39199 INITIATIVE POUR LE BASSIN DU NIL v 1 PROGRAMME AUXILIAIRE D'ACTION DES LACS ÉQUATORIAUX DU NIL Analyse stratégique/sectorielle, sociale et environnementale des options de développement énergétique dans la région des lacs équatoriaux du Nil Rapport final Sommaire exécutif Février 2007 Ce travail a été effectué par : SNC-Lavalin International en collaboration avec : - Hydro Québec International - Vincent Roquet et Associés inc. - Stratus Consulting inc. - Michael A. Stevens, consultant - WL Delft Hydraulics - Experco International (Burundi, RDC de l'Est et le Rwanda) - GIBB Africa Limited (Tanzanie et Kenya) - Sustainable Resources Network (Ouganda) Le projet a été géré et supervisé par : THE WORLD BANK avec la participation financière de : SNCeLAVALIN SNC*LAVALIN INTERNATlONALinc. International 455, boul. Rene-LevesqueOuest Montreal (Quebec) Canada H22 123 Telephone :(514) 393-1000 Telecopieur:(514) 866-0419 Telex :055-61250 ' M. Jakob Granit Sr. Water ResourcesManagementSpecialist The World Bank, AFTNL 1818 H. Street, NW MailstopJ11-1102 Washington, DC 20433 USA Objet : Analyse strategiquelsectorielle,sociale et environnementale des options de developpement energetique dans la region des lacs equatoriaux du Nil Ramortfinal Cher Monsieur Granit, Nous sommes heureux de vous soumettre notre rapport final pour ce projet interessant et audacieux. Le rapport comprend : Le rapport principal, incluantun sommaire executif Un recueildes annexes contenanttoute I'informationde base utilisee dans I'analyse Un sommaireexhutif en anglais et Ce sommaireexkutif en fran~ais Ce rapport fournit une base solide pour la planification du developpement des secteurs bnergetiquesde la region, car il contient une proposition pour la strategic de developpernent et un plan de developpement indicatif PAALENjusqu'a I'an 2020. 11 est base sur la revision du contexte environnemental et social actuel, le cadre juridique et de reglementation existant, une analyse des besoins energetiques de la region, I'identification des options de developpement energetique disponibles dans la region et la comparaison de ces options en fonction des considerations environnementales,socioeconomiqueset des risques. Ce fut un plaisir de travailler avec vous et votre equipe, ainsi qu'avec I'unitede coordination PAALEN, les autres membres du comite de pilotage et les parties prenantes qui ont participeau projet. Veuillez anreer, Monsieur,mes sinceres salutations. RaymondNoel Chef d'bquipe, SNC-Lavalin Internationalinc. Membre du GroupeSNC*LAVALIN Avis aux lecteurs Cette étude ASSE constitue le cadre général qui a été utilisé afin de développer une stratégie de développement énergétique indicative pour la région PAALEN. À ce titre, elle est basée sur l'information recueillie de sources secondaires initialement en 2003 et mise à jour en 2004. Une partie des données reçue a été développée par plusieurs consultants sur une longue période de temps (certaines datent d'il y a 20 ans) à l'aide d'un large éventail d'hypothèses. Tous les efforts raisonnables ont été déployés afin de placer l'information sur une base uniforme comme il est nécessaire afin d'effectuer une analyse stratégique telle que l'ASSE. L'ASSE n'est pas un substitut pour des études détaillées particulières à un projet et des analyses de l'impact environnemental/social nécessaires pour la mise en oeuvre de projets particuliers. De telles études incorporeraient invariablement de l'information détaillée et mise à jour concernant divers aspects des projets, incluant l'analyse de configurations alternatives, de l'estimation des coûts, de l'hydrologie, de la sortie de la centrale ainsi que les impacts environnementaux et socioéconomiques. TABLE DES MATIÈRES SOMMAIRE EXÉCUTIF TABLE DES MATIÈRES PAGE INTRODUCTION 1 PERSPECTIVES 1 VUE D'ENSEMBLE 1 RECOMMANDATIONS 3 APPROCHE ET PROCESSUS ANALYTIQUE 4 CONTEXTE JURIDIQUE, POLITIQUE ET ADMINISTRATIF 5 CONTEXTE ENVIRONNEMENTAL ET SOCIAL ACTUEL 6 ANALYSE DES BESOINS ÉNERGÉTIQUES RÉGIONAUX 7 IDENTIFICATION ET TRI DES NOUVELLES OPTIONS DE DÉVELOPPEMENT ÉNERGÉTIQUE 8 OPTIONS ÉNERGÉTIQUES RETENUES POUR L'ANALYSE COMPARATIVE 9 Options hydroélectriques 11 Options thermiques au gaz et au charbon 15 Options énergie géothermique 16 Options énergie éolienne 17 Options exclues 17 COMPARAISON DES OPTIONS 18 IMPACT POTENTIEL DU CHANGEMENT CLIMATIQUE 20 PORTEFEUILLES DE DÉVELOPPEMENT ÉNERGÉTIQUE 21 PLAN DE DÉVELOPPEMENT ÉNERGÉTIQUE INDICATIF PAALEN 24 IMPACTS CUMULATIFS 26 Impacts environnementaux du portefeuille 2Bb 26 Impacts socioéconomiques du portefeuille 2Bb 28 Impacts cumulatifs des autres portefeuilles 29 Comparaison de l'approche indépendante et de l'approche d'intégration régionale 30 ENJEUX INSTITUTIONNELS 31 CONCLUSIONS STRATÉGIQUES GÉNÉRALES POUR LA RÉGION DES LACS ÉQUATORIAUX DU NIL 31 RECOMMANDATIONS ET STRATÉGIE DE DÉVELOPPEMENT INDICATIVE PAALEN 33 SSEA III ­ Rapport final S-i 017334-001-00 SOMMAIRE EXÉCUTIF Analyse stratégique/sectorielle, sociale et environnementale Sommaire exécutif INTRODUCTION La région des lacs équatoriaux du Nil (LEN) en Afrique éprouve un besoin énergétique pressant. L'absence d'électricité rend la vie plus difficile dans les régions rurales et urbaines, et occasionne un ralentissement du développement économique. Dans le cadre de l'Initiative pour le bassin du Nil (IBN) et du Programme auxiliaire d'action des lacs équatoriaux du Nil (PAALEN), les pays participants ont convenu que le développement de la production d'énergie à faible coût et le commerce d'électricité régional sont des moyens d'améliorer la productivité et de promouvoir la croissance économique. L'alternative est une approche d'autodéveloppement, mais elle serait plus dispendieuse, elle aurait des impacts plus importants sur l'environnement et elle serait moins sécuritaire en ce qui concerne l'électricité. La région à l'étude est présentée dans la Figure 1. Cette Analyse stratégique/sectorielle, sociale et environnementale (ASSE) a pour objet de présenter une orientation de niveau stratégique/sectorielle aux décideurs À propos de l'ASSE du secteur de l'énergie sur le plan régional et national. C'est L'objectif de l'ASSE est de pourquoi on présente une évaluation des impacts cumulatifs présenter une analyse de environnementaux et sociaux de différents portefeuilles de l'ensemble des questions développement énergétique régional. Cette évaluation ne sociales et environnementales remplace pas les évaluations détaillées particulières à un concernant les options projet ou les études de faisabilité. possibles de développement énergétique régional dans la PERSPECTIVES région des LEN de l'Afrique. L'ASSE analyse et classe les options énergétiques L'ASSE présente une Stratégie de développement identifiées en considérant le énergétique indicative PAALEN afin de correspondre à coût, le risque et les aspects l'accroissement moyen de la demande en électricité dans la sociaux et environnementaux. région ainsi que des recommandations pour des études supplémentaires de certaines options de développement énergétique, de même que des conseils concernant l'aspect juridique et la réglementation. La stratégie inclut un portefeuille d'options pour les projets préférés, défini comme le Plan de développement d'énergétique indicatif PAALEN. VUE D'ENSEMBLE · Entre 2% et 9% de la population a accès à une source d'alimentation électrique. · La demande totale en électricité augmentera de 2 700 MW, et 16 000 GWH au cours de la période jusqu'à 2020. · En 2020, au plus tard, presque toutes les options de développement énergétique qui ont un faible impact environnemental et social auront été utilisées afin de répondre à l'accroissement moyen de la demande. SSEA III ­ Rapport final S-1 017334-001-00 SOMMAIRE EXÉCUTIF Figure 1 - Carte présentant les pays du Nil SSEA III ­ Rapport final S-2 017334-001-00 SOMMAIRE EXÉCUTIF · Les stratégies de développement qui améliorent la diversification géographique ou technologique comprennent des projets qui comportent des risques environnementaux/sociaux. · Les impacts les plus significatifs sur l'environnement physique et social sont les émissions des centrales thermiques et les impacts potentiels sur les zones humides de la rivière Kagera et la rivière Rufiji. · Même le portefeuille le plus intensif sur le plan d'hydro n'aurait aucun effet notable sur le Nil Albert menant au Soudan et aux marais de Sudd. RECOMMANDATIONS La présente ASSE a permis de formuler les recommandations suivantes qui ont été développées à la suite de consultations auprès du comité de pilotage et des parties prenantes : Recommandation A : Plusieurs centrales doivent être mises en oeuvre le plus tôt possible. Pays Option Production Pourquoi ? Quand ? Ouganda Bujagali Hydroélectrique Graves Rwanda/Burundi/ Chutes Hydroélectrique pannes de courant et ces Le plus tôt Tanzanie Rusumo options sont possible Rwanda/RDC Lac Kivu Centrale au diesel parmi les alimentée au mieux méthane évaluées. Commentaires : Les options énergétiques pourraient être installées à court ou moyen terme, elles sont peu coûteuses et elles ont des impacts sociaux et environmentaux acceptables. Recommandation B : Étudier et implanter d'autres options de développement énergétique. Pays Option Production Pourquoi ? Quand ? Burundi Kabu 16 Selon le Tanzanie Kakono scénario Hydroélectrique Rwanda/RDC Ruzizi III d'accroissement moyen, ces Bientôt Tanzanie Ruhudji projets seront Kenya Suswa Géothermique nécessaires en 2014-2018. Tanzanie Songo Songo Centrale thermique au gaz Commentaires : D'autres options de développement énergétique (hydro, géothermique et gaz naturel) devraient aussi être implantées. SSEA III ­ Rapport final S-3 017334-001-00 SOMMAIRE EXÉCUTIF Recommandation C : Les pays de la région devraient progresser immédiatement vers un haut niveau d'interconnexion de leurs réseaux et finalement l'intégration. Pays Production Pourquoi ? Quand ? Tous les Interconnexion Afin de réduire les coûts dans la plupart Immédiatement pays de la des réseaux des pays participants et permettre une région LEN. synergie découlant du mélange de ressources technologiques. Commentaires : L'intégration favoriserait les projets ayant les risques environnementaux et sociaux les plus faibles. Recommandation D : Préparer, mettre en oeuvre et financer quelque 100 MW d'options hydroélectriques existantes et renforcer les réseaux de transport d'électricité qui y sont associés. Pays Production Pourquoi ? Quand ? Dans l'Est de la Hydroélectrique Certaines options doivent être remises Dès que République en état. possible démocratique du Congo (RDC) Certaines options semblent attrayantes, mais d'autres études sont nécessaires afin de confirmer l'intérêt. Commentaires : Ceci devrait aussi inclure des études environnementales et socioéconomiques concernant le Bassin de la rivière Semliki, car c'est à cet endroit que ces options sont situées. Les recommandations qui découlent de la présente analyse sont présentées à la fin du rapport sous la forme de mesures requises de la part de chaque pays d'année en année. Ces mesures doivent être prises de toute urgence afin d'éliminer les pénuries d'énergie actuelles et d'assurer une alimentation suffisante à l'avenir dans le but de satisfaire la demande tout en conservant une marge de réserve raisonnable et réaliste. APPROCHE ET PROCESSUS ANALYTIQUE L'ASSE s'est déroulée sur une période de trois ans en deux étapes dans le cadre de l'IBN/PAALEN1. 