a premiere fois en 1972, des comptes de recettes detail1es et distincts pour chacune de ces activites ont ete annexes aux comptes con~olides avec une ventilation pour 1a production, 1e transport et 1a distribution. Chaque annee, en septembre, 1a SONELGAZ etab1it un budget de fonctionnement et de construction pour l'exercice en cours et 1e suivant. Ce budget est soumis a l'approbation du Gouvernement. - 21 En juin, elle etablit un rapport annuel sur les comptes de l'exercice precedent; ce rapport contient des renseignements (et meme des critiques) que lIon ne s'attend generalement a trouver que dans un rapport de verifi cateur externe. Ce rapport annuel est tres detaille et tres satisfaisant. Verification des cOmptes 6.05 Conformement a la loi portant creation de la SONELGAZ, un Commissaire aux Comptes exerce Ie contr8le financier au nom du Gouver nement; il procede a. la verification des comptes de la societe. Ce Commissaire aux Comptes est nomme par Ie Ministre des Finances et choisi parmi Ie personnel du Departement du Contr8le financier du Gouvernement. Son travail de verification, en association avec Ie rapport financier annuel publie par la societe, serait satisfaisant pour la Banque. Toutefois, Ie Commissaire aux Comptes n'a pas encore publie sea rapports pour 1971 et 1972. Pendant les negociations, la Banque a confirme que Ie travail de verification du Commissaire aux Comptes est acceptable pour elle, et Ie Gouvernement et la Banque se consul teront sur les conditions dans lesquelles cette verification s'operera. Le Gouvernement a fait savoir qu'il veillera a ce que Ie Commissaire aux Comptes s'acquitte de son travail de verification en temps utile pour que la Banque re~oive Ie rapport au plus tard en septembre de chaque annee. Assurances 6.06 La SONELGAZ assure ses principaux actifs contre les risques habituels (incendie, transport, responsabilite civile, degats electriques ou mecaniques causes aux machines, etc.) par l'intermediaire de la Caisse Algerienne d'Assurances et de Reassuranc~ (CAAR) et de la Societe Alge rienne d' Assurances (SM). I1 s' agH de deux societes nationalisees qui se reassurent sur Ie marche mondial des assurances. En 1972, la prime d'assurance s'est elevee a 6 millions de DA pour des immobilisations nettes d'une valeur totale de 2.875 millions de DA (0,2 %). Toutefois, depuis 1967, elle ne couvre plus les degats electriques ou mecaniques causes aux lignes de transport et aux sous-stations, qui sont les plus frequents. Des negociations sont en cours avec la CAAR afin d'assurer ces actifs. Impots, droits et securite sociale 6.07 La SONELGAZ est assujettie a I'impot sur Ie revenu (20 % de son revenu net, apres deduction des interets sur dettes), aux taxes sur les ventes (qui representent en moyenne 7,9 %, dont 7 % sont mis a la charge des usagers), a l'impot sur les salaires (6 % sur tous les salaires) et aux droits de douane (qui vont de 0 a 100% et representent de 7 a 8% du cout total de la construction). La SONELGAZ acquitte egalement une taxe sur la construction de 10 % des factures payees aux entrepreneurs, mais elle beneficie actuellement, et jusqu'en 1975, d'une exemption qui sera probablement prorogee. - 22 6.08 Le systeme de securite sociale de la SONELGAZ comprend les soins medicaux gratuHs,des dispositions em matiere de retraite, des prestations pour les personnes a charge, des camps de vacances pour les enfants du personnel, etc. En 1972, les depenses de securite sociale ont atteint 26 millions de DA, soit environ 20 % de la masse des traitements et salaires bruts. Contribution au programme de developpement du Gouvernement 6.09 Comme toutes les autres societes nationales, la SONELGAZ est tenue de contribuer pour 50 % au moins de son excedent net consolide (avant l'affectation aux reserves), prevu une annee a l'avance, au cout du programme de developpement du Gouvernement. Aucun remboursement n'est effectue si l'excedent est moins eleve que prevu ou si la societe enregistre une perte. Cette contribution a ete de 11 millions de DA en 1971, 8 millions en 1972, 10 millions en 1973, et elle sera de 15 millions en 1974. 6.10 La SONELGAZ est egalement tenue d'investir en Bons du Tresor les provisions pour amortissement. Toutefois, une exemption renouvelable d'annee en annee, qui la releve de cette obligation, lui a ete accordee a concurrence du montant necessaire pour ses programmes de renouvellement et de developpement courant. Bilan 6.11 Immobilisations. On trouvera a l'Annexe 14 les bilans consolides reels (1970-1972) et prevus (1973-1978) de la SONELGAZ. Les grandes hypotheses sur lesquelles reposent les previsions sont exposees a l'Annexe 18. A la fin de 1972, les immobilisations brutes en exploitation (2.949 millions de DA) et les travaux en cours (1.023 millions de DA) representaient au total 3.972 millions de DA , dont 77 % pour l'electricite, 10 % pour Ie gaz et 13 % pour Ie siege et divers. De 1972 a 1978 inclusivement, les immobilisations brutes en exploitation devraient augmenter a un taux annuel moyen de 11 % pour l'electricite et de 23 % pour Ie gaze Les immobilisations de 1972 et les immobilisations prevues pour la periode 1973-1978 ne comprennent pas les interets echus pendant la periode de construction qui sont consideres comme des depenses. En 1972, l'amortissement cumule representait 39 % des immo bilisations brutes en exploitation. En 1961, les actifs existants ont ete reevalues de 347 millions de DA. Environ 40 % des depenses d'equipement a la fin de 1973 ont ete effectuees apres 1967 et 27 % 'apres 1970. Dans ces conditions, l'evaluation actuelle des actifs est raisonnable et l'on s'attend qu' elle Ie restera grace:. aux consequences de l' important programme de develop-· pement permanent. A la fin de 1972, la valeur des travaux en cours etait elevee - environ 35 % de la valeur brute des actifs en exploitation de 1972 - car Ie volume des travaux s'est considerablement accru depuis 1968 et Ie transfert des travaux en cours aux actifs en exploitation s'effectue en general avec lenteur. Toutefois, on s'attend que cette situation s'ameliore. A la fin de 1978, les travaux en cours retomberaient a environ 18 % de la valeur brute des actifs en exploitation. - 23 Stocks 6.12 La rotation moyenne des stocks est trop faible. Cela est dG surtout a la lenteur et a la comptabilite des formalites adminis tratives pour l'achat et les importations de matieres, qui font que la SONELGAZ s'tecke plus quTil n 1 est necessaire, afin d' eviter des interruptions eventuelles dans son fonctionnement et dans les travaux de construction. La SONELGAZ espere que Ie Gouvernement assouplira ces formalites, ce qui permettra a la societe de ramener progressivement a environ huit moins la rotation des stocks en 1978. Clients A encaisser 6.13 A la fin de 1972, les clients a encaisser representaient 285 millions de DA, soit environ 76 pour cent des recettes totales de l'annee. Les factures impayees d'electricite et de gaz atteignaient au total 137 millions de DA sur un chiffre de recettes de 353 millions, soit en moyenne 142 jours de facturation. On trouvera ci-apres un tableau recapitulatif de la situation par categories d'usagers: Equivalent en Montants Produits jours de ventes it recvoir des ventes moyennes 31.12.72 1972 -------- millions de DA ------------ Usagers ordinaires 24,2 192,0 45 jours Societes nationales 40,7 77 ,8 190 jours Etat et municipalites 72,3 ~8 320 jours 137,2 352,6 142 jours En ce qui concerne les usagers ordinaires, la situation est satisfaisante. La proportion de factures encaissees durant l'annee de mise en circulation a ete de 93,9 % en 1972. Par contre, la situation etait mauvaise et s'est aggravee d'une annee a l'autre en ce qui concerne 1'Etat et les munici palites ninsi que les societes nationales. En 1972, la proportion de factures encaissees dans l'annee de mise en circulation n'a ete que de 53% pour ce qui - 24 coneerne l'Etat, et de 72 % pour les societes nationales. La societe a signale cette situation au Gouvernement a diverses reprises dans son rapport annuel. Le Gouvernement a fait savoir a la Banque qu'il compte regler les arrieres dans un delai raisonnable, en principe avant Ie 31 decembre 1976, et l'on s'attend qu'll amenera ses admi nistrations et les societes nationales a acquitter rapidement les fournitures de servic~s a venir. 6.14 A la fin de 1972, les sommes a encaisser aupres de debiteurs autres que les usagers att:eignaient 86,4 millions de DA. Sur ce montant, environ 35 millions de DA representaient, selon la SONELGAZ, des impBts exiges a tort de la societe. Dix-sept millions correspondaient a des avances de tresorerie consenties a deux filiales, la TRAVELEC et la SERIG, quisont chargees des travaux de genie civil dans les secteurs de 1 I iHectricite et du gaz. Ce montant de 17 millions sera transfere du poste "prets" ali poste "portefeuille" dans les comptes pour 1973 et 1974. Fonds propres 6.15 11 n'y a ni actions ni parts de la societe. Juridiquement, Ie Gouvernement a Ie droit de percevoir un dividende, mais il a accepte que celui-ci soit remplace par la contribution a son programme de developpement (voir paragraphe 6.09). Au 31 decembre 1972, les fonds propres ~ptesentaient 1.832 millions de DA, a savoir: i) 1.145 millions representant principalement les actifs transferes des anciennes societes franc;aiseset pris en charge par Ie Gouvernement apres l'independance; Ii) 368 millions de DA de contributions du Gouvernement au developpement rural, iii) et 272 millions de DA de contributions des usagers. Les profits accumules etaient negligeables. De 1973 a 1978 inclusivement, les contributions du Gouvernement a l'electrification des campagnes augmenteraient de 553 millions de DA et lee contributions des usagers de 335 millions de DA. On a egalement suppose que, pendant cette periode, Ie Gouvernement convertirait 27 millions de DA de prets existants en dotationsau capital social correspondant a l'activite du ~ecteur de l'electricite, et qu'il accorderait 70 millions de DA de subventions pour l'activite du secteur du gaz (voir paragraphe 6.24). Dette it long terme 6.16 Au 31 decembre 1972, l'encours de la dette a long terme etait de 1.221 millions de DA; la ventilation est donnee a l'Annexe 19. Une carac teristique principale de cette dette est son tres faibletaux d'interet moyen (2,9 % en 1972). Cette particularite resulte des nombreux rajus tements des C01il'ptes. qui ont ete operes entre Ie Gouvernement et la societe, dans Ie cadre d'un reglement general des problemes entre la France et l'Algerie. A l'exception du premier pret "electricite" de la BIRD (dont l'encours est de 11 millions de DA) et des credits fournisseurs, la dette a la fin de 1972 consistait en prets des banques algeriennes ou en credits a long terme du Tresor. En Algerie, toutes les banques ont ete - 25 nationalisees. Outre la Banque Algerienne de Developpement (BAD), il existe trois autres banques, dont la Banque Nationale Algerienne (BNA) , qui est habilitee a consentir des prets a la SONELGAZ. La Caisse Nationale dtEpargne et de Prevoyance (CNEP) est egalement habilitee a accorder des prets. Sur la base des hypotheses faites dans Ie present rapport, la dette a long terme augmenterait.de 1.471 millions de DA pendant la periode 1973-1978 (voir paragraphe 6.24). Le taux dtendettement (ratio dette/fonds propres) resterait voisin de 40/60. Resultats dtexploitation passes et prevus 6.17 Une caracteristique du compte consolide des recettes pour 1970-72 (realisations) et 1973-78 (previsions) (voir Annexe 15) est ltaugmentation constante de l'interet de la dette a long terme qui, malgre la modicite du taux pratique, aurait passe de pres de 6 % des depenses (amortissement y compris) en 1970 a 18 % en 1978. La SONELGAZ, qui a eu un excedent annuel net moyen dtenviron 18 millions de DA pour chacune des trois annees de 1970 a 1972, accumulerait un excedent annuel net moyen d'environ 31 millions de DA pour chacun des six exercices suivants. On trouvera a l'Annexe 16 la ventilation du compte des recettes de la SONELGAZ pour 1972, en ce qui concerne l'electricite, 1e gaz et autres activites. Le tableau suivant donne une recapitulation d'une ventilation analogue pour 1973-1978: - 26 Elec Autres total pour tricite Gaz Activites la SONELGAZ ------------ millions de DA------------ Recettes 2.825 455 3.280 Autres activites 256 256 2.825 455 256 3.536 Depenses Personnel 812 143 43 998 Combustibles pour la production 52 2 54 Achat de gaz pour la distribution 28 28 Matieres pour l'exploitation 47 13 42 102 Achats de produits pour la vente 37 37 Autres depenses de fonctionnement 240 73 120 433 Impotsur Ie revenu 20 20 Autres impositions 260 42 25 327 Total partiel: Depenses de fonctionnement avant amortissement 1.431 301 267 1.999 Amortissement 706 146 9 861 Depenses totales de fonctionnement 2.137 447 276 2.860 Revenu net de l'explQitation 688 8 (20) 676 Interet de la dette 356 131 487 Excedent net 332 (123) (20) 189 Contribution versee au Gouvernement 105 105 Excedent disponible 227 (123) (20) 84 Les ventes d'electricite representent 80,0 % des recettes consolidees, et les ventes de gaz, 12,9 %; Ie solde, soit 7,1 %, correspond au produit des travaux effectues pour comptes clients, au produit des ventes d'appareils, a la vente des sous-produits ou dechets, aux loyers du personnel, etc. Les depenses de fonctionnement pour l'electricite, ~e - 27 gaz et autres activites representent 71,6 %, 15,0% et 13,4 % respec tivement du total des depenses avant amortissement. Sur la periode 1973-78, Ie taux de croissance moyen du produit des ventes serait de 12,8 % contre 13 % de 1969 a 1972. On a suppose que les depenses de fonctionnement avant amortissement augmenteraient a un taux moyen de 9,5 % pendant cette periode contre 11 % entre 1969 et 1972, par suite de la conversion des centrales electriques au gaz naturel, de la fermeture, a la fin de 1974, des usines de production de gaz industriel et de l'augmentation d'efficacite attendue de la production electrique. 