:M Joint UNDP/Worid Bank Energy Sector Management Assistance Program Activity Completion Report No. 075/87 Country: MADAGASCAR Activity: POWER SYSTEN EFFICIECY STUDY DECEMER 198 7 Report of the Joint UNDP~/Wod ank Energy Sector Management Assistance Proramn This document has a restricted distribution. Its contents may not be disclosed without authorization from the Govemment, the UNDP or the World Bank. ENERGY SECTOR MANACEMENT ASSISTANCE PROGRAM Puepose The Joint. UNDP/Iorld Bank Energy Sector Management Assistance Program (EStAP) was started in 1983 -s a companion to the Energy Assessment Program, established in 1980. The Assessment Program vas designed to identify' and analyze the mest serious energy problems in developing countries. ESMAP was designed as a pre-investment facility, partly to assist in implementing the actions recommended in the Assessments. Today ESMAP carries out pre-investment activities in 45 countries and provides institutional and policy advice to developing country decision-makers. The Program âims to supplement, advance, and strengthen the impact of bilateral and multilaterdl resources already available for technical assistance in the energy sector-. The reports produced under the ESMAP Program provide governments, donors, and potential investors with informatizn needed to apeed up project prepar- ation and implementation. ESMAP activities falil into two major groupings: - Energy Efficiency and Strategy, addressing the institutional', financial, and policy issues of the energy sectorf including design of sector strategies, improving energy end-use, defining investment'programs, and strengthening-sector enterprises; and - Household, Rural, and -Renewable Energy, addressing the tech-. nical, economic, financial, institutional antd policy issues affecting energy 'supply and demand, including energy from traditional and modern sources for use by rural and urban households and rural industries. Funding The Program is a major international effort supported by the UNDP, the World Bank, and bilateral agencies in a number of countries including the Netherlands, Canada, Switzerland, Norway, Sweden$ Italy, Australia, Denmark, France, Finland, the United Kingdom, Ireland, Japan, New Zealand, Iceland, and the USA. Inquiries For further`infoumation on the Program or to obtain copies af the completed ESMAP reports listed at the end of this document, contact: Division for Global and OR Energy Strategy, Management Interregional Projects and Assessment Division United Nations Development Industry and Energy Department Programme World Bank One United Nations Plaza 1818 H Street, N.W. Lew York, N.Y. 10017 Washington, D.C. 20433 NADAGASCAR Pol SYSTEN EWFICIENCY S1D DECIER 1987 The folloving report is based on the findings of a mission 1/ conducted under the Joint UNDP/World Bank Energy Sector Management Assistance Program. The mission visited Madagascar in March 1986 in response to a request from the Covernment of MadagAscar, folloving the Madagascar Energy Assessment Study. The purpose of the mission vas to: (a) review the condition of generating plants, distribution networks, and support services; and (b) propose a series of action programs to improve the operational performance of existing equiipments and the global efficiency of the pover sector, vhich have been signiticantly affected by foreign exchange constraints in recent years, vit.i a particular vieu on the use of the surplus of hydroelectricity available in certain regions. Several internat al financing organizations, including the Kuropean Investment Bank, CCCE (France), the Arab Bank for Economic Development in Africa, the Sviss Government, and the Vorld Bank, in the f ramevork of *ts Energy I project, hâve expressed interest in co-financing the p.roposed program. All projects being recommended are components of the Reference Investment Program of the pover sector agreed betveen the Internationul Development Association and the Goverument of Madagascar. However, the projects discussed here do not cover the entire investment program and, in particular, transmission investments such as the rehabilitation of the ntananarivo-Antsirabe line and the 'Tana-Sud' substation project; those have alresdy been the subject of detailed studies. Similarly, requirements related to the damages of the Volobe hydro plant (Toamasina) as a result of hurricane Honorine, which occurred after the mission, are not discussed here. Cost estimates included in this report vere used as basis of the overall investment program and are subject to refinement following more detailed review of the rehabilitation requirements. Il The mission consisted of Messrs. Olivier Koenig (Engineer, Ecor >mist, Mission Leader); Klau2 Kimstra (Diesel Engineer); Alar Perks (Hydraulic Engineer); and Iilly Pacheco (Distribution Eng_aeer). Secretarial support vas provided by Mmes. Tara Allen, Helene Talon, and Helene Ah-Kine. ASDTIVIAOI"S AmD *caom A8t 4Antananarivo Sales Department c.i.f. cost, insurance, and freight CQ "Carte Quittance', receipt card DEEP Department of Economic Studies and Planning EDF Electricity of France EtP Efficiency Improvem_nt Program HRP Essential Repair Prograw FIDIC International Federation of Consulting Engineurs f.o.b. free on board JIRAMA Malagasy Electricity and Vat6r Corporation (Jiro Sy Ra8o Malagasy) IBiD International Bank for Reconstruction and Development IC8 Interconnected System LPG Liquified propane gas LV Low voltage MIEN Ministry of Industry, Energy, and Mines MV Medium voltage O&M Operation and Maintenance p.u. per unit SOMAGI Societe Malgache de Gestion Inforastique t tonne T.L. Transmission Line UNDP United Nations Development Programe Currency Unit a Malagasy Franc (FPG) US$1 - FPM 620 a/ Bbl Barrel of oil a 0.15899 cubic metee; 42 US gallons; 35 imperial gallons BTU British Thermal Unit = 0.252 kilocalories CF cubie feet - 0.02832 cubic meter Gai gallon a 3.7853 liters GWh gigavatt-hour a 100t0000 kilovatt-hours (kWh) K(k) kilo a 1,000 grams Km kilometer 0.62 mile - 1,000 meters kV kilovolt u 1,000 volts kWh kilowatt-hour - 1,000 watt-hours MVA megavolt-ampere - 1,000 kilovolt-amperes MW megawatt - 1,000 kilowatts (kW) KWh megawatt-hour - 1,000 kilowatt-hours toe tonne of oil equivalent - 39.68 million BTU ton long or short ton - long - 2240 pounds 3 short - 2000 pounds tonne metric ton - 2,204.6 pounds twe tonne of wood equivalent b! - 0.32 toe ai Exchange rates as of March 1986. These are the rates used in the report unless stated othervise. The Madagascar fiscal year runs from January 1 to December 31. b/ At 25% moisture content wet basis (mcwb) per unit weight. Ppe T.* SUIOAftY ......... .. ....... .... ........ ............... 1 Brief Description of JIRMIAes Sitaot. o. 2 Financial 8tain........ 2 Operational Aspects**......... ........ *.v***** ....................... 2 Distribution. ......... ..... ***.* ................ *0eo......OOCC 3 Quality of Service and Development of alectrification ........... 4 Support Services...................................... 4 Proposed Action Prog r a m s 4 Development of Sales* ......S. Rebabilitation of Distribution Netvorks and Reduction of Distribution Costs..................... 6 Rehabilitation of Thermal Pla n t s 7 Rehabil'tation of Hydro Plt. .s 9 Upgrading Support 8erv ices 10 Program Costs and Timing.............................. il Il. DESCRIPTICU OF TUE POUER SYSTEN ........................... 15 Ceneration System. .............................. ....... 17 Transmission and Distribution Systems................... 18 Demand and Supply of Eiectricity........................ 19 III. DEVELOPENUT OF SALS8, TARIFF AND CONUERCIAL ISSUE ........ 26 Overviev ........,................................. 26 Tariffs .......................................... 28 The Value of Increasing the umber of Conections..... 31 Connection Charge Policy ... 32 CGeeral Issues and Options for Electricity Substitution in Hydro Zo n e s 33 C o o kiag ~~~~~~~~~~~~33 Vater Hetn .....*.........34 8pace Haig35 Electric Boilers in Ind . . . . . 35 Comaercial Measures for Substitution.................. 36 Details on Tariffs for Lighting and Domestic Uses in Antananarivo and Grand Tana....... 37 IV. DISTRIBUTION SYSTEN--FINDINGS AND RECOMMENATIONS....... . 39 8ummary ~~~~~~~~~~~~39 The Effects of Shortages of Materials and Equipu_nt.... 39 Materials Necessary to Complete Pending Repair Vork... 40 Support 8ervices 41 MeV C ons.ctions 41 Energy Losses and Overloaded Distribution Lines es....... 43 Pover Losses and Voltage Drpp s 43 The Need for Distribution Line Reinforcements.ments... 46 Lack of Auoain....... ...........47 Limited Lightint rtuion ............................ ` Reduction of Distribution Costs......................... 47 V. DIESEL GENERATION--MAIN FINDINGS AND RECOMMENDATIONS .....t 50 Overview ............................................... 50 Plant Availability and Lack of Spare Parts........... 51 Age of 8gns52 Types of Engines 53 Plant Mitnc e54 Issues on Diesel Stations of Hydro Zones2... 54 Recommndations. ............ ................ .0.......... *.**** 55 Program A: Plant Rehabilitation and Rationalization of Engine Population.... 56 Program BS Upgrading Maintenance Equip_ent and Practices .... . ..... ....... 00***S*S* *O**eee ........... 56 Detailed Findings in Lajor Plants Visited.... 57 The Mahajanga Pover Station.... 58 Economic Analysis of Mahajanga Rehabilitation......... 59 The Toliara Pover 8tatno n 60 The Nosy-Be Pover Station............................. 63 Economic Analysis of Nosy-Be Rehabilitat ion........... 65 VI. HYDRO GE N ERATTON 67 Introduction and 8uam a r y 67 Possible Efficiency Improvementu in the Hydro Plants of the Interconnected 8yet e m 70 Program Cost Estimates 72 Detailed Findings on Plants Visited......... 73 ntelomita I............. andIl............... 73 M ^ n d r a k a ~~~~~~~~~~~74 M a n a n d o n a ~~~~~~~~~~~75 ' ,......dr......................... 75 Volobe.. ................. ............................. 78 VII. SUPPORT SERVICES AND INFRASTRUCTURES.... 80 Overview.. ................. ....... ......... ............. 80 Rehabilitation of the Vehicle Fleete.... 81 Telecommunications ~~~~~~~82 Technical Assistance to the Department of Economic Studies and Plan n i n g 83 Customer Management 84 Recommendations...... ............. " ............... 86 The Meter Laboratory.... 87 Computers for Decentralized Management 88 Pane TAB18S 1.1 Summary of ProgramCosts................................. 13 2.1 JIRAMA's Basic System Characteristics (1985)............ 16 2.2 Size and Number of Cenerating Stations (19 85) 17 2.3 Length of Transmission and Distribution Lines (1985)..... 18 2.4 Customer Growth (1971-1985)........ 20 2.5 Sales of Electricity (1973-1985) 21 2.6 Annual Growth Rates ...................... ... ....... ...... 21 2.7 Peak Demand and Ceneration in Major Centers (1984)....... 22 2.8 Pover Generation - JIRAHA (1975-1985).................... 2*4 2.9 Growth Rates ............... . . ..... 24 2.10 Share of Hydro........................................... 24 2.11 Electricity Supply, Interconnected System (1973-1985).... 25 3.1 Average Blectricity Prices for Selected Customer Categories ......... .... .................................... 29 3.2 Lou Voltage Tariffs for Lighting and Domestit Uses for Private Custcers - March 1986......................... 37 4.1 Materials Required for Basic Repairs and for Restoring the Sok...,40 4.2 Equipment and Material Requirements for 10,000 New ............... .............. ........................ *42 4.3 Energy Lossee, Interconnected System (1979-1985) ......... 43 4.4 Distribution of Technical Losses in the Interconnected System (1984)......... . .... 44 4.5 Energy Losses External Zones & Isolated Centers (1980-1984) ................... 45 5.1 Availability of Engines and Power in the External Zone... 51 5.2 Age Distribution of Diesel Engines....................... 52 5.3 Swmmary of Costs and Benefits.........................,.. 60 5.4 Units at Nosy-Be Station ........................... 63 6.1 Nadagascar's HydropoverPlants........................... 68 7.1 Situation of the Vehicle Fleet ........................... 81 1. Typical Daily Load Curves - Antananarivo (June 10-16, 1985).............. ............. .......... o . 23 1. Proposed Terms of Reference for Rehabilitation of Diesel Power Stations and Rationalization of the Engine Population in the Diesel Power Stations*..*....0 89 2. Proposed Terms of Reference for Upgrading of Plant Maintenance Equipment and Practices.................... 103 3. Proposed Terms of Reference for an Improvement Program for Hydroelectric Plants............................... 117 4. Proposed Tersa of Reference for tbe Modern.ation of the Customer Management 8ystem......................... 124 5. Proposed Terms of Reference for Technical Assistance to the Department of Economic Studies and Planning ........ 126 6. Proposed Teras of Reference for Telecommunication Master Plan ...*eeee**.**ee**e***e*eee**e*e*oeoeO***e**e*** 12Q 7. Estimation of Technical Losses........................... 130 8. JIRAMA's Thermal Generating Stations .................... 144 9. Details on the Billing Cycle in Antananarivo............. 152 10. Estimation of the Probability of Shortage in Mahajanga... 154 11. Proposed Terms of Reference for Distribution Cost Reduction 8td ......^155 MP8 IBRD 18816 Madagascar Public Power Stations and Transmission Linos IBRD 14160R Madagascar Roadways I. SUNNARY 1.1 For reasons which are primarily related to the general economic environment, the Malagasy Electricity and Water Corporation (JIRAMA) li is operating under extremely difficult conditions. 1.2 On one hand, the demand for electricity has slowed down significantly in recent years. Although the statistics of 1985 indicate a return to growth, this leaves JIRAMA vith an installed generation capacity vhich, in almost alL large load centers, fat exceeds what vould be required to meet the present demand if the availability of plants was at normal levels. The financial cost of this overcapacity is significant, and the high level of operation and maintenance coste adds to financial difficulties. 1.3 On the other hand the foreign exchange constraint severely affects operation and maintenance. There are chronic shortages of parts, materials, and equipment for maintenance, repairs and system expansion, and a large part of the equipment is old and inefficient. This increases operating expenses significantly. A 1983 loan amounting to the équivalent of US$9 million has been used for the purchase of spare parts and miscellaneous repaire and equipment, but the situation is again, today, very critical. The low availability of thermal plants, which is mainly due to the shortage of spare parts, reduces the capacity actually available to a point where suppressed demand is significant in several important centers. Because of the shortage of materials and in spite of the large surplus of hydroelactricity, particularly in the Antananarivo region, many requests for connection to the electric network cannot be met. 1.4 Adding to these difficulties, a cyclone has recently caused severe damage at the hydroelectric plant of Volobe which supplies Taomasina, the country's third largest load center, and a large part of the distribution network of the city. 1.5 Without corrective actions, electricity supply is in danger of deteriorating further, reducing not only the reliabîlity of service, which vould constrain economic growth, but also the development of electrification, which bas a particularly high value in regions that presently enjoy a large surplus of hydroelectricity. 1/ The acronym of its Malagasy name, Jiro Sy Rano Malagasy. - 2 - Brief Description of JIR MAls Situation Financial Situation 1.6 Overcapacity in generation results in large fixed costs, in particular debt service, in relation to the volume of sales. The large installed generating capacity also implies high operation and maintenance costs. In particular, the capacity of diesel plants available in hydro zones amounts to some 55.6 MW, or almost half of JIRAMA's thermal capacity, even though they are hardly used due to the hydro surplus. 1.7 For generation, overcapacity has allowed JIRANA, for a tiîe, to postpone maintenance and repair expenditure. This possibility, however, has reached its limita. Maintenance delays nov imply the risk of more severe damages and, ultimately, increased costs. The reduced availability of the most efficient units alseo increases fuel expenditures by imposing a high use of the lesa efficient ones. Lack of funds for the repiacement of obsolete units also increases maintenance and fuel expenditures. 1.8 One major consequence of this combination of high fixed costa. depressed demand, and relatively high O0M costs is the rather high level cf tariffs necessary to cover coets. This, together vith a significant tax added to the selling price, does not help the development of sales while, in fact, the marginal cost of an increase in electricity generation is, and vill remain for several years, relatively lov, and practically nil in surplus hydro zones. In the Antananarivo region, peak demand vould have to grov at 6% p.a., against the actual rate of 4.6X p.a. between 1976 and 1985, to reach by 1995 the level of hydrocapacity currently available under average hydrological conditions. If energy generation vere to grov at that same pace it vould still be, in 1995, 33% below the potential hydro generation. Operational Aspects 1.9 The lack of spare parts, material, and equipment affects virtually every aspect of JIRAMA's operations. JIRAMAes good operational guidelines can hardly be applied under the present circumstances. It la important, however, that the problems encountered at the 'evel of operation and maintenance do not appear to be caused by a lack of human resources. In fact, the high motivation and professionalism of the staff is a significant asset considering the very tight constraints under which JIRAMA operates. Generation 1.10 The availability of thermal units is very low. A number of engines are immobilized and vaiting for spare parts. As a consequence, available engines are kept running, vithout preventive maintenance, much beyond the normal standards. This, in turn, increases the risk of major and costly breakdowns. To avoid that risk, some engines are operated at reduced levels, which, in turn, reduces fuel efficiency. The lack of original spare parts implies frequent recourse to repairs of damaged parts, and, overall, maintenance costs per kWh are high. The old age and lightweight design of some of the units also increase the outage rate and operating costs. For units fired by heavy fuel, which are used in major load centers such as Mahajenga and Toliara, equipment for fuel storage, control, and treatment are insufficient. This causes high outage rates and risks of engine damage, and addtd to some fuel supply problems, implies the use of a significant quantity of gasoil. In recent years the latter vas used for significantly more than 25t of total generation at Mahajanga and Toliara, whereas most of the generation should have been provided by heavy fuel, at a significantly lover cost. 1.11 Due to the low availability of plants, capacity margins in thermal centers are much lover than they may seem by comparing installed capacity and peak demand. For example, in Nosy-Be, where there are seven engines representing 2,230 kW installed for a peak of 1,300 kW, only three engines representing 1,105 kW vere in operating condition at the ime of the mission. There are electricity shortages in Mahajanga, even though installed capacity represents more than 2.5 times peak demand. 1.12 Hydro power generating stations are generally vell-kept. Maintenance and outages are generally less of a problem vith hydro stations than vith thermal stations. Although shortages of spare parts exist, many of the problems encountered arise from old age: Volobe, Manandona and Antelomita date back to the 1930s. Mandraka is 30 years old. Appropriate monitoring instrumentation is needed in view of the age of the equipment. Some civil vork on dams is required and several turbines and transformera need to be repaired to achieve the rated capacity of the hydro stations. 1.13 Hydro stations are generally far from consumption cente's. Judging from the case of Volobe, much could be gained by improving the reliability of transmission lines, particularly by better lightning protection, anJ by reducing line losses. A good reliability of transmission lines would probably significantly reduce the size of the required thermal backup. Distribution 1.14 Lack of material, equipment, and vehicles greatly impairs operation, maintenance, and repair work, as well as the connection of new customers. Stocks are at extremely low levels, which forces emergency repairs which do not necessarily correspond to the least-cost solution. 1.15 Sample analysis undertaken by the mission shoved high loss rates and voltage drops at peak time on some major feeders. Insufficient protection of networks against lightning, lack of automation, and limited telecommunications increase the frequency and duration of outages. - 4 - Quality of Service and Development of Electrification 1.16 The previous sections on generation and distribution have pointed out the effects of the present situation on quality and reliability of service. The role that suppressed demand might have played in the slowdown of sales has not been fully analyzed. There is, however, clear evidence of economic loss for some industries and of fore- gone income for JIRAMA in various zones. For instance, the mission estimates suppressed demand in Mahajanga at approximately 3% of sales. 1.17 Electricity is available to only 6% of Malagasy households. Shortages of distribution material more than a lack of demand has severely limited the connection of new customers in recent years. The number of annual connections in the last four years (about 3,000) vas less than half of what it vas during the previous six years, and about 10,000 pending applications cannot be filled because of lack of equip- ment. The growth rate of electricity customers (2.5X) is currently lover than that of population (about 3%). Support Services 1.18 Support services alse need significant upgrading. Almost one-third of JIRAMA's vehicle fleet is out of service either because of the age of many vehicles or because of the shortage of spare parts. Telecommunication equipment is old and should be upgraded to allow efficient operation as vell as prompt intervention in cases of emergency, reducing the duration of outages. The Meter Laboratory is very vell managed and fulfills an important role in the control of non-technical losses but it is short of equipment to perform its function most efficiently. There is also a crucial shortage of computer equipment while, for example, software for tight inventory management vould be most valuable under the present circumstances. The customer management system, computerized 20 years ago and subcontracted to an external company, is cumbersome and outdated, and should be thoroughly improved. In Antananarivo, JIRAMA's offices are spread among 17 different buildings. Proposed Action Programs 1.19 On the basis of these findiaga, the mission has prepared, vith the help of JIRAMA, a series of action programs to improve the economic and financial efficiency of the pover sector. These improvements vill result from: (a) the development of soles, (b) the reduction of costs, and (c) the strengthening of support services. b - 1.20 The present situation is characterized by a combination of excess supply, particularly in hydro sones, and unmet demand due to either limited resources for distribution investments or to a lou avail- ability of thermal stations. The programs proposed for the connection of nev customers, and promoting the substitution of hydro electricity for imported fuels, as vell as the .mproved reliability of plants and netvorks, vould suppress these bottlenecks and vould contribute to the following objectives: (a) reducing the country's foreign exchange needs by substituting excess hydroelectricity for imported fuels for some energy uses; (b) utilizing the overcapacity in generation to improve access to electricity and meet the large number of pendisg requests for connection; (c) providing a better environment for economic growth by improving the reliability of supply in re&ions served by diesel stations; and ad) improving JIRAMA's financial situation. 1.21 Given the large proportion of fixed costs, the development of sales vill, in itself, contribute significantly to a reduction in the average cost per kWh sold. But efficiency improvements vill accelerate this reduction by: (a) reducing fuel costs; (b) reducing maintenance costs; (c) reducing the costs of distribution and customer connections; and (d) postponing future expansion investments by improving the availability and performaaces of existing equipment. 1.22 The upgrading of support service3 is tooP-ntial to cope vith the growth of the power sector. Better support services vill also contribute to a reduction of costs and to improvements in the quality of service. Development of Sales 1.23 Given the gap that presently exists between tariffs and short- run marginal costs due to generation overcapacity, the rates of return on new connections are particularly high. In viev of the number of pending requests, JIRAMA vould have no difficulty, vith adequate financing, in connecting 6,500 customers per year, a level that has been achieved in the past, instead of the 3,000 connections effected annually during the - 6 - last four years. That level could certainly be maintained in the future vith more flexible policies concerning connection charges, such as payment in several installments. A rate of 6,500 customers per year remains a moderate objective. It corresponds to a growth rate of 4.5% p.a., or somewhat more than the growth of population for the country as a whole but still slightly lower than the growth rate of urban population, which is estimated at about 5%. This objective vould involve an inveetment in distribution equipment of about US$2.7 million per year for the next three years plus a local installation cost of about US$0.5 mil- lion per year. 1.24 The surplus of hydro electricity in the Antananarivo region alone is equivalent to one-third of the Malagasy consumption of petroleum products in 1983, excluding the transportation sector. This represents a large potential source of foreign exchange savings. In hydro regions, electric storage vater heating, electric cooking in the commercial sector and the use of high efficiency rice cookers in the residential sector should yield savings on imported fuels that outweigh, by far, the cost of the equipment needed, and the cost of the distribution reinforcements that may be necessary. Support should be given to the study and promotion of these forms of substitution. The temporary conversion of nome industrial boilers to electricity would allow JIRAMA to quickly obtain foreign exchange savings and profit from the hydro surplus. According to a recent feasibility study, the payback period for such conversions could be less than two years. The mont attractive of these. conversions, which are compatible with the size of the available surplus, vould require an investment of US$1.5 million in foreign exchange, and about US$0.5 million in local costs. Rehabilitation of Distribution Networks and Reduction of Distribution Costs 1.25 Many parts of the distribution network need repair and stocks should be upgraded. A failure to do so vould result in increased outages vith associated economic losses and loss of income for JIRAMA, as vell as in an increased risk of damage to the distribution equi "ent. The mission recommendt the financing of US$2.9 million worth of -.a -ial that is necessary to bring stocks to an adequate level and effect urgently needed repairs. An itemized list of materials has been prepared by JIRAMA and reviewed by the mission. 1.26 Generation overcapacity and more ambitious commercial objectives would imply that distribution vill account for a large share of investment in years to come. Increasing the pace of connection of new customers will be even more attractive if distribution and customer connection costs are reduced. Among other things, one possible cost reduction measure would be the elimination of tariffs according to type of use in the residential sector. This would make it possible to recover enough metering installations (including circuit breakers) to connect more than 10,000 customers as well as to replace defective equipment. That alone would reduce the total cost of connecting new customers by - 7 - about 16%. Another option that needs to be studied would be an optional simple tariff for small customers to allow a further reduction in the cost of meter and circuit breaker installations. 