1 Cette étude ASSE constitue le cadre général qui a été utilisé afin de développer une stratégie de développement énergétique indicative pour la région PAALEN. À ce titre, elle est basée sur l'information recueillie de sources secondaires initialement en 2003 et mise à jour en 2004. Une partie des données reçue a été développée par plusieurs consultants sur une longue période de temps (certaines datent d'il y a 20 ans) à l'aide d'un large éventail d'hypothèses. Tous les efforts raisonnables ont été déployés afin de placer l'information sur une base uniforme comme il est nécessaire afin d'effectuer une analyse stratégique telle que l'ASSE. L'ASSE n'est pas un substitut pour des études détaillées particulières à un projet et des analyses de l'impact environnemental/social nécessaires pour la mise en oeuvre de projets particuliers. De telles études incorporeraient invariablement de l'information détaillée et mise à jour concernant divers aspects des projets, incluant l'analyse de configurations alternatives, de l'estimation des coûts, de l'hydrologie, de la sortie de la centrale ainsi que les impacts environnementaux et socioéconomiques. SSEA III ­ Rapport final S-4 017334-001-00 SOMMAIRE EXÉCUTIF Les analyses incluaient le Burundi, le Kenya, le Rwanda, la Tanzanie et l'Ouganda au complet, et l'Est de la RDC, qui comprend la province Nord-Kivu, la province Sud-Kivu, les districts de l'Est d'Haut-Uélé et Iluri dans la province orientale, les districts de l'Est de Tanganyika et du Haut Katanga dans la province Katanga et le district de Kabambare dans la province Maniema. Les éléments clés du processus sont : Une période d'analyse d'une durée de presque 15 ans, jusqu'en 2020. La sollicitation des points de vue des parties prenantes à chaque phase de l'ASSE. L'utilisation de données existantes de même que l'information fournie par le Plan directeur des réseaux d'Afrique de l'Est (PDRAE) et les plans directeurs de l'énergie nationale. La considération du cadre juridique et de la réglementation de chaque pays de même que les ententes internationales et les conventions pertinentes. L'analyse des changements climatiques (calculé/prévu) et l'écoulement occasionné par le changement de climat. La considération des options de développement énergétique s'est limitée à celles qui pourraient avoir un impact régional. Le classement des options de développement énergétique selon le coût, les facteurs environnementaux et sociaux ainsi que les risques. La préparation d'exemples de portefeuilles d'investissements afin de satisfaire des stratégies de développement alternatives et des scénarios de croissance de la charge. La préparation de la Stratégie de développement énergétique indicative PAALEN afin de guider la planification de l'investissement futur. CONTEXTE JURIDIQUE, POLITIQUE ET ADMINISTRATIF Les cadres juridiques, politiques et administratifs dans lesquels une option de développement énergétique est planifiée et mise en oeuvre sont une considération vitale aux niveaux stratégiques et sectoriels, car ils influencent l'acceptabilité de l'option de même que sa performance environnementale et sociale. Les cadres juridiques et politiques SSEA III ­ Rapport final S-5 017334-001-00 SOMMAIRE EXÉCUTIF déterminent aussi si une juridiction particulière convient pour attirer l'investissement, particulièrement dans un contexte régional ou multinational. L'analyse de l'information révèle que : Cinq des six pays (l'exception est la RDC) ont adopté des processus d'analyse environnementale qui sont en grande partie compatibles avec les exigences internationales gouvernant les projets de production et de transport d'énergie. Toutefois, ces processus ont été introduits récemment (la plupart depuis l'an 2000) et les pays concernés ont peu d'expérience dans leurs applications. Aucune politique ou règlement de déplacement de la population, compatible avec les exigences internationales, n'a été adopté jusqu'à date. Les six pays devront définir Les six pays offrent l'indemnisation appropriée et des politiques de un environnement réétablissement involontaire. accueillant pour le développement La RDC est le seul pays qui interdit les interventions sur les énergétique. rivières dans les parcs et les réserves. Les cinq autres pays exigent des Analyses sur l'impact environnemental (AIE) dans de tels cas. Les six pays offrent un environnement accueillant pour les projets de développement énergétique. Une analyse pays par pays démontre que même si la situation dans son ensemble paraît accueillante, quelques mesures complémentaires déjà en cours doivent être achevées complètement afin de promouvoir l'implication du secteur privé et le développement du commerce de l'électricité entre les pays. Le commerce de l'énergie devra être favorisé par une législation ou une réglementation facilitante. Les importations ne devraient pas être réglementées ou, si elles le sont, le moins possible. En ce qui concerne les exportations, la loi sur l'énergie devrait contenir une clause qui autorise le gouvernement ou le ministre responsable de l'énergie d'établir les conditions par décret ou de limiter les exportations dans le but d'assurer la sécurité opérationnelle du réseau et la qualité de l'alimentation. CONTEXTE ENVIRONNEMENTAL ET SOCIAL ACTUEL La région comprend trois bassins hydrographiques de lacs majeurs (Lacs Victoria2, Malawi et Tanganyika) et deux bassins hydrographiques de rivières (Rufiji et Nil Victoria). D'une perspective régionale, ces lacs et rivières sont d'une importance considérable à la subsistance de leurs populations, car elles offrent l'approvisionnement en eau et en protéines alimentaires; elles procurent un revenu par la pêche, les exportations et le tourisme; elles sont utilisées comme avenues pour le transport; elles fournissent l'eau pour 2Pour les besoins de cette analyse stratégique, le bassin Semliki est inclus dans le bassin du lac Victoria même s'ils sont deux bassins distincts. Comme il n'y a aucune option de développement énergétique dans ce bassin fluvial qui pouvait être incluse dans cette analyse, la situation environnementale et socioéconomique du bassin n'a pas été révisée. SSEA III ­ Rapport final S-6 017334-001-00 SOMMAIRE EXÉCUTIF l'irrigation, l'agriculture et l'électricité; et elles sont l'habitat de divers poissons endémiques et une faune importante pour l'écologie et la science. Ces lacs et rivières connaissent une diminution des ressources en poissons, de la biodiversité et la détérioration générale de la qualité de l'eau à cause de la déforestation, de la surexploitation et le manque de gestion générale. Ceci est attribuable, en partie, à l'accroissement démographique rapide dans les régions sur le bord de l'eau (d'où la pression sur les ressources naturelles), l'habitat humain et l'infrastructure économique et sociale. ANALYSE DES BESOINS ÉNERGÉTIQUES RÉGIONAUX Un approvisionnement adéquat d'énergie électrique fournit un apport fondamental pour le développement. Il y a plusieurs éléments clés de la région qui doivent être considérés : Seulement une faible proportion de la population de la région, entre 2% et 9%, ont accès à une source d'alimentation électrique. La consommation actuelle dans la région est 95 kWh/personne/année et ceci comprend toute la La consommation consommation industrielle et commerciale. Afin de d'électricité dans la région mettre ceci en perspective, l'ensemble des pays en est à peu près un dixième Afrique consomme 930 kWh/personne/année, de la moyenne de toute pratiquement 10 fois le niveau actuel dans la région. l'Afrique. La demande énergétique des clients excède ce que les producteurs énergétiques peuvent offrir de façon fiable. Les méthodologies de prévision de la demande énergétique sont habituellement reliées aux tendances de l'historique, ce qui implique une continuation de la condition socioéconomique actuelle (ou possiblement une amélioration graduelle de celle-ci) dans la région. Quatre scénarios d'accroissement de la demande ont été élaborés. Trois sont basés sur la continuation du statut quo (accroissement de la demande de référence) avec une variation des hypothèses d'entrée concernant le taux de croissance des économies des pays. Un quatrième scénario présente un estimé des besoins de la région afin de s'améliorer de façon significative et de transformer sa situation économique. Les résultats de la prévision d'accroissement de la demande régionale sont présentés ci- dessous : L'accroissement incrémentiel de la demande selon le Demande de pointe (MW) : scénario de référence est de 3,7% à 4,0%, selon le scénario de moyenne croissance elle est de 5,6% à · Référence : 1 500 6,3%, selon le scénario de forte croissance elle est de · Moyenne : 2 700 6,8% à 6,1% et selon le scénario de la transformation · Forte : 4 000 elle est de 5,1% à 15%. · Transformation : 8 600 SSEA III ­ Rapport final S-7 017334-001-00 SOMMAIRE EXÉCUTIF Analyse des besoins régionaux d'énergie dans la région des LEN pour la période jusqu'à l'an 2020 Demande régionale de pointe 12 000 10 000 (MW) Scénario de la 8 000 transformation régionale pointe de 6 000 Forte croissance 4 000 Moyenne 2 000 Référence Puissance 0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Année IDENTIFICATION ET TRI DES NOUVELLES OPTIONS DE DÉVELOPPEMENT ÉNERGÉTIQUE Lorsque les besoins énergétiques de la région ont été identifiés, les ressources disponibles pour répondre à Toutes les options de ces besoins ont été identifiées et triées. Dans