6.18 L'amortissement, qui s'effectue selon la methode lineaire, est satisfaisant. Les taux d'amortissement se fondent sur la duree de vie prevue des installations: 30 ans pour la plus grande partie de l'equipement des stations thermiques, 50 ans pour les travaux de genie civil et les batiments, 30 et 40 ans pour les lignes aeriennes et les postes, 75 ans pour les barrages et les retenues, et 10 et 5 ans pour Ie materiel de bureau et les vehicules. Resultats d'exploitation de l'activite electricite 6.19 En ce qui concerne Ie compte des recettes et les resultats d'exploitation de l'activite electricite de 1972 (realisations) a 1978 inclusivement, les previsions se fondent sur l'hypothese d'un taux de croissance annuel moyen des ventes d'environ 14 % (voir paragraphe 5.05) contre 9 % en 1972, en supposant que les tarifs de la SONELGAZ restent inchanges. Durant cette periode, les recettes annuelles generees par les actifs en exploitation (valeur brute) se maintiendraient regulierement a 14,0%. Le revenu net d'exploitation se situe entre 67 millions de DA en 1972 (22% des ventes) et 166 millions de DA (27 % des ventes) en 1978. L'excedent annuel serait en moyenne de 55 millions de DA sur l'ensemble de la periode. Une comparaison avec EDF, qui applique des methodes d'administration et d'exploitation analogues, revele qu'en 1972 les frais d'administration et les frais generaux pour la production thermique (soit 30 DA par kW) ont ete satisfaisants. Les couts d'exploitation et d'entretien, a l'exclusion des depenses de combustible, ont ete de 30 % superieurs aux couts fran~ais. Cela est du en particulier a ce que les installations sont plus petites et a ce que les travailleurs n'ont pas les memes qualifications. La SONELGAZ pourrait neanmoins ameliorer sa produc tivite, ce qui est l'un des buts de l'etude de reorganisation (voir paragraphe 3.07) et l'objectif des diverses ameliorations techniques en cours. Le rapport des depenses d'exploitation (avant amortissement) aux recettes a ete de 57 % en 1972. Lea previsions des comptes de recettes partent de l'hypothese qu'en 1978 ce rapport tombera a environ 50%. 6.20 D'apres Ie programme de construction revise (voir paragraphe 2.21 e et Annexe 3), Ie taux de rentabilite des immobilisations de l'activite electricite (y compris une proportion appropriee des actifs du siege et des usagers) se situerait dans une fourchette a11ant de 5 % en 1972 a 7% en 1978. Cet objectif realiste, combine avec lea autres accords financiers projetes (voir paragraphe 6.27) assurerait ausecteur de l'electricite de la SONELGAZ une situation financiere raisonnable. - 28 6.21 Pendant les negociations, Ie Gouvernement et la SONELGAZ ont accepte de prendre, en 1974 et dans 1es annees qui suivront, toutes 1es mesures necessaires pour arriver, a la fin de 1978, a un taux de rentabi1ite qui ne sera pas inferieur a 7 % de 1a valeur moyenne nette des immobilisations de l'activite electricite en exploitation. Le calcul de ce taux de rentabilite s'effectuerait en prenant en consideration uniquement les recettes et les depenses liees a l'activite du secteur de l'electricite, y compris une proportion raison nable des frais generaux. Les immobilisations du secteur de l'electricite ne comprendraient pas les immobilisations financees directement par les usagers, mais incluraient une proportion raison nable des immobilisations du siege et d'autres, communes aux secteurs de l'electricite et du gaz. Resultats d'exploitation du Departement du Gaz 6.22 En 1972, l'activite de ce Departement s'est soldee par un deficit d'environ 9 millions de DA. Les ventes ont augmente de 8 %. Les recettes moyennes par thermie vendue ont ete de 1,3 t DA. Les previsions de recettes partent de l'hypothese d'une augmentation moyenne des ventes d'environ 22 % de 1973 a 1978 inc Ius ivement, so it une progression tres inferieure a celIe que la SONELGAZ avait prevue initialement. Le revenu net d'exploitation du secteur du gaz serait presque nul sur la periode 1973-78, et apres versement de l'interet de la dette, il y aurait un deficit total d'environ 125 millions de DA. Dans les conditions actuelles, l'activite du Departement du gaz de la SONELGAZ n'est pas rentable. Jusqu'ici Ie deficit a ete finance par l'excedent du Departement de l'electricite. Les comptes financiers que l'on prevoit et qui sont joints au present rapport partent de l'hypothese que Ie Gouvernement accordera des dotations suffisantes pour combler la difference entre les disponibilites internes et Ie service de la dette relative a l' activite gaz. Resultats d'exploitation des aut res activites 6.23 En 1972, ces activites se sont soldees par un deficit d'environ 4 millions de DA, car les tarifs pratiques envers les usagers ne couvrent pas les frais generaux. La prevision fait apparaitre les deficits dont Ie total atteint environ 20 millions de DA pour 1973/74. Pour les exercices ulterieurs, Ie Gouvernement et la SONELGAZ ont accepte de fixer les prix des services rendus aux consommateurs a des niveaux suffisants pour couvrir au moins les couts, y compris une part raisonnable des frais generaux et des services communs. - 29 Plan de financement 6.24 Le Gouvernement nla pas encore approuve Ie plan de financement et Ie programme de construction de la SONELGAZ pour 1974-78. On trouvera a l'Annexe 17 un etat consolide des ressources et des emplois de fonds de la SONELGAZ pour 19i2 (realisations) et Ie plan de financement projete pour 1973-78, qui se fonde sur Ie programme de constructions retenu comme hypothese (voir paragraphe 2.21). Le tableau suivant recapitule la situation en donnant une ventilation approximative entre l'electricite (y compris Ie programme general de construction) et Ie gaz. -------------- Millions de DA ------- Elec Total pour tricite % Gaz la SONELGAZ I. Ressources nettes de financement Recettes internes nettes 1.394 143 1.537 Moins: Service de la dette 884 211 1.095 510 (68) 442 Variation du capital circulant 22 5 27 532 25,1 (63) 469 Moins: contributions versees au gouvernement 105 (4,9) 105 427 20,2 (63) 364 Emprunts a long terme Pret projete de la Banque 157 157 Autres emprunts exterieurs retenus comme hypotheses 76 76 Emprunts aupres du Tresor et des banques algeriennes 379 649 1.028 Credits fournisseurs 210 210 822 38,8 649 1.471 Contribution du Gouvernement a l'electrification des campagnes 553 26,0 553 Contribution des usagers 318 15,0 17 335 Total des contributions 871 17 888 Subventions gouvernementales 70 70 Total, ressources de finan cement, nettes 2.120 100 673 2.793 II. Emploi des fonds Le projet 263 263 Second projet potentiel de la BIRD 164 164 Autres travaux 1.692 656 2.348 Total des emplois 2.119 656 2.775 Accroissement des liquidites 1 17 18 2.120 673 2.793 Rapport des recettes nettes au service de la dette 1,6 1,4 - 30 6.25 La politique du Gouvernement est, comme pour les autres societes nationales, que la creation de liquidites internes de la SONELGAZ doit suffire uniquement a financer les operations de renouvellement et de developpement courant. Les recettes de l'electricite, du gaz et autres activites ne sont pas specialisees: elles servent au financement de l'ensemble des activites. Tous les grands travaux prevus dans Ie plan de developpement national sont finances par des prets consentis a la societe par l'intermediaire des banques algeriennes, conformement aux directives du Gouvernement, ou par Ie Tresor, et, exceptionnellement, par l'intermediaire d'organismes internationaux de prete Le developpement rural est finance par des contributions du Gouvernement. 6.26 Le plan general de financement actuel de la SONELGAZ n'envisage pas de financement distinct pour l'electricite et Ie gaZe Pour l'exercice 1975 et les annees ulterieures, Ie Gouvernement et la SONELGAZ ont accepte d'etablir des plans de financement distincts de deux ans qui seront approuves par Ie Gouvernement pour chacune de ces activites conformement aux details enumeres au paragraphe 6.27. 6.27 Plan de financement de l'electricite. Le plan de financement de l'e1ectricite, considere isolement, constitue une base convenable en vue de l'octroi d'un prete Pendant les negociations: a) La SONELGAZ et Ie Gouvernement ont accepte que, tant que Ie taux de rentabilite de 7 % n'aura pas ete atteint (voir paragraphe 6.21), l'excedent du produit de l'electricite (avant amortissement, mais apres deduction de toutes les depenses de fonctionnement 1iees a cette activite, Y compris une part raisonnable des frais generaux, et Ie service des emprunts affectes a l'e1ectricite) ne sera pas inferieur a 15 % du programme de construction moyen pour I'electricite, y compris une part raisonnable de la construction genera1e pour l'exercice en cours et l'exer cice precedent; b) Le Gouvernement a accepte de prendre des mesures appropriees pour alleger Ie service de la dette de la SONELGAZ, de fa~on que Ie ratio entre 1es recettes nettes de l'electricite de la SONELGAZ et Ie service de 1a dette lie a 1adite activite pour l'exercice precedent et l'exercice en cours ne soit pas inferieur a 1,5 % pour 1975 et les exercices ulterieurs; c) Le Gouvernement a accepte d'assurer que les institutions de pret fixent 1a duree des prets qui seront accordes dans l'avenir a la SONELGAZ en fonction de la nature des actifs qu'i1s seront appe1es a financer; et - 31 d) La SONELGAZ a accepte que Ie solde eventuel des fonds apres Ie versement de sa contribution au Gouvernement so it affecte en premier lieu a la satisfaction des besmins relatifs aux operations du Departement de l'electricite. 6.28 Les documents financiers annexes au present rapport par tent de l'hypothese que 27 millions de DA d'emprunts effectues en 1971/72 seront convertis en dotation, et que la duree des futurs emprunts sera portee a vingt ans, dont une periode de differe d'amortissement de trois ans et demi. 6.29 Le plan de financement projete de la SONELGAZ repose sur l'hypothese de deux emprunts etrangers: Ie premier serait le pret projete de la Banque pour un montant equivalant a 38,5 millions de dollars EU, d'une duree de vingt ans, y compris une periode de differe d'amortissement de trois ans et demi. Le second, pour un montant equivalant a environ 27 millions de dollars EU, et pour lequel on a retenu comme hypothese des conditions analogues, financerait Ie cout en devises des turbines a gaz d'Arzew et de Hassi R'Mel et l'installation de deux autres postes 220 kV. Le Gouvernement et la SONELGAZ ont discute la question avec la Banque, mais ils n'ont pas encore formellement decide s'ils demanderaient ou non une assistance financiere additionnelle. 6.30 Les credits fournisseurs inclus dans Ie plan de financement sont analogues a ceux de 1972/73. La proportion moyenne de credits fournisseurs dans les emprunts a long terme, qui etait d'environ 25 % en 1972 pour l'ensemble de la SONELGAZ, resterait sensiblement la meme pendant toute la periode 1973-78. Plan de financement du gaz 6.31 Si l'activite electricite ne subventionnait pas Ie gaz, ou en l'absence de subventions gouvernementales, Ie plan de financement du gaz ne serait pas viable. Par suite du retard dans la mise en place des installations industrielles, Ie programme initial s'est revele trop important et doit etre quelque peu reduit. Une etude approfondie du marche du gaz est indispensable pour determiner la demande exacte et la partie du programme qui doit etre reduite ou differee (voir paragraphe 3.14). La SONELGAZ a accepte d'engager un consultant pour effectuer une telle etude. Lea documents financiers annexes au present rapport se fondent sur un programme de construction con forme a la tendance de la consommation de gaz retenue comme hypothese. 7. ACCORDS REALISES 7.01 La SONELGAZ a accepte: a) de fournir a La Banque, pour qu'elle les examine, des qu'ils seront termines, les rapports concernant l'etude rl'organisation, l'etude sur les tarifs de l'electricite, et l'etude sur Ie marche et les tarifs du gaz, et d'informer - 32 la Banque des actions qu'elle se propose d'entreprendre a la suite desdites etudes conformement aux instructions du Gouvernement et en application du plan de developpement national du Gouvernement. (voir paragraphes 3.07, 3.13 et 3.14); b) de prendre toutes mesures necessaires afin d'employer des consultants pour l'etude sur les tarifs de l'electricite et l'etude sur Ie marche et les tarifs du gaz, Ie 31 mars 1975 au plus tard (voir paragraphe 3.13); c) d'employer des consultants qualifies, dans la mesure et au moment necessaires et en vue de taches specifiques, a des conditions satisfaisantes pour elle et pour la Banque, pour aider dans l'execution du travail concernant l'installation des turbines a gaz a Alger et des dispatchings (voir paragraphes 4.04, 4.05); d) de prendre toutes mesures necessaires i) pour assurer d'ici a 1978 un taux de rentabilite qui ne sera pas inferieur a 7 i. sur les immobilisations nettes moyennes en exploitation du secteur de l'electricite; Ie taux de rendement sera calcule en prenant en consideration les recettes nettes et les depenses de fonctionnement du secteur de l'electricite, y compris une part raisonnable des frais gene raux et autres depenses generales; les actifs de l'electricite excluraient les actifs finances par les consommateurs, mais incluraient une part raisonnable des installations du Siege et autres actifs communs a toutes les activites de la SONELGAZ (voir paragraphe 6.21); ii) et, tant que Ie taux de rentabilite de 7% n'aura pas ete atteint, pour realiser un excedent sur l'activite du secteur de l'electricite (avant imputation des charges d'amortissement, mais apres deduction de toutes les depenses de fonctionnement liees a cette activite, y compris une part raisonnable des depenses generales) qui ne sera pas inferieura 15 % du cout moyen du programme de construction de l'electricite (y compris une proportion raisonnable de la construction generale) pour l'exercice en cours et l'exercice precedent; et que, sous reserve de toute autre solution qui recueillerait l'agrement de la Banque, tout solde eventuel qui subsisterait apres versement de la contri bution au Gouvernement sera utilise en premier lieu pour satisfaire les besoins du secteur de l'electricite pour ses operations (voir paragraphe 6.27); e) de fixer les prix et redevances applicables a ses operations autres que la vente d'electricite et de gaz a des niveaux suffisants pour que les recettes de ces autres activites ne soient oas inferieures a leurs couts, v compris une part raisonnable des frais generaux et des services communs (voir paragraphe 6.23); - 33 f) et, a compter de 1975, de fournir a la Banque, avant Ie 30 septembre de chaque annee, des plans de financement distincts approuves par Ie Gouvernement pour l'exercice en cours et l'exercice suivant, indiquant les propositions permettant i) d'atteindre, en ce qui concerne l'activite du secteur de l'electricite, les objectifs du taux de rentabilite, de couverture du programme de constructions et du ratio entre les recettes nettes et Ie service de 1a dette, et ii) de couvrir Ie deficit d'exploitation, s'il s'en produit un, en ce qui concerne l'activite du secteur du gaz, et tout deficit de financement eventuel pour Ie programme de constructions en ce qui concerne Ie gaz (voir paragraphe 6.26). 