1.27 For the electrification of new, primarily suburban zones, a series of actions can reduce distribution costs: (a) optimized design; (b) optimized equipment standards; (c) Improved installation techniques; arnd (d) measures to accelerate cuà*qo-ar growth in new electrified zones. JIRAMA has already taken several steps tovards reducing distribution costs, sucli as increasing the use of pole mounted transformers and wood poles. A specific electrification project (pilot project), in the framework of which these general issues will be addressed, has been selected vith JIRAMA. It is expected that the discounted cost per customer can be reduced by 15% to 20% by the combination of such measures. The total cost of this project is estimated at about US$180,000 including technical assistance, materials, and installation. Rehabilitation of Thermal Plants 1.28 Rehabilitation of thermal plants would improve operational efficiency considerably by increasing the availability of diesel units, reducing fuel and maintenance costs and prolonging the life of equip- ments. The proposed program has two components: (a) A program of rehabilitation and rationalization of engine population: (i) rehiabilitation of Mahajanga, Toliara, Nosy-Be; (ii) rationalization of engine population by transfer, retirement or replacement of the engines that have exceeded their economic life span; (iii) repair or replacement of engines at small stations (less than 1 MW); (iv) rehabilitation of other large stations (Antsiranana, Taomasina, Interconnected Zone) and conservation measures for the diesel units of hydro surplus zones; and (v) study of a new station in Nosy-Be. - 8 - (b) A program for upgrading plant maintenance equipment and practicess (i) upgrading the stock of spare parts; (ii) provision of fully equipped, mobile maintenance units; (iii) provision of software for plant monitoring, maintenance, and inventory management; and (iv) improved plant monitoring equipment and repair techniques. 1.29 These tvo programs are entirely complementary and would be implemented in parallel. The second program aims at providing durability to the benefits that will result from the first one, and the provision of trucks, fudly equipped for engine repairs vill also be essential to rehabilitate small stations. Civen the high degree of urgency of this program, the extent of potential benefits, and scope of work required, the hiring of a consulting fire to provide assistance and cooperate with JIRAM& on all phases (preparation and implementation) of this program is recommended. 1.30 Rehabilitation of the stations of Mahajanga, Toliara, and Nosy- Be stations should receive first priority. The rehabilitation of Nosy-Be includes the installation of a new unit and the design of a new station. Taking into account the cost o. upgrading the stocks of spare parts, and with very conservative estimates of benefits in terms of reduced fuel costs, reduced maintenance costa, and increased income from reduced outages (which does not cover the full economic value of reduced outages) the rates of return of the rehabilitation of these three stations are between 20X and 502. 1.31 For smaller stations (less than 1 MV), many improvements would result from rationalizing engine mixes to better match local load curves and by replacing obsolete engines. Civen the possibilities offered by the exchange of engines between stations, and the higher availability of new engines, the capacity of nev engines needed to provide the same service would be about half that of the retired engines. Considering that the nev engines would provide the largest share of generation under very efficient conditions, the potential benefits are significant, both in terms of fuel (-40 g/kWh) and in maintenance (-502). Althoagh Nosy-Be is not a small station, it provides a good example of the value of replacing engines that have passed their economic life. 1.32 Of the other large stations, only Antsiranana operates on a continuous basis. All others are in hydro zones and are hardly used (except Taomasina until the hydro station of Volobe returns into operation). In this context, measures to be applied should aim essentially at providing the longest possible life to this equipment at the lowest possible cost in terms of operation and maintenance. Retire- - 9 - ment of the older units should be considered and conservation measures should be applied to the other ones. 1.33 Upgrading the stock of spare parts is essential for providing prompt and efficient repairs, reducing outages and ultimately reducing maintenance costs. Although this requires a significant investment (US$2.5 million) the annual economic cost of this irmobilized capital is significantly lover than the benefits that vould be achieved. 1.34 Given the importance of distances in Madagascar, the provision of mobile maintenance units in each of the sight regional centers would considerably improve the efficiency of maintenance operations. In addition to maintenance equipment, these units should be equipped with stand-by generators to provide pover while station engines are out of service for maintenance. 1.35 The maintenance program would als involve the provision of equipment, *tools, and instrumentation for improved monitoring of plant conditions, as vell as computer software for maintenance management and inventory control. The proposed program vould also provide overseas training of five members of JIRAMA's staff on modern design, operation, and maintenance practices for diesel stations. Rehabilitation of Hydro Plants 1.36 Studies for th. repair of Volobe, which has been damaged by a cyclone, are underway a&t the vork discussed here mainly concerns the oider stations of the Antananarivo region. Given the present over- capacity in that region, efficiency improvements would bring few benefits in tbe immedicte future. However several repairs are necessary to preserve the integrity and reliability of the plants, which have some very old components for which replacement parts are hard to find. In the medium-term, since Andekaleka, the largest and nevest hydro plant is a run-of-the-river, base load plant, an increase in the peaking capacity of storage-type plants, like Antelomita and M!ndraka would be extremely valuable. Additional capacity and efficiency on the order of 8% may be obtained at little cost vith measures such as the replacement of runners with high efficiency ones and rewinding of generators. In addition, the feasibility of further increasing the peaking capacity deserves to be examined, since this may entail few extra costs compared to the major replacements that may be needed in the coming years. Short-term measures viil have to be devised in the framework of these medium-term options. 1.37 The present overcapacity provides room for undertaking works that may require partial or total shutdown of the plants vithout incurring major penalties. Such vould be the case for the enlargement of the canal at Mandraka, whose capacity limits the plant output _ 20 MI against a potential of 24 MW. The savings in fuel cost alone that might othervise be incurred, in the future, at peak time, vould be more than twice the annual economic cost of the investment needed to enlarge the canal. - 10 - 1.38 Determining the appropriate timing, and trade-offs between short and medium-term benefits, are important issues which will have to be examined carefully in the preparatory phase of the program. 1.39 The proposed program includes full inspection of the plants and associated transmission lines: (a) to devise and implement the Essential Repair Program (ERP) needed in the short-term to preserve the integrity and economic life of the hydropover plants of the interconnected system; (b) to assess the feasibility, costs, and expected benefits of possible future measures to increase the efficiency or peaking capabilities of the plants and evaluate appropriate timing of the works; (c) to establish minimum desirable levels of spare parts; and Cd) to advise on the desirable courses of action at the smaller stations of Vatomandry and Manandray. The proposed program would also provide training on technology, operation and maintenance of hydro plants. Upgrading Support Services 1.40 The program to improve support services would include the following: (a) rehabilitation of the vehicle fleet; (b) rehabilitation of the telecommunications system; (c) technical assistance for the newly constituted Department of Economic Studies and Planning; (d) modernization of the billing and customer management system; (e) additional equipment for the meter lab; and (f) computer equipment for regional centers. 1.41 The largest component is the rehabilitation of the vehicle fleet (US$1.75 million). This is essential to improve operational efficiency in general, and to the implementation of the other programs, particularly the rehabilitation of distribution networks and the connection of new customers. 1.42 The rehabilitation of the telecommunications system is indispensible for efficient operation in general, network repairs, and for reducing the duration of outages in cases of emergency. - il - 1.43 JIRAMA has recently consolidated all activities related to system planning, economic studies, statistics, tariff studies, vithin a new department. Procedures, methods, and computer software must be put into place. A two- to three-year technical assistance program has been requested by JIRAMA. 1.44 JIRAMA's computerized billing system was introduced 20 years ago. It relies heavily on punched cards and involves many transfers of paper and punched cards between JIRAMA and the company in charge of the computer work. These time-consuming procedures can be sources of deterioration of documents, losses or errors. The time needed between meter reading and the presentation of the bill is extremely long. The purchase of a new computer for JIRAMA's Antananarivo sales department is underway. This will allow a significant modernization of the billing system, and of the customer management system in general. Assistance is sought on the development of the software needed for this modernisation. Program Costs and Timing 1.45 The following table summarizes the costs of the various programs. Most of these programs aim at improving the operational efficiency of the pover sector, reducing operating costs, and meeting the present demand adequately. As such their implementation, which is not sensitive to the evolution of demand, should not extend over more than three years. 1.46 The connection of new customers is an expansion investment, even though it aims primarily at reducing the waiting list of requests for connections and at making use of the surplus of generation capacity, especialiy hydro, available in certain regions. It would also bave a very positive impact on JIRAMA's finances. The investment proposed here (one-fourth of the total program cost), is vell vithin JIRAMA's implementation capacity and, as mentioned previously, still reflects financial constraints since it would merely allow JIRAMA to maintain the average electrification ratio in urban areas. 1.47 The precise timing of possible upgrading of peaking capacity of the hydroplants of the Antananarivo region could only be defined precisely after a detailed feasibility study which should be undertaken rapidly and the analysis of the least-cost expansion plan, one important parameter being the extent and duration of required plant outage. Relatively limited improvements such as the replacement of turbine runners, transformers, and rewinding of generators (as assumed in the cost estimate below) could practically be implemented "as demand requires," that is, not before 1990. 1.48 One-third of the cost of proposed programs is devoted to thermal generation, which reflects the priority to be given to this sector (although for hydro surplus zones, focus should be placed on preservation measures, rather than rehabilitation). Training, equipment and software for maintenance, and plant monitoring and inventory vill - 12 - contribute to the increaset and provide durability to the benefits of investments proposed for rehabilitation and initial upgrading of the stock of spare parts. iovever, a progressive return to the present situation vill be avoided only if adequate funds are subsequently available to permit the timely replacement of the parts consumed. r, - 13 - Table 1,1: SUIOAR OF PROGRAM COSTS (USS'OOO--Taxes not lncluded S - 1986 Prices) Component Local Forelgn Total Program 1. Diesel Generation Diesel Rehabilitation and Rationallzation of Engin. Population OveralI Project Management end Preparation 12 400 412 Toliera 91 304 395 Mahajanga 93 442 535 Nosy-3e 87 606 693 Smail Stations (<1 MU) 558 1,263 1,821 Large Stations (>1 MW) 231 561 792 New Nosy-8e Station 283 1.598 1.881 Total 1,355 5,174 6,529 Upgrading Plant Maintenance Equipment end Proctices Upgrading stock of spare parts a/ 3 2,574 2,577 Computerized maintenance management system 10 295 305 Mobile maintenance units 57 2,140 2,197 lmproved monitoring end repair techniques 15 333 34 Sub-totali 8S 5,342 5,427 Overall project coordination 190 190 Total 85 5,532 5,617 Program 2. Hydro Generation Essential Repair Program - Study of Improvements Antelomita 110 1,165 1,275 Manandona 65 555 620 Study end preparation 2 138 140 Total 177 1,858 2,035 Study Includes advice on smail stations Future Efficiency Improvements (timing to be defined) Mandraka Canal 370 160 530 Other 130 3.500 3,630 Total 5'0 3,660 4,160 a/ Spire parts include approximately the foilowing amounts for major stations: Mahajanga, 640; Tolarn, 350; Nosy-Be, 70. Note: Local costs are converted on the basis of the exchange rate prevalling at the time of the mission, US$1 * FMG 620. Source: Mission estimates. - 14 - Comrponent Local Forelgn Total Program 3. Distribution Msteriais for rehqbilitation and stocks 2,900 2,900 Cost reduction project (Pilot Project) 20 160 180 Total 20 3,060 3,080 Program 4. Development of Sales Connections (6,500 per year x 3 years) 1,450 8,100 9,550 Market and load research a/ 10 100 110 Industrial boilers 500 1,5 2,000 Total 1,960 9,700 11,660 Progrem 5. Strenathening of Support Services Renewal of vehicle flaet 5 1,750 1,755 Communications 15 435 450 Technicel assistance planning department 750 750 Customer management system 30 770 800 C*mputers for regionai management 100 liO ter lab 150 150 Taotal 50 3.995 4,005 a/ Those studies could be included in the technical assistance program for the Department of Economic Studles end Planning (demand forecast component). Source: Mission estimates. - 15 - II. DESCRIPTION OP TUE POlER SYSTEN 2.1 JIRAMA, a state enterprise :stablished by decree in 1975 owns and operates all public electricity and water supply facilities in Madagascar. Its eight-man Board of Directors is appointed by the Covernment and includes four members from varlous ministries. JIRAMA operates under the jurisdiction of the Ministry of Industry, Energy, and Mines (MIEN); day-to-day management is the responsibility of the General Manager, also appointed by the Covernment. 2.2 With an estim2ted population of almost 10 million and a total land area of 587,000 kmI , population density in Madagascar is only about 16 inhabitants per km . Of the estimated 120,000 customers 2/ served by JIRAMA, about 60% are in the Antananarivo-Antsirabe region (Inter- connected Zone). The remaining customers are distributed throughout the country and are served by relatively small transmission and distribution networks fed by local generating stations installed in major cities and towns. IBRD Map No. 18816 shows the location of all major hydro and thermal generating stations and transmission lines as of March 1986. 2.3 From an operational point of view the electrical system of Madagascar can be divided into three main areas: (a) The Interconnected Zone, which covers the regions of Antananarivo and Antsirabe and their environs. This area contains 58% (127 M4) of the country's generation capacity and accounts for about 63% of the country's electricity consumption. A network of more than 500 km of transmission lines connecta seven generating stations with the five distribution substations of the interconnected system. These substations supply electricity to the most denseiy populated area of Madagascar via approximately 1,160 km of medium voltage distribution lines and 1,460 km of low voltage lines; (b) The Isolated Centers, comprising eight centers, located within the area covered by the interconnected system that are too remote or too amall to justify connection to the main system. Each of these smaller systems has its own generation, transmission and distribution facilities. The total installed capacity is only about 2 MW and consists entirely of diesel 2/ The number of low voltage customers or "abonnés" in JIRAMA's statistics refer to the number of kWh meters in service, which is higher than the number of customers, since different types of uses in the same household often require the installation of two meters. The number of meters was 138,416 by the end of 1985. - 16 - units except for two hydro plants vhicb account for 106 kW. Sales in these eight centers dccount for only 0.5X of the country's total. The transmission and distribution of electricity is carried out vsa 15 km of medium voltage lines and 125 km of low voltage lines; and (c) The External Zones, which are outaide of and far from the interconnetted system. There are five regional unite, and each one is divided into sectors. The total number of sectors is 46, all but four of which operate in isolation from each other. The total installed capacity of the 8xternal Zones is 90 MW and sales amount to 36X of Madagascar's total. Transmission linos do not exceed 100 km in length, snd are only used to connect hydroelectric plants to local load centers. The distribution circuits are composed of moee than 450 km of medium voltage lines and 890 km of lov voltage lines. 2.4 JIRAMA currently employs some 4,200 people, approximately tvo thirds of vhom are assigned to electric pover operations; the remaining third vorks in the vater supply sector. Since there are about 120,000 electricity customers, the number of customers per employee is about 43. 2.5 The main characteristics of JIRAMA's electric power system are presented in Table 2.1. Table 2.1: JIRA1MA'S BASIC SYSTEN CHARACTERISTICS (1985) Interconnected Isolated Centers Total Zone & External Zones Country lnstalle d Capacity (14>): DIesel 34.5 78.9 113.4 Hydro 92.4 13.1 105 5 TOTAL Annual Gross Generatlon (GWh>: Diesel 2.2 119.4 121.f ,lydro 233.1 28.0 261.) TOTAL 7EC. 7;". igil7' Frequency 50 z Peak Omeand (MW) 48.84 29.2 a/ 78.0 8/ Peak Power Factor 0.85 - Load Factor 0.55 0.58 0.56 Numbdr of Customers: High and Medlum Tension (contracts) 415 245 660 Low Tension (meters) 87,127 50,629 137,756 Soles (GWh) High and Medium Tension 130.7 82.5 213.2 Low Tension 73 S 43.3 116.8 TOTAL 36.o 12 Losses (Percent of Net Generation) 11.4% -- - a/ Sum of maximum demands of in.dependent electrical systeas. Source: JIRAMA data and mission estimates. - 17 - Generation Systeme 2.6 The total installed capacity la of 218.9 MW; hydroelectric plants account for 105.5 MVW and diesel plants for 113.4 MW. The et:,, nuaber, and installed capacity of the stations are summarized by area in Table 2.2. Table 2.2: SIZE AND NUM1ER OF GENERATING STATIONS (1985) (kW) Installed Capacity <100 <300 <1,000 <5,000 >5,000 i nterconnected System Number of Diesel Stations - 3 lnstolled Diesel Capacity --- 34,500 Number of Hydro Stations ---- 1 3 lnstaied Hydro Capacity ---- 1,600 90,800 Isoloted Centers Number of Diesel Stations 2 2 3 --- lnstalied Diesel Capacity 96 456 1,282 - Number of Hydro Stations 2 - - lnstaiied Hydro Capacity 106 --- External Zones Number of Diesel Stations 15 13 10 5 4 instalied Diesel Capacity 834 2,419 6,252 13,425 54,100 Number of Hydro Stations -- 1 - 2 Instalied Hydro Capecity --- 170 450 - 12,360 Total number of Diesel Stations: 57 Installed Diesel Capacity: 113,364 kW Total number of Hydro Stations: 10 Installed Hydro Capacity: 105,486 kW Total Installed Capecity: 218,850 kW Source: JIRANA. 2.7 The Interconnected Zone has the largest installed hydro and diesel unite. The Interconnected Zone's hydroelectric capacity totale 92.4 MW, of which 58 MW corresponds to the two 29-MV units of Andekaleka commissioned in 1982. - 18 - 2.8 Of the eight Isolated Centersp six obtain their pover exclusively from diesel units, one from both hydro and diesel stations, and the last one exclusively from a hydroelectric installation. The total installed capacity of these eight amaller systeme is only 1,940 kW, including only 106 kW of hydro. 2.9 The External Zones bave a total installed capacity of 90 MW which is made up of 77 MW diesel and 13 MW hydro. The main hydroelectric plants are Volobe (6.8 MW) in Taomasina and Namorona (5.6 MW) in Fianorantsoa, and they account for the quasi-totality of the hydro capacity of the External Zones. Of the 46 sectors of the External Zones, forty are serviced exclusively by diesel units. Five major cities account for 88% of installed capacity (Mahajanga, 25.7 MW; Toamasina, 26 MW; Toliara, 14.9 MW; Fianarantsoa, 8.6 MW; and Antsiranana, 4.2 MW). 2.10 In addition to the public supply system, self-generation facilities are estimated at 62 MW of thermal units and 10 MW of hydro. Sugar mills account for about 28 MW, in the form of bagasse-fueled steam units used during the crop season. The rest is used for standby purposes in areas supplied by JIRAMA, or by amall industries in regions not served by JIRAMA. Transmission and Distribution Systems 2.11 Table 2.3 summarizes the lengths of transmission and distribution lines installed in the three main areas of the electric system by voltage level. Table 2.3: LENGTH OF TRANSMISSION ANM DISTRIBUTION LINES (1985) (In km) Interconnected 1solated ExternaI VoIt-q' System Centers Zones Total 138 kV 276 -- 276 63 kV 221 -- 38 259 35 kV 179 -- 58 237 30 kV 80 -- -- 80 15-20 kV 674 2 213 889 5 kV 232 13 242 487 Low Voltage Insulated 863 38 505 1,406 Low Voltage Bare Wire 601 86 389 1,076 Source: JIRAMA. - 19 - 2.12 Although the 138 kV and 63 kV voltages are used exclusively for transmission lines, the 35 kV, 30 kV and 20 kV voltages are used for both transmission and distribution. In the Interconnected Zone, for example, two of tho generating stations--Antelomita and Mandroseza--are linked by 20.6 km of 35 kV transmission line. 2.13 The capital, Antananarivo, is surrounded by a 35 kV circuit, 27.4 km long, which connects five distribution substations. From these substations 25 medium voltage feeders supply the city. Three of these feeders operate at 35 kV, and 22 at 5 kV. Nearby zones, referred to as the "Grand-Tana" area, are fed by a 20 kV distribution network. 2.14 The distribution networks in the eight isolated centers are fed directly from generators, usually at 5 kV, 15 kV or 20 kV levels. In the External Zones there are two local transmission lines. The first one is a 60 kV line, 38 km long, which links the Namorona and Manandray hydro plants to nearby consumption centers. The second is a double 35 kV line, 58 km ing, betveen Volobe and Toamasina. 2.15 JIRAMA is considering the posaibility of reinforcing the inter- connected network to increase its power exchange capability and service reliability. A feasibility study on the rehabilitation of the 63 kV line linking Antananarivo and Antsirabe has just been completed. 2.16 Demand growth in the capital vill require reinforcement of the lines that feed the rim circuit that surrounds the city. There are tvo infeed points at present. JIRAMA is considering the construction of a third infeed point by adding a 63 kV, 20 km long transmission line that vould connect Ambohimanambola and the nev Tana-Sud substation. 2.17 Loa voltage distribution netvorks are fed from primary lines mostly via centrally located three-phase distribution transformers, according to a classical European design. Steps toward normalizing the low voltage supply at 220/380 volts have already been taken, but several parts of the netvork, particularly in older sections of the cities, still operate at 110 volts. Demand and Supply of Electricity 2.18 The growth of the number of customers since 1971 in the three areas of the electric system is given in Table 2.4. The figures correspond to the number of loy voltage meters plus the number of medium and high voltage eontracts. - 20 - Table 2.4: NUMBER OF JIRANAMS CUSTOIERS (1971-1985) lsterconnected lsolated External Yeorly Year System Centers Zones Total Increase % Growth 1971 46,338 1,432 19,698 67,468 4,532 7.8 1973 50,784 1,604 23,274 75,662 4,097 6.1 1975 56,248 1,932 26,685 84,865 4,602 6.1 1977 63,689 2,183 33,398 99,270 7,203 8.5 1979 71,462 2,228 39,216 112,906 6,818 6.9 1980 75,499 2,369 42,020 119,888 6,982 6.2 1981 79,614 2,586 44,037 126,237 6,983 5.8 1982 80,506 2,700 45,132 128,338 2,101 1.7 1983 82,337 2,780 46,266 131,423 3,085 2.4 1984 85,027 2,925 47,103 135,055 3,632 2.8 1985 87,326 3,045 46,045 138,416 3,358 2.5 Source: JIRAMA. 2.19 Customer grovth diminished considerably after 1981. The connection of new customers since then has been greatly affected by the veight of the foreign exchange constraint on importe of materials. 2.20 Sales by consumer category for the interconnected system and the rest of the country are given in Table 2.5. After the drop registered between 1981 and 1982 grovth has resumed during the last three years in the Interconnected Zone. In the external zones, however, demand in 1984 remained below the 1981 level,; generation data for 1985, however, indicate that last year's growth in the external zones vill more than make up for the decrease in demand that occurred between 1981 and 1984. The major load centers are described in Table 2.7. - 21 - Table 2.5: SALES OF ELECTRICITY (1973-1985) (million kWh) Areé 1973 1976 1979 1981 1982 1984 1986 I oterconnected System edium end Hlgh Voltage 92.7 99.1 116.3 117.3 115.7 126,7 130.7 Industriel Customors 71.5 78.0!/ 90.8 88.9 88.6 96.0 98.3 Administrations 10.Sa/ 9.8a/ 10.6 13.1 11.6 14,2 15.4 JIRAMA Water Pumping 10.401 11.30/ 14.9 15.3 15.5 16.5 17.0 Low Voltage 45.5 47.5 56.2 64.8 64.5 73,2 73.5 Llght and domestlc use 33.6 35.1 42.6 50.7 52.9 61.4 61.1 Public Llghting S.1 5.2 5.5 4.9 3.3 2.9 3.2 motive Power 6.8 7.1 8.1 9.2 853 8.9 9 2 Total 138.2 14.6 7 182.1 1802 9.9 204.2 Isoleted Centers & Externat Zones Medium end l4igh Voltage 38.8 55.7 71.6 80.6 80.1 75.7 82.5 Industriel Customers 32.3 48.8 59.7 69.4 69.3 64.1 69.7 Administrations 3.9a/ 4.0.1 6.1 5.5 5.1 5.7 6.7 JIRAMA Water Pumping 2.60/ 2.9a/ 5.8 5.7 5.7 5.9 6.1 Iow Voltage 26.3 26.7 34.8 40.1 39.7 40.1 43.3 Light and domestic use 19.8 19.8 25.4 29.9 31.0 32.3 34.3 Public Lighting 3.6 3.7 5.4 4.1 2.8 1.8 2.2 motive Power 2.9 3.2 _ . _ 5.8 6.0 6.8 Total 65.1 82.4 106.4 120.7 119.8 115.8 125.8 Total JIRAMA 203.3 229.0 279.0 302.8 300.0 315.7 330.0 si Estimated. Source: JIRANA. Table 2.6: ANNUAL OROWTH RATES (S) 73/76 76/79 79/82 82/85 Interconnected System Medium - High Voltage 2.3 5.8 -0.1 4.3 Low Voltage 1.5 3.9 4.7 4.7 Total 2.0 5.9 1.4 4.4 Other Zones Medlun - High Voltage 14.5 9.5 3.8 1.0 Low Voltage 0.5 10.1 4.5 3.0 Total 4.2 9.7 4.0 1.7 Source: JIRANAe - 22 - Table 2.7: PEAK DEMAND AND GENERATION IN MAJOR CENTERS (1984) Area Peak Demand Gross GeneratIon Interconnected Zone 46.5 MW a/ 226.2 GWh Mahajanga 9.5 MW 55.5 GWh Taoemasina 4.8 MW 21.5 GWh Toliara 3.4 MW 17.7 GWh Antsiranana 2.2 MW 9.0 GWh Flanarantsoa 1.9 MW 9.3 GWh Nosy-B 1.2 MW 5.5 GWh a/ 60% in Antananarivo. Source: JIRANA. 2.21 At the end of 1985 JIRAMA had a total of 660 medium and high voltage consumers which accounted for 64X of total sales. In the Inter- connected Zone, the two largest industrial customers account for 27.2% of total consumption (Cotona in Antsirabe [8.8X] and Papmad in Grand Tana [18.4%]». In Mahajanga the largest industrial customer accounts for 702 of sales. 2.22 Seasonal variations are minor. In the Interconnected Zone, the variation of the load throughout the day is, however, quite significant, vith a rather sharp peak occurring around 7:00 p.m. Figure 1 shows typical daily load curves for the Antananarivo area. The annual load factor of the Interconnected Zone vas 55% in 1985. 