un premier développement énergétique temps, une longue liste des options a été dressée sans ont été examinées ­ hydro, considérer la faisabilité du développement. Ceci a permis géothermique, thermique, d'identifier une capacité hydro de 9 100 MW et 2 395 vent, solaire et la gestion de MW de capacité thermique et géothermique. Dans un la demande d'électricité. deuxième temps, un tri de cette liste d'options a été effectué afin de s'assurer qu'elles étaient toutes appropriées à ces fins. Le tri a réduit le montant à 1 899 MW de capacité hydro, 2 095 MW de capacité thermique et géothermique en plus de 30 MW de systèmes de conversion de l'énergie éolienne. Quatre critères de tri ont été suggérés par les parties prenantes et approuvés par le Comité de pilotage du projet comme suit : Disponibilité des données (au niveau de la préfaisabilité ou mieux); Impacts sociaux ou environnementaux d'un niveau tolérable, conforme aux lois nationales et aux conventions internationales; Unité dont le coût d'énergie garantie a été estimé à moins de 10 cents US/kWh; Assurance d'une pertinence régionale (la dimension d'une option devrait être supérieure ou égale à 10 MW pour le Rwanda, le Burundi et l'Est de la RDC, et supérieure ou égale à 30 MW pour les pays de l'Afrique de l'Est [PAE]). SSEA III ­ Rapport final S-8 017334-001-00 SOMMAIRE EXÉCUTIF Les options qui ne répondaient pas à un ou plusieurs des critères ont été éliminées de la liste lors du tri. OPTIONS ÉNERGÉTIQUES RETENUES POUR L'ANALYSE COMPARATIVE Les options retenues pour l'analyse comparative sont présentées dans le Tableau 1. Tableau 1 : Options de développement énergétique retenues pour l'analyse comparative Options retenues après le tri Hydro Géothermique Bujagali (250 MW) Longonot (70 MW) Kabu 16 (20 MW) Menengai (140 MW) Kakono (53 MW) Olkaria ­ extension (35 MW) Karuma (200 MW) Suswa (70 MW) Masigira (118 MW) Géothermique générique (140 MW Mpanga (144 MW) hypothétique) Mutonga (60 MW) Ruhudji (358 MW) Thermique Rumakali (222 MW) Gaz à cycle combiné x 3 unités Chutes Rusumo (61,5 MW) (générique, capacité dépend du montant Ruzizi III (82 MW) de gaz à importer) Songwe (330 MW) Turbine à gaz 60 MW, gaz ­ générique x 4 unités (générique, capacité dépend du Haut Kihansi (aucune capacité, montant de gaz à importer) seulement énergie) Mchuchuma ­ charbon (400 MW) Mombasa ­ GNL (générique, capacité Renouvelable dépend du montant de gaz à importer) · Moteurs au méthane de Kivu Mombasa ­ charbon (générique, capacité 30 MW x 4 unités (120 MW)3 dépend un montant de gaz à importer) Éolienne générique (puissance nominale dépend des sites, 2 X 30 MW hypothétique) L'emplacement de ces options est présenté dans la Figure 2 et il est décrit sommairement ci-dessous. 3 Ces unités utilisent un combustible fossile, ainsi elles pourraient être considérées comme des options thermiques. Toutefois, le combustible se renouvelle de façon naturelle, ainsi on pourrait aussi le considérer comme renouvelable. SSEA III ­ Rapport final S-9 017334-001-00 SOMMAIRE EXÉCUTIF Figure 2- Options énérgétiques des candidats retenus SSEA III ­ Rapport final S-10 017334-001-00 SOMMAIRE EXÉCUTIF Options hydroélectriques Aménagement hydroélectrique de Bujagali Description : Aménagement au fil de l'eau de 250 MW en une ou deux étapes, avec un stockage à court terme d'à peu près 12 heures. Impacts principaux : l'inondation des rives et des îles entraînerait la Emplacement : perte d'habitats pour les oiseaux, les chauves- souris et d'autres animaux; Situé sur le Nil Victoria les populations dans les zones touchées par le en Ouganda, 8 km en projet ont déjà été déplacées; aval des installations perte de revenus du tourisme et perte hydroélectriques de d'occasions de descente de rapides en radeau; Kiira et des chutes la création du réservoir de stockage à court Owen. terme implique le risque d'augmentation de bilharzia. Aménagement hydroélectrique de Kabu 16 Description : Aménagement au fil de l'eau de 20 MW, avec stockage à court terme horaire. Impacts principaux : Emplacement : environ 75 personnes (estimé de 1995) seraient Situé au Burundi sur la déplacées; rivière Kaburantwa, 16 la construction d'une route de 10,5 km faciliterait km au-dessus de sa l'accès aux marchés et aux services. confluence avec la rivière Ruzizi. Aménagement hydroélectrique de Kakono Description : Aménagement au fil de l'eau de 53 MW. Un des avantages de cette option serait la fourniture d'eau pour l'irrigation. Impacts principaux : Emplacement : inondation partielle de la forêt classée de Minziro; Situé en Tanzanie sur possiblement un important déplacement de la la rivière Kagera près population. de la frontière de l'Ouganda. SSEA III ­ Rapport final S-11 017334-001-00 SOMMAIRE EXÉCUTIF Aménagement hydroélectrique de Karuma Description : Aménagement au fil de l'eau de 200 MW, avec stockage à court terme horaire. Impacts principaux : Emplacement : perte d'environ sept hectares d'habitat terrestre; Situé sur le Nil Victoria déplacement d'environ 35 maisonnées; en Ouganda, la construction de routes d'accès (à peu près 4,5 immédiatement en km) faciliterait l'accès aux marchés et aux amont de la limite du services. parc national de Murchison. Aménagement hydroélectrique de Masigira Description : Aménagement au fil de l'eau de 118 MW. Impacts principaux : Emplacement : Situé dans un milieu naturel vierge où la risque d'érosion; faune abonde en projet situé dans un milieu naturel vierge où la Tanzanie sur la rivière faune abonde. Ruhuhu, 80 km à l'est du lac Nyasa. Aménagement hydroélectrique de Mpanga Description : Aménagement au fil de l'eau de 144 MW. Impacts principaux : Emplacement : le projet pourrait affecter l'hydrologie de la rivière Situé en Tanzanie sur Mpanga, qui se déverse dans le Kilambero, une la rivière Mpanga, 40 importante plaine inondable et un site Ramsar km en aval du projet désigné. Bas Kihansi. SSEA III ­ Rapport final S-12 017334-001-00 SOMMAIRE EXÉCUTIF Aménagement hydroélectrique de Mutonga Description : Aménagement au fil de l'eau de 60 MW, avec un stockage à court terme équivalent à six jours. Impacts principaux : environ 11 km2 d'habitats terrestres Emplacement : deviendraient des habitats lacustres; Situé sur la rivière la rétention de sédiments dans le réservoir Tana au Kenya, entraînerait une dégradation de la vie des immédiatement en aval profondeurs et de la productivité du réservoir; de la centrale la dégradation du lit de rivière en aval du barrage hydroélectrique de affecterait la morphologie de la rivière, et la Kiambere. réduction possible d'une aire forestière riveraine; déplacement d'environ 1 000 personnes; risque d'augmentation de la malaria et de la bilharzia. Aménagement hydroélectrique de Ruhudji Description : Aménagement au fil de l'eau de 358 MW, avec un réservoir en amont séparé. Impacts principaux : Emplacement : modification des habitats terrestres et lacustres; modification de l'hydrologie et des conditions du Situé sur la rivière transport des nutriments dans le passage de la Ruhudji en Tanzanie, rivière entre le barrage d'accumulation et le environ à 70 km à l'est barrage de l'amenée; de Njombe. le projet pourrait affecter l'hydrologie de la rivière Ruhudji, qui coule vers Kilambero, une plaine inondable importante, au site de Ramsar; la construction de routes d'accès faciliterait l'accès aux marchés et aux services. Am énagem ent hydroélectrique R um akali D escrip tio n : Am én ag em en t au fil d e l'eau d e 222 M W . Im p acts p rin cip au x : m o d ificatio n d es h ab itats terrestres et lacu stres; E m p lacem en t : m o d ificatio n d es d éb its et d es n iveau x d 'eau d an s les zo n es h u m id es à l'aval d u b arrag e avan t le lac N yasa; S itu é su r la rivière m o d ificatio n d e la fo rm atio n d es séd im en ts q u i R u m akali en T an zan ie, p o u rrait avo ir u n im p act su r la b io d iversité 85 km à l'o u est d e excep tio n n elle d u lac; N jo m b e. in o n d atio n d e terres ag rico les et d 'u n villag e d e 80 éd ifices; réd u ctio n d es risq u es d 'in o n d atio n à l'aval; la co n stru ctio n d e ro u tes d 'accès faciliterait l'accès au x m arch és et au x services. SSEA III ­ Rapport final S-13 017334-001-00 SOMMAIRE EXÉCUTIF Aménagement hydroélectrique des chutes Rusumo Description : Aménagement de 61.5 MW avec un réservoir. Impacts principaux : inondation de 400 km2, ce qui comprendrait 125 Emplacement : km2 d'un lac existant, 250 km2 de zones humides et 15 km2 du versant de la vallée; Situé sur la rivière la réduction des débits de crue et des niveaux Kagera à la frontière affecterait les zones humides en aval, y compris entre le Rwanda et la dans le parc national d'Akagera; Tanzanie. environ 3 000 personnes pourraient être affectées et certaines d'entre elles déplacées; augmentation possible des risques pour la santé liés à la bilharzia et la malaria. Une étude d'optimisation du site est nécessaire. Aménagement hydroélectrique de Ruzizi III Description : Aménagement au fil de l'eau de 82 MW. Impacts principaux : Emplacement : Situé sur la rivière la sédimentation pourrait avoir un impact sur les Ruzizi, qui sert de habitats aquatiques et l'importante biodiversité frontière entre le du lac Tanganyika dans le bassin du Congo en Rwanda et la réduisant l'afflux des éléments nutritifs à République l'écosystème. démocratique du Congo, 25 km en aval (au sud) de la sortie du lac Kivu. A m én a g e m en t h yd ro éle ctriq u e d e S o n g w e D escrip tio n : A m én ag em en t d e 330 M W co m p ren an t tro is b arrag es et cen trales en cascad e su r la rivière S o n g w e. Im p acts p rin cip au x : la créatio n d e tro is réserv o irs (to tal : 5600 h ectares) E m p lacem en t : im p liq u erait la p erte d es zo n es h u m id es, la L e b arrag e su p érieu r m o d ificatio n d 'h ab itats terrestres et lacu stres et la serait su r la fro n tière rég u larisatio n saiso n n ière d es d éb its q u i m o d ifierait en tre la T an zan ie et le la fo rm atio n d es séd im en ts d an s le lac et ceci au rait M alaw i. L e b arrag e d u u n im p act su r l'im p o rtan te b io d iv ersitié d u lac; m ilieu et le b arrag e au g m en tatio n d e l'éro sio n d es b erg es en av al d es in férieu r seraien t au b arrag es; les b arrag es b lo q u eraien t la m ig ratio n d es M alaw i. p o isso n s; em p iétem en t su r les zo n es p ro tég ées; im p o rtan t d ép lacem en t d e la p o p u latio n ; au g m en tatio