7.02 Le Gouvernement a accepte: a) de prendre, au plus tard Ie 31 decembre de chaque annee, a compter de 1976, toutes les mesures necessaires pour que Ie ratio entre les recettes nettes de la SONELGAZ resultant des operations du secteur de l'electricite pour l'exercice en cours et les besoins moyens du service des emprunts affectes aux operations du secteur de l'electricite pour l'exercice precedent et l'exercice en cours ne soit pas inferieur a 1,5 (voir paragraphe 6.27); b) et de veiller a ce que les institutions de pret fixent la duree des prets futurs a la SONELGAZ en fonction de la nature des actifs qu'ils doivent financer (voir paragraphe 6.27). 7.03 Pendant les negociations, la Banque a confirme qu'elle considere Ie Commissaire aux comptes nomme par Ie Gouvernement comme un verificateur independant acceptable pour elle. Le Gouvernement et la Banquese consulteront. a la demande de l'une ou de l'autre partie, sur les conditions dans lesquelles cette verification des comptes s'executera; Ie Gouvernement a fait savoir qu'il vei1lera a ce que Ie Commissaire aux comptes s'acquitte de son travail de verification en temps voulu pour que les resultats soient communiques a la Banque au plus tard en septembre de chaque annee (voir paragraphe 6.05). 7.04 Pendant les negociations, Ie Gouvernement et la SONELGAZ ont informe la Banque que Ie Gouvernement envisage un reglement des dettes mutuelles des services publics et entreprises nationales, et qu'il compte Qu'un reglement de ces dettes s'operera d'ici au 31 decembre 1976 (voir paragraphe 6.13). - 34 7.05 Etant donne les accords et les assurances intervenues sur les questions enumerees ci-dessus, Ie projet constitue une base convenable en vue d'un pret de la Banque d'un montant de 38,5 millions de dollars EU. Le pret projete serait accorde a la SONELGAZ pour une dtiree de vingt ans, y compris une periode de differe d'amortissement de trois ans et demi. Un contrat de garantie serait conclu entre la Republique democratique et populaire d'Algerie et la Banque. · AWERIE Organisation du secteur de l'energie Ministere de llindustrie et d a l ' energi e II I I Direction de 1 'energia I Direction des I Carburants at combusti bles Mines - Geologie II I I SONEIGAZ I I SONAmACH I SONAREM [ L I -L Autres ~I produits, miniers pnectricitel I Iat industrialJ Gaz nature1 I~az naturel ~1 sous-PI'oduits I Petrole et II sous-uroduits I: Charbon at sous-urodui ts II I Installation de trans Gazoducs I G~ZOducsl ..... I mission et de distribution smondaires nrunaires I Tous oleoducs I Connexions II I Besoins Besoins Expor- I I Liquefaction Expor- I ~ Besoins Beaoins j :r> ~ interna tionales nationaux nationaux tations des petro chimigues tations nat10naux nationaux ~ l-' AlGERIE ANNEXE 2 statistigues sur 'Ie' secteur de l'e1ectricite rTom de Ie Annes de CepaciM Emp1acetlant station 1a mise 1963 1964 1965 1966 1967 1968 1969 1970 1971 1072 en seI'1lice installee SONElrzAZ Installations hldrauligues (Resea.u d'interconnexion) Producti,on (G\Jh) Alghioun Ighll Emia 1954 2x12 17,1 25,1 29,7 14,1 18,2 42,2 12,1 40,1 15,6 31,1 Darguinah 1954 2x33 103,8 136,0 157,1 89,9 101,8 199,2 71,5 177,6 83,2 168,8 Djen Djen Erraguene 1962 14 7,5 12,2 15.3 13,2 18.7 24,3 8,4 17,7 7.5 7,5 Mansouri a 1965 2x50 29.2 128.1 159,4 164,9 131,7 191;4 111,1 89.4 Diverses installations au ~il 1930-1953 43 77,2 77,1 89,9 66,9 65,6 75,8 76,6 76,6 62,2 94,8 de l'eau Diverses installations dependant 1940-1952 37 48,4 77,1 42,4 40,0 58,4 59,0 76,2 42,4 91,0 de 1 'irrigation ]J 54,8 Totaux :e1l.rtiels Production (GWh) 254,0 305,2 39B,3 352,6 402,7 564,8 359,3 579,6 322,4 482,6 CaJlE'clte :i:nsta1Hje (MW) 184 184 284 284 284 284 284 284 284 284 Facteur d1utilisation (%) 15,7 18,8 14,9 14,1 16,1 22,7 14,4 23,2 12,9 1'1,4 Installations t~ermiQuea a vapeur (reseau d'lnterconnex1on) Production (GWh) Alger Port II/1-2 1961 2x60 447,8 534,2 391,9 436,9 360,8 353,0 556,8 437,0 539,7 599,7 ,,- r l ... ...,..1_ '1"'1'1...., _ _ 1, .r"} De12enses du E:oS!:amne de conatructi£!!.. 1973-1078 IncltlS d,:r::c 1973 1'!74 1975 1<176 1977 1978 ';'otal :Notes ~H projet "tf' ;uoriC1l8 :';e1re1op;:;cment !,1o .. 3 ~a SarTJ.e .. ., ..................... ,..,., t!illlons de DA * * ..... " " ~ .... It It It .. It ...... to .. ., .. ::'rocwtion Acl1evement de l;e :::entrale 107,2 63,7 17,6 188,5 tharminue 11.e Sklkda, 374 1:,1 :x Turb1nes 0 gaz " Alger, 120 i'W 1,3 Q,3 2e,3 40,5 34,8 113,8 ;ent~ale ~ turb1~es Ii gaz 14,6 40,2 25,4 e5,5 4,9 i f"'iu3Si ;':t, ,eJ Turbines ~az d'Arz8w (Oran), ",f. ",5 3,8 23,1 26,4 53,8 CoQt total, 84,8 r.illions ·jivBrs (ni roes de rechanga, 9Jl,eliol'atio;:s , pet1tes ins 28,0 11,0 14,0 3<:,u 35,0 45,0 163,0 -,:.a11n ti ons) , 'ota1 135,2 76,0 46,3 76,7 136,8 131,6 604,6 21,7 d u proc:r8xFH') total fra:.sport, :~l-'2jer-Oran, 220 k'l 8,5 5,6 4,3 " 3,0 1,6 27,0 ,)onversion de 15;J an 220 ltv Ill, 2 6,7 12,0 17,0 18,7 77,0 J.;ignes n01Ne11es 220 kIT 6,4 7,4 g, 8,0 59,5 60 KJ 6,5 8,3 Q,6 13,9 57,5 x Installations de di snatc;:in,~ C,4 0,6 11,5 22,9 4 7 ,5 x SOUB-statior,s, 220 :fJ, 60 kV 9,4 19,5 20,5 g6,7 crograrr,e actuel at pro.,ra.m:me ::ouveau :.'ie sOUB-statioY'J.3 22,1 kV fJr: ~~~ ·~o'ta::' 50,5 00,0 86,0 106,0 117,3 101,1 519,9 18,6 "' d u progr81!'ui19 total jistribution A;cra:1uis--sem:ents Hanouvellements '~loo trii'i catio::: rurale 'cot,a1 1(;6,7 112,6 134,] 153.3 17C,5 175,0 852,2 30,6 du 'Progra17r'l8 total Gaz Transport!distri buLon :el1ouve11ements go,O 22,3 "~ du prO'(I'al",,":e total rrotal 71,3 100,0 11'1,0 12O,0 130,0 621,3 :J epens ~enera1~s Batiments (Administration 16,0 18,0 94,0 13,u 15,0 16,0 16,0 et ernl01 tat1o,,) Logement du person:!lel, :naterie1 73,0 ()to 10,0 Li..,O 14,0 14,0 15,0 de bureau, vehicules, etc .. x 1:t udes ( financees par ill Bangue) Autres et mes Total 27,5 2B}5 32,5 34,0 33,0 34,0 189,5 6.8 d u pro &;r'ar.1~~e total Total des depenses, dont 391,2 367,1 3%, 9 <100,0 579,6 570,7 2 .. 7 87 ,5 e:ct etc rninores 17 Pro,;et de la 3a.r..que En !:~o:n.::aie looale :JA I::,~ ;rlonne.! es etrangeres nutier: des stocks ',:>otal 0,4 12,8 41,'1 73,2 81,5 53,4 263,2 9,4 , du prosra.. n~r:.e total 6 mal 1974 I AWERIE " SOCIETE NATIONA-IE DE L'EIEC'lRIClTE ET DU GAZ Projet de developpement de l'electricite Renseignements juridiques generaux 1. Avant la nationalisatlon, la i"ourniture d'electricite en Algerie etait assuree par plus de 20 societes privees exploitees dans Ie cadre de leurs conces sions respectives. A la suite de la nationalisation operee en France (par decret 46-628 du 18 avril 1946, modifie par Ie dec ret 46-2298 du 21 octobre 1946), du decret 47-1002 du 5 juin 1947 (modifie par decret non munerote du 17 septembre 1947), la nationalisation a ete appliquee a l'Algerie, et c'est ainsi quIa ete creee en m~me temps l'Electricite et Gaz d'Algerie (EGA), seule societe de droit public habilitee a desservir les differents secteurs. 2. Apres l'accession de l'Algerie a l'independance, l'EGA a ete dissoute et la Societe nationale de l'Electricite et du Gaz (so~mlGAZ) a ete creee par Ordonnance No. 59-59 du 28 juillet 1969, qui a transfere tous les actifs, droits et obligations a la nouvelle societe. Les statuts de la SONElGAZ sont annexes a cette ordonnance. 3. La reglementation de l'emploi du personnel (Statut national du personnel des industries electriques et gazieres1 qui date de 1946 (Decret fran~als 46-1541 du 22 juin 1946, declare applicable a l'Algerie Ie 5 juin 1947 et promulgue Ie 10 jui 11et 1947), est encore a.pplicable, a cette exception pres que les baremes des remunerations de base ont ete revises Ie 6 juin 1963 et que l'on y a ajoute de nombreuses indemnites speCiales de caract8re general (13eme mOis, prime d'emploi) et particulier (prime de productivite, indemnite de transport, de loca lisation de l'emploi, de formation, d'installation, etc.). 4. Les regles qui defi nissent la concession et les operations de 180 SO}'TElGAZ, ainsi que ses droits et obligations et ceux de ses clients, et qui fixent en meme temps ses tarifs, sont precisees dar£ deux cahiers des charges, dont l'un concerne la fourni ture de courant en 60 kV et l' autre les courants en 30 kV et tensions inferi eures sous la forme d' un accord entre Ie Ministre de l'industrie et de l'energie et 1'EGA, en date du 3 mars 1965. 5. Conformement au decret 63.201 de juin 1963 et a l'ordonnance du 27 mai 1966, la SOl~LGAZ assure ses actifs et autres risques aupres de la Caisse algerienne d'assurances et de reassurances et de la Societe algerienne d'assurances. ANNEn 5 Page 1 30CIE1'E MTIONALE DE L'IUEGTRIClTE ET JU GAl: Projat de developpement de l'elaotricite 3tatistigues et indicateurs de Is societe 1968-1972 ,~ccroissEnl!1t Tandance " 1969 19 1970 1971 1972 ment annmi court Observations mogen _t.~-:;r.:me::!-_ 10 % Longueur de l1gnes (Ion) o.a H aute tension 150 kV 1.241 1.564- 1.564- 1.732 11,7 10,3 90 kV 304 304 372 395 9,1 9,0 60lN 1.669 1.748 1,775 1.903 4,5 4,5 Total 3.214 3,616 3.711 4.030 Q,b Koyenne tension 30 kV 11.504 11,812 12,338 12.790 3,6 3,6 10 k:V 2.050 2,020 2.117 2.135 1,4 1,4 5,5 N I 878 901 994- 981 3,8 3,5 Total 14,432 14,733 15.449 15.906 9,0 Basse tension 127/220 V et 220/380 V 8,220 8.390 8.750 9.005 3,1 3,1 Arr&ts forces n.o. n,o. 10.a Produotion C~ du tEr.lps) Oran (2 x 27 + 60 MIll) 1,1 0,5 6,3 10,7 Alger (2 x 60 llW) 2,6 7,0 6,6 5,1 Annaba (2 x 27 l1'w) 11,0 5,9 0,4 0,2 Turbines a gaz d'Hassi R'Mel i 6,6 1,0 '0 Turbines e gaz d'fiaoui El Hamra 4,3 0,4 ~ (I) l\) f;3 10. b Lignes de transP,2rt de 150 kV U1 Nombra/l00 Ion an 9 8 12 6 12 mars 1974 ANNEXE 5 Page J )tatisticues et indicataurs de La societe, ment annuel court 1968 196<) 1970 1972 Obs ervat1 ons mayen tame ',"(antes 11.a ;'~lectr1ci te (:;'ih) Voir Annexe 10 ';onsomr.tot1on domo:Jtiqu6 403 449 405 563 604 10,6 9,6 ;\,dmi:listrations 84 93 112 116 130 11,5 7,1 jhemiY".s d~ for 41 33 37 33 19 -1 7 ,5 Irrip:at1on 109 119 12'1 134 14-5 7,4 7.4 J~dustr1e 'Pctro 11 9:r e 11 13 411 22 P9 4-9,6 29,1 h.utres industrie:3 411 505 612 642 674 13,2 11,0 :Jivers, y co,rpr1s entrepri s 6s 79 78 78 B5 143 16,0 16,2 cornnercinles ?otal 1.138 1.2~) 1.507 1,65::, 1,804 12,2 11,6 1:." ':n uour cart du total non connu non connu Cons OlI1J:Jati on do:::.estiDue 35,4 34-,8 32,8 34,), 33,5 Ad.::litistrations ~ ,II 7,2 ?,4 7,2 ";jerni r..s de fer 3,6 2,6 2,5 1,0 Irri ",!l.tion 9,6 9,2 8,6 8,1 Industrie 1,0 1,0 2,9 11-,9 Autres 35,0 89,1 <4'),6 3e,e 37,4 :ji vers --.2.t.Q. "...1. ~ ---2..l -2.....2 ~"ot:l1 100 1:) 1)!0 DO 100 11.0 Par tyue de fourtli ture 'C1ectriei te ( ;),",,-) Ha.ute tBs>ion 735 841 1.012 1.092 1.200 13,0 12,1 Rasse tensi on 10,6 10,4 Total 12,2 11,6 -,n er.ui valer:t de thermies C179 1.lOq 1.2 0 6 1,423 6 1.551 12,2 11,6 1 G/ih = 0, ffiO x 10 t ' ,ermies (de 1.000 keel) r;az ( ther:n1es) 2.141 2.4~1 2,744 2,93 0 3.183 9,0 e,o rotal de l'fguivelent dfenersie vendu q !'~n 10 6 the~ies (Oll lC !roa1) 3.120 3.600 4.,(140 4.362 4,734 10,0 9,1 ll.d ~}h_} v0=:ti.latio:i 'P onr les cat,!'gorie3 d'usao;ers ci-dessU8 Haute tensior. pe,o 10: .5 1 113,3 14,7 14,3 Basse tension 161,5 180, Q 196,3 10,6 10,4 Total pgr~ie1 249,5 281,4 30Q,6 12,1 11,8 'jaz 32,5 37,4 43,D 18,7 17,6 Total 282,0 318.,2 '052,6 12,8 12,5 11.e non connu 8,9 o n ,OJ" 9, 9,5 Bas30 te::lSior. 32,3 30,6 32,1 32,6 Eoyenne 17,0 16,6 1 7 ,0 17,2 ",J eq:li -'alent 19,8 1°,3 19,8 20,0 1/ 1,03 1,18 1,27 1,35 ""Duivalent d t~energie (¢ ~)A/rrherld. 8) ]j 6,83 6,73 7,31 7,45 12, \,~ui -!alent d 'ener!'.:!:e vendu ]2ar 9"-12 1 0;1:e 6 10 ther-:-.i eG/ employe 0,55 0,66 0,74 0,73 "'--- 1/ }~our obtenir 1es recettes en J1\ ':lar cC!uivalent de 10 6 BTU d' energie, multiplier par 2,52. ANNEXE 5 Page 4 Projet de developpement de l'~lectricite StatistiquSlS et indicateurs de la SOCi(,t«, -.----.-~--~ ------------ l:'.ccroisse Tends!"lce R 1968 1969 1970 1 'l71 1 'l72 rr.entl annual court Observations moyen terme 668.416 69').9.)2 '720,718 7e4.72':: e07,420 4, 4,e iaz 148.174 14').71 182.653 192.8:;'4 204.860 :=!,4 8,1 :laccorde:;;entG par ElClploye 117 128 132 127 129 2,4 2,2 On a. utilise Ie nombre de consol' mateurs d'slectriclta (ce qui signifie que tous 1&" cOTISomme teurs de "az sa::,uient ega1emor;t des COnSOI"'.'11atetIT'S d'f:lootricite). 14,. e05 'apr:;'s l'""s hGtU~03 de t:r-avail. ~! r~erviceG p;[her~.::..:rx 15 on ne co:maft -::e-_3 1;1 ve!:t'!.l9,tiD';: Services des abonnes PO').!' 1 Q68-l g71. 248 Ir.Ktal1at,io~ themt:;u8s InstIJ.11~tionn hydro-.clectriq uss 147 25~ 2.563 \r3Z 747 J 01"'....8 trllc t ioY..:. 7 05 5 .. 6 77 5.474 5.466 6.lBl 6,2 7 7 2,5 2,5 15. 31/6 Q 26/oa. 40/60 dette 2,9 2,13 1,9 5,2 'rotal 1,8 3,1 4,O Voir hnnexe 15 1':. ]ooffic1 "nt d '3:>::,,101 tati:>n 58,8 6;;,0 63,8 Jepellgeo de fo!:ct: OnnFi"lAnT.· c(mt!:)~ig 1 'a.."'11ortis.'3e:rr.ent, par les recettes, 1"';.0. n.c, 2,8:l ::;sz -i'ota:i de lY bu.rea'--~t Co:"1.pr:'s ie LJB.teriel les a-.Jtomobiles , etc. ) 1'1.0. 2,60 . 11.13 .. 2 "c ,~ 3,94 2,78 2,Oe 2,'8 2,08 20" "JeneI13es dteroloito.tion (non co~,:pri;::> Ifnl';10rtisGElllJ:nt; clectricit2, ¢JA./k';h vendu 9, ry '--:"3.Z; ¢ :j.;.it:_:,.-,r:~j e ver.du8 1,2 d t /-n3r.~-:J e, 7cmd t~e 4,5 21. 19,,600 '}3Z 18.200 ';ooB!nblR de Ii:' S;:rrLi:7CAZ (y co,"pr1::; ad::tin1stration) 2C. l)[) 22. 