2.23 Table 2.8 gives details on the growth of generation during the past 10 years. The sharp drop in diesel generation in the interconnected system after 1981 reflects the commissioning of Andekaleka. The 1978 figures for hydro generation reflects a particulary dry year 2.24 With the addition of a 6,160 kW diesel unit at Ambohimanambola (1981), a 7,280 kW diesel unit at Antsirabe (1982), and two 29,000 kW hydro units at Andekaleka (1982), installed capacity in the inter- connected system is currently equivalent to 2.6 times the peak demand. Table 2.11 provides details of electricity supply in this system for the period 1973-85. - 23 - I~ ~ I - 24 - Table 2.8: POWER 6ENERATION--JIRAMA, 1973-1985 (GIh) 1975 1978 1981 1984 1985 Interconnected Zone Total gross 155.4 176.9 201.8 226.2 235.3 diesel 0.9 80.8 76.6 2.2 2.2 hydro 154.5 96,1 125.2 224.0 233.1 Isolated Centers & Externat Zones Total gross 90.4 105.4 135.9 136.3 146.7 diesel 71.2 85.9 106.5 105.4 118.7 hydro 19.2 19,5 29.4 30.9 28.0 Total JIRAMA ofail gross 245.8 282.3 337.7 362.5 382.8 diesel 72.1 166.7 183.1 107.6 121.6 hydro 173.7 11S.6 154.6 254.9 261.1 Source: JIRAMA. Table 2.9: GROUIN RATES 1975-78 1978481 1981-84 1985 Interconnected Zone 4.6 4.7 4.0 4.0 lsolated centers & external zones 5.5 9.6 0.1 7.6 Total JIRANA 4.9 6.5 2.4 5.6 Source: JIRANA. Table 2.10: SHUR OF HYCRO (S) 1975 1978 1981 1984 1985 Interconnected Zone 99.4 54.3 62.0 99.0 99.1 Isolated centers & external zones 21.2 18.5 21.6 22.7 19.1 Total JIRAMA 70.7 40.9 45.8 70.3 68.2 Source: JIRAMA. - 25 - Table 2.11s ELECTRICITY SUPPLY, INTERlCONNECTEn SYSTEN (1973-1985) 1973 1976 1979 1982 1985 Installed Capacity, MW 55.4 55.4 55.4 126.9 ,26.9 Dependable Cepecity, MW a/ 38.6 38.6 38.6 85.6 85.6 Maximum Oemand, MW 30.2 32.5 38.0 44.6 48.8 Capacity Margin, M4W 8.4 6.1 0.6 41.0 36.8 Capacity Margin, % 28 19 2 92 75 Firm hydro avellable, GWh 96 96 96 523 523 Average hydro avallable, GWh 143 143 143 643 643 Generation, GWh 153.2 161.6 189.8 207.5 235.3 System Load Factor t 58 57 57 53 55 aI Largest diesel unit In maintenance and largest remaining hydro or diesel unit out of service, Aiso includes additional deratings of 4 1MW at Mandraka and 0.8 M4W et Antelomita. Source: J I RAMA. 2.25 Since the commissioning of Andekaleka, the oil fired units of the interconnected system have hardly been used. Even after alloving a reserve capacity equivalent to one of Andekaleka's turbines and to the largest diesel unit, the capacity margin in the interconnected system exceeds 70%. The available hydro capacity alone is 80% above the peak demand of 1985, and in case of outage of one of Andekaleka's turbine at peak time, which has a low probability, there would still be 10 KW of hydroelectric reserve. Available hydro energy in the driest year (1978) iS estimated to be about 523 GWh, which corresponds to more than twice the total generation of 1985. With average hydrological conditions, the hydroelectric energy available vould be about 640 GWh, or 2.7 times the generation of 1985. 2.26 The situation in the External Zones and in the Isolated Centers is altogether different. Lack of spare parts and timely maintenance is seriously inhibiting the supply of electricity in some sectors. The mission estimates that only 53% of the total number of diesel engines are oper tional at this time. Excess installed capacity in larger cities like Mahajanga (installed diesel 25,730 kW--peak demand 9,800 kj), Toliary (installed diesel 14,900 kW--peak demand 3,500 kW), Nosy-Be (installed diesel 2,230 kW--peak demand 1,300 kW) is far from guaranteeing reliable service because of the age or present condition of some of the units, or particular difficulties related to fuel handling and treatment systems (Toliara, Mahajanga). Fianarantsoa and Taomasina, especially after repair of the Volobe dam, are two exceptions. - 26 - III. DEVEMOPENT 0O SALES, TARIFU AND COMMERCIAL ISSUES Overview 3.1 JIRAMA serves some 120,000 electricity consumers, which represents only 6% of households, and during recent years the number of customers has grown at a slover pace than population due to material shortages. About one-third of Madagascar's urban households have electricity. Consumption per customer for lighting and domestic uses is about 1,000 kWh per year in Antananarivo and 860 kWh per year in other regions, which is relatively little considering that these figures are for both commercial and domestic customers. 3.2 The present level of overcapacity has led to a situation in which tariffs muet be high to cover fixed coats, while the cost of generating more electricity is, and vill remain for quite some time, particularly low. The surplus of firm hydro energy in the interconnected zone is the equivalent of 30Z of Madagascar's consumption of oil products in 1983 for all sectors except transport. 3/ If the ZEREN and SOPRAEX industrial plants were not operating, Fianarantsoa and Taomasina, after repair of Volobe, would also enjoy significa&t hydro energy surpluses (not mentioning the diesel capacity available in these two zones). In these hydro zones the marginal cost of generation will remain extremely lov for some years, and a large surplus vill be available during the night for an extended period of time. 3.3 The promotion of electricity through substitution of excess hydroelectricity for fossil fuels and increased electrification, has an essential role to play in turning this available capacity into an asset for the development of Madagascar, as well as strengthening the finances of JIRAMA. 3.4 An active policy of promotion of electricity may seem like an audacious proposition in view of general economic constraints and JIRAMA's financial constraints, which limit the possibility of reducing the average selling price to stimulate sales. However, from a macro- economic standpoint, the substitution of imported fuel by hydro- electricity would contribute significantly to the alleviation of the foreign exchange constraint and increase the profitability of enterprises affecting the conversion. Nor is it the lack of requests for connections that limits the growth of sales for lighting and domestic ures; reduced customer growth is largely due to supply constraints. 3/ On a thermal utilization equivalence basis, without provision for better end-use efficiency in favor of alectricity. - 27 - 3.5 Concerning tariffs, the growth of sales in hydro surplus zones--together vith cost reduction measures--is probably the best way to hasten the time at which tariff reductions will become possible. Also, to stimulate substitution, measures at the level of investments that have to be made by the customers may be as efficient as tariff reductions. Measures at the level of tariff structures alone, such as more degressive tariffs or the reduction of night rates in hydro surplus zones, which would not change the revenue from present sales and could also stimulate electricity sales, while correctly reflecting the present structure of costs. Also, more flexible policies on connection charges, such as allowing payment over several years, could facilitate access to electricity and reduce average distribution costs. 3.6 Three major points are elaborated in the following sections devoted to tariff and commercial issues: (a) The elimination of end-use specific tariffs according to type of use vould allow JIRAMA to connect more than 10,000 customers and to replace some defective equipment, given the number of meters and circuit breakers that could be recovered from existing installations. Associated savings would exceed US$1 million; (b) The rate of return on new connections is estimated to be 22% in Antananarivo and 32% in Mahajanga and the present waiting list for domestic connections exceeds 10,000, whereas JIRAMA's connection rate dropped from about 6,500 to 3,000 per year over the last four years. The mission therefore recommends a financing of US$8.1 million, to cover the foreign exchange cost of about 6,500 connections per year over three years. The three year budget estimate assumes the recovery of about 10,000 metering installations as suggested in (a) above. US$3.1-3.3 million per year would be required, thereafter, for the same connection rate; and (c) The surplus of hydroelectricity represents a large potential of foreign exchange savinge and support should be given to the necessary conversion investments. In Antananarivo, the investment needed for temporary conversion to electricity of some industrial steam boilers could be paid back in about two years or less, according to a recent feasibility study. Many other attractive forms of substitution seem possible, especially electric cooking in the commercial sector, storage water heating, and electric rice cookers. The mission recommends technical assistance to help JIRAMA in the technical, economic and commercial analysis of these potential markets. The financing necessary for this technical assistance would be in the order of US$100,000; in fact, this could be included in the technical assistance program for the Department of Economic Studies and Planning (study of consumption patterns). - 28 - Tarif fs 3.7 JIRAMA currently has an extremely large number of tariffs that differ in structure and level from one zone to another. These tariffs were inherited from the various companies in operation prior to the creation of JIRAMA. Tariff diversity is further increased by special tariffs for administration and communal buildings vith discounts that depend on region and type of tariff. Rather high taxes, particularly for industrial customers, do not help reduce these distortions. Average prices for some customer categories and regions are given in Table 3.1. As can be seen, tariffs are relatively high, and for -mall consumers are equivalent to more than US20C/kWh in Antananarivo and US36C/kWh in Mahajanga. In Antananarivo the monthly bill for 35 kWh (which is very modest) would amount to FMG 4,290, or 13% of the monthly minimum vage. 3.8 The heterogeneity of tariff structures and levels greatly complicates tariff administration and financial management. The extent to which these various tariffs provide consumers vith the appropriate price signals and adequately reflect the structure of costs deserves further study. 4/ A program to progressively simplify, harmonize, and rationalize tariff structures should be implemented. Here, JIRAMA would benefit from the technical assistance proposed for the Department of Planning and Economic Studies (discussed in Chapter VII). 3.9 One of the first priorities of a tariff rationalization plan should be the elimination of low voltage tariffs according to type of use. In most zones, and notably Antananarivo, low voltage tariffs are based on at least two tariffEs: one for lighting (generally a flat or lifeline kWh rate) and one for other domestic uses (generally based on declining blocks of duration of use of contracted demand (controlled by a sealed circuic breaker) or, sometimes, on a two-part tariff (Mahajanga»). In addition, low voltage motive pqwer i. billed undev another tariff. Mixed tariffs for lighting and domestic uses are available in some zones, however. Time of day tariff options also exist but are in little use. (See Antananarivo and Grand Tana examples at the end of this chapter.) 4/ The mission examined only the tariffs of Antananarivo and Crand Tana. The tariffs applicable to low voltage customers are presented in Section 3.38. The structure of the medium voltage tariff is good. It includes a demand charge, night and day energy prices, a demand charge bonus for demand reduction at peak time, and bonus/penalty incentives for pover factors connections. The mission visited installations of some large customers and observed the use of capacitors, with relay control in one case. The superposition of three declining blocks during day time and tvo at night to the degressivity resulting from the demand charge seems an unnecessary complication, however. - 29 - Table 3.1: AVERAGE ELECTRICITY PRICES FOR SELECTED CUSTOUER CATEGORIES (FNB/kWh - March 1986) Avergo Averaep Averae Energy DOand Service Price lncluding Rate Charge Charge JiRAMA Taxes Taxes Taxes 1. Smau Coosumers Llght & Oomestic Uses Antananarivo (CIty) (1.10) 78.87 0.00 31.00 108.87 122.60 12.73 11.6 Toamasina (T.19) 117.80 30.20 19.80 167,80 177.67 9.87 5.9 iMahajanga (T.19) 125.00 49.13 37"40 211.33 218.87 7.54 3.6 Antotrabe (T.10) 73.87 0.00 23.00 96.87 103.93 7.06 7.3 Flanarantsoa (T110) 59.20 0.00 23.47 82.67 90.00 7.33 8.9 Antsiranana (T110) 74.07 0.00 11.60 85.67 93.33 7.77 8.9 Tollary (T.19) 96.73 0.00 12.80 109.53 116.53 7.00 6.4 2. Large Consumers LOght & Ooitslic Uses Antananarivo (City) (1.10-20) 80.29 0.00 11.62 91.91 97.86 5.95 6.S Toamasina (T.19) 117.19 23.10 4.51 144.80 153.66 8.86 S.1 Mahajanga (T.19) 124.98 36.85 6.97 168.80 175.88 7.08 4.2 Antsirabe (T.10) 90.56 0.00 8.63 99.19 10S.95 6.76 6.8 Flanarantsoa (T.10) 87.45 0.00 8.80 96.25 102.36 6.11 6.3 Antsiranana (T.10) 100.88 0.00 4.35 105.23 112.85 7.62 7.2 Tolilary (T.19) 91.70 5.00 5.99 102.69 110.93 8.24 8.0 3. Low Voltage Motive Power Antananarivo (Clty) (T.32) 82.37 11.93 2.00 96.30 117.09 20.79 21.6 Toaasina (T.19) 55.10 6.09 1.83 63.02 82.55 19.53 31.0 Mahajanga (T.19) 67.22 6.04 2.58 75.84 94.34 18.50 24.4 Antstrabe (T.10) 86.85 6.78 1.55 95.18 117.62 22.44 23.6 Flanarantsoa (O.10) 107.06 12.70 1.57 121.33 146.01 24.68 20.3 Antsiranana (1.10) 129.26 7.05 1.04 137.35 166.84 29.49 21.5 Tollary (T.19) 77.35 0.00 3.80 81.15 101.13 19.98 24.6 4. Medium Voltage Antananarivo (City) 42.31 4.53 1.18 48.02 60.97 12.95 27.0 Toamasina 28.19 5.85 5.75 39.79 S1.55 11.76 29.6 Mahajanga 52.47 1.31 1.59 55.37 70.00 14.63 16.4 Antsirabe 42.60 1.59 2.80 46.99 63.77 16.78 35.7 Fianarantsoa 51.06 1.77 5.55 58.38 72.89 14.51 24.9 Antsfranana 56.07 1.70 5.60 63.37 80.93 17.56 27.7 Tolilary 37.18 1.10 3.92 42.20 54.28 12.08 28.6 - 30 - 3.10 When a customer vants to benefit from the cheaper tariff for uses other than 1ighting, an additional meter and circuit breakar, as well as separate house wiring muet be installed. This increarzs Zosts needlessly. In addition, experience tends to show that the appropriate application of tariffs related to type of use (e.g., the connection of lighting appliances to the appropriate circuit) is not always easy to control in practice. 3.11 The meter cost of residential tariffs related to type of use is high. The cost of a single metering installation is about US$100 (complete installation, including circuit breaker), that of a double metering installation is US$170 in single phase and US$340 in three phases. The economic cost of a double metering installation with a 12X opportunity cost of capital and 20 years depreciation would correspond to about US$23.8 per year, which is considerable since it represents almost US2¢/kWh for 1,200 kWh per year (or 12 FMG/kWh). 3.12 Eliminating double metering would bring a number of improve- mente. In Antananarivo and Grand Tana alone, about 10-12,000 meters and probably an equivalent number of circuit breakers could be recovered, which would allow the connection at low cost of potential customers currently not supplied because of lack of equipment. For the country as a whole, the recovery of 12,000 to 15,000 metering installations could save about US$1 million of investment in metering equipment. The elimination of the double tariff system vould also reduce future meter expenditures, since a significant share of these expenditures is related only to requests for the "Domestic Uses" tariff. 3.13 In light of the diversity of tariffs in the various regions, the tariff restructuring necessary for the elimination of double metering should be examined on a case-by-case basis. The solution adopted for this first step in the global restructuring -ef tariffs should also ceontribute to the longer term objectives cZ more homogeneous tariff structures throughout the country, to better reflect the structure of coste, and help the promotion of electricity in hydro zones. Opportunities for reducing meter costs for small customers, particularly the component related to the differential circuit breaker, should also be examined: this would be possible by offering a simple kWh-based tariff option for small consumptions, while for a minimum of 2 or 3 kW a tariff related to the power of the circuit breaker, which has several desirable features, would be offered as is the case today. 3.14 The low voltage tariffs of Antananarivo and Grand Tana are examined in more detail at the end of this chapter. The mixed tariff used in Grand Tana is an example of tariff requiring a simple metering installation for light and other domestic uses. In parallel with the examination of the pure tariff aspects, JIRAMA should examine the possible technical or staffing implications of a meter recovery program. - 31 - The Value of Increasing the Number of Connections 3.15 A detailed estimate of the investment needed to connect some 10,000 applicants that are currently awaiting electricity service has been made in collaboration with JIRAMA. It amounts to US$480 per customer, for materials, including necessary medium voltage reinforce- ments (see Chapter IV). Labor and other direct and indirect installation expenses should not exceed US$75 per customer. If tariffe according to type of use were phased out, meters and circuit breakers vould be recoverud from existing installations, and the cost, excluding installation, would be about US$400. Witn a connection charge equivalent to US$75 paid by the customer, this would leave a net cost of US$400 for JIRAMA. In Antananarivo, assuming a consumption of 500 kWh in the first year (40 kWh/month, which is modest) the annual bill under the lighting tariff would amount to the equivalent of US$97 (excluding taxes, and with a service charge corresponding to 10 amps). Deducting metering and billing costs leaves a net of about US$88, given that the cost of additional generation is zero. This would mean a first-year return of 22% and a payback period of about four years, assuming no increase of consumption beyond the modest level assumed for the first year. In Mahajanga the annual bill for the same consumption would be about US$176. The net margin after deduction of fuel (taxes included) and annual customer related costs would be the equivalent of US$127, which vould mean a first year return of 32% and a payback period of about three years. 5/ 3.16 These high rates of .eturn stem mainly from the difference between the tariffs and the current short-term marginal costs. In the future, the hope in that tariffs will decrease, and an increase in connections would contribute to that goal. Furthermore, the marginal 5/ The rates of return above are first year financial rates of return. Economic rates of return should take into account future growth of consumption of the customers connected, use a shadow price for labor, exclude taxes on fuel in Mahajanga, and add a consumer surplus term (or, at least, taxes) to the mere value of the bill paid. This would lead to much higher rates of return. On the other hand, one should take into account the discounted cost of the fuel that might be needed, in the future, for peaking or in the dry season in the interconnected zone, or the investment cost of additional peaking capacity that may be needed, some day, in Mahajanga. By that time, given the current excess capacity, the distribution cost vould have largely been paid back. Civen the weight of distribution costs, as well as the length of time during which the marginal costs of generation are expected to remain at their present level (especially if the number of annual connections remained at the current level), lengthy calculations to show that the economic rate of return of these connections would exceed the first year financial return do not seem necessary. - 32 - costs of generation vill increase once rising demand puts an end to over- capacity. This vill reduce the rates of return to levels more in line vith the opportunity cost of capital. Connecting these customers (who are not in remote unelectrified zones) now, to profit from the present overcapacity in generation, vould have a high economic and financial value, in addition to a large social impact. 3.17 The mission therefore recommendt financing of the foreign exchange cost of new connections, uhich would amount to US$8.1 million for the coming three years, assuming that meters are recovered as a result of the elimination of double tariffs. This would allow JIRAMA to connect about 6,500 new customers per year, a level that JIRAMA already reached in the past. This objective compared to the current level of 3,000 vould allow JIRAMA to progressively eliminate the unsupplied requests which are currently estimated at 10,000. Connection Charge Policy 3.18 On the demand side, new measures concerning connection charges could also facilitate access to electricity. Current practice in this area is for customers to pay the full cost of connection at the outset. If an extension is required, the customer is also billed for that, although cost sharing and refund formulas can be applied when other customers are connected later on. The connection charge in low voltage vould be FMG 36,000 at the very leas; (March 1986); this is almost twice the monthly minimum industrial vage and should severely limit the requests for nev connections. 3.19 Considering the exceptionally high return on nev connections, more flexible approaches could be introduced. With an interest rate of 8%, payment of a minimum connection charge of FMG 36,000 over three years vould imply monthly payments of less than FPM 1,100. This vould repre- sent a little less than 5Z of a monthly income of FMG 25,000 which is the salary, for example, of JIRAMA's distribution vorkers. This could be offered as an option, and vould have minor consequences for JIRAMA. 3.20 When extensions are needed and when a minimum cluster of potential customers exists, this improved affordability vould make it easier for potential customers to regroup at an early stage. This would in turn lead to a better utilization of distribution equipment such as transformers, and reduce installation costs by alloving a larger number of connections in one place at the same time. Commercial action by JIRAMA to obtain grouped applications for connections in favorable areas vill be more successful vith more affordable connection charges. This should be experimented vithin the context of the pilot distribution project which concerns the electrification of a new zone (this project is described in Chapter IV). 3.21 More radical solutions such as free connection within given limits of power and distance to the network could also be considered and would still provide a high return. From the point of view of JIRAMA's - 33 - finances, such radical measures do not seem to be needed in the immediate future, given the current excesa demand for connections. Bowever, a lump sum connection charge vithin siven limite of pover and distance would have practical advantages. General Issues and Options for Electricity Substitution in Hydro Zones 3.22 Increasing the number of connections vould increase sales and would also have a significant social impact. It vould also save foreign exchange on kerosene used for lighting for example. In terma of sales, an additional 3,500 new customers per year (compared to the 3,000 p.a. of the last four years) consuming 500 kWh the first year and growing by 20 kWh per year together with a contribution to the peak of 300 watts, vould, over six years, increase sales by 11.6 CWh and peak demand by 6.7 MW. Assuming that the addit5-onal 3,500 annual connections are in the interconnected zone, this vould represent an increase in the annual growth rate of sales of a little less than 0.9% (0.56% for J1RAMA as a whole) and of 1.9% for peak demand. Although this is significant, particularly from a financial point of view, it is hardly commensurate vith the scale of the available surplus. The impact of substitution of hydroelectricity for imported fuel in existing energy uses is likely to be much greater in terms of energy sales and vould also require less distribution investment per kWh sold, or even, in such cases as storage vater heating, no distribution investment at all. 3.23 Some of the issues raised by the implem_ntation of a substitution policy for various types of uses are discussed belov. They concern primarily the Interconnected System, and, possibly, Taofasina and Fianarantsoa. Cooking 3.24 In the residential sector, the cost of the electric cooker is likely to be a limiting factor. Also, in Antananarivo, considering the presently sharp evening peak vith an average of only 500 watts per customer, the impact of electric hot plates of 1-2.5 kW on peak load would have to be studied through adequate load measurement experiments. Another handicap is that electric cooking offers little attractiveness for the customer as compared to charcoal at current prices, and under the most favorable hypotheses for electricity rates and subsidization of the equipment. On the other hand, a 2 kW or 3 kW residential tariff could accomodate the use of an efficient rice cooker (about 500 watts) that would have a lesser impact on peak load. For example, the tariff that would result, in Antananarivo, from dividing the first block of 40 hours of use of contracted demand, priced at FMG 75.6/kWh, into two shorter ones (which may also constitute an option for the elimination of double metering), with a higher price for the first block and a significantly lover one for the second block, couid clearly make the price of the second block competitive with LPG. For efficient rice cookers - 34 - electricity has to be priced below FMC 70/kWh (taxes included) to compete, in terms of the energy bill, vith LPG at FMC 520/kg. For regular cooking, the price of electricity should be below FGC 55/kWh to be competitive vith LPG, due to the difference in efficiency compared to rice cookers. 3.25 In the commercial sector (restaurants, hospitals, bakeries, etc.), the load curve is likely to be more attractive than in the residential sector. Large customers would also lend themselves better to individual commercial measures. The current average price in medium voltage in Antananarivo before taxes (FMC 48/kWh) vould be competitive vith LPC; 6/ however, atter taxes (FMG 61/kWh), it vould not. t/ 3.26 Hospital Ravoahangy, for example, is using 19.2 tons of LPG per year for cooking. From an economic point of view, the cost of an electric installation will rapidly be paid back by savings on LPC. The resulting sales of electricity would amount to 182,000 kWh per year. Water Heating 3.27 The amount of imported fuel consumed for this use and the potential electricity sales that would result from substitution in both the residential and commercial sectors is certainly significant and should be evaluated more accurately. Here the question arises of the relative attractivenesas of direct vs. storage vater heating. Direct heating requires lower investments at the customer level, but would bave a less favorable impact on the load curve. Civen the run of the river nature of Andekaleka or Volobe, the nighttime surplus of hydro energy -ill persist for a long time and the electricity cost of storage water heating vill remain practically zero (excluding possible reinforcement of a few customer connections). The reactivation of tîme of day tariffs in low voltage would help promote this use without affecting other tariffs. In medium-voltage, the nighttime tariff of Antananarivo has two blocks related to the contracted (daytime) demand; the reference to the contracted demand cuuld be eliminated and the night rate reduced substantially at the expense of only a very small increase of daytime prices to preserve the revenues from present structure of sales. The foreign exchange balance of conversion to electric storage vater heating should be excellent. .n the Interconnected Zone, Taomasina, and Fianarantsoa, the reduction of nighttime prices should be an essential feature of the next tariff adjustment. 