n d es risq u es p o u r la san té (m alaria et b ilh arzia). av an tag es im p o rtan ts p o u r le co n trô le d es cru es et l'irrig atio n . SSEA III ­ Rapport final S-14 017334-001-00 SOMMAIRE EXÉCUTIF Aménagement hydroélectrique du Haut Kihansi Description : Un barrage de retenue pour régulariser les débits vers une installation hydroélectrique déjà en place, en aval. La régularisation des débits de la rivière permettrait d'augmenter la production annuelle moyenne de la centrale en place d'environ 124 GWh, mais sans augmentation de la capacité. Impacts principaux : Emplacement : Le barrage serait situé le réservoir pourrait possiblement empiéter sur sur la rivière Kihansi un habitat forestier primaire; dans le bassin fluvial le projet pourrait régulariser le débit de la rivière de la rivière Rufiji, à 12 Kihansi, qui coule vers Kilambero, vers une km en amont de la importante plaine inondable, au site de Ramsar. centrale du Bas Kihansi. Options thermiques au gaz et au charbon Centrale thermique au gaz en Tanzanie Description : Les centrales thermiques au gaz auront les dimensions requises. Impacts principaux : Emplacement : impacts sociaux et environnementaux liés aux Les centrales changements climatiques entraînés par les thermiques au gaz émissions de gaz à effet de serre; impacts des seraient situées aux pluies acides; endroits appropriés. impacts sur la santé publique. Centrale au charbon à Mchuchuma en Tanzanie Description : Aménagement de 400 M W . Impacts principaux : Emplacement : impacts sociaux et environnementaux liés aux changements climatiques entraînés par les Les centrales émissions de gaz à effet de serre; impacts des thermiques au charbon pluies acides; seraient situées aux impacts sur la santé publique; endroits appropriés. impacts sur l'utilisation des terres, des habitats et des ressources en raison de l'élimination des cendres produites par les centrales au charbon. SSEA III ­ Rapport final S-15 017334-001-00 SOMMAIRE EXÉCUTIF Centrales thermiques au charbon générique au Kenya Description : Les centrales thermiques au charbon auront les dimensions requises. Impacts principaux : Emplacement : impacts sociaux et environnementaux liés aux changements climatiques entraînés par les Les centrales émissions de gaz à effet de serre; impacts des thermiques au charbon pluies acides; seraient situées aux impacts sur la santé publique; endroits appropriés. impacts sur l'utilisation des terres, des habitats et des ressources en raison de l'élimination des cendres produites par les centrales au charbon. C entrale au m éthane du lac K ivu D escription : D es m oteurs au diesel m odifiés pour s'alim enter avec le gaz m éthane extrait des profondeurs du lac K ivu ont été retenus en m odules de 30 M W chacun. Il sem ble y avoir suffisam m ent de capacité pour quatre m odules. Im pacts principaux : Em placem ent : gaz à effet de serre et ém ission de polluants atm osphériques com parables à une centrale therm ique au gaz naturel; Lac K ivu il pourrait y avoir une conséquence bénéfique dans l'augm entation des élém ents nutritifs et de la productivité aquatique dans la région supérieure du lac. Options énergie géothermique Centrales géothermiques Description : Toutes les options géothermiques identifiées ont été retenues. Il s'agit de l'extension de la centrale d'Olkaria et des options Longonot, Suswa et Menengani, qui totalisent 455 MW. Impacts principaux : Emplacement : lorsque le site et la conception de la centrale sont appropriés, les centrales géothermiques Toutes situées au Kenya. n'occasionnent pas des enjeux environnementaux et sociaux significatifs. SSEA III ­ Rapport final S-16 017334-001-00 SOMMAIRE EXÉCUTIF Options énergie éolienne S ys tè m e d e c o n ve rs io n d e l'é n e rg ie é o lie n n e g é n é riq u e D e s crip tio n : D e s s ys tè m e s d e c o n v ers io n d e l'é n e rg ie é o lien n e g é n é riq u e o n t é té reten u s o ù la res s o u rc e é o lie n n e e st a d é q u a te . P o u r le s b e so in s d e c e tte é tu d e , u n o u d e u x site s e n T a n za n ie a v e c u n e h yp o th è se d e 3 0 M W . Im p a c ts p rin c ip au x : E m p la ce m e n t : E n T an za n ie : G o m v u (p rè s la p lu p a rt d e s im p a c ts d es o p tio n s é n e rg é tiq u e s d e K im b iji, a u s u d -o u es t d e q u i u tilis e n t l'é n e rg ie é o lie n n e p eu v e n t ê tre D a r e s S a la a m ), L ite m b e r réd u its p ar u n c h o ix ap p ro p rié d e l'e m p lac e m e n t (a u s u d -o u es t d e M tw a ra , d u p a rc d 'é o lie n n e s q u i c o n s id è re n t d e s p rè s d e K a ratu ) e t à s ystèm e s d e m é th o d e d e te n u re e t d e c o n flits M ku m b u ra (p rè s d e c o n c e rn a n t l'u tilisa tio n d u s o l, le s e ffets s u r le K m o m a zi d a n s les p a ys ag e e t le s e ffets s u r la fau n e. m o n tag n es d e P a re / U s a m b ara ). L e m e ille u r site e s t M k u m b u ra , à c a u s e d es c o n d itio n s é o lie n n e s. Options exclues Certaines options potentielles ont été exclues à cause d'un manque d'information pour l'analyse (dans la plupart des Un potentiel de cas, il s'agit d'information au niveau conceptuel) même si développement de 521 MW ces options étaient conformes à d'autres critères de tri a été exclu faute (risque environnemental, coût et dimension). Ces options de d'information. développement énergétique sont présentées dans le Tableau 2 qui identifie un potentiel supplémentaire totalisant 521 MW qui pourrait être inclus dans l'analyse du projet et dans le processus de planification si, après des études supplémentaires, elles sont encore aussi intéressantes que l'information préliminaire le suggère. SSEA III ­ Rapport final S-17 017334-001-00 SOMMAIRE EXÉCUTIF Tableau 2 : Options hydroélectriques non préparées pour l'étude de préfaisabilité ou meilleures, mais qui sont conformes au critère du coût Nom Pays Coût Puissance Énergie Coût production total installée en $ Moyenne Garantie Moyenne Garantie $/kW (MW) US (GWh) (GWh) c/kWh C/kWh Babeba I RDC 122.40 50 351 * 3.89 2448 Bangamisa RDC 123.47 48 420 * 3.28 2572 Budana RDC 12.72 13 70 * 2.08 979 Chutes Igamba Tanzanie 41.74 11 87 * 5.32 3661 FSL 865 m ouest Rwanda Kiliba RDC 39.06 15 65 * 6.70 2604 Kiymbi/ RDC 52.06 43 377 * 1.57 1211 Bendera II Mugomba RDC 87.63 40 160 * 6.13 2191 Muhuma RDC 71.69 25 100 * 7.98 2868 Panzi Rwanda - 136.72 36 175 * 8.66 3798 RDC Piana Mwanga RDC 35.00 38 193 * 2.40 1065 Semliki RDC 95.59 28 120 * 8.85 3414 Sisi 3 Rwanda - 405.93 174 883 * 5.14 2333 RDC Total 521 COMPARAISON DES OPTIONS Les options retenues suite au tri doivent être comparées afin de préparer un portefeuille de développement énergétique indicatif qui répondent aux scénarios d'accroissement de la demande à l'étude. Ceci est réalisé à l'aide d'une analyse à critères multiples (ACM) et une analyse des risques. L'attribut caractéristique des méthodes ACM est la mise en place de procédures formelles et, dans une certaine mesure, quantifiées pour les trois étapes d'analyse des options, comme suit : 4 identification des critères; classement des options selon chaque critère identifié; agrégation des critères afin de déterminer un classement de préférence de l'ensemble des options. On doit aussi identifier et analyser les risques qu'une option de développement énergétique pourrait éprouver et qui pourraient altérer la performance planifiée (coûts supérieurs ou inférieurs à ceux estimés, sortie supérieure ou inférieure à l'attente, date de mise en service plut tôt ou plus tard que prévue, etc.). Lorsqu'on compare le classement des coûts avec les résultats ci-dessus de l'ACM dans les catégories socioéconomiques et environnementales, et lorsqu'on considère l'analyse des risques du projet, on constate que : 4Nichols, David, et David Von Hippel (Tellus Institute,É-U), Theo Stewart (Université de Cape Town, Afrique du Sud). Novembre 2000. Révision thématique. Approches de planification VI. Chapitre 4 : Méthodes d'analyse à critères multiples. Rapport rédigé pour la commission mondiale sur les barrages. SSEA III ­ Rapport final S-18 017334-001-00 SOMMAIRE EXÉCUTIF Toutes les options hydroélectriques au fil de l'eau ­ Mutonga, Ruzizi III, Bujagali, Karuma, Ruhudji, Kabu Les options au fil de l'eau 16 et Kakono ­ ont une bonne performance en ce qui (Mutonga, Ruzizi III, concerne les critères socioéconomiques et Bujagali, Karuma, Ruhudji, environnementaux et, à l'exception de Kabu 16 et Kabu 16 et Kakono) ont un Kakono, elles sont les options les moins chères. bon classement. Toutefois, les résultats de l'analyse des risques soulèvent des questions concernant les options suivantes : Bujagali (à 4,24¢/kWh) en Ouganda affecterait le paysage qui est considéré d'une beauté exceptionnelle. Mutonga au Kenya a une bonne performance d'ensemble contre les risques, de même que les critères socioéconomiques et environnementaux. Toutefois, elle a le coût unitaire le plus important parmi toutes les options à 8,68¢/kWh. Ruzizi III est l'option qui arrive deuxième en terme de coût unitaire (à 2,86¢/kWh). Toutefois, elle est située au Rwanda et dans la RDC, et des ententes bilatérales doivent être négociées avant de procéder à la mise en oeuvre. Les options hydroélectriques avec régularisation saisonnière (Songwe et chutes Rusumo) offrent plus d'avantages que les options au fil de l'eau, mais elles soulèvent les dilemmes supplémentaires suivants : Songwe, à la frontière de la Tanzanie et du Malawi, a aussi un coût unitaire relativement faible (3,43¢/kWh) et des avantages concernant le contrôle d'inondation et d'irrigation. Toutefois, elle a des exigences importantes en ce qui concerne le terrain et le déplacement de la population. Chutes Rusumo, à la frontière du Rwanda et de la Tanzanie près du Burundi, a un coût unitaire de 4,14¢/kWh, et elle aura probablement des exigences majeures en ce qui concerne le terrain et le déplacement de la population. Elle pourrait aussi poser des problèmes associés avec la prolifération de jacinthes d'eau, l'augmentation de maladies hydriques et les impacts à l'aval sur le parc national Akagera. Il pourrait aussi y avoir des risques reliés au besoin de négociation d'ententes de partage de l'énergie entre le Burundi, le Rwanda et la Tanzanie. Les options géothermiques considérées au Kenya sont classées au deuxième rang en ce qui concerne les critères environnementaux et les risques et elles ont aussi un bon classement selon les