151 134 142 23,. ;oefficie::t de liguidi t,j interne 1,41 l=:reation de liquidi tes i!J.ternes mains contributio$ versees au Gouver~ement, divise par 18s immobl11sations brutes plus las travaux BL COUTS. ANNEXE 6 pagel I ALGERIE >' F # / SOCIETE NATIONAIE DE l'ELEC'lRICITE ET DU GAZ Projet de developpement de l'e1ectricite ESQuisse de l'etude de reorganisation 1. conformement au mandat qui lui a ete contere par contrat signe 1e 16 novembre 1973, P.A. International exeoute l'etude dont l'e1aboration devrait demander trois annees au maximum et qui se deroulerai t connne suit. 2. Dans un premier temps (phase de diagnostic), l'etude comport era it l'analyse des points suivants : objeotifs de l'entreprise structure organisationne11e de l'eIItreprise fonction de ohaque division, de ohaque departement et de chaque section conditions de fonctionnement du systeme d'informatique de gestion systemes et methodes administratifs 1e rOle de l'ordinateur dans l'administration utilisation, formation et reolassement du personnel planifioation et etab1issement des projets et leur direotion pendant l'exeoution 1a strategie du marohe l'ordonnancement des etapes du developpement 1es objectifs desires par 1a SONELGAZ en ce qui ooncerne l'effioacite financiere, 1e taux de rentabi1ite, et 1e niveau des servioes fournis a ux C ona omma.teurs # 3. Dans un deuxieme temps, 1es consultants devraient presenter des propositions detaillees, qui seraient examinees et discutees, et etablir tous les docu ftents necessaires pour la mise en oeuvre des reoommandations finales, dont on envisage qu'elle durerait une vingtaine de mois. Les consultants devraient contribuer, dans 1a mesure necessaire, a 1a mise en oeuvre des recommandations. Cette partie des travaux chevaucherait aveo 18 periode de travail de 20 mois en vue de l'etablissament des recommandations, mais · elle se poursuivrait ensuite pendant une huitaine de mols. Tous 1es pro blemes seraient oouverts, oonformement au canevas etabli pour la premiere phase. .ANN'.EXE 6 IJage 2 i ALGERIE / SOCIETE !1ATIONAlE DE L'EIEC'IRICITE ET DU GAZ Projet de developpement de l'electricite Projet de mandat en vue des etudes sur les tarifs Electr1 c1 te I. Examiner la capacite marginale et les frais d'exploitation de la production, du transport et de la distribution de l'energie p~ndant les periodes importantes de la journee et de l'annee, pour les differentes tensions, dans les differentes regiOJ1S du pays. Pour c ela, il faudra accorder toute l'attenti on necessaire aux variations quotidiennes et saisonnieres de la puissance absorbee du reseau et, dans toute la mesure du possible, aux variations quotidiennes et saisonnieres de la puissance absorbee par les dlfferentes categories d'usagere. La periode a etudier portera sur les annees 1975-1978. La base retenue des estimations des co~ts marginaux sera Ie programme de developpement de cette mame periode, son regime d'exploitation projete et les propositions en vue d'uneexpansion ulte rieure. Dans toute la mesure du possible, la capacite marginale et les co~ts de fonctionnement devraient ~tre ajustes pour tenir compte des pertes, soit en fai sant intervenir un chiffre pour les pertes moyennes sur l'ensemble de toute la periode, soit en determinant les pertes subies dans les differentes periodes (et pour les differentes tensions). La co~t des facteurs energetiques a la marge devra ~tre etudie. 2. La taux critique d'actualisation retenu pour l'etude sera de 9 pour cent. 3. Comparer la structure des tarifs et des prixactuellement pratiques avec les resultats de 18 structure des co~ts marginaux evaluee sur les bases indiquees ci-dessus. La description du systeme actuel devrait accorder une attention spe ciale aux effets d'incitation des differents syatemes de mesure et de tarifica tion. On pourra rechercher une simplification en ce qui concerne les petits consommateurs pour lesquels les co~ts de la mesure representent une proportion elevee de factures. 4. Presenter des recommandations en vue de l'etablissement d'une structure revisee des tarifs, compte tenu des constatations etablies. Dans toute la mesure du pOSSible, la structure actuelle devra &tre retenue, aaut a'il existe des ecarts importants entre la structure des co~ts marginaux evaluee et la structure actuelle des tarifs, et sauf si les politiques actuelles en matiere de tarifica tion et de mesure n'apportent pas les incitations voulues pour amener les usagers a economiser lorsque les co~ts marginaux sont eleves et a consommer davantage lorsque les co~ts marginaux sont faibles. 5. Evaluer les consequences financieres de la mise en oeuvre de 18 structure tarifaire recommandee, en supposant que les taux de rentabilite dea actifs nets ANNEXE 6 page 3 moyens exploites ne seraient pas inferieurs a 6 pour cent en 1975/76, 6,5 pour cent en 1977 et 7 pour cent en 1978, et en revisant comme il convient les recommandations relatives aux niveaux des tarifs pour tenir compte de cette necessite. Cepeniant, toute revision des niveaux des tarifs desti~ee a permettre la realisation des objectifs vises en matiere de finance ou de simpRification devrait ~tre con<;;ue de fa<;;on a fausser le moins possible les effets I d 'inci tation des tarit's et les objectifs d'equi teo 6. Etudier les incidences surms tarifs d'une conversion progressive des installations a vapeur fonctionnant au gaz naturel en installations fonctionnant aux huiles residuelles, par paliers representant 25 pour cent de la production totale. Presenter des recommandations en vue de l'introduction d'une disposi tion satisfaisante dans la reglementation des prix en vue de l'ajustement des prix unitaires pratiques pour la vente de l'electricite, afin de couvrir les frais d'exploitation supplementaires qui resulteront des variations des prix du combustible (autres que les huiles diesel ou autres huiles utilisees en quanti tes limitees) pOl~ les installations a vapeur, et definir le prix moyen du combusti ble ci-dessus dont la reglementation devra assurer 1 'application auto mati que. 7. Etablir des ~ecornmandations en vue de la mise en oeuvre de la structure tarifaire recormnandee, en cooperation etroi te avec la direction, y compris la publicite, l'acquisition et la mise en place de compteurs, les relev8s et la facturation, la formation necessaire du personnel, afin d'assurer et de faciliter l'adoption du nouveau tarif. 8. 11 sera procede a une etude qui portera sur la periode 1974-1978 et dont l'objet sera d'evaluer les besoins en gaz. On accordera une attention parti culiere a l'evaluation des dates realistes d'achevement de nouvelles construc tions de logement et d'usines et des demandes de gaz correspondantes. 9. Le progr~~e de constructions de la SONELGAZ pour le secteur du gaz sera etudie et revise conformement aux constatations susmentionnees, de fa<;;on a etablir une relation aussi etroi te que possi ble entre le nrogramme revise et le developpement effectif. ~ , 10. 11 sera procede a une etude des tarifs pour la fourniture de gaz qui, d'une maniere generale, s'effectuera conformement au mandat ci-dessus concernant l'etude du tarif de l'electricite, lequel sera toutefois adante comme il convient au caractere plus simple des activites de production et de distribution de gaz. II sera tenu compte du programme revise de developpement du gaz. 8 mai 1974 ANNEXE 7 page 1 .. AlGERIE ,/ SOCIETE :NATIONAIE DE 1'EIEC'IRIClTE ET DU GAZ Projet de developpement de l'electricite Defin! tiOn du projet 1. La projet comporte la mise en place a Alger d'installations de production d'electricite par turbines a gaz d' une capacite de 120 MW un systeme de contrOle et de dispatching pour les installations de produc tion et de transport de tout Ie reseau d'interconnexion. des soua-stations 220 kV El Asnam, Marsat El Hadjadj, et agrandissement d'El Hadjar; 60 leV ou cx) kV Hassi Ameur, Ain Skhouna, Ben Aknoun, Bordj - Bou Arreridj, Constantine {Sud}, laghouat et Souk Ahras (CX) kV}. Turbines a gaz d'Alger 2. Trois turbines a gaz de 40 MW chacun~ du type industriel, seraient installees dans la zone d'Alger, deux a la centrale en 60 kV de Boufarik, au sud-ouest d'Alger, et une a la aoua-station en 60 kV de Bab Ez Zouar a Pest de la ville. Les turbines a gaz, du type ne constituant pas un ensemble, fonetionneraient au gaz naturel et seraient logees dans un bdtiment simple (qui pourrait Atre agrandi par la suite); chacune serait munie d'une grue pour faciliter les opera tions dfentretien. Les unites, qui seraient completement automatisees, seraieDt commandees du centre principal de dispatching d 'Alger. systeme de dispatching 3. I.e systeme de dispatching comporterai t : a) Ie centre principal (national) de dispatching, qui serait situe au siege de la SONElGAZ a Alger, dont la construction vient de se terminer; b} des centres r8gionaux de dispatching, dont chacun cOIDnlanderait environ un tiers du reseau, a Alger {ou i1 y aurait un centre secondaire ANNEXE 7 Pige 2 relevant du centre principal de dispatching qui reglerait les questions courantes de fonctionnement en ce qui concerne la partie centrale du pays), a Oran et a Annaba; c) un systeme de telemesure, de signalisation, de commande et de contrOle pour les sous-stations en 220 kV et les principales sous-stations en 90 kV et en 60 kV. 4. Le centre de dispatchingd'Alger comporterait : - un diagramme a voyant lumineux, mural, uni ligne, representant les systemes de transport en 220 kV, 90 kV et 60 kV et fndiquant les conditions e:rls tantes et transitoires du reseau en ce qui concerne la position des interrupteurs disjoncteurs, les tensions aux barres omnibus des sous stations, la tension aux barres omnibus des groupes generateurs, et les princi paux transports d' energi e.; - un systeme d'instrtmlents d'enregistrement pour les variables de fonctions regulees (frequence, tension, niveaux des retenues), les tensions aux sous-stations, la production de centrales et les echanges internationaux d 'energie j - un traceur de diagramme mural pour representer la courbe de charge prevue et la puissance absorbee effectivej - des machines a ecrire pour consigner les renseignements permanents et cycliques importantsj des installations de calcul automatique, y compris tout Ie materiel cor respondant; - du materiel de telecommande couvrant la partie centrale du pays pour la commande des interrupteurs disjoncteurs et des isolateurs, des turbines a gaz, des regulateurs de groupes generateurs, et des transformateursj - du materiel telephoniquej - une horloge astronomiauej - des appareils de conditionnement d'airj - l'aHmentation de secours en attente. 5. Les centres regionaux de dispatching comporteraient un equipement analogue a celui du centre principal, a l'exclusion du materiel necessaire pour les fonc tions centralisees a Alger (par exemple,. traceur de courbes, in~tallations de calcul automatique, et materiel correspondant, horloge astronamique). Ali!Nf!1XE 7 page 3 La diagramme mural ne concernerait que la zone correspondante du reseau affectee au centre regional de dispatching pour observation et commande secondaires. Bien que, pour des raisons de securite, certaines fonctions soient appelees a faire double amploi avec celles du centre principal de dispatching (pour les contrOles de fonctionnement normaux), la telemesure et Ie contrOle'concerneraient principalement les fonctions reservees au centre regional concerne. 6. Les centrales et sous-stations seraient munies de 1 'equipement approprie pour l'emission et la reception des renseignements mesures et codes, les tele communications, la telecommande, Ie verrouillage mutuel at la protection, confor mement aux axigences des centres de dispatching centralise; les lignes de trans port et les cables telephoniques fourniraient des ~ircuits paralleles. Sous-stations 220 kV Las soua-stations d 'El Asnam et de Marsad el Hadjadj comporteraient un systeme a deux jeux de barres Omnibus, pour 220 kV at 60 kV, deux transfor mateurs 225/63/11 kV de 80 MVA et 60 MVA respectivement, des transformateurs de mesure, 7 departs pour les transformateurs et les lignes du cote en 220 kV (y compris un en reserve) at 10 departs (y compris deux en reserve) du cete en 60 kV; 1e systeme en 11 kV sera du type a cellule et a un seul jeu de barres omnibus, assurant l'alimentation de la station et Ie raccordement des reacteurs de compensation. La soua-station d tEl Hadjar serait agrardie par l'adjonction d 'un depart de ligne en 220 kVet d'un depart de ligne en 90 kV. On assurera dans les soua-stations les installations de communication, de te1emesure et de te1econtrOle. 60 kV at 90 kV (Souk Ahras) Chaque sous-station comprendra en general : un systeme primaire a deux jeux de barres omnibus (60 kV ou 90 kV), deux transformateurs, de 10, 20 ou 30 11VA, des transformateurs de mesure, de 4 a 9 departs pOur les trans formateurs et les lignes (y compris un ou deux en reserve), un systeme secondaire a un jeu de barrels omnibus, ouvert pour Ie 30 kV et du type a cellule pour Ie 11 kV (Constantine sud, Ben Aknoun); les systemes en 30 kV seraient munis de departs pour transformateurs et lignes dont Ie nombre pourrait aller jusquta 10; les systames en 11 kV, de sections dont Ie nombre pourrait atteindre 20, dont plus1eurs en reserve. Les sous-stations assureront les installations de communication, de tele. mesure et de telecontrOle. ANNEn 7 page 4 Selon les plans de developpement industriel etablis par Ie Gouvernement, la construction d 'une ou deux sous-stations devra peut-~tre atre revisee at retardee, auquel cas la Banque serai t d 'accord de choisir une autre sous station en vue d'un financement, sous reserve que les conditions de co~t soient analogues, que la justification soit suffisante, et que la proce dure soit celIe de l'appel d'offres international. ~oo.t de constrl)::!t1,)TI estime 111 nrojet 'Total ..... #. Millions de "" ~ ;"! llicr..s de dollars EU .... 14,0 14,0 3,42 'j1l"a"IA.UX/.lectro-mecaniO'..les 8,8 48,0 56,8 2,15 11,73 -h! J ,57 :)roi t''i et iT"lposi ti oes .2.±. 29,2 77,2 7,14. 11,73 3,0 5,0 0,73 1,22 lr:lnr~vus ;'.. 