6/ The breakeven price of FMC 55/kWh is based on an equivalence of 9.5 kWh/kg and an LPG price of FMC 520/kg. 7/ Civen the two-part declining block nature of the tariff, a finer analysis is needed, on a case-by-case basis, particularly of the required increase in contracted demand. - 35 - Space Heating 3.28 Although this may represent a small market, the quantity of fuel products consumed for this purpose could be significant. Antananarivo i at an altitude of 1,200 m and temperatures can reach lows of 50C. Electric Bolilers in Industry 3.29 Electric steam or hot vater production for industrial purposes represents an efficient means of quickly reaping the benefits of the hydro surplus, although the option would have to be progressively phased out as thermal complement would be needed for electric generation during daytime, other than occasionally or only during one or two peak hours. The economics of nighttime or weekend use of boilers, which vould either involve dual firing, or the addition of storage equipiment for water heating purposes, is the same as that of storage water heating discussed previously. This latter mode of boiler operation should be possible for many years. Alsoe when a third turbine i8 installed in Andekaleka, there will be some temporary surplus of secondary energy during the vet season, for which there vould be little use, except for seasonal production of steam fron electric boliers, the steam being produced by the fuel boiler during the dry season. 3.30 The hydro surplus is large enough to allow a sufficient number of years to pay back the cost of elentric boilers (actually cheaper than fuel fired boliers, particulary in terms of maintenance), while leaving a large economic surplus to be shared between JIRAMA and the usera. A feasibility study has been done on this subject and shows payback periods that can be as low as one and a half years for long utilizations. Temporary conversion of the most attractive installations in Antananarivo corresponding to an electricity consumption in the range of 85-115 GWh vould require a total investment of about US$2 million, including US$0.5 million of local costs. 3.31 Possible difficulties vith electric boilers lie less in their immediate value than in the way of phasing them out (at least partially) when it becomes economically justified and, more generally, of limiting their use to match the available surplus. In view of the inevitable uncertainties about the supply/demand balance beyond a horizon of five years or so, contractual arrangements should provide the flexibility to restrict or adapt their use beyond some years. 8/ Given the short payback period of electric boilers this should not affect their economie merits significantly. Many contractual arrangements are available for 8/ The essential parameter should be the date at which fuel generation may become needed for more than a couple of peak hours during week days. JIRAMA has hired a consultant (EDF International) to advise it on these issues before final supply contracts are prepared. - 36 - providing the necessary flexibility while protecting the interesta and objectives of the user. Those include clauses that vould guarantee supply for a limited number of years, together with clauses on possible interruptibility, or on seasonal, time of day, or weekly restrictions after a certain period. Also, appropriate termination clauses would reduce the capital risk that may be perceived by potential users. Commercial Neasures for Substitution 3.32 In two cases examined above, modifications of tariff structures alone (increased degressivity, and lower nighttime rates) would help make electric solutions more attractive. 3.33 Neasures to alleviate the bottleneek that could arise because of the consumer investment required could also play an important role. Such measures could include free reinforcement of the connection, assistance in the financing of the equipment, leasing of the equipment, or, as a last resort, direct capital participations. 9/ Such measures might be more effective (and preferable from a medium-term point of view) than such measures as temporary tariff discounts which would amount to a series of preferential tariffs. 3.34 Some measures that vould be helpful in implementing a substitution policy would be beyond JIRAA'As authority. Such measures could include the creation of a special Fund for the financing of electric equipment in hydro zones, fiscal deductions for substitution investments, or a reduction of electricity taxes in hydro zones. 3.35 On JIRAMA's side or MIEN, market and load research studies on substitution possibilities in addition to boilers are required; technical assistance could usefully be provided for that purpose. These studies should determine the size of the potential markets, identify the appropriate types of equipment needed, evaluate the impact of various forms of electricity uses on the load curve, the amount of investment needed and the foreign exchange savings that would result, as well as the commercial measures that could be devised to promote substitution. Considering that the analysis of cooking in the residential sector will be mostly covered by the larger household energy strategy study, which is 9/ From an economic point of view, capital subsidies should essentially be considered, in this situation, as second best instruments for optimal allocation of resources (e.g., compensate the difference between tariffs and short-run marginal costs) rather than instruments for social or economic transfers. However, transfer effects can be hard to avoid and subsidies must be used cautiously: for example, subsidizing rice cookers only if they are competitive with LPC would favor current LPG users who are, most likely, in the upper income bracket. - 37 - envisaged elsewhere under the IDA Energy I project, the financing needed for this technical assistance should not exceed US$100,000-l50,000. Details otu Tariffs for Lighting and Domestic Uses in Antananarivo and Grand Tana 3.36 To illustrate the tariff issues mentioned above, the low- voltage tariffs for Antananarivo and Grand Tana are presented in the following table. There is no distinction between commercial and residential customers, except for the fact that the motive pover tariff is somewhat different. The case of Antananarivo is particularly relevant since about 2/3 of the metering installations that could be recovered would be in Antananarivo. Table 3.2: LOW VOLTAGE TARIFFS FOR LlGHTING AND OM£ESTIC USES FOR PRIVATE CUSTOCERS - March 1986 (FMN/kWh) Antananarivo Tariff f Grand Tsna Teriff LIghtinn Ltghting 1st block (10 kWh) 57.3 Ftat rate 70.9 Sarplus 121.9 Oomestlc Uses a/ Mlxed Tarfff a/ (Lighting and Oomestic Uses) lst block (40 hours/rn) 75.6 |st block (20 hours/rn) 70,9 Surplus 48.4 2nd block (20 hours/re) 39.7 Surplus 28,4 Off peak Domestic Uses Domestlc Uses (From 12 am to 5:30 pn 42.4 lst block (20 hours/m) 39.7 and from 9 p. to 8 am) Surplus 28.4 a/ Blecks are expressud In terms of hours of use of contrected doemnd. Source: 3.37 Fixed service charges for meter and connection maintenance range from FMG 580/month for 5A (single phase) to FMC 1i2101month for 15A (three phase) in Antananarivo. Service charges are itemized, and include charges for the maintenance of the service drop, of the connection, rental of the meter, and rental of the circuit breaker. A lump sum - 38 - service charge would be simpler. For Grand Tana, meter rental is FMG 120 for single phase (independent of pover) and FMG 332 for three-phase supply. 3.38 These tariffs illustrate some of the imperfections of present tarif f structures: heterogeneity of tariffs, even within the inter- connected zone (the two zones were served by two different companies prior to JIRAMA's creation), higher tariffs in Antananarivo despite lower network costs due to higher consumption density. The mixed tarif f of Grand Tana is an example of tariff requiring a single meterin.g installation; the lighting tariff which could be considered a "small customer" tariff is a flat rate tariff which, in fact, corresponds to the firat block of the mixed tariff. - 39 - IV. DISMTIBUTIOU SYSTM--FINDINGS AND RECONNNDATIONS Summary 4.1 Madagascar's distribution systems are operated and controlled from a head office in Antananarivo and seven regional offices. 10/ The mission visited Antananarivo and Mahajanga. Particular emphasis was placed on the Antananarivo area, which accounts for about 64X of the country's energy sales. The operational problems found in these two regions are representative of the situation in most major load centers. 4.2 The distribution networks in Madagascar are built according to European standards: th.ree-phase circuits, long secondary network lines, and large capacity distribution transformers. Line construction in general is vell planned, and the use of highly meshed medium voltage circuits in densely populated cities provides good operational flexibility. 4.3 The main findiugs of the mission are the followings (a) There is a chronic shortage of materials &ad tools for repairing existing installations and connecting new customers. Transport and communication support services are very veak and require immediate upgrading; (b) Load growth is causing excessive voltage drop and high losses on several major primary lines, particularly those operated at 5 kV. Lack of automation in the distribution network reduces operational efficiency as vell as the quality of service; and (c) In view of the existing surplus of generation capacity (particularly of hydropover) and of the low electrification ratio, there should be much greater emphasis on distribution. In view of financial constraints, every effort should be made to reduce the cost of distribution to nev customers. The Effects of Shortages of Materials and Equipment 4.4 Shortages of equipment, materials, spare parts, and vehicles have had tvo major effects on the distribution system. First they have often prevented normal maintenance practices. This, in turn, has resulted in temporary repairs. The latter are not always the least-cost 10/ The regional offices are: Mahajanga, Fianarantsoa, Toamasina, Antsirabe, Toliara, Antsiranana and Isolated Centers. - 40 - solution and can reduce service reliability considerably. Second, the shortages have prevented expansion of service to thousands of potential customers. Materials Necessary to Complete Pendina Repair Vork 4.5 Basic line materials, such as fuses, conductors, and distribution transformers often cannot be obtained. The mission there- fore examined JIRAMAes priority requirements in order to complete urgent repairs and to bring stocks to the level necessary to maintain reliable service. The total cost is estimated at the equivalent of US$2.9 mil- lion. The individual costs are itemized in Table 4.1. Table 4.1: MATERIALS REQUIRED FOR BASIC REPAIRS AND FOR RESTORING M1E STOCX Item Estimated Cost (USS) High voltage conductor (varlous sites) 450,000 Underground cable (varlous slzes) 330,000 Low voltage conductor (verlous slzes) 180,000 Distribution transformers (16 MVA total) 330,000 Sectionalizers (varlous sites) 135,000 Nain breakers for distribution transformers 125,000 Low voltage circuit breakers, paneIs, Interruptors 150,000 Fuses and fuse holders 120,000 Connectors and hardware for low voltage network 240,000 Connectors end hardware for underground network 120,000 Insulators and line hardware 15P,000 Hardware for distribution transformer vouîts 140,000 Lighting equipeent 150,000 Lightning protection equipent 190,000 Total Cost: 2,900,000 Source: JIRANA. 4.6 The mission recommends fin*ncing about US$2.9 million worth of materials to allow the completior4 of much needed rehabilitation and repair vork and bring stocks to adequate levels. Failure to obtain these items soon vill create furthex pending maintenance vork, a drop in service reliability, and loss of revenues due to diaruption of supply. - 41 - Support Services 4.7 Lack of support services, such as vebicles and communications equipment, greatly restricts operations and maintenance. Few utility- type vehicles are available for transmission and distribution line work, and those that are available are in poor condition. Equipment for the installation of poles is very limited. There are long delays in line repairs and in responding to emergency calls. 4.8 Communication equipment is also neede1 for ordinary operations and maintenance construction work, and to allow fast and safe restoration of service in case of defects in the network. 4.9 Vehicles and telecommunication equipment requirements are described in Chapter VII in the framework of the overall program for the upgrading of JIRAMA's support services. Amng the vehicles needed the mission recommends the purchase of trucks equipped with lifting equipment for pole handling and installation as vell as specialized vehicles for line repair and installation work. Those are required to effect new connections efficiently. New Connections 4.10 Lack of equipment and materials has also prevented expansion. 0f the estimated 10,000 potential customers waiting to be connected to the electric network, about 5,000 are found in the Interconnected Zone, 4,500 in the External Zones, and 500 in-the Isolated Centers. 4.11 JIRAMA has itemized the equipment and materials needed to connect these potential customers, and its itemized list has been revieved by the mission in order to deterwine the cost of the electrification project discussed in Chapter III. Table 4.2 summarizes estimated quantities and costs. 4.12 The cost estimate for the 10,000 new connections is an average US$480. A global crosscheck vas made by calculating the average value of distribution equipment per customer at current prices. The latter amounts to US$650 per customer. The ratio between the cost of a new connection and the average asset value per customer (74X) reflects a normal coefficient of economies of scale for distribution networks (the potential customers are not part of a rural electrification scheme). The equipment cost of US$480 per customer includes metering equipment. If meters vere recovered from existing installations through the elimination of tariffs according to type of use, the cost per customer vould amount to US$400, or 17Z less. - 42 - Table 4.2: EQUItPMENT AND i4ATERIAL REQUIREMENTS FOR 10,000 NEW CUSTOIERS Est imated t tem Quantity Cost sJ (UJS$) Primary end Secondary Lines 12 m Class E wood poles 2,600 9 m Cleass E wood polos 2,800 Low voltage cable 80 km Hlgh voltage conductor 420 km High voltage and low voltage insulators 9,800 GroundIng sets 320 Hlgh voltage air disconnects 50 Lin6 hardware and luminarles (0,500) Lot Sub-totaI 1,910,000 Distribution Transformers (32.1 tVA) three phase dist, transformers, polo type 257 (18.7 MVA) pad mounted dist. transformers 49 High voltage end sou voltage fuses, breakers, dist. switchboards, and mounting hardware Lot Sub-total 1,521,000 Service Drops Single phase kWh moters 9,000 Three phase kWh meters 1,000 Loiw voltage breakers, fused disconnects 10,000 Service drop conductor 400 km Hardware and connectors Lot Sub-totai 1,368,900 TOTAL 4,800,800 a/ Costs Include a 15% provision for contingencles. Source: JIRAMA and mission estimates. - 43 - Eneray Losses and Overloaded Distribution Lines Power Losses and Voltage Drops 4.13 Overall transmission and distribution losses as a percentage of net generation in 1984 vere 9.4% for the entire country and 9.8X for the interconnected system as reported by JIRAMA's statistica. These global percentages are rather low compared to percentages found in many developing countries. This is due in particular to the fact that 64% of sales are to large consumers metered at high or medium voltage and the reduced use of low voltage distribution networks as vell as to the vigorous efforts made by the utility to minimize non-technical losses by closely controlling illegal connections and possible energy theft. 4.14 Estimating technical losses in the power system of Madagascar is difficult because of the large number of isolated service areas and the lack of technical data on all system components. A detailed stuey of losses, based on computer simulation, was carried out by the mission for the Interconnected Zone for which data are readily available. An evaluation of technical losses on a feeder line in Mahajanga vis also carried out. 4,15 According to JIRANA's statistics, losses in the Interconnected Zone have varied widely over the past seven years, as shown in Table 4.3. Table 4.3 ENERiY LOSSES, INTERCONECTED SYSTEN t1979-1985) (GWh) 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 Gross Geseration 189.8 200.3 201.8 207.5 221.5 226.2 235.3 Station Supply 1.7 1.6 1.7 1.7 4.6 4.7 4.8 Net Generation 188.1 198.7 200.1 205.8 216.9 221.5 230.5 Sales 172.6 180.0 182.0 180.2 192.3 199.9 204.2 Transmission Losses (GWh) 7.3 8.9 9.2 11.2 10.6 10.4 11.3 Distribution Losses (Gwh) 8.2 9.8 8.9 14.4 14.0 11.2 15.0 Total Losses (GWfh 15.5 18.7 18.1 25.6 24.6 21,6 26.3 Transmission <% of net) 3,9 4.5 4.6 5.4 4.9 4.7 4.9 Distribution (% of trans.) a/ 4.5% 5,2% 4.7% 7.4% 6.8% 5.3% 6.8 Total (C of net) 8"3% 9.4% 9.0% 12.4% 11.3% 9.8% 11.4% a/ Percentage of energy del ivered to distribution networks (net generation minus transmission losses). Source: JIRAMA. - 44 - 4.16 Part of the increase ln transmission losses in 1982 vas caused by the addition of the 130 km, 138 kV transmission line from Andekaleka. The increase of the distribution loss ratio in 1982 and 1983 seems to reflect a metering or statistical problem. The fact that only 36X of the energy transits on low voltage networks (vith a growing share of 220/380 volts) and the proximity of large, medium, and high-voltage customers to supply sources explains the low level of distribution energy losses. For this reason, the relatively low level of total distribution tosses cannot be interpreted as reflecting high capacity margins in the network at peak time. In fact overloaded distribution networks and customer complaints on voltage drops have become a concern to JIRAMA. 4.17 The mission checked the 1Î84 losses by computer simulation of individual network components of the Interconnected System. Losses in transmission lines and power transformers vere calculated using actual loadings at peak time. Losses in distribution feeders end distribution transformers vere estimated through a sampling of feeders considered typical for the network under analysis. Annex 7 provides a f ull description of the methodology used and additional results of the calculations. The main results of the exercise are shown in Table 4.4. Table 4.4: DISTRIBUTION oF TECHNICAL LOSSES IN T1E INTERCONNECTED SYSTEN (1984) Demand Losses En.rgy Losses (N) (> (M) (<) Plant power transformers 0.73 1.6 4.8 2.2 Transmission lines 3.41 7.3 6.1 2.7 1ist. S/S power transformers 0,32 0.7 1.8 0.8 Primary linos 2.25 4.8 4.6 2.1 Distribution transformers 0.72 1.6 4.0 1.8 L.V. network and service drops 1.27 2.4 3.2 1.4 Total 8.70 18.7 24.5 11.0 Source: Mission estimates. 4.18 The distribution network (primary lines, distribution transformers, secondary lines and service drops) vould account for 11.8 GWh of losses (5.3X of net generation) in 1984. This value is close to JIRAMA's statistics. For overall system losses, however, there is a difference between the statistical figure of 9.8X and the mission's calculated value of 11%. The discrepancy is minor and within the accuracy expected in the analysis. Also some provision should be made for statistical and metering accuracy. Mission checks at two substations revealed substantial differences between loads measured by panel instruments and those measured by kWh meters. - 45 - 4.19 One important point that seems clearly confirmed by this analysis is that non-technical loSes are not very significant in the Interconnected Zone. This reflects the efficient action of the meter lab and in particular very careful mater sealing practices. The analysis detailed in Annex 7 also shovs on one feeder (Section 1, Ambohijatovo), a rather high installed capacity of distribution transformers with respect to the peak demand on the feeder (a ratio of 4.2 to 1). Although this does not seem to be a general case, tighter transformer management vould not only reduce costs but vould also reduce energy losses in transfor- mers, a large part of which consiste, in such a case, in no-load ("iron") losses. 4.20 JIRAMA's data on energy losses in the external zones and isolated centers for the period 1980-1984 are given in Table 4.5. Table 4.5: ENERGY LOSSES IN 11E EXTERNAL ZONES & ISOLATEO OENTERS (1980-1984) 1980 1981 1982 1983 1984 External Zones (GWh) Gross generation 133.5 133.7 133.3 136.9 134.4 Station supply 10.0 7.9 7.1 9.8 9.5 Net generation 123.5 125,8 126.2 127.1 124.9 Sales 114.0 119.1 116.7 119.1 114.1 Total losses 9.5 6.7 9.5 8.0 10.8 % of losses (of net) 8.3 5.6 7.5 6.7 8.6 Isoloted Centers fflh) æoss generation 1,807.4 1,842.0 1,854.4 1,820.9 2,004.2 Station supply --- 35.6 40.5 33.8 42.8 Net generation - 1,806.4 1,813.9 1,787.1 1,961.4 Sales 1,553.4 1,693.7 1,606.4 1,528.3 1,732.8 Total losses - 112.8 207.5 258.8 228.6 S of losses (of net) 6.2 11.4 14.5 11.7 Source: JIRANA. 4.21 Losses in the external zones and in the isolated centers vary considerably. Statistics on these regions are not as reliable as those for the interconnected system because of such factors as time lags and manual processing of information. In general, however, the energy losses are also relatively low. 4.22 The average value of losses in the external zones given in Table 4.5 must be treated vith caution. It may not be representative of the situation everywhere. In 1984, for instance, Toamasina reported losses of 13.1% (including transmission from Volobe), Morondava 14.2%, and Antalaha 15.6%; sales in these centers accounted respectively for - 46 - only 15.7Z, 1.3 asnd 1.1 of the total. Mahajanga in turn, which represents 43.42 of sales in the external sones, had losses of only 4.32 in 1984 and 2.52 in 1983 due to the fact that the largest customer, supplied in Medium Voltage accounts for 70X of total sales. Mahajanga's weight in overall losses is therefore large, and each sector should be analyzed separately. 4.23 Non-technical losses are suspected in many small cesters of the external zones. Extremely high losses in places like Marovoay (44.72) and Antsohihy (47.12), and the abnormal statistics reported by places like Anahidrano, Sainte Marie, and Vohipeno (where for two consecutive years sales exceeded generation) seem to indicate an urgent need for upgrading instrumentation and metering equipment. The Need for Distribution Line Reinforcements 4.24 The mission's analysis of feeders in Antananarivo determined that some feeders, particulary those that are long and operated at 5 kV, have high losses and excessive voltage drop. For example, feeder No. 1 out of Ambohijatovo substation showed voltage drops as high as 18X at the end of the line, due to line impedance, and pover losses of 11% at peak time. 4.25 Similar cases were identified in other heavily loaded circuits and JIRAMA reports that complaints from customers on voltage drops are on the rise. Although power losses have little cost in the short run due to the hydro surplus (at least in hydro zones), voltage drops can affect the quality of service significantly. Voltage drops also affect JIRAMA's revenue since they are a form of unmet demand. In addition, heavy loads on a number of circuits limit the possibility of using these circuits as back-ups during emergencies. 4.26 Although some overloaded circuits in the 5 kV network are being reinforced by changing the conductor section, this solution does not solve the problems that will appear vith further load growth. A simulation undertaken for one of the highly loaded feeders of Antana- narivo (see Anne% 7) shows the limits of reconductoring for reducing losses, as compared to upgrading the voltage to 20 kV. JIRAMA has decided to conduct a Distribution Master Plan study 11/ that would provide the guildelines for expansion, and bas already sought the assistance of a consulting firm for this work. 4.27 This study will provide short-, medium-, and long-term plans for the distribution network of Antananarivo including, among other things: choices of primary line voltage levels, standardization of materials, construction standards, system automation and strategies for developing and rehabilitating the medium voltage network. The mission 11/ Etude du Plan Directeur du reseau de Distribution d'Antananarivo. - 47 - recommends that particular attention be given to the upgrading of the voltage of the present 5 kV network in Antananarivo. In the short-term, to solve the voltage drop problem, the use of voltage regulators should also be considered. Since 88% of the feeders operate at 5 kV, equipment that would be replaced by upgrading could then be utilized in other areas where loads are more appropriate for this voltage level. Lack of Automation 4.28 The absence of advanced automated equipment reduces the quality of service provided by JIRAMA, even though the existing network vas vell designed to provide for flexible operation during emergencies. This flexibility, however, is not as great as it could be, since all operations must be carried out manually. The restoration of service after line outages Îs slow, even though alt major substations in Antananarivo are manned 24 hours a day. The installation of supervisory control equipment at one of the main substations vould greatly improve operating routines by providing instantaneous information on circuit loads and allowing remote control of main circuit breakers. 4.29 The mission believes that some degree of automation is necessary. The implementation of automation in the existing system, however, would require further analysis to establish the costs and benefits. The Distribution Master Plan study that has been contracted by JIRAMA will include work at the feasibility level on this subject. Limited Lightning Protection 4.30 Past records show that approximately 0.52 of the distribution transformers installed in Antananarivo and Grand-Tana are put out of commission every year by lightning. The use of lighting arresters or of completely self-protected transformers is therefore highly recommended, since the latter incorporate lightning arresters, low-voltage circuit breakers, primary protection fuses, and other automatic features. Line protection against lightning should also be improved by more intensive use of distribution-type lightning arresters, which are rarely used. The program of essential repairs and stock upgrading covers the provision of lightning arresters. Reduction of Distribution Costs--Pilot Project 4.31 Generation overcapacity makes it very attractive to increase the pace of connection of new customers. In view of the financial constraints, this vill be most attractive if distribution and customer connection costs are reduced to a minimum. This would involve a wide range of measures, ranging from the establishment of revised construction standards and optimized design, to policies regarding tariffs (metering), connection charges, and other measures to accelerate growth in newly electrified zones to obtain better utilization of equipment. - 48 - 4.32 Steps to reduce the costs of distribution installations have already'been taken by JIRANA. Local wood poles have been successfully introduced on new line extensions instead of more expensive reinforced concrete poles. Pole-mounted distribution transformers in suburban areas. are increasingly being used to replace expensive transformer vaults built in the cities. 4.33 The use of less expensive materials and more efficient equipment has become more necessary because most new electrification lines are being built in suburban zones vith lover load densities rather than in urban areas. The utility vehicles for pole mounting and line vork should greatly improve the efficiency of construction vork in such areas. 4.34 In terms of network design, a modified European system could be an alternative. It vould include both three-phase and single-phase lines (two-phase vires) vith single-phase transformers insulated for uine-to-line voltage. This vould provide the ïlexibility of designing a lover cost system to serve light loads at the beginning and expand it as load density increases. This system has proven succesoful in several countries generally using traditional European standards and is also used by many Anerican utilities. 4.35 Savings in public lighting are also possible. Public lighting is nov done by means of separate conductors vith electric current controlled from a central command post. Photocell-controlled luminaries vould reduce costs. Public lighting consumption vould then have to be estimated on a "per bulb" basis. 4.36 Reducuion of costs related to customer connections have been discussed in Chapter III (paras. 3.11 and 3.13). Elimination of double meter installations vould allow JIRANA to recover meters for the connection of new customers and to reduce meter costs for customers using electricity for uses other than lighting. For small customers, a simple kWh tariff vould allow savings on expensive differential circuit breakers which could be replaced by lower cost thermo-magnetic breakers or special fuses. Such low cost metering installations have been developed in the past in Antananarivo. 