critères socioéconomiques. Toutefois, cette option a un coût unitaire relativement élevé à 5,05¢/kWh. L'option éolienne générique a une très bonne performance selon les critères socioéconomiques et les risques, et une performance moyenne selon les critères environnementaux. Toutefois, elle a aussi un coût unitaire relativement élevé à 8,33¢/kWh. L'option des moteurs au méthane de Kivu se classe bien selon les critères socioéconomiques, mais elle a un coût unitaire plus élevé à 6,11¢/kWh, et un faible ratio de recouvrement de l'énergie. Les options thermiques au charbon ont des coûts unitaires de plus de 6 ¢/kWh. Parmi toutes les options considérées, elles génèrent le plus haut taux de gaz à effet SSEA III ­ Rapport final S-19 017334-001-00 SOMMAIRE EXÉCUTIF de serre et d'émission de polluants atmosphériques. De plus, l'option au charbon de Mombasa, au Kenya pourrait avoir des impacts significatifs en relation avec l'augmentation des risques de maladies pulmonaires. À partir de l'analyse ci-dessus, deux groupes d'options peuvent être identifiés et considérés pour la préparation des portefeuilles de développement énergétique : (1) les options les mieux évaluées et (2) les autres options, telles que présentées au Tableau 3, en ordre croissant du coût unitaire. IMPACT POTENTIEL DU CHANGEMENT CLIMATIQUE Pour les régions du nord et La sortie des options hydroélectriques retenues est du centre-ouest de la zone directement liée au montant d'eau qui passe à travers leurs d'étude, il y a une forte turbines pour la conversion en électricité. Mondialement, il y probabilité d'augmentation a une preuve solide d'un changement climatique qui pourrait de l'écoulement, donc de la être significatif au fil du temps. Il est donc approprié production. d'analyser ces changements probables dans cette région et d'estimer leur impact sur la sortie des options retenues pour Pour la région du sud, il y l'utilisation dans cette analyse stratégique d'options de aura vraisemblablement développement énergétique. des changements au caractère saisonnier de Les résultats de l'analyse des risques de changement l'écoulement, ce qui climatique sont : occasionnera moins d'efficacité dans la Dans l'ensemble, pour les régions du nord et du régularisation du flux des centre-ouest de la zone d'étude, il y a une forte plus petits réservoirs. probabilité d'augmentation de l'écoulement, donc de la production, si l'on compare aux données historiques. Pour la région du sud, il y aura vraisemblablement des changements au caractère saisonnier de l'écoulement, ce qui occasionnera moins d'efficacité dans la régularisation du flux des plus petits réservoirs. La plupart des options de développement énergétique qui ont été retenues sont situées au nord de la région, donc l'impact du changement climatique sera positif sur le développement des portefeuilles d'options de production. Aucune analyse de sensibilité pour le changement climatique ne sera effectuée, car elle présenterait seulement une disponibilité énergétique plus élevée que les conditions actuelles indiquent. SSEA III ­ Rapport final S-20 017334-001-00 SOMMAIRE EXÉCUTIF Tableau 3 : Options à considérer dans les portefeuilles de développement énergétique (présenté en ordre alphabétique par technologie) Options les mieux évaluées Autres options Options hydro Options thermiques Options hydro Bujagali (250 MW) gaz à cycle combiné x 3 Haut Kihansi (aucune Chutes Rusumo unités (générique, capacité capacité, seulement (61,5 MW) dépend du montant de gaz énergie) Kabu 16 (20 MW) à importer) Masigira (118 MW) Kakono (53 MW) Mombasa ­ GNL Mpanga (144 MW) Karuma (200 MW) (générique, capacité Songwe (330 MW) dépend du montant de gaz Mutonga (60 MW) à importer) Ruhudji (358 MW) Moteurs au méthane de Thermique Rumakali (222 MW) Kivu 30 MW x 4 unités (120 Mchuchuma ­ charbon et Ruzizi III (82 MW) MW) vapeur (400 MW) turbine à gaz 60 MW gaz ­ Mombasa ­ charbon Options géothermiques générique x 4 unités (générique, capacité dépend du montant de Géothermique (générique, capacité gaz à importer) générique (140 MW dépend du montant de gaz hypothétique) à importer) Longonot ­ géothermique (70 MW) Menengai ­ géothermique (140 MW) Olkaria ­ extension (35 MW) Total : 992 MW plus les Suswa ­ géothermique Total : 1 881,5 MW plus les centrales thermiques (70 MW) centrales thermiques au gaz générique. au charbon générique. Options renouvelables Éolienne générique (puissance nominale dépend des sites, 2 X 30 MW hypothétique) PORTEFEUILLES DE DÉVELOPPEMENT ÉNERGÉTIQUE Un certain nombre de portefeuilles exemplaires d'investissement énergétique sont développés afin d'indiquer l'étendue des choix disponibles dans la région pour répondre à la demande. Les portefeuilles présentent deux approches de développement majeures à considérer : le développement indépendant par pays et l'approche de coopération régionale dans laquelle les six pays planifient le développement en commun des ressources. Avec le développement indépendant, ce sont surtout les options dans le pays qui sont considérées avec le scénario d'accroissement de la demande de référence décrit ci-dessus. SSEA III ­ Rapport final S-21 017334-001-00 SOMMAIRE EXÉCUTIF Il s'agit de l'hypothèse à laquelle les impacts des autres portefeuilles ont été comparés (Portefeuille 1Aa, tel que présenté au Tableau 4 ci-dessous). Avec la coopération régionale, trois stratégies pour développer des portefeuilles énergétiques ont été considérés afin de répondre à la demande selon les trois scénarios d'accroissement de la demande décrite ci-dessus (moyenne, forte et transformation) (voir Tableau 4 ci-dessous). Les stratégies étaient : 1. Maximiser l'utilisation des options les mieux évaluées disponibles dans la région. Cette stratégie mène à une forte utilisation des options hydroélectriques avec le risque associé de pénurie d'énergie causée par la sécheresse. 2. Utiliser les ressources attrayantes tout en améliorant la diversification technologique. Cette stratégie réduit l'utilisation des installations hydroélectriques, mais augmente le coût de l'énergie et implique l'utilisation d'options thermiques qui sont moins intéressantes des points de vue environnementaux et sociaux. 3. Utiliser les ressources attrayantes tout en améliorant la diversification géographique. Cette stratégie permet d'assurer que chaque pays, à long terme, n'est pas trop dépendant de ses voisins, mais à un coût financier, environnemental et social plus élevé. Le Tableau 4 présente aussi, six portefeuilles de développement énergétique qui ont été préparés afin d'illustrer comment l'application de ces différentes stratégies, selon différents scénarios d'accroissement de la demande, influencerait le choix des investissements pour une Stratégie de développement énergétique indicative du PAALEN. Trois portefeuilles (2Bb, 2Cb et 2Db) ont été basés sur le scénario d'accroissement moyen de la demande, et appliqués aux trois stratégies. Deux portefeuilles (2Cc et 2Dc) ont été basés sur le scénario de forte croissance de la demande, et appliqués seulement sur les stratégies de diversification technologique et géographique, car toutes les options les mieux évaluées seraient utilisées avec le scénario d'accroissement moyen de la demande. Le sixième portefeuille (2d) a été basé sur le scénario de transformation et a nécessité l'utilisation de toutes les options identifiées dans la région. L'analyse des divers portefeuilles indique ce qui suit : L'approche du développement énergétique indépendant mène à une plus faible disponibilité énergétique et l'utilisation d'options de développement qui sont plus petites, moins rentables et moins acceptables sur le plan environnemental. Au cours des premières années de l'analyse, il y avait très peu de différence entre les portefeuilles représentants les options les mieux évaluées, la diversification technologique et la diversification géographique. Ceci s'applique en fonction de la sélection d'option, des investissements, de la valeur actuelle des coûts et des exigences du transport. D'un point de vue de planification du secteur de l'énergie, l'assurance de l'approvisionnement est un critère important et la diversification géographique est préférée. D'un autre côté, l'historique des sécheresses dans la région suggère que la diversification technologique devrait être mise en valeur. Tel que mentionné ci-haut, il y a peu de différence entre ces deux stratégies. Ainsi, pour les besoins de la Stratégie de développement énergétique indicative PAALEN recommandée ci- dessous, la stratégie de diversification technologique est utilisée. SSEA III ­ Rapport final S-22 017334-001-00 SOMMAIRE EXÉCUTIF Tableau 4 : Nomenclature utilisée pour le développement de portefeuilles Approches de développement 1. Indépendant 2. Coopération régionale énergétique Stratégies pour développer des A) Principalement C) D) portefeuilles des options B) Options les Diversification Diversification d'options nationales mieux évaluées technologique géographique énergétiques a - Référence (accroissement de la demande de 3,7% à 4,0%), un portefeuille examiné : Portefeuille 1Aa b - Moyenne (accroissement de la demande de 5,6% à 6,3%), trois portefeuilles examinés : Portefeuille 2Bb Portefeuille Portefeuille Scénarios 2Cb 2Db d'accroissement c - Forte (accroissement de la demande de 6,8% à 8,1%), deux portefeuilles de la demande examinés : Portefeuille Portefeuille 2Cc 2Dc d - Transformation (accroissement de la demande de 5,1% à 15,0%), un portefeuille examiné : Portefeuille 2d* Niveau de disponibilité limité (S1) : Portefeuille 2Cb (S1) Options permettant l'importation (S2) : Analyse de Portefeuille sensibilité 2Cb (S2) Aucune analyse comparative; seulement le tri des options (S3) : Portefeuille 2Cb (S3) Note : le scénario de transformation nécessiterait toutes les options énergétiques identifiées dans la région, donc il n'est pas approprié de donner un identificateur au portefeuille pour une stratégie particulière. Les options de développement énergétique de la région permettraient de répondre aux scénarios de croissance moyenne et de forte croissance de la demande. Toutefois, ces scénarios d'accroissement de la demande n'amélioreraient pas le niveau de vie de la population de la région. Afin d'améliorer de façon significative le niveau de vie des personnes de la région, il faudrait utiliser le scénario de transformation. Toutefois, les ressources de la région ne sont pas suffisantes pour répondre à cette