18<1" ~5 et S "',3 5 1,05 6] Vd~iatio"a j " Drix JJ .J?.tQ. 1,4 7 13,3 3,25 ,'ota1 A 71,3 113,8 10,39 e \). C,Q n,22 O,2? - n:::.tallrlti or: 'i8 ca1ou1 61ootro:1iQue 0,9 5, ) 1,03 1,25 1n:;tal1atio:!!B 'Ie tfSleme::mre et de contrble 2,7 19,5 0,66 4,13 4,79 "')1'01 ts et inrposi tions ...i.2. 4,5 ---1..l£ ...blQ. a r "v 21,1 30, } 2.20 7,36 ;\dJ1inistrat1on et etudes techniques 1,7 2,e 4,5 0,42 1,10 15 at " 1,4 1,5 9 0,34 iT~riations de prix '];./ .2.,1. .,.h.2. (,.76 6,2 11,2 1,52 15,2 32,3 ...7,5 1 11,62 6,0 1,47 3,55 ~-,aroat -::1 :fadjad 6,5 1,59 3,83 Tiadjar 0,6 0,8 n,15 G,20 0,35 L)roi ts 9t i~'P0st tt 0::18 '1,4 (", f:3 0,83 Sud l,~ 2,7 0,34 0,66 1,00 1,5 ?,7 (},37 ",66 1,03 1,4 1,9 0,34 0,46 a,E'{) 1,2 1,5 <:,29 0,37 C,66 _in 1,-1 1,5 0,34 ~,37 0,71 1-Iass i A..'nour 1,5 2, 0,37 0,6 7 1,05 30uk Ahras 2.,~ 1,5 1),54 0,37 0,91 uroi t~.:: et i "':TIOS i ti ons 2..2. 0,61 0,61 29,6 33,1 7,2 11... 8,09 15,33 i1.d;':i.nistl'ation et etuies techniques 1,5 2.5 0,37 0,61 0, qe :lL at 10 " 3 1.0 7 ,i, ?l l,Bt Vari~tion3 de uriX' 1/ 2,69 2,76 5,45 4.l3 4,18 8,31 TOIAL C 46," 50,2 11,37 12,27 23,64 1,3 3,3 4,f 0,32 0,82 Autres o2 "'-"'- £C. Q.& r ,OS (.,10 1 " ,~ 3,7 5,2 0,37 C, 'X) Jofit total du pro jet 105,7 263, 25,85 38,50 64,35 H:eca.ci tu1ation , Stations" t=bines il gaz d'Alger 29,2 4B,0 77,2 7,14 11,73 18, ffl 2. Syst?1me de dispatching G,C 21,1 3'",1 2,20 5,16 7,36 3. Sous-stntions 2 0 ,b 2l.1. ~ ~ ,8,09 15,33 GoUt di reot total 67,8 102,2 1 7 0,0 16,58 2 4 ,08 41,56 4. Administration at etudes techniques 6,c:' 7,3 13,5 1,52 1,78 3,30 ~:tudes (gestion, t~ifs, di vel'S 1 ~ .2.2 5,2 0,37 0, C() 1,27 'rotal pour I'administration 7,7 11,0 18,7 1,89 2,68 4,57 et lea cons ul tants 5. ImprcvtlS JJ Y Aleas 10,1 1 7 ,4 2,46 1,79 4,25 Variations de :prix 20,:1. 57,1 4,92 ---2.tQi 13, W 30,2 74,5 7,38 10,84 18,22 cour 'It:'TAL DF ffiO.TET 105. 7 157,5 263,2 25,85 38,50 JJ n"'1SS$ retenue COJ1L'1le hypothese, po= les colits e:; monnaie locale et en devises lW5 lW6-19'78 11',Z 7)5:~ ANNEXE 9 , ALG'ERIE t / ,. / OOCIETE NATIONAIE DE L'EIECTRIClTE ET DU ,GAZ Projet de developpement de l'eleotrioite Calendrier des deboursements estimee 11 Exercice et trimestre Deboursements (Banque) POU1"oentage non Cumulatif's remboU1"se en equivalent de mil110ns de dollars EU 1974/75 30 septembre 1974 100 31 decembre 1974 1.800 95 31 mars 1975 3.000 92 30 juin 1975 4.300 89 1975/76 30 septem.bre 1975 5.300 86 31 deoembre 1975 6.000 84 31 mars 1976 7.800 79 30 juin 1976 10.400 73 1976/77 30 septembre 1976 13.400 65 31 decembre 1976 17.200 55 31 mars 19?7 20.000 48 30 juin 1977 23.000 40 1977/78 30 septembre 1977 26.300 32 31 decembre 1977 29.300 24 31 mars 1 g? 8 32.700 15 30 juin 1978 35.000 9 1978/79 30 septembre 19?8 37.400 3 31 decembre 1978 38.500 0 1/ Date de mise en application retenue oomme hypothese . 30 octobre 1974. 6 mai 1974 ~ ANNEXE 10 , I S\lCIJITE NATiONAIE DE LtEIEC'lRICI~ ET DU GAZ Page 1 Pro jet ds developpement de 1 t electrioi to ventes t production, puissance appelee maximale st puissance disponible des installations Statistigues des annses J)8ssees at previsions pour les e.nnees 9. venir Ten dane", 1963 1954 1965 1966 1967 1968 1969 1970 1971 1972 1%6- 1973 1974 1975 1976 1977 1978 ...... ·. ··· ····· ······· ··· chiffres sffsotifs ........................ . 1972 ··· ., ······ previs10ns ··········· .~ ~~~~~¥=~;~~~~~~~~~~~~~ Ventes (GWh) Consommat1on dornastlaue 354,4 372,3 416,8 458,8 528,7 567,6 10,1 622 685 753 826 904 992 Administrations 88,8 00,0 89,4 107, lID,7 125,0 8,1 135 149 154 178 193 212 Chemins de fer 27,8 4-1,2 33,4 37,5 33,2 18,6 35 40 45 50 55 60 Irrigation 95,2 108,5 119,2 128,9 134,4 145.3 '7,4 170 189 213 242 270 298 Industria p"trolters 8,9 9,5 Q,7 8,7 8,9 10,2 1,2 50 70 90 90 120 175 Autres industries 347,2 411,5 504,7 611,8 642,2 674,6 11,1 778 857 926 1040 1155 1300 COD'U'r'.eToe ~ --2:Wl. --'&.l-..l!1.2 ---1Q& 129,7..l1..a2 ~ ...1§2 193 Total 897,5 923,2 917,4 985,3 10'10,6 1241,3 1420,9 1528,9 1671,0 10,4 2130 2350 2890 Pertes de tran:;p crt at 143,6 149,2 149,5 148,6 147,3 161,3 173,9 183,0 222,5 190,1 280 315 360 400 445 450 de d1str1 buti on, GWh % .Jlhl1.J..l1..2.U.1!&) .Jlh..Q.l...J.12.Q)~LJJl~.dLJ.ll~.l..l.lbZ1 ..J.J,Q.,.QJ 11-.?1) .m.1l J!ld) Qg.g) Production (GWh) 1041,11072,4 1066,9 1064,41132,61251,91415,21603.91751.4 1861.111.82200 2710 3000 :WO() ..... 11 t'rojet. de d';yeloppe,.,nt de l' electriei~ Cal_Ddrter de" puis"anees disponible" ~~ -.---~~---~----.--- ... -.. . ~"'-~ M;~ncB -" -- -PiiIistiiiC..- --. -------- .--- instal lee Anne" de diSjXll,lble (lu groupe 11I13e en nette" 1'l72 1973 1974 1977 au de le service 1a pOinte centrale as charge ---.-.-----.-.---------- 284 1%1 l80 1 60 57 114 114. 114 l 60 57 27 25 27 25 1(;7 f(; 5" 179 179 179 75 "1, 72 27 25 2S 25 27 2" 25 f:.5 75 71,t,; 173 173 71 71 55 52 52 ':;!dkda 137 131 131 137 13r; 261 261 465 20 lQ1;;' 36 36 36 36 36 20 1972 18 :1 40 197 '" 35 4V l'J'77 35 4Q 1978 35 rran ~2 1957 1.O 12 1957 10 3.0 38 20 1973 lE :(~aTIl t~lill.£!L..: Pu::.ssance disponible r1ionale totals 434 431 4Y~ 330 f.,';.' 4.3::: .iUZ. ....1r. --.-Bl.: 'l81 1.',:'5] 1.(":86 ;<"Bcteur d.' atili.f;r.tlon 11.~ le. oharge ( 55,3 58,4 58. "7 5B,4 59 Pui ssanee appel"" maxi.... l" (MW) 384 430 4"'5 530 500 Puissance maJdmale aepelae pour 1& developpcment des inst.P llat lons \u.g;;tentat1on a!1r",uelle de 12 .4 oor raDport ,-, 1973 430 54" 5 1%3 4.'; o :l 5 20 1%3 lq7 6 18 4,5 " 18 4 20 197& lR 18 5 20 lQ77 1" If 20 1977 .l~ ';hardala 1 7 1972 I) 7 1972 12 12 12 12 12 12 12 Ha::.>:si r:essaotd 1 15 15 1973 1973 '" 12, 20 1973 61 61 61 61 61 18 20 1973 18 5,6 H58 5 5,6 1958 5 20 20 20 5,6 1958 5 4 5,6 195B 5 TOW!~ourt 1 7 1'l7~ 6 2 7 1'l72 6 'l'ottU, turbines 1»!. .r:t:a~ ~'otal '..:otal. reseaux isolci*! ~9~~1!~:lSr~W~~ Puissance disponib1e .I~dra '_dique a 1.. pointe de charge l3";)eur 180 It\) H\' 100 100 1&\ i'u:roines 342 466 50~ 727 "21 lOCI le8 182 leB 33<' iesal 23 23 857 -,3e r.lJ 12 mars 1974 SOGIE'IE NATIONAU JE L'Er;~zrft!C.1;r:;; ET ;:w '''''M Pro jet aA d6velopnement de 1 '~le~trlo1 t6 ~~anh\l!!t1blo at colt corrcspondllnt pour la produs:tion ~ -------------------- t 1973 lini ~ 1974 1975 "otes Je~e~~,"' ~~~;:~£'~lm;tJ~n9;J ~ :;Ome.rra~e et rt!f?;la~e ;ie;:':cn:::::alfi.l loq 5(: 2S 5.~j x 10 kcal/,T:.:i' ., "UfU:tj to: f.:'cc;,saire :}1.74 t/10 '-llreal{ 1" .. ~_~\:xIC' 'iroF\l/t} ;nCt 10,1 "J; 124 ».,'..,ft -; r.st.elleti.");". V,anen:r 212 3:30 36U 'rout J_19: :~z 1e ::rUla"'6 ;;0;: uti!i3~ !(calik",''': 2,,97{ 2.8bO 2.;];:"L .,\'!,8r,s 1~ raff1r_(!\::,1M 10 a/ ken1 32{". 0<)J ~ .'''''~ 1", 100 m3 29 'Ii) 07 10 3 Jj~ ",iJ. ~C),,; ~~" .;',.~- 1.6'?'::; l..e85 2.135 . ;. kcal/}-; ,~,., ?, ",: 2,8610 2.e2,. :Cnel'f"~ e :",0ce::3'::,\::.rc 10~' 4,025 5.3Q! 6.)~)' 6,B:,' .., .5:-":"-, '..l:'.c:titt, n{·co2_:s.11"c 10° 503 :::c M6 761:: 'Cil':'it 10 3 'J;;' ~.~~~ j.~~ t.P.:~ §~~?~ ,"ran >7J'::;'\'r, h) a 10 ~al 41 4: 41 ",1 x F· . kQnl/':;.w;-, '".i 't.."""~titJ nAc6SZtlirf) 3.850 3.850 3.850 .33.1 T,,' 10' koal ': li..'. C(."lxlC .... :~~l/t} ~A r.l- 3 ;o~ 10 400 48C 460 J24 ..,it. = = 40 Znerc:1 I :-:eco,s!:laire ,'Ufl.ntite Lecef>sairc ]ott 'Totala' (~(~se3ux d t:::.torconr~e:x1or~l -p;.0d'ucti O~ (thel'l'iq,.,) 1,,700 2,C15 2 .. 200 2,570 2.9:,3 3.27 (; :r:.er:-:1 e ';'lee e::srdT~ 5,364 5.9:X' 6 .. 6C~ '7.3f.,(' a.272 Q.422 ;o'"!t Z.l.:R ?.~~ ~.Z~ ~li::~ i.~~~ g!~l~ r.et '. (1,.!.?3 0,25';; 0,207 -~:\t~J.J~.f\tio!",e r~o~ zit';_.3Bl" ,1., ro:'oxi:-1 t6 1~ c~a"'r'3 .if; p,az 21 ?3 e5 '4 ~ :1: .. 5.87n " .. 6('·":zlD' k:r:;a~/t} .kl~~ -:::'"74 3'!7 ~,123 1.62e lXlr:tlt& ::CCs28,'\ir9 115 106 ';otlt ~~ J,.4~~ lLq,:;,.:~i2. 3C 35 41: 3'":' 4,' ;;:-,'3r"i!" rJ'flsss:1ire lcca1 :'05 120 u£'rtit,j ;oll.t ~(tce:::nnira 6.4<0'" (-1.: 100 11.3;>( 2.11 l~O 11.. 32( 3 X :.{', ')<,333 l..4C 4.:'4C~ cotlt du ~Qr."lII't1 Ole , )AI'l<.'t_ ~"1475 G.4U! :'ota1n: pOO' ,1 rtflcctriei te Produotior. byd'raclique 4'''C 1-1-::\:) 3G 43C 430 43(; -:roo1Jctior: -'~helT."..ia'..t5 l,qoo 2,345 '2,'7,':.C 3.:45 3.56C 4.,i)I;:, '?roductior. totale 2,,410 2.775 3.170 3.5""5 ~ .. 9~ 4.4~~ :o&oi:-1& e:: 0!lorg1e ther:n1que 109 ~al 9.66r:' 1L:.q17 12.372. 3 10 ')rl ;.~f1i, not keal!. (h 3.130 l,Ol{) 3."1'0 3.0':'0 3.0:0 3.\J~; Ji;,,!k:.," 0.49:, 0,352 \:'t 306 0.24.'::' c,239 ,,;!.lJ:~ mill,,3:i.YjK,I1i. :.32 0, 'l5 0,83 0,/;5 n,04. ,'.?.. . ANNEXE 13 page 1 AI.i1ERTh' SOCIE'I'E NATIONAIE DE L'EIEC'IRICITE ET DU GAZ Projet de developpement de l'electricite Justification au projet La presente Annexe se compose de trois parties : A. Prevision des ventes et de la puissance absorbee B. Comparaison des differentes possibilites a. Installations de production dtAlger b. Dispatching c. SOus-stations C. Taux de rentabilite du projet Pieces jOintes P.J. 1 (Installations de production) L Calendrier de mise en place 2. Calen:irier de production 3. Flux de cotlts 4. Hypotheses de base rel~tiveG aux cotlts P.J. 2 (Dispatching) 1. Flux de cofits 2. Hypotheses de base relatives aux: co'O.ts P.J. 3 (Taux de rentabilite du projet) 1. Flux de cotlts et de benefices 6 mai 1W4 ANNEXE 13 page 2 A. PREVISION DES VENTES ET DE IA PUISSANCE ABSORBEE 1. La croissance tendancielle des ventes de la SONELGAZ (calculee par la methode des moindres carras) est d'environ 12 pour cent depuis 1966, date ou, apres une periode de stagnation de plusieurs alli~ees, les ventes ont commence a s'ameliorer. On s'attend a un taux de croissance annuel moyen de 14 pour cent pour 1973-1978. On pravoyait Que, pour 1973, les ventes s'accroftraient d'envi ron 17 pour cent. 2. II est extr~mement difficile de prevoir la croissance de la SONELGAZ car a) la periode de croissance reelle ne couvre Que six annees (1966-1972); et b) la Societe n'a pas encore ete en mesure de mettre vraiment au pOint une methode permettant d'evaluer les retards dans l'achevement des nouvelles installations industrielles, ainsi que les besoins effectifs en energie de ces installations; ce probleme est aggrave du fait Que les societes nationales ne fournissent pas de details, complets sur leurs futurs plans de developpement. 3. La societe a adopte trois methodes pour etablir les preV1s~ons des besoins en energie. Tout d'abard, on a adapte une courbe exponentielle, par la methode des moindres carres, a la croissance de la production pour 1966-1973 (la der niere annee etant incluse parce Que l'on connaissait deja les chiffres pour dix mois), tant en ce Qui concerne Ie reseau d'interconnexion, que la somme des reseaux isoles, a l'exclusion de la SONATRACH. On a ainsi obtenu deux series de trois courbes (prevision faib Ie, previsi on forte et prevision moyenne) · Les trois ont ete ajoutees, ainsi Que la puissance produite par les centres recules, telle Que la prevoit la SONATRACII. La societe n'a pas fourni de rensei gnements sur les previsions fortes et les previsions faibles, ni sur leurs proba bilites de realisation. La premiere methode a donne pour 1978 une production minimale d'en'nron 4.000 GWh (12,5 pour cent de croissance moyenne par rapport a 1972) et une production maximaIe de 4.800 GWh (croissance moyenne de 15,5 pour cent) · 4. Deuxiemement, les 17 secteurs de l'economie (division etablie a des fins statistiques) et la consommation domestique ont ete etudies atin d'evaluer la croissance fond&~entale des ventes (qui varie dans la plupart des cas de 3 a 10 pour cent par an), a laquelle on a ajoute les besoins des nouvelles installa tions industrielles conformement au plan national, ainsi que les pertes estimees. On n'a pas examine de fa~on detaillee les retards eventuels dans l'achevement des installations; des estimations fortes et des estimations faibles ont ete etablies en ce qui concerne l'alimentation domestique, mais non pour l'industrie. En 1978, la production necessaire representerait 5,500-5.700 GWh, soit une aug mentation annuelle d' environ 18 pour cent. La SONEIGAZ, ainsi que la mission, ont retenu pour cette estimation un taux: de probabili te tres fai ble. 5. En troisieme lieu, on a etabli un modele mathematique tenant compte du PIlE, du nombre d 'habitants et de la puissance prod ui te, pour 16 pays developpes et en voie de developpement, modele qui a ensuite ete applique a l'Algerie, avec trois hypotheses successives de croissance du Pt~. On a ainsi obtenu une previ sion de production pour 1978 de 4.100 mTh (12,6 pour cent de croissance moyenne), avec lLTlrn.aximum d'environ 5.300 GWh (17,4 pour cent de croissance moyenne). ANNE..XE 13 page 3 6. Au cours des travaux d'evalmtion, les previsions ci-dessus ont ete discutees avec la SON:!:lGAL., etant donne les nombreuses incertitudes dont s'entoure Ie developpement des installations industriel1es; la mission s'est mise d 'accord avec la SONEIGAZ pour adopter une attitude prudente dans la previ sion des ventes, de fa~on a ne pas surestimer les resultats financiers de la SONELGAZ et a tenir compte des contrainteR physiques qui pesent sur IS construo.. tion des nouvelles installations. Pour cette raison, la prevision moyenne des m,3thodes 1 et 3 a ete adoptee pour les annees se terminant a la fin de 1975, et la prevision minimale moyenne a ete retenue pour 1976 et jusqu'a fin 1978. On obtient ainsi un taux de croissance de 15 pour cent pour 1974 (legerem.ent inferieur a l'accroissement attendu pour 1976), taux qui tombe a 12 pour cent en 1978. 