4.3? A site located in the outskirts of Antananarivo (Firaisanpokontany Ambavahaditoka-Itaosy) has been identified vith JIRANA and is a current candidate for electrification. This pilot project vould serve as a case study on distribution cost reduction. This is a middle to lov-medium income residential area which can be considered typical of the type of electrification projects in years to come. There are about 90 customers that have requested service and a potential maximum of around 450. A tight economic optimization study is recommended to analyze the costs and benefits of varicus designs and equipment standards (poles, transforters, lines) for three or four customer growth patterns. The ecanomic criterion would be the average discounted cost per customer. The study should also analyze safety standards to be taken - 49 - into account in the possible elimination of differential circuit breakers in the kWh based tariff proposed as an option for saaller customers. In addition, line creve could be trained in the use of new tools and equipment. One could expect that optimized design, improved construction equipments and procedures, and measures to accelerate customer growth could reduce the discounted cost per customer by 15 to 202. It should be observed, however, that electrification of the area might in itself generate rapid growth given the presently unsupplied demand for electric service. The foreign cost of the equipment that vould be needed for this project is estimated at about US$50,000 with the present design. The study and training vould cost an estimated US$90,000. The local component, which includes installation costs, la estimated at US$20,000. Terms of Reference for the study are included in Annex 11. In parallel to this activity, about US$20,000 should be budgeted for travel and study visits of two distribution engineers to foreign countries (design of peri-urban and rural distribution netwo:ks, visits to manufacturers and exhibitions). - 50 - VI DIESEL GEMERAOIV--NAIN h PINDIS Am» oEcx»enDkT IoNS Overview 5.1 Diesel stations supplied 32Z of electricity demand in 1985. There are about 60 diesel power stations in sizes that range from 6 kW to 25 MW. Most of them supply isolated systems. The five largest stations use heavy fuel. All other stations use gas oil. Gasoil accounted for 58% of the volume of fuel consumed in thermal stations in 1984. Most of the gas oil and all of the heavy fuel comes from the refinery of Toamasina. Fuel costs represent about 37% of JIRAMA's operating expenses. 5.2 The mission visited three large diesel pover stations at Mahajanga, Toliara and Nosy-Be and two smaller stations at Miarinarivo and Morovoay to get an overall idea of the condition of the stations and cf the measures needed for improving the efficiency and availability of diesel generating plants. A list of all diesel stations operated by JIRAMA is included in Annex 8 vith details such as type, number of units* year of installation and fuel consumption. 5.3 After visiting these stations and reviewing data provided by JIRAMA about the rest of Madagascar's diesel stations, the mission concluded that: (a) plant availability is low as a result of overdue maintenance due mainly to a serious shortage of spare parts; (b) too many engines are used vell beyond their normal economic lifetime; (c) the type and size of engines do not always match the load curves of their service area; (d) maintenance is hampered by the limited accessibility to many stations, and a shortage of snitable means of transport and maintenance equipment; and (e) the operational and maintenance problems at the Mahajanga and Toliara II stations are aggravated by the inadequacy of the heavy fuel treatment systems. 5.4 To remedy this situation the mission recommends two action programss (a) Rehabilitation and rationalization of engine population: - 51 - (i) rehabilitation of Mahajanga and Toliara, notably by upgrading their facilities for fuel storage and fuel treatment; (ii) replacing the damaged units at Nosy-Be with a new 800 kW set and study of a new station; (iii)improving engine utilization factors and the match between engine capacities and local load curves by transfer of generator sets between stations; (iv) retiring, and where necessary, replacing obsolete engines, and applying appropriate preservation measures to the engines of the hydro zones when they are not needed in the inmediate future. (b) Upgrading plant maintenance equipment and practices, chiefly through: (i) upgrading the stock of spare parts; (ii) provision of mobile maintenance facilities; (iii)provision of software for maintenance management and inventory control; and Civ) training of JIRAMA personnel in diesel power station design, operation, and maintenance, and upgrading plant monitoring dquipment. Plant Availability and Lack of Spare Parts 5.5 Plant availability, particularly in the external zones, is poor, as shown in the following table. Table 5.1: AVAILABILITY OF ENGINES AND POWER IN THE EXTERNAL ZONE Number of engines installed 195 Number of engines In operational condition 103 (53%) Power installed 77,030 kW Flrm power avallable a/ 33,700 kW (43%) Plant utilization factor b/ 14.2% a/ Power Installed minus capacity largest unit In eoch station minus capacity out of service. b/ Plant utilization f actor = kWh generated per year kW installed x 8,760 Source. JIRAMA, December 1985. - 52 - 5.6 The lack of spare parts, which is mainly due to foreign exchange constraints, is one of the major causes of the low availability of engines even thou& significant resources are devoted to repaire of damaged parts. Only about 502 of the spare parts needed for the annual generation of the diesel stations have been available over the past seven years. The overall level of spares and exchange parts in stock is far belov the recommended minimum. Many engines are out of operation waiting for spare parts, others have run long past their scheduled maintenance time which, in turn, increases the risk of more costly breakdowns, or are being operated at less than rated output to reduce this risk. Some engines are presently in serious danger of suffering damage leading to total loss. Overall, the cost of parts and repairs per kWh produced in thermal stations is high compared to normal standards. Age of Engines 5.7 Many engines are very old and are no longer being manufactured, -hich creates additional spare parts problems. These old engines do not meet modern maintenance standards or fuel and lubricating oil efficiency standards. Table 5.2 surmarizes the distribution of engines by age. Table 5.2: AGE DISTRIBUTION OF DIESEL ENGINES (yeors) 0-20 20-25 25-30 30-35 35+ unknown Interconnected Zone Number of .ngines 4 2 4 0 1 0 kW capacity 28,400 2,300 3,080 0 720 0 Isolated Centers Number of engines 20 0 1 0 0 0 kW capacity 1,708 0 128 0 0 0 External Zones Number of engines 90 4 16 10 7 14 kW capacity 68,839 545 3,638 2,600 645 1,643 The total number of engines In the Externat Zones (141) differs from the number glven In Table 3.1 (195). Thot is because very small transportable units (<10 kW) are not included In this table, Source: JIRANA. - 53 - 5.8 Sixty-five engines, vith a total capacity of about 18 MW, have passed the economic lifetime. This includes seven engines vith a total capacity of 7.2 MW at the Antsirabe and Mandroseza stations, which are in the interconnected zone. The hydroelectric generating capacity, as well as the modern diesel capacity available in the interconnected zone should allow the retirement of these engines. 5.9 Considerable savings on fuel and maintenance could be achieved by replacing obsolete engines. It is expected that half the capacity of the retired engines vould be sufficient to provide the same kWh generation. Present diesel generation in the external zones and isolated centers, excluding Toliara, Toamasina, Mahajanga and Antsiranana, is about 23 GOa. For these stations, the mission estimates that average savings of 40 grams of gasoil per kWh are possible, as vell as a reduction of U85C/kMh of maintenance expense (-50%). The fuel savings vould then be about US$250,000 per year, while the potential savings in maintenance cost are conservatively estimated at US$115,000 per year at the present' level of generation. At Nosy-Be alone, the saving in fuel that vould result from a new set of 800 kW would amount to more than US$60,000 per year and the reduction of maintenance costs to US$46,000. Additional savings vould result from better plant availability and less frequent load shedding. Guidelines similar to those used in developed countries should be followed in replacing older engines. For example, small lightweight automotive engines (<70 kW) should be replaced after about 10 years of operation, cruck-type engines (capacity between 70-200 kW) after about 15 years, and heavy industrial type engines (generally >200 kW) after 20 years. Types of EnIines 5.10 There are stations where the diesel engines are not only made by different manufacturers but are also of different types. A number of engines are of lightweight design and have a lover rigidity and high stress levels, which make them less suitable for continuous duty. 5.11 To cover the large difference between maximum demand and minimum demand found at several small stations, several engines of the same type but vith different numbers of cylinders should be used. A 2-, a 4-, and an 8-cylinder engine vould, in combination, be sufficient to cover a 10:1 maximum-to-minimum load ratio vith none of the engines running below 50Z rated capacity. 5.12 Medium-sized stations (up to 350 kW capacity) should use combinations of 4-, 6-, and 8-cylinder engines of the same design (turbo- charged engines when the number of cylinders is high, and naturally aspirated engines when there are fewer cylinders). When capacity exceeds 350 kW, only turbocharged engines should be used, preferably in combinations of 6-, 8-, and 9-cylinder units of the same design. These general options, however, vill have to be refined in light of the - 54 - particular characteristice of each station and the criteria for service reliability desired. For certain stations the advantages that would be obtained from the use, as far as possible, of identical units would also have to to be evaluated. 5.13 In all cases, heavy duty engines of rigid design should be used, preferably with in-line cylinder arrangement. Plant Maintenance 5.14 Day-to-day maintenance is done by a single mechanic in the smaller stations and by several mechanics and electricians in the bigger stations. The professional level varies according to station size, but is generally adequate for the job, and motivation is, vithout exception, very good. Cood guidelines exist for periodic maintenance of engines and auxiliaries. All major maintenance activities are performed by the region's mobile maintenance team with specialist assistance from head office as required. The regional maintenance team also provides training to plant staff on the occasion of preventive maintenance visits. 5.15 Minor spare parts are stocked in the sector's warehouse and administered by means of a JIRAMA standard inventory card system. Larger parts are kept in regional varehouses. 5.16 In practice, the maintenance of diesel generating stations is hampered by difficulties in reaching the stations, by lack of proper tools and transport. Most of the towns and villages where diesel stations are located can only be provided with fuel and maintenance materials by 4-wheel drive vehicles. Five shore-side locations are not always accessible by truck and do not have a port, and major maintenance at these stations can only be done when road conditions permit. 5.17 JIRAMA's financial situation has allowed only limited replace- ment of old maintenance vehicles and of the hand tools and sm; l machines required for overhaul and repair work. These difficulties, a d to the lack of spare parts and to the increasing need for the regional maintenance teams to intervene on emergency repaire have deeply affected normal maintenance practices. Issues on Diesel Stations of Hydro Zones 5.18 Several diesel units are available in hydro zones and are hardly used considering the surplus of hydro capacity. In Antananarivo and Fianarantsoa the present hydro capacity does not seem to call for thermal generation at least for some years. In gener&!., the units concerned would be too big for other load centers to envisage their transfer. Also, in the future, these units might fulfiil a more active role either for peaking or as backup in the dry season. In the short term, focus should be placed on preserving their residual lifetime. The - 55 - same vill hold for the diesel units of Taomasina, once Volobe returns to service. Older units such as those at Mandroseza should be retired. Although the mission did not have the opportunity to visit these stations or analyze the operational considerations that may require some thermal capacity in the city, it seem8 that preservation measures vould be the least cost way of extending the life of this equipment. This vill provide savings on fuel and maintenance compared to running the engines at regular intervals to maintain their operating condition. 5.19 Some of these units are equipped for use of heavy fuel. Although heavy fuel is cheaper, it requires complex in-plant treatment facilities which place a significant burden on operation and maintenance personnel. In practice, this means that the use of heavy fuel is limited to engines operating several thousand hours per year. The mission recommendt discontinuing the use of heavy fuel in stations such as Ambohimanambola or Taomasina III (2 x 8 MW) once the Volobe hydro station returns to service. The possibility of transferring the fuel separators and other suitable equipment to Toliara Il and, later on, those of Taomasina III to Mahajanga II will also be vorth examining. Recommendations 5.20 While the mission was still in Madagascar i. recommended that US$320,000 be made available to JIRAMA as quickly as possible to purchase urgently needed spare parts. A fully detailed list of parts was made available to the mission and steps for the purchase of these items have been taken. 5.21 The heavy fuel units of Mahajanga and Toliara, should be rapidly rehabilitated. They pover vital national industries and are in poor condition. Their availability is very low, and operation under present conditions bears a clear risk of costly breakdown. Redesign of their fuel storage and treatment systems and maintenance facilities is especially important (see detailed findings in paras. 5.34-5.52). 5.22 The diesel station at Nosy-Be, which serves vital export industries and major tourist resorts is also in very bad condition. Outages occur regularly, imposing economic losses for the two local fishery and freezing companies. To provide immediate relief, a new 800 kW unit is needed. The transfer of one of the 500 kW units from Toliara to this station vould bridge the gap before the arrival of the new unit, but given the rather poor efficiency of the Toliara unit, this can only be considered as an interim solution. The Nosy-Be station is very unfavorably located to allow future extensions and has limited space to allow good operation. It is therefore recommended that a new station be built at a more suitable location as soon as additional units are needed. Preparatory work for the location and design of a new station should start promptly. - 56 - 5.23 About 50 saaller stations of less than 1 MW should be upgraded by scrapping obsolete enginesp transferring engines not suitable for the duty required$ and installing modern units which match the load curve of each station. Simultaneoualy, necessary improvements should be made at the station of Antiiiranana, and preservation operations applied to the other large diesel stations of more than 1 MW, of the hydro systems. 5.24 Engine monitoring and maintenance methode and instruments should be modernized and transportation for maintenance and repair of remotely located diesel plants should be improved. Adequate means of transporation are vital and should be available to each of the eight major regions to facilitate rehabilitation vorks. 5.25 The mission has identified and prepared tvo programs to assist JIRAMA in achieving the improvements mentioned above. These programs are described belov. Program A: Plant Rehabilitation and Rationalization of Engine Population 5.26 This program is aimed at upgrading plants to recover derated capacity and rationalizing the engine population. It vill be carried out in two phases. Phase 1 consista of a complete inspection and revision of all major diesel stations and of a number of small stations. Preparmtion of specifications, bid evaluation, and contract negotiations for work to be done in every station is included. The rationalization of engines by relocating those that do not match the load demand in the station where they are installed to other stations is also included, as vell as the establishment of criteria for retirement of older, inefficient units. Phase II vill consist of actual repair work, installation of the units vhose relocation is found to be economically justified or replacement of obsolete units. 5.27 The implementation of this program relies heavily on work already prepared by JIRAMA and on local manpover. Engine rationalization and the retirement of obsolete equipment require a careful economic reviev and the preparation of proper methodologies and decision-making strategies. In viev of the scope of vork and of the potential benefits, the hiring of a consultant is envisaged to provide assistance and cooperate with JIRAMA on all phases of this program which should be completed over three years. The total cost is estimated to be approximately US$6.5 million of which an equivalent of US$1.4 million are local costs. A summary of costs, Terms of Reference, and further details are given in Annex 1. Program B: Upgrading Maintenance Equipment and Practices 5.28 This program includes the provision of mobile maintenance units for efficient overhauling and repairing generating plants at the many remote sites, incuding transportable stand-by generating sets to cover interruptions caused by repairs; replenishment of the stock of spare parts required for proper maintenance of all diesel generating plants; - 57 - introduction of modern maintenance tools and practices ineluding overseas training for five JIRAMA pover engineers; and finally, it provides a computerized system for maintenance and diesel plants management. 5.29 This program is recommended by the mission to improve the present utilization and availability of generating plants and to avoid recurrence of the present situation. Provision of mobile maintenance equipment and transportable stand-by generating sets vill allow overhauls and engine repairs on site to be done quickly and will enable to bridge temporary generating capacity shortages. The provision of spare parts to increase the stock to levels that vill permit efficient operation of JIRAMA's diesel pover stations is considered essential for the success of the overall rehabilitation program, to 8110w prompt and efficient intervention, improve plant availability, and reduce maintenance costs. 5.30 The introduction of modern maintenance practices which includes training of up to five power engineers in a foreign country on modern diesel plant design, operation and maintenance programs, and fuel technology, is considered essential to raise the present technical level of JIRAMA's personnel. 5.31 Pinally, the provision of a computerised system for maintenance and materials management is included in the program to improve the overall efficiency of maintenance vork. Spare parts inventory control is all done presently by hand. Engine operation data and maintenance recording and filing appears to be well organized and properly executed, however, insufficient management data io retrieved because aIl this vork is also done by hand. Operation and Maintenance and plant monitoring software vill allow more efficient management of diesel units. The parallel implementation of a computerized inventory management system accessible at the regional level will improve the management of spare parts and should allow JIRAMA to keep stocks at an optimal level. 5.32 The total cost of the maintenance improvement program is estimated at about US$5.5 million, of which US$0.1 million are costs in local currency. Terme of Reference and coet estimates are provided in Annex 2. Although programs A and B have different purposes, they are highly interlinked. Technical assistance for preparation and supervision should preferably be provided by the same firm. Detailed Findings in Major Plants Visited 5.33 Detailed findings on the larger plants visited by the mission are given in paragraphe that follow. Overall performance of the units and maintenance records of each plant vere checked to determine pending vork and/or measures needed to extend the life of equipment. - 58 - The Mahajanga Power Station 5.34 The Mahajanga power plant, located on the northwestern coast of Madagascar and serving the city of Mahajanga and neighboring areas* has seven engines with a total capacity of 25,730 kW. All engines are medium speed units running at 428 rpm. The three larger sets (4,000, 6,500, and 9,000 kW), installed after 1972 operate on heavy fuel, while the four amaller sets (1 x 830 kWh, and 3 x 1,800 kW), installed in 1960 and 1970, operate on gas oil. The station is vell designed, vith ample space for maintenance vork. This station is JIRAMA's largest diesel station and it accounts for about 51% of the total thermal generazion. Specific consumption of fuel and lubricating oil are normal and stable. 5.35 In 1985, the station's load factor vas 73% and peak demand vas 800 kW. Although the installed capacity is high in relation to. maximum demand, this overcapacity is only apparent, given the low availability of the units. Although most of the generation should have been supplied by the heavy fuel units with the gasoil units held in reserve, the gasoil units have been running about 60% of the time and gasoil acr-unted for close to 25% of the station's fuel consumption in 1985 and significantly more in 1984. 5.36 The concrete foundation block of one of the heavy fuel engines, (Unit no. 1003, 4,000 kW), not used since 1981, shows cracks in side surfaces. The engine crankshaft has shown some amall changes in deflection that are probably the result of gradual residual stress relief in the engine seating or the foundation. JIRAMA has re-established the original deflection pattern by reshiming the engine. Several telltales have been installed acroas the cracks to measure any further displace- ments. Although the possibility of deep and serious cracks should not be excluded, the appearance of the cracks does not suggest that, but they should be monitored closely. JIRAMA expected to put this engine back in operation during 1986 which vould have increased station capacity considerably and reduce gas oil consumption. The weekend load of 1,500 to 3,500 kW, which is presently met with the smaller gas oil units could then be met more economically by engine 1003, using heavy fuel. 5.37 The other tvo heavy fuel engines have been out of service an average 2,666 hours per year in recent years, which corresponds to an availability ratio of 70%. This extremely low figure is almost fully attributable to a lack of consumable and exchange spare parts. With adequate spare parts at hand, planned and unplanned maintenance vork could be done vichout delay and vould not require more than 15% of the running hours. Must of the maintenance vork could then be done on week- ends and off-peak hours, limiting outages to, at most, a feu hundred hours per year during weekday peak hours, that is, an availability of more than 85% during peak perioda. Almost all of the station's generation would then be provided by the heavy fuel units. They vould run on heavy fuel all the time except for starting and stopping. - 59 - 5.38 The station's heavy fuel storage and treatment equipment is inadequate to assure clean fuel at the inlets of the larger engines and this also contr'butes to increasing the coqsumptioà of gas oil and outages. The existing storage tank has 850 m capacity, or only, 10-15 days operation. This requires frequent refuelling, which results in high fuel transport costs. The tank does not allow draining of vater and sludge. The tan? should be replaced vith two new tanks vith a capacity of about 2,500 mJ each. The tanks should have tilted or conical bottoms and vater and sludge collectors. Bottom heating should be added, if fuels vith viscosity higher than 150 cs/50IC are used. Two tanks are recommended so as to receive new fuel in one, which would provide ample time for analysis, thus preventing it from entering the separators if fuel specifications vere not met. 5.39 Similarly, two settling tanks should be built to receive the fuel from the storage tanks before it enters the centrifuges. One tank should be filled and then time should be allowed to let vater and dirt settle dovn while fuel from the second tank is used. The tanks should preferably be of the horizontal cylindrical type tilted 100 to allow vater to collect at the lowest end, vith a capacity of about 40 m3 each (which allovw three hour filling time, five hours settling time, and a one hour margin); the tanks vould contain sufficient fuel for 10 hours of operation at maximum capacity. The tanks should be insulated, and have a 20 kW heater to keep the fuel varm. Between the storage tanks and the settling tanks there should be a 250 kW line heater in order to heat the oil to the required settling temperature of 70'C at a flow of 14 tons/h (leaving the storage tanks at 40'C). Rconomic Analysis of Mahajanga Rehabilitation 5.40 Upgrading the stock of spare parts will permit prompt repairs, reduce outage times, and avoid delaying maintenance of available units, vhich wnll ultimately reduce the cost of maintenance and repairs. Prompt repair vill also be facilitated by the upgrading of the workshop. Improvement of the heavy fuel treatment facilities vill also improve the availability of the heavy fuel units and reduce the risk of engine damage. 5.41 Increased availability of the heavy fuel units and better fuel treatment facilities should allow a reduction in the share of gasoil from 25% to 7% at most. For a total generation of 58 GWh, fuel consumption of 224 glkNh, and a difference of US$80/ton between the cost of gasoil and that of heavy fuel, the fuel savings would be about US$187,000 per year. 5.42 An availability ratio of 87% on weekdays vould bring the firm capacity of the heavy fuel units to 16,965 kW, which for a peak demand of 9,80O kW should virtually eliminate all risk of shortage. The probabil- ity of shortage vith the present availability is estimated at 9% on weekdays and the estimated energy shortage at about 2.16 million kWh per year, or 3.4% of annual generation (see Annex 10). At an average price of US16¢/kWh (20% lighting and domestic uses, 80% high voltage) the value - 60 - of sales foregone (JIRAMA and taxes) vould amount to US$3459000 per year. 5.43 Normal preventive maintenance allowed by a better availability of spare parts, together with the improved fuel treatment and quality control should reduce the cost of parts and repairs which amounted to more than US1.1*/kWh for the last two years (including lubricants, taxes and duties but excluding labor). Assuming that taxes and duties represent 30% of this amount, the c.i.f. cost vould be US0.8C/kWh. With a 73% load factor and the current utilization factor, a reduiction of US0.2¢/kWh excluding taxe3, vould be a conservative estim,s;.e of the potential reduction in maintenance coste. That vould mean annual savings of US$1l16000. 