demande. De plus, trois essais de sensibilité ont été appliqués à la stratégie de la diversification technologique améliorée afin d'analyser : L'impact de l'inclusion des options qui n'ont pas encore été étudiées adéquatement sur le portefeuille des projets rassemblés (Portfolio 2Cb [S1]). SSEA III ­ Rapport final S-23 017334-001-00 SOMMAIRE EXÉCUTIF L'impact de l'importation énergétique à un coût unitaire défini d'énergie sur le portefeuille des Trois essais de sensibilité : projets rassemblés (Portfolio 2Cb[S2]). · Inclure les options qui ne sont pas étudiées suffisamment L'impact de l'élimination des analyses compara- tives des options et considérer seulement le · Inclure les importations coût financier afin de déterminer l'ordre · Éliminer l'analyse d'installation des options sur le portefeuille des comparative projets rassemblés (Portfolio 2Cb[S3]). L'analyse de sensibilité indique ce qui suit : Le remplacement des options locales par l'importation est attrayant si l'énergie peut être livrée à moins de 3¢/kWh US. Il serait approprié d'étudier davantage certaines des options exclues initialement à cause du manque d'information. Les portefeuilles préparés sans bénéfice d'analyses comparatives ne démontrent aucune avantage en termes de coûts, mais entraînent d'impacts environnementaux et sociaux plus élevés. PLAN DE DÉVELOPPEMENT ÉNERGÉTIQUE INDICATIF PAALEN Le Tableau 5 présente un plan de développement énergétique indicatif. Au cours des premières années de l'analyse, il y a peu de moyen pour répondre à la demande, donc les options dans les trois stratégies sont pareilles. Pour la période au-delà de l'an 2015, il y a eu suffisamment de temps disponible pour réaliser les études nécessaires afin de préparer la mise en oeuvre des options et ainsi les décisions doivent être prises en ce qui concerne la stratégie à adopter. Les éléments clés dans la décision sont : La stratégie d'utilisation des résultats des options les mieux évaluées dans une forte utilisation des options hydro avec le risque associé de sécheresse. Ceci entraîne aussi une importante dépendance de la part de certains pays sur les pays qui ont des ressources hydro abondantes. La stratégie de diversification technologique qui réduit la dépendance sur des options hydro, mais comprend des options qui sont moins intéressantes. La question d'une probable dépendance disproportionnée de certains pays sur d'autres demeure. La stratégie de diversification géographique traite de la probabilité de dépendance disproportionnée de certains pays sur d'autres, mais elle comprend plus d'options qui sont moins intéressantes. Un autre élément clé est le taux d'accroissement de la demande dans la région et les ressources qui sont développées pour répondre à cette demande. Tel que mentionné précédemment, les scénarios d'accroissement de la demande selon la référence, la moyenne et la forte croissance ne changeront pas le niveau de vie de façon appréciable dans la région; seulement le scénario de transformation le fera. Toutefois, ce scénario utiliserait toutes les ressources identifiées dans la région (toutes les options les mieux évaluées, les autres et les options exclues). SSEA III ­ Rapport final S-24 017334-001-00 SOMMAIRE EXÉCUTIF Tableau 5 : Dates de mise en service à court/moyen terme ­ Plan de développement énergétique indicatif PAALEN Année Ajout (mise en service) Pays Ajout de puissance(MW) 2009 Turbines à gaz Tanzanie 120 Cycle combiné Tanzanie 60 Diesel Tanzanie 10 2010 Géothermique Kenya 70 Moteur de Kivu #2 R/RDC 30 Unité à cycle combiné Tanzanie 60 2011 Moteur de Kivu #3 R/RDC 30 Turbine à gaz Tanzanie 60 2012 Bujagali 1 ­ 4 Ouganda 200 Chutes Rusumo B/R/T 61,5 2013 Géothermique (Suswa) Kenya 70 Kabu 16 Burundi 20 Kakono Tanzanie 53 2014 Bujagali 5 Ouganda 50 Ruzizi III R/RDC* 82 Turbine à gaz Kenya 60 2015 Ruhudji Tanzanie 358 2016 Géothermique (Menengai) Kenya 140 2017 Moteur de Kivu #4 R/RDC 30 Géothermique (non-précisé) Kenya 140 Karuma Ouganda 200 2018 Éolienne (deux centrales) Kenya 60 Mombasa 1 Kenya 150 2019 Mombasa 2 Kenya 150 2020 Rumakali Tanzanie 222 Mchuchuma (Unités 1 et 2) Tanzanie 200 Mombasa 3 Kenya 150 Notes : B/R/T = Burundi, Rwanda et Tanzanie R/RDC = Rwanda et République démocratique du Congo * Ruzizi III pourrait être développé par le Burundi, la RDC et le Rwanda Pour les raisons ci-dessus, il est essentiel que la stratégie de développement énergétique PAALEN demeure le plus flexible Flexibilité requise lors du possible afin de répondre aux différents scénarios de plan de mise en oeuvre. croissance économique et de demande. Pour les besoins de cette analyse, le portefeuille des options sélectionnées pour le Plan de développement énergétique indicatif PAALEN est basé sur la diversification technologique, et la prévision de la demande moyenne de 5,6% à 6,3% par année (2Cb). SSEA III ­ Rapport final S-25 017334-001-00 SOMMAIRE EXÉCUTIF Les options qui ne sont pas présentées dans le Tableau 5, mais dans le Tableau 3 (mieux évaluées et autres) seront nécessaires pour la mise en oeuvre selon les scénarios de forte croissance et de transformation. Ceci comprend : Tableau 6 : Options nécessaires pour les scénarios de forte croissance et de transformation Emplacement Option Installé (MW) Kakono Hydro 53 Mpanga Hydro 144 Mutonga Hydro 60 Songwe Hydro 330 Haut Kihansi Énergie seulement Aucune Générique (où requis) Centrales à cycle combiné supplémentaires Au besoin Mombasa Centrales thermiques au GNL selon le nombre et les dimensions nécessaires Au besoin Mchuchuma Unités au charbon supplémentaires 400 Centrales thermiques au charbon Mombasa importé de l'Afrique du Sud ou d'ailleurs, selon le nombre et les dimensions Au besoin nécessaires. Ces options pourraient être utilisées si l'accroissement de la demande augmente à un taux plus élevé que le scénario d'accroissement moyen de la demande ou si des stratégies de développement différentes sont acceptées. IMPACTS CUMULATIFS Les impacts cumulatifs du Portefeuille de développement énergétique indicatif du PAALEN sont évalués à l'aide de la comparaison avec le développement indépendant (autrement dit, il utilise le portefeuille 1Aa comme point de référence). Les impacts cumulatifs sur l'environnement sont analysés par le bassin fluvial. Les impacts cumulatifs sociaux vont au- delà des frontières d'un bassin fluvial et sont plutôt liés aux unités administratives du gouvernement. L'approche adoptée consiste à comparer le portefeuille basé sur les options les mieux évaluées et le scénario Les impacts cumulatifs sont d'accroissement moyen de la demande (portefeuille évalués en comparant les 2Bb) avec le portefeuille 1Aa, et ensuite d'indiquer les impacts des options les mieux impacts incrémentiels provenant du portefeuille 2Bb au évaluées à la situation de portefeuille qui met l'emphase sur la diversification développement indépendante. technologique (portefeuille 2Cb) et ensuite au portefeuille qui met l'emphase sur la diversification géographique (portefeuille 2Db). Impacts environnementaux du portefeuille 2Bb La plupart des options du portefeuille 2Bb sont hydroélectriques, donc les impacts environnementaux seraient limités aux bassins fluviaux et non aux frontières politiques ou SSEA III ­ Rapport final S-26 017334-001-00 SOMMAIRE EXÉCUTIF administratives. C'est pourquoi les impacts environnementaux sont présentés ci-dessous par bassin fluvial. Bassin du lac Tanganyika (comprend Kabu 16, Ruzizi III et les options au méthane du lac Kivu) : Toutes les options hydroélectriques sont au fil de l'eau, donc il n'y aurait pas de changement au régime d'écoulement. La qualité de l'eau et les ressources rivulaires et végétatives seraient améliorées à cause de la réduction de l'écoulement des éléments nutritifs (avec la réduction associée de jacinthes d'eau). Aucun impact n'est prévu sur les poissons, car les options seraient construites à un endroit où il y a déjà un obstacle à la migration des poissons. Lac Nyasa/Bassin Malawi (comprend les options Rumakali et Songwe) : Le réservoir associé à l'option Songwe réduirait le débit des crues et augmenterait l'évaporation, mais stabiliserait le lit de la rivière et augmenterait les débits durant la saison sèche. La réduction des éléments nutritifs et le changement au régime d'écoulement pourraient avoir un impact négatif sur les zones humides dans l'aire du delta. Les poissons migrateurs pourraient être affectés; mais il n'y a pas suffisamment de données pour évaluer le niveau. Bassin de la rivière Rufiji (comprend l'option Ruhudji) : Il y aurait une réduction dans le débit des crues, une augmentation des débits de la saison sèche et une augmentation de l'évaporation. Aucun poisson migrateur; les zones humides sont trop éloignées pour être affectées. Bassin de la rivière Tana (comprend l'option Mutonga) : Éliminerait l'inondation résiduelle. Réduction possible des forêts riveraines ce qui pourrait augmenter la pression sur deux espèces de primates rares. Présence potentielle d'anguilles migratoires; l'importance de l'impact ne peut pas être évaluée sans AIE. Bassin du lac Victoria (comprend les options chutes Rusumo et Kakono) : Réduction du débit des crues, la réduction des zones Réduction du débit des crues, légère augmentation humides du bassin du lac des crues durant la saison sèche, toutes absorbées Victoria; aucun changement par le lac Victoria. dans les taux d'évaporation et d'évapotranspiration. Pratiquement aucun changement dans les taux d'évaporation/évapotranspiration. SSEA III ­ Rapport final S-27 017334-001-00 SOMMAIRE EXÉCUTIF La réduction des zones humides pourrait avoir un impact sur les oiseaux migrateurs; des études supplémentaires sont nécessaires afin d'évaluer l'impact. Présence potentielle de poissons migrateurs; l'importance de l'impact ne peut pas être évaluée sans AIE. Bassin du Nil Victoria (comprend les options Bujagali et Karuma) : Les options sont au fil de l'eau, donc il n'y aurait pas d'impact sur le régime d'écoulement. Légère réduction de l'écoulement des sédiments et des éléments nutritifs qui améliorerait la qualité de l'eau. Une certaine perte d'habitat localisée. L'impact cumulatif sur le Nil en aval (comprend seulement les options du bassin du lac Victoria et du bassin du Nil Victoria ­ les chutes Rusumo, Kakono, Bujagali et Karuma) : Pratiquement aucun changement au régime d'écoulement, car seulement l'option des chutes Rusumo causerait un petit changement localisé dans le régime