7. La puissance absorbee maxirrale, sur la base du facteur d'utilisation de la charge prevu (dont on compte qu'il atteindra 60 pour cent d'ici a 1978), s'accrottrait a une moyenne de 10,8 pour cent en 1972-1978, pour atteindre 710 I"IW en 1978. Etant donne les incertitudes qui entachent les donnees, et Ie chiffre prudent des besoins prevus en energie electrique, les considerations techniques dictent, aux fins de developpement des installations, un taux de croissance de la puissance absorbee maximale legerement superieur; on a,retenu com~ne hypothese Ie chiffre de 12 pour cent, ce qui donne 760 r-rw en 1978, soi t environ 7 pour cent de plus que l'esttmation de base. 8. L'accroissement de l'importance relative des ventes a l'industrie, en particulier a l'industrie petro-gaziere, ressort de l'Annexe 10; l'accroisse ment des ventes se recapitule comme suit: 8roissance moyenne 1966 1972 1978 1966-72 1972-78 GWh % GWh (fl IJ GWh ;, /0 Consornmation domestique 350 36,3 604 33,5 1040 26,4 9,5 9,5 Adrninistration 88 9,1 130 7,2 220 5,6 6,7 Q,2 Chemins de fer 20 2,1 19 1,0 60 1,5 21,1 Irrigation 94 9,8 145 8,0 315 8,0 7,4 13,8 Industrie petro-gazi ere 11 1,1 89 4,9 675 17,1 41,7 40,2 Autres industries 328 34,0 674 37,5 1410 35,8 12,8 13,1 Commerce 73 7,6 143 7,9 220 5,6 11,9 7,4 964 100 1804 100 3940 100 11,0 13,9 ======~=======~================~===~============~== ANNEXE 13 page 4 9. Lea installations existantes, les installations dont la mise en place est prevue pour 1973-1978, ainsi que les besoins en canbustible et les cotlts y relatifs pour chaque t,rpe d'installation et chaque t,rpe de combustible, sont indiques aux Annexes 11 et 12. La conversion au gaz naturel comme combustible, ainsi que la fourni ture d' une peti te quanti te de gaz de br1llage provenant des raffineries, seront presque entierement terminees en 1974, sauf en ce qui concerne les centres de production recules qui ne seront pas encore relies a. un gazoduc de naturel. Actuellement, la SONEIGAZ ne pal e son gaz naturel que 0,007 DA/m3 (soit environ 0,18 DA/l06 BTU = 4,40 ¢ EU/l06 BTU) et Ie collt general par k'l'lh produit serait ramena de ~ DA 0,490/kWh (1,20 mill. EU/kl..Jh) en 1973 a. 0,241 ¢ DA/kWh (0,59 mill. EU/kWh) en 1978; les turbines a gaz produiraient alors 8ex> GWh, soit 22 pour cent de la production thermique (qui est de 4.000 GWh, ce qui represente ex> pour cent de la proo.uction totale, laquelle atteint 4.430 GWh). I B. POMPARAISON DES DIFFERENTES POSSIBILITES a. Installations de production Considerations et hypotheses de base 1. Avec l'achevement de la centrale de 2 x 137 MW it Skikda dans Pest du pays, des quantites croissantes d'energie alectrique devront 8t~e acheminees sur Alger (400 km) et sur Oran (800 km), et de nouvelles installations seront necessaires dans ces deux villes Ie moment venu pour faire face aux besoins et retablir un equilibre satisfaisant des capacites et des reserves. 2. Aux fins de developpement de la capacite, on a retenu comme hypothese un taux de croissance de la puissance absorbee maximale de 12 pour cent, chiffre legerement superieur aux estimations de l'evaluation. On est egalement parti de 1 'hypothese que la marge nec essaire des installations (environ 45 pour cent en 1975) serait fortement reduite avant la mise en place de nouvelles installa tions et serai t maintenue a. environ 30 pour cent jusqu'u la fin de la decennie. 3. Etant donne la taille du groupe de Skikda, soit 137 I-flIT (capaci te de 130-132 l'Thf a la pOinte de charge), on suppose que, jusqu t it la fin de la decennie, lorsque la puissance absorbee maximale serait de l'ordre de 900-1.000 W~, cette taille de groupe devra1t Gtre maintenue pour les installations a vapeur, et qU'elle devra1t 8tre sui vie par une ta11le de groupe de 200 MW. En oe qui concerns les installations it turbines a gaz, dont Ie cont par kW est peu sensible a. la taille du groupe, on part de l'hypothese qu'i1 y aura des blocs de capacite de 130 MW. Les differentes possibi 11tes a etudier 4. Etant donne: a) qu'il est evident que la SONEIGAZ a essentie1lement ANNE:XE 13 page 5 besoin d 'une capaci te supplementaire pour renforcer Ie reseau, et non pas d'energie; b) que c'est una conclusion presque acquisa a l'avance qu'avec Ie cont financier extr~mement faible du combustible. (ce qui ntest peut-~tre pas necessairement 1e cas du cont economique) at lesfrais d 'etablissement moins e1eves des installations a turbines a ~az, i1 sarait plus interessant d'insta11er des turbines a gaz, m~me pour un taux d'uti1isation des installations re1ative ment eleve; et c) qu'i1 faut decider si 1a prochaine installation a mettre en n1ace sera une centrale a turbines a gaz ou une centrale a vapeur, 1es deux estimations raisonnab1es suivantes ont ete etudiees. Solution No.1 Installation d'une centrale a turbines a gaz (260 1'I'''[), suivie par 1a mise en place d'une centrale a vapeur. Solution No .. 2 111se en place d' installations a vapeur uniquement. Comparaison des flux actualises 5. Les calendriers des capacites necessaires et de la production pour l'une et l'autre solution sont indiques dans la premiere piece jointe a la presente Annexe, ainsi que les differents flux de conts dans les deux cas, et avec une indication de la base d'etablissement des conts pris comme hypotbese, a prix constants (origine : au moment de l'evaluation). Conclusions 6. La taux d 'actualisation cri tique jusqu'auquel 1a solution No.1 consti tua rait 1e plan de deve10ppement le moins couteux est superieur a 20 pour cent. Plus particulierement, au cont de renoncement du capital en Algerie (estime a 9 pour cent environ), 1e developpement de l'electricite par la mise en place d'insta11ations a turbines a gaz, sui vies d'installations a vapeur, aurai t une valeur act"Llelle inferieure de 28 millions de DA environ a la valeur actuelle d'un developpement faisant appel uniquement a des installations a vapeur. Gela est dil principalement au fait que Ie cont de l'investissement pour les installations a turbines a gaz est inferieur, et a ce que ces turbines seraient utilisees principalement pour les heures de pointe (la duree de fonctionnement serait au maxinlli~ d'environ 1.400 heures en 1979). I~ phase suivante du deve loppement de la production d'electricite devrait donc consister a mettre en place des installations a turbines a gaz. ANNEXE 13 page 6 Sensibilite des vari~ de coilt 7. La sensibilite aux variations du coilt d'exploitation (y compris Ie combus tible au coet financier) est negligeable. 8. Pour que les deux possibilites aient la m@me valeur dans la comparaison des flux actualises au taux de renoncement estime du capital - soit 9 pour cent - Ie coet des installations a turbines a gaz devrait ~tre superieur de 14 pour cent environ et Ie coftt des installations thermiques a vapeur, inferieur de 14 pour cent au coftt estiIlle; la probabili t8 qu'il en soit ainsi parart tres faible. q. La conclusion n'est pas sensible au coilt economique du combustible. Etant 3 donne les importantes reserves de gaz d'Algerie (environ 4.000 x 10 9 m ), la date a laquelle les depenses en devises seraient encourues du fait de l'utilisa tion du gaz comme source d'energie n'est ni la date ni les dates auxquelles Ie gaz serait effectivement utilise, mais la date a laquelle, du fait de cette utilisation, il ne serait plus disponible a l'exportation. Si l'on suppose, prudemment, que la date d'epuisemeLt se situe 25 ans apres l'origine de la periode d'actualisation (1975), Ie facteur d'actualisation, avec un taux d'escompte de 9 pour cent (coet de renoncement estime), serait de 0,1160. Le gaz supplementaire utilise avec la solution No.1 pendant la periode d'actua 3 lisation 1975-1984 est d'environ 335 x 10 6 m , ce qui, pour un coet financier de 1,8 DA/10 6 BTU (a 9.800 kcal/m3 ), represente un coilt d'environ 2,3 millions de DA en l'an 2000, lorsque le gaz cesserait d'~tre disponible a l'exportation. En prenant comme hypothese - etant donne les incertitudes - un prix aux t~tes de pui ts de 1,20-1,70 dollar EU/l06 BTU et un taux de change marginal de 4-6 DA par dollar EU, le coilt economique du gaz en l'an 2000 se situerait entre 57 et 81 millions de DA environ, ce qui representerait une valeur actuelle de 6,6 et de 9,4 millions de DA respectivement. La valeur actuelle en faveur de la solu tion ?~o. 1 indiquee ci-dessus, soit 28 millions de DA, ne serait ainsi plus que de 18-21 millions de DA, chiffre encore substantiel et qui confirme que la solution ITo. 1 representerait encore le prog;ramme de developpement de 1'6lec tricite Ie plus economique. b. Systeme de dispatChing Considerations et hyp.otheses de base 1. ComIne Ie systeme de la SONEI.GAZ, avec lequel des quantites croissantes d'energie doivent ~tre transportees sur des distances pouvant atteindre 800 krn, deviendrait progressivement de plus en plus difficile a exploiter en ce qui concerne 1a tension, la frequence et la securite de l'alimentation, les bonnes methodes d'uti1isation necessitent la Illise en place d'un systeme de dispatching comportant l ' ajust ement auto:r.'..ati que des pri nci paux parametres. Etant donne le nombre croissant et la duree des arrats sur Ie reseau, il semble que Ie systeme de dispatching existant, qui comporte des communications telephoniques et un petit nombre seu1ement d'affichages de tension, soit insuffisant et que la mise ANN1!.::XE! 13 page 7 en place d'un systeme plus sophistique ne se soit deja trap fait attendre. Un tel systeme reduirait 1e nambre et Ia duree des arr~ts sur 1e reseau (c'est-a-dire qu'il accrottrait 1es recettes) et permettrait d'ameliorer l'utili sation des installations sur 1es plans technique et 8conomique. On envisage actue11ement que sa mise en place soit aChevee en 1976/77, mais i1 est conce var1e que lIon puisse 1a differer de p1usieurs annees, ce qui ferait renoncer a certains avantages financiers et economiques, a 1a condition toutefois que des mesures satisfaisantes soient prises en vue de renforcer 13~ reseaux. 2. Pour comparer 1es differentes possibi1ites, on part de l'hypothese que la mise en place d'un systeme de dispatching ne saurait ~tre differee de plus de trois ans, mais que certaines installations supp1ementaires de production seraient implantees au point extr~me - qui est le point 1e plus faible - du reseau d'interconnexion (Oran), 0\\, en 1976, une grande securite d'alimentation est necessaire pour la bOD~e merche des installations de raffinage du petrole et de trai tement du gaz naturel. 3. Actue11ement, on peut transporter 35-40 KW dtAlger a Oran avec 1a 1igne en 150-kV et 1e systeme de dispatching existant (commande ala voix). Lorsque 1a conversion en 220 kV sera achevee, que 1a deuxieme 1igne en 220-kV aura ete mise en service et que 1e :Maroc aura ete raccorde - toutes operations dont on prevoi t l'achevement en 1976/77 - le systeme de transport Alger-Oran par com mande a la voix avec une ligne hors service devrait 3tre d'environ 60 11'..1 (soit sensiblement la TIoi tie de 1a capaci te norma1e de transport de 120 H',.] avec contrOle automatiQue). Pour avoir une securite d t a1imentation sensib1ement egale, i1 faudrait mettre en place a Oran en 1976 une capacite d'environ 60 HW, sous la forme d'insta1lations a turbines a gaz, pour 1e cas ou 1a realisation du systeme de dispatching serait differee. Les differentes possibili tes a etudier 4. ~!:tant donne ce qui precooe, deux possibil1tes sont definies ci-apres Solution No.1 I,e systeme de dispatching serai t acheve en 1976/77/) Les turbines a gaz d 'Oran (2 x 40 I'lI.j) seraient mises en service en 1979, ainsi que 1e prevoit actuellement la SONEIGAZ. 301ution No.2 La mise en place du systeme de dispatching serait terminee en 1979/80. Turbines a gaz d'Oran 2 x 30 11H fonctionneraient en 1976 20 11'w fonctionneraient en 1979 AN.NE:XE 13 :page 8 Comparaison des flux actualises 5, Les divers flux de co~ts (a prix constants avec comne origine Ie moment de l'evaluation) pour les possibilites sus-indiquees sont donnes dans la piece No.2 jointe a la presente Annexe, ainsi que la base du calcul des co~ts retenus COmIT,e hypothese. Conclusion 6. Avec un co~t de renoncement estime du capi tal de 9 pour cent, la valeur actuelle de la solution No.1 serait inferieure d'environ 3,5 millions de DA a Ia valeur actuelle de la solution No. 2t ce qui indique que la mise en place du systeme de dispatching devrait @tre terminee Ie plus vite possible, Sensibilite aux variations de co~t 7. L'augmentation des prix du combustible accrott la difference entre les valeurs actuelles, ce qui est a l'avantage de la solution No.1, car la valeur actuelle du'co~t financier du combustible supplementaire necessaire pour la solution No.1 (afin de produire l'energie correspondant a l'augmentation des recettes) est inferieure a l'economie de combustible due a l'amelioration des rendements assuree par Ie foncti.onnement du systeme de dispatchi:ng. 8. Pour que les solutions No. 1 et No. 2 aient la mame valeur ac tuelle avec le collt de renoncement du capi tal retenu COIlln'.e hypothese, Ie cotlt de construc tion du systeme de dispatching devrait @tre superieur d'environ 18 pour cent, et Ie co~t de construction des installations 8 turbines a gaz, inferieur d1environ 18 pour cent aux cotlts estimes. La probabilite de ces erreurs combi nees paratt negligeable. c. Sous-stations EI-Asnam (220 60 kV) i Zone Oran/Arzew I, L'alimentation assuree par les lignes existantes en 60-kV a partir des sous-stati()lls en 220-kV existant actuellement ou qui seraient oonstrui tes est limitee a 20 rNA environ, Les besoins prevus sont les suivants : ANNEXE 13 page 9 Puissance absorbee maximale (MVA) 127.i F177 12§Q. Actuelle 6 5,0 6,5 10,0 Usine de ciment (1 x 10 T/an) 10,0 20,0 Usines de plastique de la SONATRACH 1,0 15,0 35,0 Irrigation 5,0 Autres industries nouvelles 3,0 6,0 Tenes (transfert a partir de 30 w) - 6,0 - 34,5 ..h.Q 80,0 Puissance absorbee simultanee (x 0,7) 4,2 24,5 55 ..., I J M~me s1 la construction de plusieurs des usines nouvelles est retardee dtun , ou deux ans, la pui ssance absorMe maximale depaBsera la limite des capacites . en 60-kV dans la zone d tEl Asnam, et une nouvelle soua-stations en 220/60-kV devrait ~tre construite Ie plus tOt possible, car ltaugmentation des capacites des transformateurs qui intern endreit alors dans les postes existants et 18 oonstruction de lignes en 6O-kV en paralle1e n t al1egeraient 1a situation que pendant trois annees environ. Gette capacite des transformateurs et 1es 1ignes oonstruites deviendraient pratiquement inutiles lorsque 18 nouvelle sous-station en 220-kV serait achevee. . 