5.44 The sumnary of costs and benefits is as followss Table 5.3: SUMARY OF OOSTS AND 1ENEFITS (USS> Costs Rehabilitation af 597,000 Increase In stocks (USS2S,0004M) 640,004 1,237,000 Benefi ts Reduced gsowl oost 187,000 Rbduced outages 345,000 Reduced maintenance expenses 116,000 648,00 a/ lncluding 150 of the total programts management and preparatIon cost. Source: Mission estimates. The benefits have been calculated on the basis of the 1985 demand. They vould be substantially higher as demand increases. The value of sales foregone is an under-estimate of the economic cost of pover outages. If the financial payback period is less than two years, the economic rate of return is then more than 52%. The Toliara Pover Stations 5.45 Tvo pover stations located several miles apart have been built to serve the city of Toliara on the southwestern coast of Madagascar. Total installed capacity is 14,900 kW. In 1985 the stations had a 59% load factor and a peak demand of 3,500 kW. - 61 - 5.46 The older station, Toliara 1, is located in the city of Toliara and has the folloving unit.s (a) One 600 kW high speed V-12 engine, not operating because of lack of a spare parts. It is the only remaining unit of six identical units that have been scrapped because of bad performance. Installed in 1976, the engine is of the highly loaded, lightweight rail traction type and is not suitable for this type of service. It too should be scrapped. (b) Two 500 kW units, installed in 1970 and 1979, one of which is presently under repair. (c) Two self-contained 500 kW units installed in 1980. These units are radiator-cooled and have a high specific fuel consumption. 5.47 The Toliara I station has two buried fuel storage tanks of 15 m3 capacity. The tanks are 20 years old and are suspected of leaking oil înto the ground. The surrounding ground i. being removed and vill be replaced by a concrete pit, which vill allov replacement of the tanks and the possibility of draining vater from them, which cannot be done nov. This station bas no incinerator for burning vaste oil and is creating some environmental problems because of its location in the city. 5.48 The Toliara Il station is located outaide the city and vas commissioned in 1981 to meet increasing industrial demand. It has two 4,500 kW engines and one 3,300 kW engine, aIl of which run on heavy fuel. The poverhouse offers good accessibility to the engines sad auxiliary equipment. Toliara Il, hovever, lacks dead start capability, and Toliara I must be operating in order to start up Toliara II. 5.49 Toliara II still has many problemo, as shown by the folloving figures. Since it. commissioning in 1981, running time has totalled 30,350 hours and dovntime has totalled 33,000 hours. Under normal circwumtances, dovntime should not exceed 15X of running hours, vhich in this case would be 4,500 hours. The problems result from the folloving: (a) The fuel treatment system does not have sufficient settling capacity to separate vater sad dirt from the fuel before it enters the centrifuge. A system like the one suggested for Mahajanga power plant should be provided here as vell. Furthermore, Toliara II's fuel centrifuges are not operational because of a lack of spare parts asd have been temporarily replaced by two lubricating oil centrifuges. The oil centrifuges, however, are too small. In addition, the centrifuges are nov unavailable for cleaning lubricating oil. (b) The engine's cylinder bore of 280 mm i. at the minimum required to burn heavy fuel effectively and vithout adverse effects, such as excessive fouling of combustion chambers, exhaust valves, and pistons. The engine speed is at the very top to - 62 - allow sufficient burning time for the relatively slow combustion of heavy fuel oit. In such circumstances, high injection pressures and thus small clearances between fuel pump plunger and barrel are required. That, in turn, requires excellent filtration of fuel and lubricating oil. Absence of this degree of filtration explains vhy numerous fuel pumps have seized up and still fail, requiring premature replacement of pumps. (c) Injector cleaning and replacement should be done at more frequent intervals. Hours between cleaning/replacement can be improved by avoiding high pressures, i.e., applying full engine load only after the fuel has reached its required injection temperature. To do this the fuel heater and its control system must be checked regularly during daily engine load cycles. Furthermore, a clean and vell-equipped fuel injection vorkshop vith sufficient spare injector nozzles should exist. Depending on delivery time a stock of 25-30 injector nozzles should be maintained for the total 44 cylinders that exist at this station. (d) Toliara II has no facilities for proper disposal of used oil and fuel. An incinerator, and tank for used oil, should be installed. The incinerator should be suitable for burning both solid and liquid vastes. 5.50 The future of Toliara 1, after rehabilitation and modification of Toliara II, vill largely depend on the growth of electrical demand in the area. A low base load during weekends and holidays (1,400 kW) makes it necessary to maintain Toliara I because the load is too small for the 3,300 and 4,500 kW heavy fuel engines at Toliara II. Either Toliara I must be used until the base load grovs closer to the range of the Toliara II's 3,300 kW engine or this engine muet be temporarily converted to gas oil, which vould allow it to serve smaller loads and vith savings in fuel cost. The low load problem vill also be solved once the 900 kW load from the textile factory comes on line again. 5.51 The unfavorable match between oliara's installed capacity (14,900 kW) and load (3,500 kW peak) is the cause of the utilization factor of only 14%. Improvement in the spare parts situation vould enable JIRAMA to withdraw one transportable 500 kW set (or both) from Toliara I for temporary service in other areas, such as Nosy-Be. That vould increase the utilization factor and reduce operating costs by eventually stopping the operation of the Toliara I station. 5.52 Availability at Toliara should improve from about 70% to about 87% as a result of the rehabilitation program. Given the present avail- ability figure, the probability of outages of all three heavy fuel units is a high 2.7%. Considering the high maintenance costs of recent years, rehabilitation should result in substantial savings in maintenance costs--about US5e/kWh, or an annual saving of US$90,000 per year, for a - 63 - generation level of 18 GWh. The savinge on gasoil vould be of the same order of magnitude as at Mahajanga, in relation to station size. Although outages are less pronounced in Toliara due to higher over- capacity, the economic benefits of tne rehabilitation of Toliara are very similar to those calculated for Mahajanga. The Nosy-Be Pover Station 5.53 The Nosy-Be pover station is located on a small island off the northern coast. It has seven diesel powered generating units with a total installed capacity of 2,230 kW. The load factor in 1985 vas 51X, vith a peak demand of about 1,300 kW. All seven engines operate on gasoil. 5.54 Table 5.4 shows details of the units installeds Table 5.4 ENGINE UNITS AT NOSY-BE STATION Engine Year Number of No. Instel led Capocity Cyl inders (kW) 0501 1952 150 6 0502 1953 150 6 1202 1958 500 16 1203 1958 500 16 1204 1956 375 12 1205 1956 375 12 1411 1972 180 12 Source: 5.55 Of the seven engines, four were out of service during the mission's visit--Nos. 0502 and 1204 vith broken crankshafts, No. 1202 with seizing of a piston, and No. 1203 on general overhaul and vaiting for spare parts. This left the station with 1,105 MW, unable to satisfy peak demand. Data provided by JIRAMA show that all these engines are in bad condition and have a high failure rate, often leading to partial load shedding and sometimes to complete station blackout. 5.56 The problems at this station are caused by: (a) the age of the engines, (b) a lack of spare parts, and (c) an excessive number of engines and types of engines. 5.57 Six of the seven engines vere installed in the 1950s, and the other in 1972. The older engines have exceeded their economic lifetime and should be replaced. - 64 - 5.58 This situation aggravates the requirements for spare parts as many of them are no longer being manufactured and can only be obtained through special orders that demand additional time for fabrication. 5.59 The large number of engines, the large number of cylinders (80), and the lightweight design of five of the units place a severe burden où maintenance personnel. Normally, lightweight, highly loaded type engines have a lifetime of between 15 and 20 years if used 4,000 to 5,000 hours annually. At Nosy-Be the average age of the engine is 28 years. The total of 99,000 running hours during the past five years versus 82,000 outage hours during the same period gives an idea of the condition of these units. 5.60 Replacement or retirement of the older engines should be started immediately. The specific fuel consumption figures of modern engines are about 50 grams/kWh less than present average consumption (270 g/kWh net) at Nosy-Be. Rence, the savings in fuel costs alone would almost pay for the capital cost of new units. 5.61 For the short term the mission recommends moving one of the 500 kW generating sets from Toliara I to replace capacity lost by failure of some units at Nosy-Be. Otherwise, in spite of the load management efforts already made by hotels, there is the risk of more economic losses for fisheries and the uneconomic use and development of private standby sets. 5.62 A new generating unit should be ordered rapidly to permanently replace the three units that have failed and the 500 kW transportable set. This new unit should have six cylinders and a capacity of about 800 kW. It should have a net specific fuel consumption of 220 g/kWh. This compares to 290 g/kWh of the transportable 500 kW unit and to 269 g/kWh average present net station consumption. 5.63 The present power station does not allow extensions required to meet future load demand increase. It does not meet any standard for maintainability: there is no control room, no office space, no vorkshop and no proper varehouse for spare parts and other materials. It is located at a crossroad site in town where there i8 no space for building such facilities. 5.64 To overcome these limitations, the mission recommendt the construction of a new pover station at a location outside town. The station should be designed to accommodate five units of &ao kW each, of the same model as the 800 kW unit to be installed in the existing station. The new station should initially have two such units, in addition to the 800 kW unit which vould be moved from the old station. The old station should then be closed and dismantled. Until that time, four old units of the existing station should be kept in operation. The new station should be commissioned in about three years; by then, the remaining units of the existing station (1,555 MW in total) vill be 32 to 34 years old. The new station should also house a workshop and a 65 - storeroom for the transmission and distribution line equipment and materials. 5.65 The new station' s engines should use gas oil. Given the US$80/ton difference between the prices of gasoil and heavy fuel, the potential saving in fuel costs does not justify the extra investment that would be required for the treatment of heavy fuel plus the extra maintenance cost and the cost of extra generating capacity that is required to compensate for higher domntime wven running on heavy fuel as long as the annual generation is lesa than 10 kWh. Any extension of the station beyond 4,000 kW capacity should be doôn by installing bigger engines. At that occasion installing a heavy fuel treatment system vith sufficient capacity to feed both the 800 kW units and the new bigger unit or units should be considered. 5.66 The investment cost of a new pover station, including five 800 kW engines, switchgear, and transformers, mechanical and electrical vorkshops, varehouse, offices, and a washing room la estimated to be US$3.9 million. 5.67 The first stage of construction (3 x 800 kW) would cost about US$1.9 million. Relocation of the 800 kW unit from the old station to the new station would cost about US$l00,000. (The cost of this unit is not included in the US$1.9 million cost of the new station.) 5.68 Apart from the installation of the 500 kW unit from Toliara and the new 800 kW unit, rehabilitation of the current Nosy-Be station should be kept to a minimum, in view of the move to the new station. A possible alternative to the scheme described above vould be the fast construction of the new powerhouse in which one or two new units vould be directly installed and to which temporarily two or three of the best uinits of the existing power station vould be transferred. Economic Analysis of Nosy-Be Rehabilitation 5.69 Civen that station peak is 1,300 kW, laits three hours per day, and requires the transportable unit to run at full load and that the station base load is 800 kW, that the new unit would run 7,000 hours per year at 800 kW (770 kW net), the fuel saving vould be 245 tons per year. 12/ 5.70 With an economic capacity cost of US$87/year per kW installed 13/ the gasoil price at which the fuel cost saving vould equal 12f 7,000 hrs x [770 kW x (0.270 - 0.220) x 21/24 + 530 kW x (0.290 - 0.270) x 3/241 = 245 tons per year. 13/ Based on investment cost of US$650/kW, 20 years depreciation, a 12% discount rate giving an annuity of 0.134. - 66 - the capital lost fur the new unit would be Siven by: p(US$it) x 245 t US$87/kW x 800 kW, or p - US$284/t. This is not much above the economic cost of gasoil delivered in Nosy Be. This means that the cost of the nev 800 kW is practically paid for by fuel savinge alone. For a gasoil cost of US$250/t the annual saving vould be US$61,250. 5.71 The new unit vould have a maintenance cost of around US5C/kWh, or almost US8.5C/kWh belov last year's station average (excluding taxes). For a net generation of 5 GWh for the new unit, this would imply a saving of about US$46,000 per year, or about two-thirds of the annual capital cost of the new unit. Furthermore, an average pover shortage of 300 kW for three peak hours per day, and 260 days per year, would imply foregone revenues (not mentioning the economic losses due to outages) of about US$50,000. 5.72 The savings per year vould then be as follows: Fuel: 61,500 o & M: 46,000 Income: 50,000 Total: US$157,500 The proposed program vould include US$726,000 for rehabilitation (including 8X of the overall program management and preparation cost) and about US$70,000 for spare parts. Civen that the estimate of benefits is very conservative and is based on current consumption, the rate of return vould be vell above 20%. In terme of reduction of operating coste alone the rate of return vould be 14%. This illustrat>s the value of replacing older engines, independently of the benefits related to a reduction of pover outages. - 67 - VI. BYDRO CNRlMTION Introduction and Su_mary 6.1 Hydro generation accounted for 68% of Madagascarts total generation in 1985, and 99% of generation in the interconnected system. Out of the country's total installed capacity of 106 MW, older plants (excluding Andekaleka and Namorona) account for 41.9 MW. The mission visited four of the older plants, which together account for 39.7 MW: Antelomita (ICS): 8.8 MW; Mandraka (ICS): 24 MN; Volobe (Taomasina): 6.8 MW; and Vatomandry (Taomasina region): 170 kW. Table 6.1 lists the country's hydro plants. 6.2 Aatelomita and Volobe date back to the 1930s, as do two other plants not visited by the mission (Manandona, 1.6 MW, in Antairabe, and Manandray, 0.45 MN, in Fianarantsoa). Although some of the older plants vere overhauled in the 1950s, some components are still the original anes. 6.3 The plants visited vere generally found to have been vell maintained. However, many problems related to age were ancountered. Switchgear, instrumentation, and control equipment need to be thoroughly overhauled or replaced, and some serious turbine shaft and bearing probleus have developed. The runner of Antelomitast 640 kw unit is inoperable. Also, because of the age of the equipment, spare parts are difficult to find. 6.4 Some civil work is also needed to avoid leakages and preserve the dams themselves. In Mandraka, the canal that carries vater from the main reservoir should be upgraded to allow sufficient flow to the station to achieve its full 24 MW capacity instead of the current 20 MW maximum. 6.5 Judging from the case of Volobe and Vatomandry, transmission lines are subject to frequent outages, and lightning protection should be improved. High losses also limit the plant output. Upgrading transmission lines would improve service reliability and reduce the need for costly thermal backup. 6.6 The Volobe station was severely damaged by a cyclone shortly after the mission's visit, and it is not included in the program proposed here, since separate financing of the repairs is underway. Table 6.1: KADASASCAR'S HY0R0POWER PLANTS No. of Unit Camulssioning Installed Avallable Average ci Firn ai Plant Type Units Capacity Date Capacity Capacity Energy Energy ( (USS) (1S1) (months) (kFNB) («FNB) JUSS) («FNB) Prep. et Jir. hq 3.0 S 56,SOO 18,30O 3 720 -- Inspection of sites 3.0 7.5 84,750 27,400 S 1,200 3,600 1,500 R.porting et Jir. hq .5 t .5 16,950 5,490 1 240 - Prep, bid dcsc. 1 3 33,900 - 2 480 Approval of bid docs. by JIRAMA .5 .5 5,650 1,830 .5 120 Bid evaluation 1 1 11,300 - - -- Contrect negs. 5 S 5.650 - - TOTALS 9.5 li 214,700 53,020 i1l. 2,760 3,6C0 12,000 1,5OO Local Forelgn Total Sumery Preporation eand Overel' Project Management (USSJ 12,680 399,720 412,400 Progra: Ruhabilltation and tatlonallzation of Diesel Engine Population Project: Phase I - Rohabi itation of Mahajanga Power Station Oonsultant JIRAMA Mnd Loea1 Calendar Professionol Subsisten Subsistenee Mark Element Tim Msn-.mnths Charges Ccsts Man-months Mun Costs Cauts Trevel Cost Mater i Cost (months) (months) (tJSS) (USS) (ocnths) (kFMG) (kFNB) USS) (kNG) (US$i) (kFNB 2 nmw storage tanks 8 32 3,840 11,520 2C0,000 2 settling tanks 3 12 1,440 4,320 40,00= Piping, heaters, instr. 3 6 720 2,160 20,000 riîctrical 2 4 480 1,440 3,000 Workshop - Civil 4 8 960 2,8B0 4,000 - Electrical 2 2 240 720 S,000 - Eoulpment 4 8 960 2,880 45,000 Incinerator 3 6 720 2,160 40,000 - Electrical I t 120 360 3,000 'e - Pumps, etc. 3 6 720 2,160 12,000 - Piping, etc. 3 3 360 1,080 10.000 Proj. Mgr «ISS) (kFNG) (US$) (kFMB) 1 additional storage tank 6 24 2, 880 8,640 80,000 2 setti i ng tanus 3 12 1,440 4,320 30,000 Piping, puaps, lnstr, 3 6 720 2,160 15,000 3 viscomats & lnstr. & materials 2 4 480 1,440 18,000 Electrical Workshop 4 4 480 1,440 2,000 - Civil 4 8 960 2,880 4,000 - Electrical 2 2 240 720 3,"00 - Equipeent 4 8 960 2.880 40.000 Incinerator 3 6 720 2,160 30.000 - Electrical t 1 120 360 1,000 £ - PuRPs, etc. 3 6 720 2,160 8,000 - Plping 3 3 360 1,080 8.000 Gasoil injectors for engine 1305 (3300 kM) - - - 2.880 Modification fuel pumps lubrication 3 engines 1 2 240 720 6,000 ProJ. Mgr 1,000 kW Consultant JIRANA end Local Calendar Professional Sub tstence Subsistence Work Element Tîme Mon-months Charges Costs Mon-months Man Costs Costs Trevel Cost Meterial Cost (months) (months) (USS) (USS) (mnths) (kFMG) (kFNG) (USS) lkFMG) (USS) (kFNG) TOTAL 9 4 43,800 14,640 100,000 30.000 3,000 1,200 5GO,000 12,000 Local Foreglv Total Sumary Large Stations (USS) 230,970 561,440 792,410 Progra.: Rehabilitation and Rattonalization of Diesel Engine Population Project: Phase Il - Rehabilitation of Smail Stations < 1,000 kW Consultant JIRAMA and Local Calendor Professlonal Subaistence Subsistence .wla Work Element Time Man-months Charges Costs Man months Man Costs Costs Travel Cost Moterlai Cost (months) (months) (USS) (USS) (months) (kFMG) (kFNG) (US$) (kFMG3) (USS) IkFMG)X TOTAL 18 4 43,800 14,640 150,000 150,000 4,500 6,000 1,200,000 40,000 1. _ - ~o Local Forelgn Total "k Sumary SeaIl Stations (US$) 558,060 1,262,940 1,821,000 Annex 2 Page 1 of 14 - 103 - PROPOSSD TBRNS 0F UREVHUCHE FOR UPCRADINC OF PLAXT MAIUTENANCE ,qUrIRT AND PlACTCs Sumary of Objectives The Madagascar Electricity and Water Corporation (JIRALMA) is soliciting proposals to organize and implement the upgrading of equipment and practices for the maintenance of its diesel pover stations by: (a) increasing the stock level of spare parts to a level required for smooth and efficient operation of JIRAMA's diesel power stations; (b) providing a computerized system for maintenance management, including facilities for spare parts inventory control and for engine operation and maintenance history filing and analysis; (c) implementing modern and appropriate plant condition monitoring techniques and instrumentation and repair techniques; and (d) implementing mobile maintenance facilities consisting of a number of containerized workshops, stand-by generating sets to bridge temporary restrictions in generating capacity due to engine overhauls and repairs, about eight four-wheel drive trucks for transporting these equipment to and from power stations. The vorke which muet be implemented as a coordinated program uill be done in two phases. Phase I vill consist of: - determining the requirements for the components (a) thru (d); and - preparing invitations to tender for the work to be done to implement (a) thru (d). Phase II vill include the purchasing, the contractiug of services to implement the project and the project management. The vork under this Program must be coordinated vith the work under the Program Rehabilitation of Diesel Power Station and Rationalization of the engine population in the Diesel Pover Stations. The project life is estimated to be 24 months. Annex 2 Page 2 of 14 - 104 - Background JIRAMA is a statutory public enterprise responsible for the generation, transmission and distribution of electricity and vater in Madagascar. JIRAMA reports to the Ministry of Industry, Energy and mines. JIRAMA operates about 60 diesel pover stations 13 of which have installed capacities between 1 and 25.7 MV, all others are smaller than 1 MW. Most stations are not electrically interconnected and are located in remote areas. Accessibility of several stations is difficult during the vet season (December to March). Several coastal stations are remote from harbor facilities and must be reached by boat when roads are not operable.. Spare parts levels are extremely low. It is estimated that the existing level must be tripled or quadrupled in value. Engine operation and maintenance recording and filing is well organized and in properly executed. Insufficient management data is however retrieved from this information because all vork is done by hand. A computer system to file the data and to produce management information in standard formats should be introduced. JIRAMA has had limited opportunity to keep updated with developments in the field of techniques and equipment for engine performance monitoring (calibration equipment for thermometer, pressure Sauges, measuring equipment for vibrations, quick checks on fuel and lube oil quality) and engine maintenance and repair. The workshops and the equipment in the workshops, both at the regional level and at the sector level require considerable upgrading. Training is an important component in this respect. Many stations require the use of a 4-wheel drive truck or (at the coast) a boat to get access to, especially in the vet season. It is likely that the whole of JIRAMA's diesel pover station operatio.i would benefit considerably by overhauls and repaire being made on site quickly with appropriate tools and spare parts and by having transportable generator sets available to bridge the capacity gap in the station during overhaul of one of its engines. This program to improve the operation of the diesel station is one of a group recommended by a World Oamk/UNDP mission to improve the efficiency of JIRAMA's generation systems. The Mission's report which describes the pover system and outlines the work to be done is a part of these Terms of Reference. Annex 2 Page 3 of 14 - 105 - Scope of Work The work includes everything that is necessary to achieve the objectives listed in the Summary of Objectives. Some of the specific tasks ares (a) Increasing the stock level of spare parts. (i) Review the current spare part situation, investigate which spare parts not at hand in JIRAMA could have prevented break downs, pover reductions or engines running beyond their scheduled maintenance hours. (ii) Review recommended spare part inventory list. Ciii) Assist JIRAMA where required to find suppliers for the parts and materials required and prepare orders for spare parts and other materials required. Note: Due notice should be given to the fact that many engines have passed their economic life and will have to be replaced. (b) Providing a computerized system for maintenance and inventory management. Ci> Familarize with present procedures in JIRAMA and discuss vith JIRAMA changes that may be associated with computerization. (ii) Investigate requirements for computerization of - Materials and parts stock control - Equipment inventory - Task database regarding - which tasks for which equipment - how often - by whom - required number of manhours - Manhour summaries, listing future manhours requirements per location, in total, etc., or a function of expected running hours and engine history. Annex 2 Page 4 of 14 - 106 - - Ceneration of worklists and spares and material requirements, with indication of expected shortages in spares and materials. - Generation of work orders for other than standard scheduled preventive maintenance work. - Historical summaries of - outage - maintenance cost - kWh produced - engine utilization factors - engine load factor - Software should be usable on seven regional high capacity microcomputers and have central consolidation possibilities. Ciii) Make recommendation for purchasellease of system(s) on the basis of cost benefits analysis. Consideration should be given to the adaptability of the inventory control component to other areas of activity such as distribution. (iv) Assist JIRAMA in supplier selection. (v) Order software. (vi) Implement training for JIRAMA. (c) Implementing modern plant condition monitoring equipiment and repair techniques. (i) Familiarize with existing techniques in JIRAMA. (ii) Specify requirements. Special atte-ition should be given to fuel injection equipment and instrumentation (both plant instrumentation and calibration instrumentation) and to tools and measuring instruments and techniques used in overhaul of engines. (iii) Prepare recommendations and bid documents. (iv) Assist JIRAMA vith suppliers selection. (v) Order equipment. Annex 2 Page 5 of 14 - 107 - (d) Implementing mobile maintenance and stand-by equipment. (i) Familiarize with present maintenance logistics and geographical situation of JIRAMA pover stations. (ii) Verify savings in installed generating capacity and improve- ments of the quality of se-vice expected from using mobile equipment as proposed. (iii) Specify equipment required. (iv) P4epare bid documents. (v) Evaluate bids. Svi) Order equipment. (vii) Rave housing prepared for equipment and arrange who is to be in control of the equipment in JIRAMA and establish dispatch, operation and maintenance instructions for the equipment. (viii) Evaluate additional benefits that vould result from the availabii ty of ses transportation on the east and vest coastsp capable of landing the trucks at or near the various coastal stations. Phase II (a) Increasing stock level of spare parts. (i) Expedite deliveries. (ii) Monitor stocking and recording of deliveries. (b) Providing a computerized system for maintenance and materials management. (i) Conduct introduction of system and organize training of JIRAMA personnel. (ii) Take care of any problems that arise during operation of the system in its introductory stage. (c) Implementing modern plant condition monitoring and repair techniques. (i Monitor deliveries. Annex 2 Page 6 of 14 - 108 - tii) 4)rganize training and implementation. Training to include study visits to modern pover stations, manufacturers, educational inst-tutes, and exhibitions by about five selected JIRAMA pover engineers for the purpose of 8etting acquainted vith all aspects of modern diesel pover station design, operation and maintenance. (iii) Institutionalize use of new techniques by incorporating the use in work instructions. (d) Implementing mobile maintenance and stand-by facilities. (O) Monitor production and testing of equipment. ê (ii) Monitor delivery and make an operational planning for the first year of operation. (iii) Monitor the operating of the equipment and correct any problems that may arise. Division of Labor and Responsibilities The Firm vill be fully responsible for the execution of the program. It vill provide all of the services required to ensure the implementation of the program. JIRAMA will provide the folloving: (a) access to the plants, to documents and to any data required to carry out the vork; (b) all transportation in Madagascar; (c) counterpart staff