d'écoulement, qui serait absorbé par le lac Victoria; et toutes les autres options sont au fil de l'eau. Légère réduction possible de l'écoulement des sédiments et des éléments nutritifs qui améliorerait la qualité de l'eau. Pratiquement aucun changement dans les taux d'évaporation/évapotranspiration. Impacts socioéconomiques du portefeuille 2Bb La plupart des options du portefeuille 2Bb sont hydroélectriques, donc les impacts socioéconomiques seraient locaux ou régionaux, mais pas nécessairement limités par les bassins fluviaux. C'est pourquoi les impacts socioéconomiques sont présentés ci-dessous dans un contexte régional, même si le concept de l'impact sur le bassin fluvial est retenu afin de fournir une similarité pour la comparaison avec les impacts environnementaux présentés ci-dessus. Impacts affectant toutes les options : Amélioration de l'emploi à cause de la construction et de l'opération des options. Dans l'ensemble : amélioration de l'emploi, Risque d'augmentation de maladies transmissibles à mais il y a un risque cause de l'arrivée de travailleurs et l'ouverture des d'augmentation de sites; des mesures d'atténuation pourraient minimiser maladies transmissibles à ces impacts. cause de la main d'oeuvre. Aucun changement dans la navigation des rivières, car les options seraient situées où il y a déjà des obstacles; le franchissement des rivières serait facilité par la construction de nouveaux barrages avec des réservoirs, selon la conception. La plupart des options sont des options au fil de l'eau qui n'ont aucun réservoir majeur. La partie au nord du lac Tanganyika et le bassin hydrographique de Kagera (comprend les options chutes Rusumo, Kakono, Kabu 16, Ruzizi III et le méthane du lac Kivu) : SSEA III ­ Rapport final S-28 017334-001-00 SOMMAIRE EXÉCUTIF Une période d'expansion agricole potentielle à cause de l'augmentation de terres irriguées. Un risque d'augmentation de maladies hydriques. Augmentation de la pression sur les humains à cause du réétablissement et du mouvement de réfugiés dans les zones surpeuplées. Bassins du lac Nyasa/Malawi et de la rivière Rufiji (comprend les options Rumakali, Songwe et Ruhudji) : Perte possible de terres irriguées à cause du réservoir de Songwe; expansion agricole potentielle à cause de l'augmentation de terres irriguées aux autres options. Un risque d'augmentation de maladies hydriques. Rivière Tana et la partie est du lac Victoria (comprend les options Mutonga et géothermiques) : Perte de terres irriguées et exode possible d'agriculteurs. Il pourrait y avoir une interférence avec un projet d'irrigation à Bura. Un risque d'augmentation de maladies hydriques. Augmentation des émissions de H2S. Bassin hydrographique du Nil Victoria (comprend les options Bujagali et Karuma) : Un certain impact négatif sur le tourisme, car une section des rapides serait fermée au rafting; les mesures d'atténuation mises en oeuvre comprennent le soutien à l'industrie touristique afin de promouvoir d'autres endroits. Impacts cumulatifs en aval du Nil : Il est clair qu'il n'y aura aucun impact sur le développement économique, la santé, la navigation des rivières et la densité de la population dans les zones où les options sont considérées. Il n'y a aucun changement significatif sur le régime d'écoulement, donc il n'y aurait aucun changement à l'agriculture. Impacts cumulatifs des autres portefeuilles Dans l'ensemble, il n'y a pas trop de différences entre le portefeuille basé sur les options les mieux évaluées, accroissement moyen de la demande - Portefeuille 2Bb et les portefeuilles de diversification technologique et géographique. Un sommaire des différences est présenté ci-dessous : SSEA III ­ Rapport final S-29 017334-001-00 SOMMAIRE EXÉCUTIF Portefeuille 2Bb vs Portefeuille 2Cb Portefeuille 2Bb vs Portefeuille 2Db Mieux évaluées vs Diversification technologique Mieux évaluées vs Diversification géographique Exclusion de Songwe (H) Exclusion de Songwe (H) Exclusion de Mutonga (H) Exclusion de Rumakali (H) Inclusion de Mombasa (C) Inclusion de Mombasa (C) Inclusion de Mchuchuma (C) Du fait que les portefeuilles diffèrent si peu, la différence des impacts cumulatifs entre le portefeuille des options les mieux évaluées et les deux portefeuilles de diversification est petite. De plus, comme les deux portefeuilles de diversification ont certaines modifications identiques du portefeuille des options les mieux évaluées, p. ex. : l'exclusion de Songwe (option hydroélectrique) et l'inclusion de Mombasa (option charbon), les différences sont encore moins déterminantes. Les différences principales entre les deux portefeuilles de diversification et le portefeuille des options les mieux évaluées, sont que les deux portefeuilles de diversification (2Cb et 2Db) augmentent les émissions atmosphériques, les gaz à effet de serre et les polluants responsables des pluies acides en comparaison à 2Bb. Ceci se traduit par un impact cumulatif qui sera perceptible sur le plan régional. Les autres différences causées par l'exclusion de Songwe, Mutonga ou Rumakali seront beaucoup plus localisées et se traduiront en moins de changement ou aucun changement de l'hydrologie et de l'environnement aquatique des rivières impliquées. Les impacts socioéconomiques seront moins positifs, car la création d'emplois directs et indirects sera moindre parce que les barrages et les centrales ne seront pas construits. Certains emplois seront créés à l'emplacement des projets de charbon, mais les activités de construction sont moins importantes que pour des centrales hydroélectriques et des barrages, et dans l'ensemble les retombées économiques seraient moindres. À part des avantages dérivés de la diversification, soit technologiques ou régionales, les deux portefeuilles n'offrent pas des avantages environnementaux ou sociaux en comparaison au portefeuille des options les mieux évaluées (2Bb). Comparaison de l'approche indépendante et de l'approche d'intégration régionale Les différences les plus significatives entre tous les portefeuilles se situent entre le portefeuille indépendant (1Aa) et n'importe lequel des portefeuilles de coopération régionale (2Bb, 2Cb, 2Db). Comparé au portefeuille indépendant, n'importe lequel des portefeuilles régionaux aura les avantages suivants : Diminution de la pression sur la déforestation Moins de gaz à effet de serre et autres polluants atmosphériques Meilleure intégration régionale et alimentation électrique plus fiable Moins de conflits reliés à l'eau Meilleure planification environnementale et une gestion avec des conséquences positives sur la gestion des ressources aquatiques : la pêche et la biodiversité Amélioration des conditions socioéconomiques, incluant l'allègement des tâches quotidiennes comme le ramassage du bois. SSEA III ­ Rapport final S-30 017334-001-00 SOMMAIRE EXÉCUTIF ENJEUX INSTITUTIONNELS Il ne semble y avoir aucun obstacle juridique ou réglementaire majeur à la coopération régionale. En fait, il y a déjà des échanges transfrontaliers d'énergie électrique. Toutefois, il y a des questions clés qui doivent être réglées avant que certaines des options identifiées ci- dessus puissent être mises en oeuvre. Elles comprennent : Certaines options d'énergie hydroélectrique couvrent des frontières internationales dans des rivières transfrontalières. Avant d'être financés, les prêteurs insisteront pour que des ententes d'usage conjoint des eaux soient conclues entre les pays. Certaines options pourraient être installées dans un pays à l'avantage immédiat d'un autre pays. Ceci nécessite des ententes de commerce d'énergie, de même que des ententes d'accès pour le transport avec les autres parties. Le commerce transfrontalier significatif pourrait nécessiter l'amélioration des systèmes de transport, de même qu'une Le commerce étroite collaboration entre les centres de répartition de chaque transfrontalier significatif pays concerné. Dans un tel contexte, et en vue d'un pourrait nécessiter fonctionnement efficace d'un marché régional de l'énergie (à l'amélioration des l'avenir), les pays membres doivent établir clairement la plate- systèmes de transport, de forme minimale qui sous-tendra les échanges transfrontaliers même qu'une étroite d'énergie couvrant ce qui suit : collaboration entre les centres de répartition. Chaque pays membre devrait décider du niveau de sécurité de l'énergie qui lui convient, compte tenu de la disponibilité et du coût des ressources et du niveau de fiabilité qu'il est prêt à accorder aux réseaux électriques des pays voisins. Il n'est pas nécessaire de réglementer les besoins en matière d'importation et d'exportation comme tel; s'ils le sont, ils doivent l'être le moins possible. On doit seulement s'assurer que (a) les échanges ne coûtent pas plus cher que l'énergie produite localement lorsque celle-ci est disponible, et (b) que la sécurité d'exploitation du réseau et la qualité de l'alimentation ne sont pas compromises. Si un pays opte pour un système à acheteurs multiples afin de faciliter et de promouvoir les échanges régionaux, il est alors important d'avoir un libre accès au réseau de transport, des méthodes transparentes et des règlements sans pratiques préférentielles pour la détermination des prix et le volume des échanges. CONCLUSIONS STRATÉGIQUES GÉNÉRALES POUR LA RÉGION DES LACS ÉQUATORIAUX DU NIL Cette analyse stratégique/sectorielle, sociale et environnementale des options de développement énergétique dans la région des LEN mène aux conclusions suivantes : Accroissement de la demande : Selon le scénario de prévision de référence, l'utilisation de l'électricité augmenterait de moins de 10% au-dessus des niveaux actuels qui sont environ 95 kWh/personne/année. Selon le scénario d'accroissement moyen de la demande, la consommation augmenterait à 141 kWh/personne, une augmentation de 53% au- dessus des niveaux actuels, mais ceci ne représente même pas la moitié de la moyenne actuelle pour toute l'Afrique (même en excluant les pays plus riches) de 320 kWh/personne. Selon le scénario d'un fort accroissement de la demande, la SSEA III ­ Rapport final S-31 017334-001-00 SOMMAIRE EXÉCUTIF consommation atteindrait 181 kWh/personne, une augmentation qui est presque le double du niveau actuel dans la région, mais encore bien en dessous de la moyenne actuelle de toute l'Afrique (même en excluant les pays plus riches). Selon le scénario de transformation, la consommation atteindrait 318 kWh/personne, ce qui est à