2. Mersat El Had.1adj (220/60 W) 3. Hassi AmellI' (60/30 kV) (A mi-chemin entre Oran et Alger) On compte que la zone entre Oran, Arzew et Mostaganem se developpera tres rapidement avec Is construotion des usines chirniques et des installations de liquefaction de la SONATRAGH et avec Ie deve10ppement de la ratfinerie. Les besoins prevue sont les suivants Puissanoe absorMe maxima1e (TWA) 1974 1977 1980 Fabrique de papier de Mostaganem 7 20 25 Usine d t automobi1e SONAGOME 15 35 Zone industrie11e dtHassi Ameur 9 20 Oran Est 2 6 10 Usine dt~onium 6 6 15 Usine de methanol 8 8 Liquefaction, pas moins de 10 10 Raffinerie 6 6 12 Zone industrie11e d'Arzew 8 15 20 29 95 155 Puissance absorbee simultanee (x 0,7) 20 65 100 ANNEXE 13 page 10 En 10/77, la capacite de transport des lignes en 60-1& (50-60 TWA) sera depassee, ce qui necessitera un raccordement direct en 220-kV (Marsat el Hadjadj) pour Ie zone, en plus de l'alimentation 8 partir de la sous-station existante en 220-kV de Zahana (qui fonctionne actuellement sur 150 1&). La principale fonction de la sous-station d 'Hassi Ameur serait 1a commutation a 6O-kV (entre Ravin Blanc, Zahana, Marsat el Hadjadj, Ain El Bya, et la ceinture industrielle entourant la zone d'Arzew). Certaines charges provenant des soua-stations existantes en 60 kV seraient transferees a la nouvelle sous-station d'Hassi Ameur. Ain Skhouna (6O/30 kV; Zone au sui d'Oran) 4. Une ligne en 6O-kV, de 80 km de long, doit ~tre achevee en 1976 pour race order Ie reseau isole d'Ain Skhouna au reseau principal a Saida. Un projet d'irrigation est en cours de realisation dans cette zone ou l'on s'attend que la puissance absorbee sera d'environ 3 MW en 1976, principalement pour les operations de pompage. La puissance absorbee par l'irrigation augmenterait progressivement pour atteindre environ 10 MW 8 1a fin de la decennie. La cons truction de la ligne et de la sous-station est la seule solution technique rai sonnable et remplacerait la mise en place d'une centrale diesel dont Ie cont serait eleva. Ben Aknoun (El Biar) (60/30/10 kVj Zone d'Alger) 5. Le developpement rapide de la ville d'Alger dans les collines qui dominent la cite exige la construction d'une ligne en 6O-kV qui, en definitive, fermera un cercle qui entourera les nouvelles expansions. La aoua-statton alimenterait les nouvelles expansions urbaines, y compris Ie stade et l'un1versite. Bordj Bou Arreridj (60/30 kVj A l'interieur des terres. a hauteur de la mediane entre Alger et Skikda) 6. Cette zone est actuellement alimentee par une ligne en 30-1& de 75 kID de long, qui ne permet pas Ie raccordement de plusieurs pro jets d'i:lfrastructure, comme l'usine textile (3 MW) en construction a M'Sila et certaines petites fabriques de BOrdj Bou Arreridj. Avec la construction de la cimenterie de Ras El Oued., un peu a l'est, une nouvelle 11,ne 811 6O.. kV sera termine, en 1976 et pourra ~tre raccordee a Setif (ou Ie programme de developpement de la SO~~lGAZ envisage la construction d'une sous-station de 220-kV). Cette ligna sera prolongee jUSqU'8 Bordj Bou Arreridj et la sous-station projetee serait indispensable pour alimenter les divars projets d'infrastructure. Constantine Sud (60/30 kVj Zone est) 7. Cette ville d'Algerie, la troisHme par rang d'importance, est alimentee de deux manieres (par Skikda au nord et p!.r Khroubs au sui) gr~ce a une ligna ANNEXE 13 page 11 unique en 60-kV, at la puissance absorbee actuelle (environ 20 }1VA) se rapproche' rapidement de la capacite de la ligne en 60 kV en provenance de Skikda (a 60 km). La sous-station de Constantine Sui consti tuerai t la premi ere tranche des travaux d'implantation d' une ceinture en 60-kV entourant la ville, dont la pui ssance absorbee prevue serait la suivante : Puissance absorb8e maximale (MVA) 19'74 1977 1980 Actuelle 22 24 27 Zone ind ustrielle 1 6 10 Uni versi te 2 5 5 Puissance absorbee simultanee (x O,B) 20 28-30 30-35 E:l Hadjar (220 kV, agrandissement, zone d'Annaba) 8. La Societe nationale siderurgique (SNS) construit deux fonderies eleetriques de 20 EVA chaeune, une troisieme devant probablement suivre, ce qui neeessi te Ie raccordement direct sur Ie 220 kV. Etant donne ses plans d'expansion, la Societe nationale des chemins de fer (SNCF) construira une sous-station qui, pour des raisons d'alimentation, sera raccordee a la fois au primaire en 220-kV, et au secondaire en 9O-kV du transformateur d fEl Hadjar. La sous-station serait agrandie pour permettre la construction des sections de ligne necessaires en 220 kV (deux, pour lesquelles on dispose d'un depart de reserve) et en 90 kV (une). Laghouat {60/30 kV; au nord d' Hassi R'Mel dans la zone desertigue centrale 9. La ville est actuellemeLt raecordee a Hassi R'Mel par une ligne en 30-kV, de plus de 120 km de long; etant donne la baisse de tension, la puissance absorbee actuelle (1,8 rrw) est assuree perrlant les heUI:'es de pointe en mettant en parallele la station diesel de 1,5 lfw' de Laghouat. Avec la constru::tion d'1me nouvelle centrale a turbines a gaz a Hassi R'11el, construction qui est prevue par le programme de developpement de la SONElGAZ, 18 conversion en 60 kV de la ligne actuelle a 30-kV eliminerait la centrale diesel de coOt eleve. Les reseaux isoles de Dhelfa et Aflou seront raccordes a Laghouat et l'on s 'attend que la puissance absorbee maximale totale passe a environ 5 E.J en 1976. Souk Ahras 10. 18 sous-station actuelle, qui ne eomprend que des sectionneurs, sera eonple tement equipee afin d'assurer la securite d'alimentation necessaire pour les chemins de fer stant donne la remise en etat et 1 'accroissement de puissance absorbee prevue Une raffinerie de sucre serait raccordee et la station servi= rait d'appoint au reseau en 30 kV de la zone. M,TI.\i"EJCE 13 page 12 I C. TAUX DE RENTABIUTE DU PROJET 1. Le taux de rentabilite d'un projet est Ie taux d'actualisation pour lequel les vnleurs actuelles des flux de conts et de benefices imputables au projet dans Ie temps sont egales. Comme Ie pro jet propose comprend un systene de dispatching, des installations a turbines a gaz fonctionnant principalement en periode de pointe et comme reserve d'attente, et des sous-stations, dont il est extramement difficile de quantifier les benefices, il a paru approprie de calculer Ie taux de rentabilit8 du programme d'ensemble de la SONEIGAZ pour 1973-1978, d~nt Ie Projet constitue une petite partie (9 pour cent de l'ensemble environ). Les flux detailles de benefices et de conts sont indiques dans la ece No. 3 jointe 13. la presente Annexe. Ils se fondent sur les elements sui vanta ~ conts 2. Les conts du programme de developpement de la SONELGAZ et du projet qu'il comporte sont indiques a l'Annexe 3. On a soustrait de ces conts Ie cont des installations qui seront terminees apres 1978 et celui du progr~~e d'expansion du gaz. On a egalement exclu les droits et taxes a l'importation dont on a suppose qu'ils representerai ent en moyenne 8 pour cent du cont total de la cons truction, car 118 ne constituent qu 'un transfert a l'interieur de l' economie. 3. Les conts du personnel en ce qui concerne Ie secteur de l'electr1cite ont ete reduits de 6 pour cent pour tenir compte de l'impOt sur les salaires dont la SOr~LGAZ est passible. Quatre-vingt-dix pour cent de l'accroissement des autres depenses de fonctionnement du secteur de l'electricite (autres que les natieres necessaires pour la production energetiques) ont ete imputes au secteur electricite proprement dit, en supposant que 10 pour cent sont imputables a la planification a long terme de la SONELGAZ au-dela de la periode 1973-1978 (formation, promotion, etc.). 4. Les conts du combustible retenus comme hypothese sont conformes a 1 'Annexe 12: ils restent constants a partir de 1979 pendant toute la duree de vie economique du programme de developpement prise caw~e hypothese. Benefices 5. L'augmentation des ventes d'energie electrique, qui passent de 1.800 Gw~ au depart en 1972 a 3.~0 GWh en 1978, et dont on suppose qu'elles demeurent constantes a partir de 1979 aux prix moyens pris co~~e hypothese pendant l'eva Iuation (voir Annexe 15), fournit l'augmentation de recettes tiree de l'execu tion du programme d'expansion destine a repondre a la croissance supplementaire des ventes. Les taxes sur les ventes de 7 pour cent acquittees par les consom mateurs ont ete ajoutees, car elles prouvent que les consammateurs sont disposes 8. payer l'electricite. ANN1!:XE 13 page 13 Tame de rentabilite 6. Ainsi qu'i1 ressort de 1a pieae No.3 jointe a 1a presente Annexe, 1es elements ci-dessus donnent un taux de rentabi1ite pour 1e programme de deve1op pement - et 1e projet - d'environ 15 pour cent. Oe chiffre est considers eomme raisonnab1e etant donne que 1e programme actue1 comporte un arriere de construc tion destine a retab1ir la quali te necessaire du service, et si 1 'on considere egalement les aligences de ltexecution dtun plan national ambitieux, dont 1es benefices, s'il est realise, ne sauraient toutefois 8tre quantifies avec certitude. Sensibili te 7. Le taux de rentabi1ite avec des hypotheses plus favorab1es ou moins favo rab1es, varierait comme suit : Tame de rentabi1ite (%) Avec les hypotheses principa1es 15 Ayec des hypotheses moins favorables a. Reduction de 10 pour cent de l'attribution de recettes 12,3 b. Frais d t etablissement plus eleves de 10 pour cent 13,2 c. Frais de fonctionnement at d'entretien plus e1eves de 10 pour cent 13,3 d. Combinaison de a, b et c 110ins de 8 % Avec des hypotheses moins favorab1es e. Augmentation de 10 pour cent de 1 tattri buti on de recettes 17,6 f. Frais d'etab1issement inferieurs de 10 pour cent 17,0 g. Fr~is d t exp1oitation et dtentretien inferieurs de 10 pour cent 17,9 h. combinaison de e, f et g 21,0 Conclusion 8. Du fait que l' on a utilise des estimations. prudentes en prevoyant 1es recettes que la SONEDJAZ retirera de ses ventes dtelectricite, la probabilite que les resultats soient en harmonie avec les hypotheses plus favorables paratt elevee et, pour cette raison, on s'attend que le taux de rentabilite se situera dans une fourchette de 15-17 pour cent. ANNEX! 13 ~ Piece NO.1 , , I Page 1 SOCIETE .lli}EilIENl'lE DE L'EIE(;TRICI'l'E ET D1] GAZ Projet de davelopDement de l'electrioite Comparaison des diffSrentes possibiUtes Installations de production Calendrier de mise en place 1975 1 580 780 980 301utton l'-~Q" Vapeur /I 130 130 130 130 130 130 if. 2 130 130 130 130 130 IF 3 130 130 130 PO /I 4 200 200 20C /I 200 2f'Q /I 6 20[, g/ 59:> 7i'i5 9q) ]j com.--:un aux deux solutions Ott, en cs qui cancer'" la solutio!'! No.1, oe groupe est Ie premier d'une nouvelle elors que, pour In solution No.2, i1 s'agit de l'agramlssement d'une centrale e:dstante. 3J Gom."1un aux 'leux sol"tlons. I " SaGIE'IE NATIONAIE DE L'EIEC'-JJUClTE ET DU GAL; I'rojet de developnement de l'!:'Hectrici te Comparaison des differentes possibilites Installations de production Calendrier de production ---------------------------_. 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 H83 Producti (en-dege. duque1 les valeurs actuelles de 1a .~~ POt~ l'actualisation de la valeur des actifs residuels, 1a duree ~~~ solution No. 1 sont inferi eures am: valeurs m 0 ~ de vie uconomique 20 ans pour comme hypoth installations est: turbines 8. gaz actuelles de la solution Ho. 2). w:~ O~ 30 ans poUr:' les installations .a vapeur · w ~ ANNEXE 13 Pi ece No.1 page 4 I AlGERIE SOCIETE EATIONAIE DE l'EIECTRICITE ET DU GAZ Projet de developpement de l'electricite Comparaison des flux actualises des differentes possibilites de developpement de la production aypotheses de base relatives aux conts Frais d'etablissement a. Installations a turbines a gaz Prix de base, 875 DA/ki,.J, Y compris la centrale, Ie raccordem.ent au gazoduc, la station de detente, Ie transformateur, la sous-station, Ie terrain, les droits et taxes a l'importation. Co~posante devises: 60 pour cent. 130 l'IW 114 mi 11i ~ns de DA 60 j'I1.J 53 millions de DA Calendrier des depenses 130 r-p..r 60 I'IW Annee /~ ······ 1O~A ····· 1 10 11 5 2 25 29 13 3 55 63 30 4 10 11 5 114 53 On a pris comne hypothese une duree de vie economiQue de 20 ans (la turbine a ~az fonctionnerait au gaz naturel, combustible propre). b. Installations a vaneur Prix de base, 1.190 DA/kW pour 1e pr3nier groupe de 130 HW, et 1.025 DA/kl-J pour un groupe de 200 r-1',J; moins 10 pour cent pour les seconds groupes; y compris les b~tiffients, Ie logement, le refroidissement a l'eau de mer, la sous station, Ie terrain, les droits et taxes a l'importation. 130 HVJ 155 mi llions de DA 200 r1',·J 205 millions de DA A.1IJ}lEXE 13 Piece No.1 page 5 Calendrier des depenses 130 M',.J 200 T-TW ler Gr. 28me Gr. ~ ler Gr. 2eme Gr. Annee ~; " ......... ., ., ·· " · · ·· 10 JA · .,.,; ........... . 1 6 9 8 16 14 2 14 22 20 29 16 3 40 62 56 52 74 4 30 46 42 58 52 5 10 16 14 20 19 155 140 205 185 On a pris comm.e hypothese une duree de vie economique de 30 ans. Personnel a. Installat:Lons a turbines a gaz 25 employes, 25.000 DA/annee, collt annual 625 .. 000 DA. Pour une turbine a gaz supplementaire de 60 T'l\v : 5 employes, soi t .. 000 DA/annee. b. Installations a vapeur Pour un groupe de 130 ~'ThJ 100 employes, 25.000 DA/annee, soit un collt annuel de 2,5 millions de DA; pour les groupes suivants, ajouter 40 employes par groupe, soit 1 million de -:JA/annee. Pour un groupe de 200 1'!W : 125 eTI'uloyes a 25.000 DA/annee, cont annuel 3,1 millions de DA; pour les groupes suivants, ajouter 60 employes par groupe, so it 1,5 million de DA/annee~ Entretien a. Installations a turbines a gaz : 40 pour cent du co1it du cO!'1bustible~ b. Installations a vapeur 15 pour cent du coo.t du combustible., ANNEn 13 Piece No.1 page 6 Co1lt (financier) du combustible a. Installations a turbines a gez Rendement energetique : 4.100 keel/kWh = &RE) 6 3 'l Pouvoir ealorifi~ue du ~z : 'l.800 kcal/m (0,102 x 10 m /10 keal) Prix : 7 vA x 10 /10 6 m 3 Co1lt: en 10 3 DA = (G\rh) x (RE) x 10- x 0,102 x 7 (= 2,'l3 x (GWh)) b. Installations a vapeur Centrale enstante : rendement energetique 2.800 kcal=kWh cont en 10 3 DA: 2.800 x 2,93 (GWh = 2 x (GWh)) 4.100 Rendement energetique de la nouvelle centrale : 2.650 keal/~~~ cont : en 10 3 DA ::: 1,89 x (G\-lh) . Combusti ble /13 (demarrage at reglage de vi tesse) : rendement energetique 3.200 keal/kWh 3 Prix: 50 dollars/tonne (a 10.600 x 10 keal/tonne) Co1lt : en 10 3 DA = 47,2 (GWh) x (RE) 10-4 (=15,1 x (GWh)) ATGERIE SOGlEr]; liATIO'NALE DE I"'EIECTRIGlTE ET DU GA.::: Projet de deve10ppement de l'e1ectricite Comparaison des dlfferentes possibi1ites Dispatchings Flux de cotlts 3 (10 DA) Solution No, 1 Solution No, 2 Investissement Fonc tionnement Investissement ~ Fonctionnement Turbines Personnel ~re- Economies AocrOisse- Turbines Dispatching Total Dispatching Personnel Entretien Total a gaz tlen de combus- ment des a. gaz Oran ti b1e .!I recettes Ji Oran 19'73 400 1974 600 3.000 1975 11.000 500 16.000 1976 21.000 3,500 1.300 4.800 400 35.000 200 200 1977 8.200 20.500 1.350 100 -54 -2.700 -1.304 600 3.000 200 20(1 1978 3.000 23.500 1.400 100 -62 -3.000 -1.562 11.000 5.000 200 200 1979 24.000 1.660 100 -70 -3.200 -1.510 21.000 12.000 1.660 100 1. 