as required; and (d) office space. Cuidelines for Proposal The proposals should provide comprehensive details of the folloving: (a) a vork plan in accordance vith these Terms of Reference; (b) a preliminary estimate of the hours, by discipline, required to complete the work and the location where each phase of the vork vill be carried out; Annex 2 Page 7 of 14 - 109 - (c) the nature of the organisation and previous experience in related vork in developing countries; (d) Curricula vitae (CVs) of staff who vill be assigned for the study as vell as CV's of support staff at Headquarters; (e) staff and period to be assigned for establishment of the systems and training of JIRAMA personnel inclusive of full CVs and previous experience; (f) Project Organization chart vith candidate names indicated; and (g) the Firm vill include in their proposal a suggested procedure to be used to handle additions and deletions to their contractural scope of services. This shall include, but not be necessarily limited to, vork time estimates vith backup data and hourly rates for the vork performed. These rates shall be included in the offer. A sealed envelope should be enclosed vith the proposali, indicating the cost estimate of this vork based on a system of fixed professonal fees vhich should also be determined in relation to the actual hours of vork. The Firm may suggest alternative schemes for attaining the objectives outlined in the Terms of Reference. Any alternative scheme asouid be clearly identified as such, and separate vork schedules and costs should be provided for each. Form of Contract The contract which vill be awarded to the successful Firm vill be based on the International Model Form of Agreement Between Client and Consulting Engineer produced and issued by the International Federation of Consulting Engineers (FIDIC). Schedule of Payments The schedule of payments vill be negotiated. The Firm shall propose a schedule in their Tender which vill tie payments to clear performance targets. Annex 2 Page 8 of 14 - 110 - Cost Estimates Programs Upgrading Plant Maintenance Equipment and Practices The project consists of 4 components: (a) increasing spare parts stock level (b) providing computerized maintenance system (c) providing modern and appropriate plant condition monitoring and repair techniques Cd) provÎde mobile maintenance and standby equipment Work vill be done in two phases: Phase I includes a detailed study of existing facilities to determine requirements for components (a) to (d) and the preparation of invitations to tender for the implementation of the said components; Phase II vill include the purchasing, the contracting of services to implement the project and the project management. Detailed cost estimates and time schedules for both phases follow. Cost estimates for mobile maintenance vorkshops are for eight auch units (200 engines, 10 days per engine per year in average, trucks in use 75% of the time). Each unit includes a tractor type truck vith hydraulic 10 ton crane, vith a semi trailor mobile vorkshop including a compressor, 3 vork benches, grinders, drills, arc velder, hydraulic presses, screv table, lubricating/greasing sets, and complete set of tools. A total of 1,650 kW of compact radiator cooled transportable generating sets (5 x 50 kW, 2 x 100 kW, 2 x 300 kW, 1 x 500 kW) is also included. The cost of the latter vould amount to about US$420,000. Program: Upgrading Plant Maintenance Equlpment and Practices Project: Phase I - Preparation Consultant JIRAMA and Local Calender Protessional SubsistenCe Subsistence Work Element Time Man-months Charges Costs Han-mnths Mon Costs Costs Travel Cost (oonths) (months) (USS) (USS) (ronths) (kFUG) (kFMB) (iUSS) (kFNG) (a) Specifying and Orderinp Spare Parts Prep. at JIRAMA h.q. 1.25 1.25 14,125 4,575 1.25 300 900 1,500 Visit to 3 sites 0.25 0.25 2.825 915 0.25 60 180 360 TOTAL 1.50 1.50 16,950 5.490 1.50 360 1,080 1,500 360 1 (b) Specifying Couputerlzed Maintenance and Inventory Manage ent System - Prep. at JIRAMA h.q. 1.50 1.50 16,950 5,490 1.50 360 1,500 Visit to 3 sites 0.50 0.50 5,650 1,830 0.50 120 180 240 sf ine requirenments 0.50 0.50 5,650 1.830 2.00 480 Write specifications 0.75 0.75 8,475 2,745 0.75 180 Evaluate bids and negotiate contract 0.50 0.'50 5.650 1.830 1.00 240 I.SO TOTAL 3.75 3.75 42,375 13,725 5.75 1,380 180 3,000 240 o o , Progra.: Upgrading Plant Maintenance Equipsent and Practices (Coatinued) Project: Phase I - Preparat;on Consultant JIRAMA and Local Calendar Professional Subsistence mon Subsistence Work Et eIent Time Man-months Charges Costs Man-months Costs Costs Travel Cost Mater ia Cost (months) (months) (-SS) (USS) (mnths) (kFNG> (kF46) (UiSS) (kFMG) (USS) IkFMG) Ic) Plant Condition MonitorIng and Maintenance Syste. Prep. at JIRAMA h.q. 0.50 0,50 5,650 1,830 0.50 120 1,Xi0 DOetine requirc.ents 0.25 0.25 2,025 915 0.50 120 Organize vlsi1tU abroad 0.25 0,25 2,825 915 Visit other plants/ shops 0.25 0.25 2,825 2,745 0.50 120 4,500 180 Write specs 0.75 0.75 8,47S 2,745 0.75 180 8 Design training course 0.75 0.75 8,475 2,745 0.50 120 Evaluate bids 0.50 120 1,50 0 Order mat/eq 0.50 0.50 5.650 1.830 0 50 120 _ TOTAL 3.73 3.75 36,725 13,725 3.75 5fi 900 0 10 1 (d) Mobile Maintenance Equipsent and Stand-by Sets Prep. at JIRAMA h.q. 0.50 0.50 5,650 1,830 0.75 180 1,500 Visit sites 0.50 0*50 5,650 1,830 0.50 120 180 240 Write specs 0.75 0.75 8,475 2,745 0.25 60 Speclfy use, control and dispatch sestem and responsibititles ln JIRAMA for Use of equipment 0.50 0.50 5,650 1,830 0.50 120 Evaluate bids 1.00 1.00 11,300 5,490 1.00 240 3,000 Negotiate contracts 1.00 1.00 11.300 5 490 0.50 120 TOTAL 4.25 4.25 48,025 19,215 3.50 840 4,500 240 TOTAL PHASE I 4.25 13.25 144,075 52,1S5 14.5 3,480 540 16.500 1,020 -- - - 1 ~~ai Program: Upgradins Plant Maintenance EquiPment end Practices Project: Phase il - Implementation Consultant JIRAMA and Iocal Calendar Prof essional Subsistence oan Subsistence Work Element Tiue Man-months Charges Costs Mian-onths Costs Costs Travel -`ost Mater;al Cost () (iiSS) (months) (kFMO>) (kFMI) (US$) (a) Bringing Spare Stock up to Levol Purchase of Spares 2,500,000 QualIty control 2 otf tnterial cost 50,000 TOTAL 2.550,000 (b) Computerized Maintenance ManaQement System Training, implementation 6 12 135,600 43,920 12 2,880 1 O80 6,00O 600 Software 6 5__000 TOTAL t2 12 135,600 43,920 t 2,880 1,080 6,000 600 50,000 t- (c) Implementing Plant Condition Monitoring and Maintenance Syst_ W Equipuent 1 100,000 Introductng new uethods 6 1 11,300 3,660 6 1,80 720 109,800 a/ 360 Training 12 3 33.900 0 30 5.400 6.000 360 TOTAL 18 i 45,200 14,640 36 6,480 T20 11 5800 720 100l000 (d) Implementlng Mobile Maintenance Equipmnt and Stand-by Sets Equlpuent 1, 0 Quality control (5% of cost) 100000 Local provisions 6 1 11,300 3,660 12 1,680 1,440 1.2C0 20,000 30,000 Introduction of system 12 2 22.600 7.320 __ _0 b TOTAL 12 3 33,900 10,980 12 1,618 1,440 3,000 1,200 2,020,000 300 TOTAL PHASE Il 12 10 214,700 69,540 60 11,040 3,240 124,800 2,520 4,720,000 30,000. o !' Includes ovarseas tralning of f Ive IIAMA enginears. Program: Upgrading Plant Maintenance Equipment and Proctices Project: OveralH Project Management Consultant JIRAMA and Local Calendar Professional Subsistence Man Subsistance Work Element Time Man-months Charges Costs Man-months Costs Costs Travel Cost Material Cost ( the preparation and regular update of market studies and demand forecasts, vith the appropriate level of detail to facilitate planning of the sector and the definition of a commercial policy; (b) the preparation, for each service area of least cost develop- ment plans and their regular update in the framevork of JIRAMA's global development plant; (c) the preparation of a ten-year investment plan and of an equipment budget to be updated annually in the framework of JIRAMA's budget cycle; Annex 5 Page 2 of 3 - 127 - (d) the definition, vith the commercial department, of economically and financially balanced tariff structures, the monitoring of tariff policies and tariff reforms if required; (e) the development of economio criteria for the establishment of technical standards for network equipment and the evaluation of their implementation, in collaboration with the operational departments concerned; and (f) the development and update of an information system *apable of providing DEEP with all data on costs and technical performances necessary to fulfill the functions mentioned above, as vell as to inform JIRAMA's General Management and Board of Directors on the operations and development of the network. Role of the Consultant The proposed technical assistance is expected to extend over tvo years with some follow-up during the third year. A resident expert specialized in pover system planning vill advise the Director of DEEP and coordinate with him ail activities related to this program, assist in its implementation and provide on-site training as requested. The resident expert vill be assisted by non-resident experts, visiting Madagascar as needs arise, for specialized subjects. DEEP's staff shall participate actively and at an early stage in the implementation of this program and in the design of the Pover Sector Master Plan, vith the supervision of the consultant, the objective being to reach full autonomy vithin three years, in the design and update of investment plans. The consultant shall provide all services necessary for the fulfillment of the objectives discussed above. The principal responsibilities of the resident expert, assisted by the consultant's office, ir.clude, among others, the following: (a) prepare vithin two months, and in collaboration vith JIRAMA's Management, a detailed work program to achieve the objectives above as vell as criteria to evaluate the consultant's and DEEP's performances in the implementation of the program; (b) define a training program for DEEP's staff, to complement on- site training that vill accompany the implementation of. the vork program, as well as longer term training objectives; (c) define equipment and software needed at DEEP, or at other departments at JIRAMA who vill assist DEEP in its planning functions; (d) define internal as vell as external data and information to be collected; design the data management system and assist in its Annez 5 Page 3 of 3 - 128 - implementation in the framework of the more comprehensive management information system that vill be progressively developed; (e) assist, vith DEEP and the directors of technical departments concerned, in the definition of economie criteria for the establishment of technical design standards for the electric network, and of reliability criteria to be used in system planning; (f) define vith DEEP, and through its director, with JIRAMA's general management, administration and management procedures to be put in place in order to ensure appropriate and timely coordination bet4ween the different departments particularly either in the data collection process or in the planning process in general; and (g) design, vith DEEP's director, administrative and management procedures for the department in order to adequately fulfill its main functions, among other things by issuing on a regular basis, summaries and reports on the operation of the pover system (sales, generation, outages, losses, load curves, generation and transmission costs, etc.). Ainez 6 - 129 - PUOPOSED TBRN 0E R TELCCUNUUCATIOV NA8I PLAN JIRAMA is seeking technical assistance for the rehabilitation and planning of future developments of the internal telecommunication system. The objective of the study is to establish priority investments for the short-term that are consistent vith longer term developments. This study ahould be %ased upon an active participation of JIRAMA who has already analyzed several aspects of the problem. Sections 7.8 to 7.10 of this report give a brief overview of the present situation and of the scope of the study and form part of the Terms of Reference. Role of the Consultant The role of the consultant vill be to assist JIRAMA in defining possible technical solutions for the short, medium and long-terw, establishing technical specifications, evaluate the costS and advantages of various alternatives. The consultant shall also assist JIRAMA in the preparation of tender documents. Qualifications of the Consultant The consultant vill be a telecommunication specialist with expericnce in the power sector. CV vill be included in proposal. Role of JIRAMA JIRAMA ill elect representatives from operational departments concerned and the meter lab, to form an ad hoc task force. Prior to the arrival of the consultant, a complete inventory of present telecom- munication equipment vill be established, including age and evaluation of present conditions, as vell as a detailed description of present communication practices. JIRAMA vill provide all additional information relevant to the study as vell as secretarial services as needed. Annex 7 Page 1 of 14 - 130 - HSTMTIOU O?F TIICUICAL LOSSES System Configuration and Data The calculation of technical losses in Hadagascar's electric pover system is complex due to the large number of isolated electric networks it contains and is also affected by lack of detailed technical data on all of its system components. Particular attention vas given to the Interconnected System (ICS) because it accounts for 64% of the country's total electricity consumption and also because it had good availability of technical data such as circuit lengths, layouts, installed capacity, and other technical information required for a complete analysis. Estimates of technical loSses vere prepared by the mission by analyzing individual electric components of the ICS network. Losses of transmission lines and pover transformers vere calculated using actual loadings at peak time. Losses in distribution feeders and distribution transformers vere estimated through sampling of feeders considered typical of the network under analysis. Calculation of Losses in System Components A brief description of how losses vere calculated and comments on findings follow: Load and Loos Factors. The annual peak demand of 46.4 MW (July 5, 1984) vas used for calculating peak time losses. An average load factor of 0.51 and a los factor of 0.284 obtained from the ICS load curves vere applied to the calculation of aIl current-dependent loss components except for specific feeders where load and loss factors vere known or determined from their own individual load curves. Pover Factor. For losses in step-up, step-down, and distribution pover transformers the pover factor value of 0.85 measured during the annual peak vas applied. For losses in distribution primary lires actual measured values (at peak time) were used for each of the circuits analysed. Step-up and Step-down Paver Transformers. Results of losses in pover transformers installed at Ceneration Stations (step-up) and at Sub- stations (step-down) are shown in Exhibit 1 at the end of this Annex. Pover losses were determined by summing up the no-load and load losses of each pover transformer. Loads during peak vere obtained from information gathered at generating plants and at substations. For the determination of the energy losses, the no-load losses vere integrated over the whole year, while the load losses were calculated using the overall system loss factor. In view that "no load" and "load" values of losses of some of Annex 7 Page 2 of 14 - 131 - the older pover transformera were not available, typical figures of present day transformero in the same capacity range vere used. Since not all the units were in operation during the peak load hour that vas analyzed, the results reflect typical unit availability. Results also show that, of the total yearly energy losses in power transformera which amount to 6.54 GWh, about 84% (5.5 GWh) correspond to no-load tosses. The total pover transformer installed capacity is over 300 MVA of which only about one-third is in use at peak time (step-up and step- down). This low utilization of the total installed capacity is reflected in the high contribution to losses attributed to pover transformera (27% of the total) as no load losses for large transformers are quite high. Transmission Lines. Resulto of a sample atudy carried out using peak time data are shown in Esxhibit 2. The calculation vas done utilizing a computer model of the circuits being analyzed. Data on circuit lengths, type and size of conductors, phase spacings, connected loads, maximum demand, and bus voltage, was provided by JIRAMA. To take into account the various voltage levels that the ICS transmission line network employa it vas studied sector by sector. Actual measured loads at peak time of each particular line section vere used for the analysis. As expected the higher losses were found in the longest lines. The Ambohimauambola/Antsirabe transmission line (140 kms long and operating at 63 kV) had losses at peak that exceeded 9%. These losses account for near 25% of all transmission line losses at peak. A second line wvth high losses correspond to the Tana-Sud/Arivomano line which is 46 kms long and is at present operating at 20 kV. However, although losses in this line exceed 10% at peak, ita contribution to total transmission line losses is small (about 5%). Primary Distribution Lines. To determine the magnitude of losses in primary distribution lines heavily loaded feeders were studied in detail. The methodology used vas similar to that of the transmission line network. Feeder maximum peak time loads were used for the analysis. Loads on circuits and branches of each feeder studied were assigned by splitting the total load of the feeder proportionally to the installed distribution transformer capacity on each circuit and branch of the feeder. Results of two feeders in Antananarivo and one in Mahajanga, the latter in an external zone, are shown in Exhibits 3, 4, and 5 at the end of this Annex. Long feeders such as "Secteur 1" in Antananarivo vere found to have very high losses during peak (about 11%) and excessive voltage drop Annex 7 Page 3 of 14 - 132 - (17.9X). A line reinforcement program is presently being carried out by JIRAMA which involves installation of larger size conductors on feeders to reduce losses and improve voltage drops. The effectivenesa of such a measure vas checked by replacing the main trunk conductor in th "Secteur 1" computer model (from 48 mm2 copper conductor to 116 mm aluminum conductors) and calculating how losses and voltage drops would improve. One further trial run was made assuming a voltage upgrade from 5 kV to 20 kV. All cases assumed a loading of 1,412 kVA (1,200 kW). Results are shown below. osses % of % Voltaee Case kVA kW kVAR Losses Drop Actuel (5 kV) 188.3 132.0 134.2 11.0 17.9 With conductor changed (5 kV) 145.4 82.9 119.5 6.9 12.6 WIth voltage upgraded to 20 kV 11.31 7.91 8.08 0.7 1.1 The improvement in losses obtained by line reinforcement (cbanging conductor size) for this particular feeder is seen to be far less effective than upgrading the voltage level. Low Voltage (L.V.) Secondary Networks. The complexity of low voltage distribution networks make the estimation of losses in this comoonent of the electric system a difficult one. An approximate estimate vas obtained by assuming an overall percent voltage drop in the residential load component of the peak load. The residential load component is roughly equal to the peak load minus all losses up to the low voltage circuit level (i.e., transmission line, pover transformera, primary lines, and distribution transformer losses) multiplied by a factor which is approximately equal to the percentage of total sales to the domestic sector. Pover loss in general is given by: Poaer Loss = (IR)*I = (VI)*(IR)/V Poaer Loss = load*per unit voltage drop Then, L.V. Pover Loss z = Residential load at peak * per unit voltage drop Energy losses for 8,760 hours are given by: L.V. Energy Loss = 8,760*x*Loss Factor Amiex 7 Page 4 of 14 - 133 - Assuming an average 9% per unit voltage drop in the ICS and a 36X share of the peak load by the domestic sector the calculated losses in the low voltage secondary network at peak time vere found to be 1.21 MW and the annual energy losses 3.2 GWh. These last two figures include losses in kilowatt-hour meters which amount to approhimately 175 kW at peak (assuming typical loss values of nearly 2 watts per meter for a total number of 85,000 meters in the ICS). Distribution Transformers. The method employed in estimating losses in distribution transformers is similar to the one used in power transformers. Typical "no load" (iron losses) and "load# (copper losses) of transformera used by Jirama vere used. Results of the analysis of distribution transformers installed on two feeders of Antananarivo are provided on Exhibits 6 and 7. The fact that no actual measurements on the loading of each individual transformer have been ade during peak time does reduce somewhat the validity of the results. Hovever, the error introduced by prorating the peak load among all transformers proportionally to their capacities is considered to be minor. Peak loads assigned to each transformer take into account primary line losses which vere deducted from the peak demand measured at the substation for each feeder. Results show that losses at peak in distribution transformers for the feeders analyzed are slightly above 22 of the peak demand. To extend the estimation of losses in distribution transformers to the complete ICS some estimates had to be made as exact data on the number of installed transformers by site vas not available. Results of the calculation ahown on Eshibit 8 are based on the best data available at the time. It is expected that losses vill actually be slightly bigher once all distribution transformers are included. Sumury of Technical Losses and Conclusions A summary of technical losses estimated in the Interconnected System is provided in Table 1. Table 1: DISTRIBUTION OF TECHNICAL LOSSES IN ThE ICS Demand Loss Energy Loss (NU) (%) (G> (M) Station Power Transformers 0.73 1.6 4.8 2,2 Transmission & Subtransmission Lines 3.41 7.3 6.1 2,7 Distribution S/S Power Transformers 0.32 0.7 1.8 0.8 Priuary Distribution Linos 2.25 4.8 4.6 2,1 Distribution Transformers 0.72 1.6 4.0 1.8 L.V. Nstwork & Service Drops 1.27 2.7 3.2 1.4 TOTAL 8.70 18.7 24.5 11.0 Source: Mission estimates. Annex 7 Page 5 of 14 - 134 - The distribution of losses among the major electrical components of the interconnected system as a percentage of the total is: Percent of Total Energy Losses Transmission & Subtransmission Lines 25 Power Transformers (Stop-up, Step-down) 27 Prtmary Distribution Lines 19 Distribution Transformers 16 L,V. Network I Service Drops 13 TOTAL 100 Losses in transmission and subtransmission lines account for 25% of the total. The 35 kV ring circuit Unes that interconnect the five distribution substations of Antananarivo have been included in this category. The high percentage of losses in this component is due to the large distance of transmission lines that serve the interconnected system (over 400 kms). The projected addition of a line between Ambohimanambola and Tana-Sud substation should reduce losses considerably. Pover transformer losses are the highest (27% of the total). The reason being that a large portion of the installed transformer capacity is not in use, introducing no-load losses which are significantly higher than load losses. Mission estimates show that 85X of the losses in power transformers are no-load losses which could be greatly reduced by proper transformer utilization. Unused transformers should be temporarily disconnected from the system, particula. in power stations where more than one transformer is available and .oca& service supply can be maintained by the use of a single transformer when the plant is not operating. Losses in primary distribution lines account for 19% of the total. A great share of these losses correspond to the 5 kV network. At present it is operating at rather high loss levels due to increase in loads which have not been compensated through appropriate sizing of conductors. The mission has determined that excessive voltage drops vill not be easily corrected by line reinforcements alone and that future load increases will require the upgrading of voltage in the 5 kV network. Results on losses in primary distribution lines are also applicable to areas other than the interconnected system. The 5 kV Annex 7 Page 6 of 14 - 135 - feeder in Mahajanga (Externat Zone) that vas analyzed show similar results--close to 8% losses at peak and over 12% voltage drop. Low voltage distribution transformers account for approximately 16% of the overall losses. Some reduction of these losses could be attained by proper transformer load management. This is hindered however by the existence of privately owned transformera, particularly in the industrial-sector, which tend to be in most cases overdimensioned for the demand they serve. Losses in the loy voltage secondary network, which in Most countries represent the component vith higher tonses, in the ICS of Madagascar are reason.bly low. Only 13Z of total losses are attributable to this component. The main reason being that electrical use at the domestic level is very low. In Antananarivo alone of the estimated 57,000 customers, the great majority use it only for lighting. This low consumption does not put 'very much stress on the low voltage circuits which are amply dimensioned. In sumfary, estimated technical energy tonses in the ICS (using 1984 peak time loads) vere found to be 24.5 GWh vhich is equivalent to 11.0% of net generation. The discrepancy vith statistical figures published by JIRAMA which show losses in 1984 to be only 21.7 Wbh (9.8%) is minor and vithin the accuracy expected in the analysis due to some assumptions made. Losses reported in 1985, however, which amount to 9.0O of net generation appear low and possible errors in metering at older generating plants and substations should be checked. Exhibit 1 NADA4ASCAR - INTEiCMECTED SYSTEN GEtERATICN AND SUBSTATION POSER TRANSFOI4ER LOSSES (Lood Feclor 0.51; PF at Peak 0.85; Loss Fctor 0.28) Total Total Trans. lnstalI d Losses Losses Annuel Annuel Location SIze QuantIty Capeclty Approx. Pak Load No Load Full Load et Peak Losses Loses (WVA) 0VA) (A>) (NA>) (kW) (KW) (kWh) (kWh) p.u. p.u. p.u. Andekaleka 24 2 48.0 26.2 30.8 56.5 98.5 194.2 594,568 1,189,136 Nmndraka 7.5 4 30.0 9.8 11.5 12.0 45.0 74.6 121,422 485.689 Nmndraka 2 1 2.0 0.3 0.4 7.0 17.2 7.5 62,634 62,634 Antsirabe 10 2 20.0 8.4 9.9 17.0 55.0 60.9 181,857 363,714 Antstrebe 9.1 1 9.1 0.0 0.0 14.0 44.0 14.0 122,640 122,640 Antserabe 1.S 3 4.5 0.0 0.0 3.6 13.1 10.8 31,536 94,609 Antairabe 0.75 1 0.8 0.0 0.0 2.0 9.0 2.0 17,525 17,525 £ anandona 0.6 2 1.2 0.0 0.0 1.5 4.5 3.0 13,141 26,282 Nenandona 0.8 t 0.8 0.0 0.0 1.7 26.5 1.7 14,906 14,906 A boIlvoea S/S 15 1 15.0 4.0 4.7 37.0 73,0 44U2 341,743 341,743 A bodivon S/S 7.5 4 30.0 15.0 17.6 12.0 26.5 84.7 127,611 510,444 A tod 1 ona S/S 5 1 5.0 3.0 3.5 8.5 34.0 25.4 116,013 116,013 NMndroset 2 2 4.0 2.2 2.6 7.0 18.8 29.7 80,627 161.253 Noodroserm 1.7 2 3.4 2.0 2.4 3.8 13.7 20.7 49,381 98,873 Ambohiaan&ola 30 2 60.0 25.0 29.4 64.5 112.5 183.1 631,326 1,262,652 Aubohl _ a*bola 1S 2 30.0 0.0 0.0 37.0 73.0 74.0 324,120 648,240 Aibo lanambola 4 1 4.0 4.2 4.9 8.2 27.7 50.5 175,509 175,509 Ambol1jatovo S/S 5 3 15.0 5.6 6.6 8.5 34.0 45.2 90,546 271,643 Tena-Ouest S/S 5 2 10.0 4.1 4.8 8.5 34.0 32.8 93,863 187,726 Antelomite 1.7 7 11.9 8.3 9.8 3.8 13.7 91.2 55,914 391.398 TOTAL 304.7 1,050.2 6,542,521 Annex 7 Page 8 of 14 - 137 - Exhibit 2 I.C.S. TRANSMISSION LINE LOSS8S Line Data - Line to line voltages: 138 kV, 63 kV, 35 kV, 20 kV - Line length (total>: 424 km - Pover factor at peak: 0.85 - Conductor sizes: 265, 228 182 mm2 ACSR; 60, 4f, 29 mm2 Cu; 43 m ALMELEC - Peak demand: 44.6 MW - Loss factors 28.4X Caieulated Losses: z kW Losses kVA kW kVAR At Peak Andekaleka-Ambobimanambola T.L. Peak Demand 30,820 26,197 16,235 Laosses 3,631 1,198 3,428 4.57 Mandraka-Ambohimanambola T.L. Peak Demand 11,530 9,800 6,074 Losses 781 305 719 3.11 Ambohimanambola-Antsirabe T.L. Peiak Demand 10,942 9,300 5,764 Lasses 2,234 875 2,060 9.41 Ambohimanambola-Ambodivona T.L. Peak Demand 22,3S0 18,998 11,774 Losses 711 278 654 1.46 Ambodivona-Tana Sud T.L. Peak Demand 8,090 6,877 4,262 Losses 159 126 96 1.83 Tana Sud-Arivomano T.L. Peak Demand 2,088 1,775 2,000 Losses 289 189 219 10.65 Ambodivona-Nandrosesa T.L. Peak Demand 3,882 3,300 2,045 Losses 36 20 29 0.6 Antelomita-ZIF/Rainandriapandry Peak Deuind 9,450 89033 41,978 Losses 767 416 644 5.18 TOTAL Losses 3,407 kW Approx. Energy