peu près la moyenne actuelle de toute l'Afrique excluant les pays plus riches. Ceci représente à peu près un tiers du niveau atteint par les pays en développement dans le monde, même lorsque les plus riches parmi eux sont exclus de la comparaison. Ce niveau est bien en dessous de la valeur de 500 KWh/personne/année, qui est considérée comme un minimum pour la qualité de vie. Ressources : D'ici la fin de la période d'analyse (2020), les trois quarts des options de développement énergétique qui ont passé le tri seront nécessaires afin de répondre à la demande du scénario d'accroissement moyen de la demande. Dans le cas d'une coopération régionale pour le développement énergétique, les pays devront construire, dès que possible, un réseau de transport de base. Impacts cumulatifs du développement énergétique : Les impacts cumulatifs ont été considérés en utilisant le développement de la région, sans intégration régionale, comme cas de référence. Ceci inclurait la suppression continuelle de la demande d'électricité et l'installation d'options de développement énergétique plus petites et moins attrayantes que ce que l'intégration régionale favoriserait. Les impacts cumulatifs sur l'environnement de projets hydro multiples dans un bassin fluvial ou plusieurs centrales thermiques comparés au niveau global sont relativement mineurs; le plus significatif serait les émissions des centrales thermiques et les impacts potentiels sur les zones humides de la rivière Kagera et la rivière Rufiji. Seulement deux des cinq bassins fluviaux étudiés se déversent dans le Nil au-delà du Nil Victoria. Ceux-ci contiennent seulement quatre options de développement énergétique hydro (Bujagali, Kakono, Karuma et chutes Rusumo). L'opération appropriée de ces options permettra le déversement hors du lac Albert vers le Soudan et les marais de Sudd de simuler les modèles d'écoulement naturels. Changement climatique : L'écoulement dans la partie nord de la région augmentera probablement à cause des changements climatiques. D'un autre côté, l'écoulement dans le sud de la Tanzanie demeurera probablement au niveau actuel ou diminuera légèrement. Pour la période de l'analyse, l'impact prévu de l'ensemble des changements climatiques sur la production d'énergie du portefeuille de développement énergétique indicatif PAALEN serait positif. Investissements requis : Plus de 6 milliards de $US sont nécessaires pour Afin de satisfaire le scénario d'accroissement moyen répondre au scénario de la demande, pour les trois stratégies de d'accroissement moyen de coopération régionale, l'investissement total requis la demande, peu importe la stratégie sélectionnée. SSEA III ­ Rapport final S-32 017334-001-00 SOMMAIRE EXÉCUTIF au cours de la période de 2005 à 2020 est similaire, à presque 6 milliards de $US (ceci comprend 0,7 milliard de $US jusqu'à 2009 inclusivement). Le scénario de forte croissance exigerait 50% de plus d'investissement ­ 8,25 milliards $US afin de répondre à une demande supplémentaire de 1300 MW. Le scénario de transformation exigerait trois fois plus d'investissement ­ 16 milliards de $US. Importations : Les importations d'Inga dans la RDC, ou provenant d'autres sources, seraient attrayantes si l'énergie pouvait être livrée dans la région à moins de 3¢/kWh US environ. RECOMMANDATIONS ET STRATÉGIE DE DÉVELOPPEMENT INDICATIVE PAALEN Les recommandations suivantes sont particulières au scénario d'accroissement moyen de la demande : Chacune des options suivantes devrait être conçue et construite le plus tôt possible : Recommandations et stratégie de développement Pays Option Capacité Uganda Bujagali 250 MW Burundi Kabu 16 20 MW Tanzanie Kakono 53 MW Il y a un besoin urgent pour des installations électriques Kenya Centrales géothermiques 2 centrales 70 MW supplémentaires. 1 025 MW La deuxième et des options les mieux évaluées devraient être mis en Rwanda/RDC troisième étages des moteurs au méthane 30 MW chacun oeuvre le plus tôt possible. du lac Kivu Tanzanie Ruhudji 358 MW Burundi, Rwanda et Tanzanie Chutes Rusumo 62 MW Rwanda/RDC Ruzizi III 82 MW Toutes ces options sont requises au cours de la période qui va de 2009 à 2015. Leur ordre de mise en oeuvre dépendra de la vitesse à laquelle les études complémentaires pourront être achevées. Au cours de cette même période (2009-2015), des centrales à turbine à gaz, au diesel et à cycle combiné supplémentaires seront requises afin de compenser à l'insuffisance prévue qui ne pourra pas être comblée par la mise en oeuvre des options de développement énergétique présentées ci-dessus. La planification des installations requises après 2015 devrait commencer maintenant. Une telle planification devrait tenir compte de la stratégie de développement adoptée par les gouvernements de la région (options les mieux évaluées, diversification SSEA III ­ Rapport final S-33 017334-001-00 SOMMAIRE EXÉCUTIF technologique ou diversification géographique). La planification devrait être basée sur le scénario d'accroissement moyen de la demande, mais elle devrait être flexible afin de permettre à de nouvelles options de développement énergétique de progresser si la demande est plus importante que le scénario d'accroissement moyen de la demande. Remplacer les centrales locales avec des importations qui proviennent hors de la région, si le coût est moins de 3¢/kWh US (coûts unitaires étalés sur le cycle de vie des achats). Études supplémentaires : Mener des études sur plusieurs des options de développement énergétique qui ont seulement été identifiées et qui n'ont été étudiées qu'au niveau des reconnaissances. Elles comprennent : Pays Emplacement Puissance (MW) Kiymbi 43 (réfection) Budana 13 (réfection) RDC Piana Mwanga 38 (réfection) Bangamisa 48 Babeda 1 50 Sisi 3/5 174-205 Il faudra mener davantage d'études sur la cascade Malagarasi (chute Igamba comprise) du point de vue du développement de la région (les informations actuelles couvrent des options qui n'utilisent qu'une petite fraction du potentiel de la cascade). Besoins en matière de réseaux de transport : Le Plan directeur des réseaux de l'Afrique de l'Est5 (PDRAE) a proposé un investissement substantiel dans les lignes de transport et des postes dans chaque pays des CAE. De plus, le plan propose deux interconnexions : - une ligne de transport à 330 kV, Arusha, Tanzanie-Embakasi (Nairobi), Kenya - une ligne double à 220 kV, Tororo- Lessos (notez les pays) Afin de tirer des avantages de la synergie des besoins de Durant l'analyse des besoins du Burundi, du Rwanda développement du transport et de l'Ouest de la Tanzanie, les lignes de transport intégré qui doivent être améliorés suivantes ont été proposées : dans chaque pays et les interconnexions qui doivent être développées et renforcées. 5BKS Acres, Étude du plan directeur de l'énergie de l'Afrique de l'Est, Rapport final de l'étape II, mars 2005 SSEA III ­ Rapport final S-34 017334-001-00 SOMMAIRE EXÉCUTIF - Une ligne à 110 kV de Kigoma, Rwanda à Rwegura, Burundi - Une ligne à 132 kV de Kabarondo, Rwanda passant près de Ngara à Biharamuro dans la province Kagera en Tanzanie - Une ligne à 132 kV près de Ngara, Rwanda à Gitega, Burundi - Une ligne à 110 kV de Gitega, Burundi à travers Bururi à Kigoma, Tanzanie L'acheminement des trois premières lignes est basé sur l'hypothèse que le projet des chutes Rusumo serait construit afin que ces lignes transmettent de l'énergie à partir de cette centrale vers le Burundi, le Rwanda et l'Ouest de la Tanzanie. En plus des besoins en matière de transport ci-dessus, des lignes supplémentaires sont requises afin de se raccorder solidement aux Communautés de l'Afrique de l'Est (Kenya, Tanzanie et Ouganda) avec le Burundi, l'Est de la RDC et le Rwanda: - Une ligne à 132 kV de Mbarara à Kigali - Une ligne à 132 kV de Bulyanhulo à Biharamulo, Tanzanie Coordination et intégration : Les gouvernements des six pays doivent décider du niveau de coordination et d'intégration de leurs secteurs énergétiques et ensuite procéder aux actions appropriées concernant les changements au cadre juridique et réglementaire afin de faciliter, au niveau souhaité, le commerce de l'énergie entre les pays de la région. Il ne semble pas y avoir aucun empêchement légal ou réglementaire à la coopération régionale. Toutefois, il y a certaines questions à résoudre avant que les options identifiées puissent être implantées. Ceci comprend des ententes d'usage conjoint de l'eau à conclure entre les pays pour les options Ruzizi III et les chutes Rusumo, car elles sont situées sur des frontières internationales; Le commerce transfrontalier significatif pourrait nécessiter l'amélioration des systèmes de transport, de même qu'une étroite collaboration entre les centres de répartition de chaque pays concerné. En vue du fonctionnement efficace d'un marché énergétique régional (à un moment donné dans l'avenir) les pays participants devront élaborer une plateforme minimale pour le commerce de l'énergie transfrontalier qui comprendra l'assurance de l'approvisionnement et les politiques sur l'importation et l'exportation suivantes : Si on fait la promotion d'un système à acheteurs multiples dans la région afin de faciliter et accueillir le commerce régional, alors il est important de s'assurer que : - l'accès aux réseaux de transport est ouvert, transparent et non discriminatoire; - le dégroupage fonctionnel, au moins durant les premières étapes, soit limité au transport et à la production couplé avec la création d'un opérateur de système de transport indépendant sur le plan national qui fournirait les services de transport et le libre accès à l'information en temps réel; - des ententes transparentes de tarification pour les services de transport (aussi nommé frais de transmission ou frais de transit) et les services auxiliaires. SSEA III ­ Rapport final S-35 017334-001-00 SOMMAIRE EXÉCUTIF Les pays où les options sont situées doivent avoir uen capacité institutionnelle afin d'assurer l'implantation complète des lois nationales, des standards et des règlements en ce qui concerne les analyses de l'impact environnemental, les impacts communautaires, l'atténuation et la surveillance. SSEA III ­ Rapport final S-36 017334-001-00 SOMMAIRE EXÉCUTIF Figure 3- Carte montrant le développement énergétique régional et les besoins en réseaux de transport d'ici 2015 (approche régionale, diversification technologique, scénario d'accroissement moyen de la demande) SSEA III ­ Rapport final S-37 017334-001-00