760 1980 3,000 1.720 100 1.820 8.200 1.0nO 1.720 100 1.8?O 1981 1.780 100 1.880 3.000 1.780 100 1.880 Taux d'actualisation critique: 3 pour cent (au-dela. duquel les valeurs actuelles de la solution No. 1 sont inferieures aux valeurs actuelles de la solution No.2). 1/ Au cotlt financier; att.ribue a la solution No. 1. ~ Pour l'actualisation de la valeur des actH's residuels, III duree de vie econornique prise comme hypothese est: uQ Q) '" 'g :;;: ~ 0 ~ Q) f.ij 25 ans pour le systeme de dispatching I-'z(;;j 20 ans pour les installations a. turbines a. gaz o · I-' 1\)'" 14 mars 1974 ANNEXE 13 Piece No.2 page 2 f ALGERIE / I" I / SOCIETE NATIOIITAIE DE L'EIECTRIClTE ET DU GAZ Projet de developpement de l'electricite Comparaison des flux actualises des possibilites de developpement du dispatohipg ;Iypotheses de base relatives awe co~ts Frais d'etablissement a. Systeme de dispatching : Ie co~t est celui qui a ete pris oomme hypothese durant l'ev:aluation (voir flux de co~ts, page 1). b. Turbines a gaz, Oran Calendriers des depenses en millions de DA, Solution No.1 Solution No.2 60 HW If:J76 20 MW 1979 1974 3,0 If:J75 0,5 16,0 1976 3,5 35,0 1977 20,5 2,0 1,0 1978 23,5 5,0 1979 24,0 12,0 1980 3,0 1,0 75,0 56,0 19,0 c. La durae de vie economique du systeme de dispatching prise comme hypothese est de 25 ans; celle des turbines a gaz, de 20 ansa Co~ts de fonctionnement a. Dispatching : 45 employes a 30.000 DA!homme-anneeaugmentant d'environ 4 pour cent par an (promotions au choix). b. Turbines a gaz : 6 operateuI's a 25.000 DA!homme-annee; E().OOO DA par an pour 1e personnel d T·)J'.t:re't·i 9::19!)~cial expatri e; entretien et combustible: suppose negligeable pour la solution No.2 pour la periode allant jus qu' a 1979 (date a 1aquelle, pour 1a solution No.1, 1es turbines entrent en service) parce que l'Oh compte que la centrale ne fonctionnera qu'en cas d'incidents graves; a partir de If:J79, les frais de fonctionnement ANNEXE 13 Piece No.2 page 3 pour 1 tune et 1 'autre solution serai ent egaux et, pour cette raison, ils peuvent ~tre negliges dans la comparaison des flux actualises. :';:;conomies a. La systeme de dispatching permettrait des economies gr4ce a une utilisa tion plus economique des installations et des accroissements de recettes gr4ce a la reduction du nombre et de la duree des arr~ts. Gamme il n'est pas possible de quantifier avec une precision raisonnable les economies realisees sur les co~ts de fonctionnement et d'entretien, on est parti de l'hypothese que les economies de combustible et les augmentations de recettes peuvent servir d'approximation des benefices imputables. Gela a pour effet de sous-exprimer Ie total des benefices i~putables. b. La coOt financier total du combustible est indique a l'Annexe 12. Gamrr.e les econonies realisees avec l'une et ltautre solution seraient egales a partir de 1980, il ne faut prendre en consideration que trois annees pour Ie calcul des flux actualises. En partant de l'hypothese dtun accroissement de 12 pour cent pour 1979 et dtune economie de 1 pour cent, les economies seraient les suivantes : 1977 1978 1979 3 Go~t total du combustible, en 10 VA 5.410 6.210 6.950 Economies : 1 pour cent; DA: 54.100 62.100 69.500 6 c. La SONElGAZ ne paie actuellement que O,7lDA/l0kcal (4,4 ¢EU/l0 6 BTU), ce qui est manifestement tres inferieur au co~t economique (avant liquefaction) de ce type de combustible. Toutefois, on utilise les coftts financiers pour Ie calcul du flux de coftts correspondant, de faqon a pouvoir proceder a une analyse de sensibilite etant donne les incertitudes concernant Ie co~t econo mique du gaz naturel (voir texte, paragraphe B 9). d. On a supnose que l'augmentation des recettes etait faible (0,5 pour cent); comme a partir de 1980 l'accroissement sel'ait egal pour l'une et l'autre solu tion, il ne faut prendre que trois annees en consideration. L'accroisse.ment du coftt(financier} du combustible est tres faible, et l'augmentation des recettes serait la suivante : 1.2Zl 1978 1979 3 Augmentation des recettes en 10 DA 2.700 3.000 3.200 ALc;3RIE / SOCIETE NATIONAIE DE L'ELECTRICITE ET DU c;AZ Projet de deve10ppement de l'e1ectricite Taux de rentabi1ite du projet Flux de co~ts et de benefices Investissement 7rais d'exn10itation Annee Autres partiE's Autres de- c,"t s I3Gnefices Projet Personrce1 Eatieres ,... 0 .... Benefices du programme panses de Combustible t t totaux fonctionnewert 0 Ul.lX (Recettes) nets Flux de oo~ts et de benefices 1973 0 294.,3 12,8 8,6 2,5 1,8 312,0 55,1 - 256,9 1974. 11,8 251,4 24,3 1,3 5,3 2,6 296,7 110,2 - J.86,5 1975 38,5 236,0 33,5 2,1 8,5 3,5 322,1 166,7 - 155,il 1976 67,3 269,6 44,0 3,0 12,2 7,7 403,8 224,7 - 179,1 1977 75,0 316,5 56,2 4~0 16,0 4,7 472 p 4 282,9 - 189,5 1978 50,0 308,2 67,6 5,J 20,3 5,9 457,1 352,0 - 105,1 1979-2003 68,0 6,0 21,0 6,0 101,0 353,0 252,0 Vu1eurs actuelles Taux d'actua1isation (en pour cent) 8 186,5 1.385,8 673,5 55,4 200,4 63,8 2.565,4 3.455,4 8~,0 10 175,4 1.328,0 555,4 45,1 164,2 53,2 2.321,3 2.843,0 821,2 12 165,2 1.279,8 467,0 37,5 137,1 45,2 2.126,8 2.385,1 258,3 13 160,4 1.249,8 431,0 34,4 126,1 42,0 2.043,7 2.198,8 155,1 14 155,8 1.225,9 399,4 31,7 116,5 39,1 1.968,4 2.035,2 66,8 15 151,4 1.202,8 371,4 29,3 108,0 36,6 1.899,5 1.890,6 8, Q 16 17 147,1 143,1 1.180,7 1.159,4 396,7 324,6 27,2 25,3 100,4 93,7 34,3 32,3 1.816,4 1. 778,4 1.762,4 1.648,1 - 130,3 - 74,0 19 135,4 1.119,2 287,0 22,1 82,3 28,9 1.674,9 1.453,9 - 221,0 20 128,3 1.081,9 256,4 lQ,5 73,0 26,1 1.585,2 1 299,0 ,- 2e9,2 Taux de rentabi 11te 14, 9 fJ "d I 6 mai 197 4 ..... (I)' 0 (0 z . 0 W I-' W so,; I ;"''' 1;A'l'IOMIE J~; L'EIEC'ffiICI'lli ET Uti GAZ (SONEIGAZ) en milli ons de JA (4,0 0 DA 1070 1974 1975 1978 .................... ;~,ilan reel .......................... ...................................................... \11an prevu .................................................... .. ----------------------------- ------------------------------------------------------- \.;['i·' f ':f"obi Ii :;nti JIl3 :m;r.o::~ li:;ations brute::, ;aectri oi te 2.062,1 2.126,0 2.3(JO,4 2.567,6 2.762,5 3.186,1 3.4~3,l 3.81'll,4 4..?E>1 t:! :flZ ?35,l 23°,1 246,5 346,5 426,5 516,5 616,5 726,5 r 4 6,5 ,i ~,p,c et di vers ~ ~ ~ 462,5 402,5 ~ 544,5 5 74 ,5 ~ I'ot:il Dort.'al 2.657,9 2.741'.-,8 2.Q4.9,4 3.376,6 3.681,5 4.225,1 4.614,1 5.181,4 5.71'i,3 :':01:15 m:ortis8er.'1ents, ,lcctri ci te 74 7 .2 790,6 862,6 936,2 1.015,4 1.10 7 ,4 1.?()7,3 1.31°,6 1.4.1...d,1 ~az eQ ,6 08.,4 107 ,8 120,4 135,7 154,0 1 7 5,3 200,6 ~.:2~. Q .':31 ega et di vers ~ ~ ~ ~ ~ 236,3 ~ ~ ~ :oat 31 r~l.rt i 01 1,01>1,(' 1 .. 0dl,.d 1.161,0 1.261,7 1.37 1,4 1.497,7 1.635,4 J.· 7C(),3 1. 962,1 Tn1i"lo'bi li:-;atlop...B r..ettes, :lectrici te. 1,314 ,3 1.:126,4 1.4 37,8 1.631,4 1. 7 47,1 2.0 7 8,7 2.245,8 2.560,8 2.B20,? -;'az 145,5 14 0,7 138,7 226,1 290,8 362,5 441,2 525,9 516,6 3i e:~e et di vers ~ ~ ~ ~ ~ 286,2 ~ ~ _316,4. 1.638, q 1.. ')63,4 1.?8e,~ ;'~.114,9 2.310,1 2.727,4 2.978,7 3.391,1 3. 7 53,2 'T'ra'Jaux e:!': COUl':::; 52~, 8 ,g;:'I,? 1.022,6 981,1 1.039,8 1389,6 976,6 985,9 1.021,3 ;~ct if:-:- i T_C Jrporcl.'3 47,6 50,6 47,4 40,2 34,0 25,2 18,1 J3,4 Tnves tl sse!'le::11,S ll,4- 13,8 23,8 24,8 23,8 22,6 21,3 20,0 ·~'otl'J.l rj3:,s ir:'..:l"obili3atior.... s :l'3ctrioi te 1.Ge2,4 1.910,6 2.191,2 2.410,0 2.579,4 2.753,8 2.989,9 3.304,2 3.586,4 .~3.Z 220,1 262,3 292,7 351,4 426,1 507,8 596,5 691,2 7Ql,G .~ l';,ee et eli vers 25 Cl ,2 311,7 32 7 ,1 334,6 344,4 355,4 368,9 381,6 396,6 :~ctl~'s lncorporels 106,1 5 0 ,0 64,4 71,2 65,0 57,8 47,8 39,4 :·3,4 at i TI'lesti s ::;ew9nts TOTAL 2.543,6 2.875,4 3.167,2 3.414,9 3.674,8 4.003,1 4.416,4 4.808,3 ~cti.fs .\ court. terne 3tocks 5Q,7 P8,9 87,8 B3,e 79,8 75,8 71,8 67,8 M,6 J,lal~iditGs 65,6 25,2 41,0 24,3 20,9 53,7 51,8 67,0 5 7 ,6 ~liants (net) 122,4 120,1 144,4 149,0 156,5 158,0 167,5 167,0 17 1,5 -jivers 114.1. 125,5 ~Q. 145,0 138,0 150,0 17 0,0 1§!..Q. 197 ,n Total ~ 88 Fie t.ifs court term.e 362,4 359,7 414,2 402,1 3%,2 437,5 461,1 488, a 495,7 2.630,2 2.9-'3,3 3.289,6 3.569,3 3.810,1 4.112,3 4.464,2 4.905,2 5.304,r· o"'h33IF FOnds propres Capital lnitial at 79'7,7 797,7 707,7 797,7 e24,7 824,7 824,7 824,7 824,7 <~ontribi..ltion '~e l'::tat 2'73,2 308,2 367,6 438,1 518,6 ffJ9,l 729,6 86'1,1 930,6 Contribution des consomateurs 182,4 220,3 272,0 324,D 377,5 432,5 489,0 54 7 ,0 6G7,O ~:~:~~~~:~~l:~!: ru.stribues ~ .. 387,5 ~ ~ ~ 398,3 434.5 ----±ll...l ~ 1,681,3 1.713,7 1.832,4 1.950,6 2.119,9 2.264,6 2,456,4 2.666,3 2.C).)l,O :~~)~~' 10~,,," tcr,':e , '.:::'C ours a83 8l:.!1rur::.ts '1 lon" ter:c.e (31·:12.1Q72) DLl, (Jlectrici t6 131-Fr~) rr',5 14,3 11,0 3,7 ~mJ1I""'mts anterie1.D."s A. 411,7 398,6 385,4 371,8 35G,9 329,6 308,0 285,0 263,7 "Fr~ts de l' ">tat et des 315,2 516,9 713,7 692,4 586,4 540,1 492,6 4<-6,3 banques nationales ~r'ni ts f01.lI"pis:Je1.D."s 50,8 111,3 96,3 66,8 50,4 37,1 24,6 "'"":mprunts futurs ?t lanes terme Frat projet6 de 1a '1anque (Ie ,orojet) 30,2 75,6 125,7 153, ;\utre nrM pos"ible de la ;bnque 3,3 15,2 41,1 75,7 Prets de I' Etat et des Banques national.s 489,0 613,1 Credits tOurnisseurs ~ ~ Total c e la d.ett e " 74-4,4 10M terrrl8 980,6 1.221,4 1.371,8 1.442,2 1.57 8,9 1.696,9 1. 902, 3 TO'i'AL )'.!~J /~l~nS PHOIR}!;S l!:T JE lA D~?ITJ A JO~Tr T;:;\I2 2.425,7 2.694-,3 3.053,8 3.322,4 3.556,1 3.843,5 4.153,3 4.568,6 4,95e,4 Rassi! a court terme ~ ~ ~ ~ ~ ~ 310,9 ~ TO'TAL 'JU P.B3B' 2.630,2 2.903,3 3.289,6 3.569,3 3.810,1 4.112,3 4.464,2 4.'l.l5," Ran~ort nette-fonds ~ropres 31/69 36/64 40/ffJ 41/59 41/59 41/59 41/59 42/58 41/59 J"rr.r.:obili sat::' ons net tes ",oyennes ea exolloi tation ]J 1,45~ ,0 1.45':),0 1,470,0 1.654,0 1.862,0 2.114,0 2.392,0 2.667,0 2.995,O Taux de rentabili te 1,8:, 3,1'; 4,O)~ 3, 5"f~ 4,4,~ 4,5','; 5,3 6,1 1.1 ;"""9res d&d uction de 1a contributl in des consomateurs .. P mni Ig74 ~u..J. ANNEXE 1? ::.;u:;l,]:f.,"; >:i\.Tlf)t,fii.~~ :JE 1 tUJJ~(;·:"'hJ·:J!T':.! EX Ln' :J.A.', (3f)I\~IJ~{v~J <;or::pteS :1e 'Jrofits et. uertes io i,- (4,JQ 1 1970 l'l73 ctl~L:",~t~~, 1 'c:"'::-i } . :,(;'"' 1.(;:/) 2.120 2 · .1.4(' 2, 7~-} 3.150 3.,)V 3" QtwO ~74.4 · "'3g 3.182. 3.670 4-.182 4-.%~ 6,0% '7.7] 6 10.3&'1 ecet:;c 6 17,'_' 17,~ If-,3 16,2 15,6 15,5 15,4 1,.'1 :,3 1,3 1,3 1,2 1, l,l C.f'~:--'Err--'ja l;}ctri c'. tJ 24-Q,5 3!~6,O 3 Q 5,C; 54~t,C ~il Z 32, 4°,5 36, 9?J6 r'.X! 8ttr;;:-:, 1../ 21,4 30,.1 31,:'\ 31,2 34,0 .....l2..± 4-9,9 303,4 34;',2 .1g3.9 42",4 54,,4..4- 609,3 686,5 IlbJ~ 1:'0,3 145, J 157,5 171,? 128,C -~01,"lb:1'Jt.:_ble pOlrr 1.] ,4 16,2 1:,5 8, B,d 7,6 dJ 6 l<:'i lirochlc ti en ,ie, gaz tJour l'J dist7rH~:lJti on. 2,1 2,a 3 JB 4, 5,7 ~)o·J.r l' '2X"01oi 'tat 1en ]2, 20.1 18,2 2:-:,0 21,8 24,0 26,4. ct', ·-le!1:.~ G~; de 39,2 4-9,6 5.3,5 61,2 6:,6 74,2 n2,l foncr,tonnm,:ent ,li et 37,C 3{],6 43,5 41,4- 46,5 52,4 5~,g 68,9 autres ;'~'Tlo:~tl::; ~::'3: ,ent %,7 1~;\-'t2 7'7,:) l(lc,4 120,4 13,',C 150,5 165,0 'o-sal f~Gc, dc:nenses 4g2,5 :44, '7 325, 369,1 4";A..,Q 49,5 de fo::,ctionnement :'let. d'ex1)loitr,tion 58,: lJe::nent d'annees diff('r~ Engagements anterieurs a l'indepen 1947 ('0 .T uV"1/ 40 () 433,7 133, dance, repris par le Gouvernement 59/60/61/62 CEAD - 30 3 321,8 252.4 algerien 755,5 385,4 (Projet afclectricite) 1955 BIRD 20 3 4,75 10 :": de 5U UtO HAglement des obligations mutue11es 1962 Gouv. 38 0 1,75 38,0 2 7 ,5 entre le:-;'ouvernement et Ie SONH':WAZ 1972 Gouv · 10 C 1,0 ~ ...&2. 'Xl,4 79,9 Programme de constructions lCJ63/6Ll./65 2;:;/25 4,50 80,0 59,7 1969/70 BAD 20 3 4 192,8 189,2 1971/72 BAD 18 3 6/5,75 234,0 234,0 1971/72 BNA.;0 7/6 2 6 106, q 106,9 1972 CJlJE 1 20 0 4,75 8,6 8,6 1972 Gouv. 16 0 5,75 ~ 35,4 657,7 633,8 1971 Credits four 11/9 1 .;v' 50,7 43,9 nisseurs 1972 II 9/6/5 1 Y ~ 67,4 118,1 111,3 Total des dettes ~ lOng terme 1.621,7 l. 4 ===~'!:..:::::= NOT;3;S 11 c:t:JI:J at BAIl : Banque algerienne de developpement - Banque nationale algerienne c;,::r~r : Caisse nationale d'cpar,"(ne et de prevoyance ?J COIl1i-:1e indiqvG dans le bilan de la SONEIGAZ (2 millions de dollars Credit avec un maximum de 69 millions de DA sur onze ans a 6 et 6,5 pour cent et 42 millions de TIA sur 9 ans "'- 5,5 Y Y Crodit maximum: sur q ans, 47 millions de DA a 7,30 sur 5 ans, 6 millions de DA a 7 %. - sur 5 ans. 22 millions de DA a 6 6,2; 6,5 " i ~ I-' -0 · IBRD 10892 APRIL 1974 ALGERIA SOCIETE NATIONALE DE L'ELECTRICITE ET DU GAZ MAIN POWER STATIONS AND TRANSMISSION SYSTEMS n 5 e a ( a n e a e ( Annaba , t Djidielli ~) d Bejaia. · e /' ,I Fernana M Tenes · Constantine <-', OBIIda South i Ghrib Serif > Bordj·Bou-Arrediidi ( -1 t., c Batna i Z Chazaovet ~ / "7 l, "\ ,,\ "-. }) ( .... \ .... - / / / / (" <" (f) r TlEMCEN Sai'da .;"~. "-,, Ouida \, "- "- :t> (~A"n Arko .,r-' " \ " '':.&. A,n Skhouna r/' o \ ).J o i (" f Laghouat o \, EXISTING BANK PROJECT ... 4 \ 10· SPA IN if r rail II all Milt/it' iii Sea Skikdo 10· ? ... SUBSTATIONS \ AI/onlic o Tangiers Oron ALGIERS 00.( o Oce an I o Constantln6S-4 \ / DISPATCH CENTERS \ ®RABAT ! ,C .1% \, MAIN IMlli \" Cc;"oblonco <. 0 t f n:: \. DISTRICT [QQJ " " ", Touggourt o <. /,-1 ' l ~ FUTURE o ~0 ~ , ,,.I ,J ' " l> o I \ TRANSMISSION 220 KV LINES OPERATED AT 150 KV NON-BANK WORKS --- 30. ,. /' -'--..-' v /,/ \...J \ ' 30' '" "". 90KVOR 60KV LINES 2 GENERATION Hassi R'Mel Berriane t A L G E R A c= '0> o j "', ~ .f" " / o GAS TURBINE STATIONS STEAM TURBINE STATlONS ~ Gh-orda'ia ...Ouargla '«{ Z r:~, '" \ » ,-, -< MAIN HYDRO STATIONS -"" «{, '" ._._.-.... . . . _.}J Om ~ 00 00 ~ Q \ Haoudel Hamra :: ~ I «{ f , '", "- " /,/ '\ INTERNATIONAL BOUNDARIES I I ! I I \ I ! K-llUMETERS :E MALI '\... ,/ fhis not \ o · 20' i ''', / ' / NIGE R .Bechar the Hassi Messaoud 0' c , ,.-I" 10' 20·