Losses (1984) - 6.1 GWb Annex 7 Page 9 of 14 - 138 - Exhibit 3 PRIMARY LINE LOSSES IN TYPICAL 5 kV PEEDER OF ANTANANARIVO Feeder Name: Secteur 1 Substation: Ambohijatovo Peeder Data: - Line to line voltage: 5.0 kV - Line length: Main circuit: 9,961 meters Branches: 4,555 meters - Load factor: 50.3% - Loos factor: 28.8% - Pover factor at peak: 85% - Sizes of conductor: 48, 29, 17 and 12 mm2 Cu; 34 mm2 Ai; 3 x 35 and 3 x 25 mm2 Cu underground cable - Distribution transformers: Quantity: 54 Connected kVA: 5,965 - Peak demand: 1,412 kVA (1,200 kW) Calculated Losses: % kW kVA kW kVAR Losses Peak Demand 1,412 1,200 744 Losses (at peak) 188 132 134 11.0 Estimated yearly energy losses: 333,020 kIh Maximum Voltage Drop (Z): 17.9 Maximum conductor loading (X of capacity): 52.6 Annex 7 Page 10 of 14 - 139 - Exhibit 4 PRIMARY LIME LOSSES IU TYPICAL S kV FEEDER 0F ANTANANARIVO Feeder Name: Secteur 6 Substations Ambohijatovo Feeder Data: - Line to line voltage: 5 kV - Line length: Main circuit: 4,272 meters Branches: 3,485 meters - Load factor: 45.8% - LosS factor: 24.3% - Pover factor at peak: 80% - Sizes of conductor: 48, 29, 17, 12 mm2 Cu; 3 x 95, 3 x 35, 3 x 25 mm2 Cu under- ground insulated cable; 3 x 50 om2Al insulated cable - Distribution transformers: Quantity: 32. Connected kVA: 2,635 - Peak demand: 1,625 kVA (1,300 kW) Calculated Losses: Z kW kVA kW kVAR Losses Peak Demoad 1,625 1,300 975 Losses (at Peak) 90 65 62 5 Estimated yearly energy losses: 138,360 kWh Maximum Voltage Drop (X): 8 Maximum conductor loading (X of capacity): 61 Annex 7 Page il of 14 - 140 - Exhibit 5 PRIMARY LINE LOSSES IN TYPICAL S kV FERDER 0F MAAJANGA Feeder arme: Secteur 1 Substation: Mahajanga Feeder Data: - Line to line voltage: 5.0 kV - Line length: Main circuits 7,337 meters Branchess 9,530 meters - Load factors 532 - Los8 factor: 29.9Z - Pover factor at peak: 85X - Sizes of conductor: 50, 34, 29, 17 and 12 mm2 Cu; 34 mm2 AI - Distribution transformers: Quantity: 35 Connected kVA: 3,197 - Peak demand: 1,180 kVA Calculated Losses: X kW kVA kW kVAR Losses Peak Demand 1,180 1,000 622 Losses 88 78 41 7.8X Estimated yearly energy losses: 204,300 kWh Maximum Voltage Drop (%): 12.2 Maximum conductor loading (Z of capacity): 53.4 Exhibit 6 INTERCCNNECTED SYSEMN - JIRAMA DISTRIBUTION TRANSFORMER LOSSES FEEOER: SECTEUR 1 SUBSTATION: AISOHIJATOVO ) W) (k kW) (km) (km) p.u. p.u. pu.. 25 2 50 24 29 0.115 0.700 0.7 1,524 3,048 N 50 il 550 259 323 0.180 1l200 6.5 2,462 27,083 S 75 7 525 247 308 0.290 1.600 5.9 3,721 26,046 100 8 800 376 470 0.320 2.050 8.2 4,316 34,525 150 t t50 71 88 0.34C 3.100 1.4 5,265 5,265 160 t 160 75 94 0.460 2.350 1.3 5,763 5,763 200 2 400 188 235 0.5S0 2.850 3.1 6,921 13,841 250 0 0 0 0 0.580 3.250 0.0 0 0 315 O O O 0 0.770 3.900 0.0 0 0 400 O O O O 0.930 4.600 0.0 0 0 500 O O O O 1.240 5.500 0.0 0 0 TOTALS 2,635 1,238 1,548 27.1 115,571 -~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~N '"i Exhlbit 8 INlERECTED SYSTEN - JIRAMA TOTAL DISTR'WTIIN TRANSFORM LOSSES (kW load/Conn. kVA: 0.35833; PF ot peak 0.85; Loss Factor 0.284) Total Trans. Installed Losses Total Losses Annual Annual Type Quontity * Cepocity Peak Loed No Load Ful I Loed at Peak Losses Losses ) (kW) (kWh) (kWh) p,U. p.u. p.u. 25 34 850 305 358 0.115 0.700 8.1 1,317 44,774 50 352 17,600 6,307 7,420 0.180 1.200 138.4 2,107 741,790 75 178 13,350 4,784 5,628 0,290 1.600 102.2 3,248 578,110 100 350 35,000 12,542 14,755 0.320 2.050 239.5 3,710 1,298,349 150 34 5,100 1,827 2,150 0.340 3.100 30.3 4,349 147,866 160 llS 184,000 6,593 7,757 0.460 2.350 100.9 5,069 582,890 200 34 6,800 2,437 2,867 0.550 2.850 35.9 6,078 206,6S4 250 11 2,750 98S 1,159 O.580 3.250 12.7 6,518 71,695 315 14 4,410 1,580 1,859 0.770 3.900 20.5 8,470 118,573 400 8 3,200 1,147 1,349 0.930 4.600 14.0 10,181 81,445 500 8 4,0o0 1.433 1,686 1.240 5.500 17.7 13,294 106.353 TOTALS 111,460 39,939 46,988 720.4 3,978,500 * Figures ln this colum are rough estimotes to provide an order of mognitude only. o s-, JIRAMOS TIEiP"L GENERATINB STATIOIS (1985) uwmber Comissloning Instolled Avallable Fuel Station Type Fuel of Unîts Size of Units Date Capacity Capacity Consumption (kW> (kW> (g/kWh> Interconnected Syste. Ambohimanaabola PlIelstick 60 . Fuel 3 3 x 6,000 01-10-72 18,000 18,0Q0 245 02-08-73 03-5-81 Antsirabe MGO G0 2 t x 500 01-11-58 500 500 1 x 50 02-11-60 500 5s0 HmA G0 2 2 x 1,100 03-03-64 2,200 2,200 22m 04-07-67 1 1 1 x 1,800 05-11-68 1,800 1,800 Plelstick G0 * Fuel 1 1 x 7,500 06-05-82 7,500 7,500 Mandroseza Sulizer G0 1 1 x 720 01-09-49 720 720 Worthington G0 2 2 x 1,040 02-51 2,080 2,080 260 03-51 SGC6 Go 1 1 x 1,200 04-06-55 1,200 1,200 "I on Number Coamissloning Installed Avollable Fuel Station Type Fuel of Units Size of Units Date Cepacity Capacity Consumption (g/kwh)1 External Zones (Continued) Betandrlana 2 1 x 15 77 1 x 56 82 71 1S 420 Port Berger 2 1 x 85 77 1 x 50 77 135 50 335 Mandrltsara 3 1 x %0 69 1 x50 78 1 x 25 77 125 75 293 Mampikony 2 1 x 25 77 1' 1 x 40 77 65 25 281 1 Ambato-Eceni 2 1 x 50 78 1 x 30 80 30 290 Maintirano 3 1 x 50 74 1 x 80 82 1 x 40 76 170 90 294 Analalava 2 2 x 40 80 80 40 282 Source: JIRAMA. Co X Annex 9 Page 1 of 2 - 152 - DETAILS OU TRE BILLINC CYCLE IN AUTANANARIVO (a) Metering Meter reader achedules are prepared every day on the basis of listings provided by SOMAGI which include the previeus value of meter indexes (l or 2 for electricity, l for vater) and on which the new index values will be reported. The new readings are also reported on meter reading cards (one per meter) which include the history of previous readings and are kept permanently at the Antananarivo Sales Department (ASD). At the end of the day, completed listings are sent, after verification, to SOMAGI for input to the billing programs. Meter readers are also in charge of reporting any anomaly observed on meters or on the connection (incentives are provided for that purpose). There ia no systematic rotation of meter readers except for vacations, which seemr adequate. (b) Billing On the 20th of each month, billing programs for Antananarivo are run in batch and the ASD receives prepared bills about 5 days later as well as the computer punched receipt cards ("Carte Quittance" or CQ). (c) Collection Planning for collectors is established on a weekly basis. At the beginning of the week the collector receives the bills to be distributed as vell as the corresponding CQs. Collected amounts are turned in every day (10 to 15% of customers pay directly to the collector) but since the possibility of payment on a second visit exista, the "unsold carda" are turned in at the end of the week only. The unsold cards are then sent to SOMAGI for control of the amounts turned in by the collector (by difference between the amount of bills he was in charge of, and unsold cards) as well as for the updating of consumer records (card emitted and not returned). The carda are then sent back to JIRAMA, to be used when consumers come and pay at the downtown office (if a customer comes to pay to the ASD before that time, the card is not back yet). The elimination of punched cards will permit the control of amounts turned in by collectors or the update of customer records on the basis of what has been "sold" each day. For example, the remaining detachable portion of sold bills will be turned in every day and turning in "unsold" bills at the end of the week will not affect the process as it does today. Cards should be eliminated for all customers. (d) Payments other than to the collector About 4,000 LV customers (6.5%, representing 10% of billings) pay by automatic withdrawal on their bank account, a modern and efficient method of payment. Most other payments are made in the downtown office Annex 9 - 153 - Page 2 of 2 either in cash or by check (13% of the number of payments at the downtown office are made by check). These payments are handled by four cash reglaters for cash payments and one for checks. Modern electric cash registers have recently been acquired by JIRAMA. On last year's peak day, the dovntown office handled about 3,000 customers. The operation of the cash registers is rather efficient and it takes about 1 minute to handle one consumer (implying a vaiting time of about 25 minutes on peak hours when lines can reach 25 people). 2,400 consumers per day for four counters for cash payments would correspond to saturation with 1 minute per customer and 10 operating hours; this level seems to be exceeded on peak days, which means that one additional cash register vould be needed if the transaction time or the number of consumera ia slightly increased; this would be the case vith any configuration alloving the updating o' consumer records at the time of the transaction. Currently at the time of the cash register transaction a detachable portiorn of the bill is attached to the receipt of the cash register. This is then verified by a control office, the corresponding punched card ia extracted manually and sent to SOMACI for updating customer accounts. (e) Enforcement of Payments JIRAMA's practices in this area are rather strict. After the return of the cards by che collectors (end of the week) a delay of about eight days la allowed, after which a apecial delivery letter is sent requesting payment within eight days; disconnection will then be requested. This short delay theoretically avoids asking the customer to pay two bills at the same time. It is obviously efficient in terms of bill recovery. In average, bills are paid within 18 days of their presentation. In the last tvo years an average of 6,700 letters were sent per month (12% of customers) and 2,500 disconnections per month were requested (4.4% of customers). A fee is charged to the customer for the special delivery letter as well as for the reconnection. The cost of special delivery is high as vas pointed out by the feasibility study of the ASD computer which recommended the indication on the bill of a limit date for payment. The incentive may be further increased by indicating the applicable penalty for late payment. Sending disconnection notices through regular mail would still be possible (this would be cheaper and could actually reach more customers than special delivery). These measures would require a revision of JIRAMA's legislation. Annez 10 - 154 - ESTIMATION OF TuE PROBABILITY OF SHORTAQH Il MAJAJANGA To simplify one shall use a probabilistic evaluation only for the three large heavy fuel unlits. Their availability is assumed to be 70%, uniformly distributed over the various days of the week. The power available from the four gasoil units it assumed to be 5,000 kW (0.8 x 6,230 kW). The pover available from the three heavy fuel units vould be as follovw: Unit 1003 Unit 1002 Unit 1001 Total 4,000 kW 6,5w kW 9,000 kW Available Probability Case in In ln 19,500 .343 1 In In Out 10,500 .147 2 ln Out In 13,000 .147 3 In Out Out 4,000 .063 4 Out In In 15,500 .147 5 out In ouf 6,500 .063 6 Out Out in 9,000 .063 7 out Out Out 0 .027 8 With unit 1003 out the conditional probability of case 8 becomes 9%. With 255 working days per year, this implies shortage during 23 days per year. With 70% availability for unit 1003 there is shorage in cases 4 and 8 and the probability is also 9%. Missing energy can be calculated as follows on the basis of a typical 1985 weekday load curve: Duration 4 hours 4 hours 16 hours Demand (kW) 9,700 9,400 8,600 Missing pover case 4 (kW) 700 400 - Missing power case 8 (kW) 4,700 4,400 3,600 - Missing energy: case 4 4,400 kWh/day; case 8: 94,000 kWh/day - Expected missing energy vithout unit 1003: 0.09 x 255 x 94,000 = 2.16 million kWh per year - Expected missing energy vith unit 1003: 0.027 x 255 x 94,000 + 0.063 x 255 x 4,400 = 0.72 million kWh. Annex 11 Page l of 4 - 155 - PROPOSE»D TEN OF REECE DIBTRIBUIION COS RENDUCTION STUDY (PILOT PROJBCT) Summary of Requirements The Malagasy Electricity and Water Corporation (JIRANA) is soliciting proposals from a consulting firm to prepare an economic optimisation study aimed at reducing distribution costs in new areas to be electrified. The objective of the study is to examine in detail cost reduction measures such as: (a) optimization of equipment standards, network design and dimensioning, including the possible introduction of single phase supply medium voltage lines if there is no customer requiring three phase supply in the zone, and sectionalization of secondary network to reduce secondary conductor length by addition of amaller sise distribution transformera; (b) utilization of wood pole structures in medium voltage primary distribution lines; (c) possible substitution of differential circuit breakers by less expensive protection equipment; (d) use of individual photocell controls in public lighting to reduce use of an additional conductor in the secondary network; as vell as to provide training to line crevs on new distribution tools and equipment and recommend measures to accelerate customer growth so as to achieve a better utilization of equipment. The overall cost of the Distribution Cost Reduction Study is estimated at US$180,000. The program is financed by . The company performing these services shall be referred to as the Firm, and the Madagascar Electricity and Water Corporation is to be referred to as JIRANA. Background JIRAMA is a statutory public enterprise responsible for the generation, transmission and distribution of electricity in Madagascar. Annex 11 - 156 - Page 2 of 4 A site located in the outskirts of Antananarivo (Farasaipokontany Ambavahaditoka-Itaosy) has been selected by JIRAMA and the mistion to be used as case study for this project. This program aimed at redacing distribution costs is one of several projects recommended by a World Bank/UNDP Power Efficiency mission. The mission's report is a part of these Terms of Reference. Scope of Consulting Services The work includes everything that is necessary to achieve the objectives listed in the Summary of Objectives. Some of the specific tasks are: (a) Review line construction and design standard- employed at present by the utility and recommend standards that would provide lower cost alternatives for the construction of line extensions and new services at the Farasaipokontany Ambavahaditoka-Itaosy site. The introduction of sitxgle phase supply as a first stage of construction should be evaluated compared to costs of building a three phase system from the beginning. Evaluation of coste related to sectionalization of the secondary network aimed at reducing secondary conductor lengths vill require analysis of losses on the low voltage network. (b) The Firm should make a comprehensive economic and financial evaluation of the use of local wood poles in medium voltage lines of the distribution system. The study should include, but not necessary be limited to, the following aspects: - Economic and financial cost of wood poles including transportation to the demand centers. - Evaluate the various alternatives, taking into account the relative life of poles, security of supply and costs of installation and maintenance. (c) Prepare a detailed analysis of economic savings related to the elim_nation of centralized command posts for metering and energization of lighting circuits by replacement with individual photocells for each luminaire. (d) Prepare an economic optimization analysis of costs and benefits of the network design and dimensioning for various identifiable customer growth patterns in the area. Analyze possible measures and incentives, in particular connection change policies, that may accelerate the increase of customer density in the area. Annex 11 - - ~~~~~Pige 3 of 4 -157 - (e) Study present standards on safety issues regarding the utilization of differential circuit breakers on service drop installations and provide lower cost alternatives. (f) Provide training to line crews on the use of modern equipment and tools to be purchased based on recommendations prepared by the Firm for the construction stage. Guidelines for Proposal The proposals should provide comprehensive details of the folloving: (a) a vork plan in accordance with these Terms of Reference; (b) a preliminary estimate of the hours, by discipline, required to complete the work and the location where each phase of the work vill be carried out; (c) the nature of the organization and previous experience in related work in developing countries; (d) Curriculum Vitae (CV) of staff who vill be assigned for the study; (e) staff and period to be assigned for establishment and training of JIRAMA personnel; (f) Project Organization chart with candidate names indicated; and (g) the Firm vill include in their proposal a suggested procedure to be used to handle additions and deletions to their contractual scope of services. A sealed envelope shoùld be enclosed with the proposal, indicating the cost estimate of this work based on a system of fixed professional fees. The Firm may suggest alternative schemes for attaining the objectives outlined in the Terms of Reference. Any alternative scheme should be clearly identified as such, and separate vork schedules and costs should be provided for each. Form of Contract The contract which vill be awarded to the successful Firm vill be based on the International Model Form of Agreement between Client and Consulting Engineer produced and issued by the International Federation of Consulting Engineers (FIDIC). Annex 11 Page 4 of 4 - 158 - Schedule of Payments The schedule of Payments will be negotiated. The Firm shall propose a schedule in their tender which will tie Payments to clear performance targets. MADAGASCAR PUBUC POWER STATIONS AND TRANSMISSION UNES Power Stations: Tmnsmlson Une * Hydro --20-kV à A D 35kV ANTSERANANA - 63kV - 1381kV Inswlelnd Capachy: a *à c500kW A.p a A 500-1000kw AA<4Mq A * A1000-5000kW 1 M Â .5000kW ç sL w AMn * y 41.~~~~~~~n MAHAJANGA 1-i .~~~~ ~ ~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~ .. I..*.Q ANTAANARIVO TOAMASINA \. ! FANTAANSARV . . ÂMadn. P.,.tdto- _antA,ndrIb. l Ja _z~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~-. Falti Boundoedoles, Mcrondm* _ _ _ _ _ _ _ _ TOLIARA VhO A A ToUbib v.wEAbi__ -Fam oSari.eoF 1 FIANARANTSOA ~ ~~AMIA ARna AT_ SOUIH AFR 0TH §~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~ i ,_,.miadoe,a w MADAGASCAR .ntseraano Poved road5 - AlAl weit w er roods - S Roilwoys NOSr b bec 4. Airports Hell + -Forests A L `^Contours in meters - - u ~~~~~Rivers' ` , r Profecture boundaries , & * Seobo, - b - - Provinciol boundaies - A,l S;FIoYX . - ,f'Aatolaho O, 5,0 1?o »p g ét4 KoMerLIs Mos li aJon -'%rtPt5, 290 k4 KILOMtTIR M .is. 1 ' 't'. t. y eorzotmnn g' p' 1 Ar o ; NN Ftoc Beoolotobt,c ,, . -_.2*s *«0> ~~~- oo.f koo!i o'.t So:no'g ° r =20' I~~~~~~~~~~~~~~~~~i ) 6 }Ç 0'- ko m o o ,l AOOOO*, Fk1 jS voAtSiJn ' na ,'io't ' [ ;oh ost I oi 'r~~~~~~~~~~~~~~~~~~"i -2 ' i M oi4C.lt*s 'ta T- 22- \ s 6.5ta -f fC1 a SohpOf 15Ou mo,ocb. 2?~~~ "' .' .a . I Ie r 0ea.L0p~b V / .5t* / 5 v~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~,N vI«~ b / \ '' ks~~~~ ;`o' '. co',..9 /< °gV' '.I Tolor ,a'' -f o, /'I , g''to 9'*: (\15 ^ / uJ6» *b-id / | >~~~~~~~~~ bad TOI ~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~C,fao b. &e ''4t n -24~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~0 ctfe. 010. `'O0 4- t A O ; '3n?wvl !` ~~A F R I C A \~~~~ ~ ~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~ c., 0'o: 1, 1,f olt ' . tQ'~<'~l f MADAG St SCAR 44S _ _ .1 4 . j , DECfM EER 14 MRNOCY SECTOR NANAGEMBET ASSISTANCE PROCRIE Activities Completed Country Project Date Number Snergy Efficiency and Strategy Bangiadesh Power System Efficiency Study 2/85 031/85 Botswana Pump Electrification Prefeasibility Study 1/86 047/86 Review of Electricity Service Connection Policy 7/87 071/87 Tuli Block Farms Electrification Prefeasibility Study 7/87 072/87 Burkina Technical Assistance Program 3/86 052/86 Burundi Presentation of Energy Projects for the Fourth Five-Year Plan (1983-1987) 5/85 036/85 Review of Petroleum Import and Distribution Arrangements 1/84 012/84 *Costa Rica Recommended Technical Assistance Projects 11/84 027/84 Ethiopia Power System Efficiency Study 10185 045/85 The Gambia Petroleum Supply Management Assistance 4/85 035/85 Guinea- Recommended Technical Assistance Bissau Projects in the Electric Power Sector 4/85 033/85 Indonesia Energy Efficiency Improvement in the Brick, Tile and Lime Industries on Java 4/87 067/87 Pover Generation Efficiency Study 2/86 050/86 Jamaica Petroleum Procurement, Refining, and Distribution 11/86 061/86 Kenya Pover System Efficiency Report 3/84 014/84 Liberia Recommended Technical Assistance Projects 6/85 038/85 Malaysia Sabah Power System Efficiency Study 3/87 068/87 Mauritius Power System Efficiency Study 5/87 070/87 Panama Power System Loss Reduction Study 6/83 004/83 Papua New Energy Sector Institutional Review: Proposals Guinea for Strengthening the Department of Minerals and Energy 10/84 023/84 Power Tariff Study 10/84 024/84 Senegal Assistance Given for Preparation of Documents for Energy Sector Donors' Meeting 4/86 056/86 Seychelles Electric Power System Efficiency Study 8/84 021/84 Sri Lanka Power System Loss Reduction Study 7/83 007/83 Sudan Power System Efficiency Study 6/84 018/84 Management Assistance to the Ministry of Energy and Mining 5/83 003/83 Togo Wood Recovery in the Nangbeto Lake 4/86 055/86 Uganda Energy Efficiency in Tobacco Curing Industry 2/86 049/86 Institutional Strengthening in the Energy Sector 1/85 029/85 Zambia Energy Sector Institutional Review 11/86 060/86 Zimbabwe Power Sector Management Assistance Project: Backgrounde Objectives, and Vork Plan 4/85 034/85 Power System Loss Reduction Study 6/83 00V/83 Household, Rural, and Renewable Energy Burundi Peat Utilization Project 11/85 046/85 Improved Charcoal Cookstove Strategy 9/85 042/85 Côte Improved Biomass Utilization--Pilot Projects d'Ivoire Using Agro-Industrial Residues 4/87 069181 Ethiopia Agricultural Residue Briquettings Pilot Project 12/86 06218e Bagasse Study 12/86 063/8e The Gambia Solar Water Heating Retrofit Project 2/85 030t85 Solar Photovoltaic Applications 3/85 032/85 Kenya Solar Water Heating Study 2/87 066/81 Urban Woodfuel Development 10/87 076/81 Malawi Technical Assistance to Improve the Efficiency of Fuelwood Use in the Tobacco Industry 11/83 009/83 Mauritius Bagasse Power Potential 10/87 077/81 Peru Proposal for a Stove Dissemination Program In the Sierra 2/87 064/81 Rwanda Improved Charcoal Cookstove Strategy 8/86 059/8i Improved Charcoal Production Techniques 2/87 065/81 Senegal Industrial Energy Conservation Project 6/85 037/8S Sri Lanka Industrial Energy Conservation: Feasibility Studies for Selected Industries 3/86 054/8E Thailand Accelerated Dissemination of Improved Stoves and Charcoal Kilns 9/87 079/81 Rural Energy Issues and Options 9/85 044/85 Uganda Fuelwood/Forestry Feasibility Study 3/86 053/8S c~~~~~~~~~~~~~~~~~ t:~~~~~~~~~~~~~~~ ffi~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~< ~~~~~-, r- -. - - - r>- - - r (lt-r----., r~~- - o - .. r>.- - o- ' ` - - - r- -, ', r' - -r- c - - - -w -i r -t~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~ t t i '-s -" c~~ ~ ~~~~~~ `` ` ` `s D r ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ Ts` :\ r-----r-~~~~~~~~~ - ~ ~ ~ s < rc~- s~~c4r - BEST COPYAVAILABLE PROGRMO1 MM) 231 561 792 Nouvelle centrale de Nosy-Bé 283 1.598 1.-881 Total 1.355 5.174 6.529 B. Amélioration du mtériel et des méthodes d'entretien des centrales Monnale Devises Total nationale Rénovation du stock de plèces de rechange a/ 3 2.574 2.577 Systèe autamatise'de gestion de l'entretien 10 295 305 Unité mobiles d'entretien 57 2.140 2.197 Amélioration des techniques de suivi et de réparation 15 333 348 Total 85 5.342 5.427 Coordination global du projet 190 190 Total 8S 5.532 5.617 a/ Les pièces de rechange comprennent environ les montants suivants pour les grandes centralest Mohajongp: 640; ToIlore: 350; Nosy-Bé: 70. - 15 - PROG. 2 iPROO-ELECTRIQUE Monnale Devises Total nationale Programme de réparations essentielles - Etude des a6éliorations Antelomita 110 1.165 1.275 Manandona 65 555 620 Etude et préparation 2 138 140 Total 177 1.858 2.035 L'étude comporte des conseils sur les petites centrales. Améliorations futures des performances (calendrier à préciser) Canal de Mandraka 370 160 530 Autres 130 3.500 3.630 Total 500 3.660 4.160 PROM 3 DISTRIBUTION Monnaie Devises Total nationale iMteriel de rénovation et stocks - 2.900 2.900 Projet pilote de réduction des coûts 20 160 180 Total 20 3.060 3.080 PROG. 4 PROMOTION DES VENTES monnaie Devises Total nationale Branchements (6.500 par an x 3 ans) 1.450 8.100 9.550 Etude du marché et de la charge a/ 10 100 110 Chaudières Industrielles 500 1.L50 _2,0 Total 1.960 9.700 11.660 e/ Ces études pourraient être Incluses dans le cadre du progromme d'assistance technique à la planification (partie prévision de demnde>). _ _ o~~~~~o _l 8- - I e, Z ~~1~ _ V C~~g I~~~~~~~ z~j« # - 17 - Il. DES9CUPTION DU RMSAU ILECTRIQUR 2.1 JIRAMA, entreprise publique créée par décret en 1975, possède et exploite toutes les installations publiques d'électricité et d'adduction d'eau à Madagascar. Son Conseil d'administration composé de huit mmbres est nommé par l'Etat et comprend quatre représentants des divers ministères. JIRAMA fonctionne sous la tutelle du Ministère de l'Industrie, de l'Energie et des Mines (MIED). Le Directeur général, également nommé par l'Etat, est chargé de la gestion quotidienne de la société. 2.2 Avec une population estimée j près de 10 millions d'habitants et une superficie totale de 587.000km , la densit4 de la population à Madagascar n'est que de 16 habitants environ au km . Sur le nombre de clients estimé à 120.000 2/ desservis par JIRANA, 60Z environ vivent dans la région d'Antananarivo-Antsirabe (Zone interconnectée). Les autres clients sont répartis dans tout le pays et sont desservis par des réseaux de transport et de distribution de relativement petites dimensions alimentés par les centrales locales installées dans les villes et agglomérations les plus importantes. La Carte de la BIRD N° 18816 indique l'emplacement de toutes les grandes centrales hydro-électriques et thermiques et des lignes de transport existantes en mars 1985. 2.3 Du point de vue des opérations, on peut diviser le réseau électrique de Madagascar en trois zones principalest (a) La Zone Interconnectée qui couvre les régions d'Antananarivo et d'Antsirabe et leurs environs. Cette région représente S8X (127 MW) de la capacité de production du pays et 63X environ de la consommation nationale d'électricité. Un réseau de plus de 500 km de lignes de transport relie sept centrales aux cinq postes de distribution du réseau interconnecté. Ces postes alimentent la région la plus fortement peuplée de Madagascar par l'intermédiaire d'environ 1.160 km de lignes moyenne tension et de 1.460 km de lignes basse tension. (b) Les centres isolés, qui comprennent huit centres situés dans la région couverte par le réseau interconnecté, et qui sont trop éloignés ou trop peu importants pour justifier un raccordement au réseau principal. Chacun de ces petits réseaux est doté de ses propres installations de production, de transport et de distribution d'électricité. La puissance installée totale n'est que de 2 MW environ et se compose entièrement de 21 Le nombre d'abonnés basse tension dans les statistiques de JIRAMA indique le nombre de compteurs en service, plus élevé que celui des clients, étant donné que différents types d'usage dans le même ménage exigent souvent l'installation de deux compteurs. Le nombre de compteurs était de 138.416 à la fin de 1985. - 18 - centrales diesel à l'exception de deux centrales hydro- électriques représentant une puissance de 106 kW. Les ventes de ces huit centres ne représentent que 0,52 du total national. Le transport et la distribution d'électricité sont assurés par 15 km de lignes moyenne tension et 125 km de lignes basse tension. (c) Les Zones Extérieures sont éloignées du réseau interconnecté. Il existe cinq unités régionales dont chacune est divisée en secteurs. Le nombre total de secteurs est de 46; à l'exception de quateu, ils fonctionnent tous isolément les uns des autres. La puissance installée totale des Zones Extérieures est de 90 MW et leurs ventes représentent 36% du total des ventes de JIRANA. La longueur des lignes de transport ne dépasse pas 100 km. et ces lignes ne sont utilisées que pour relier les centrales hydro-électriques aux centres de consommation locaux. Les circuits de distribution se composent de plus de 450 km de lignes moyenne tension et de 890 km de lignes basse tension. 2.4 JIRAMA emploie à l'heure actuelle 4.200 personnes environ, dont à peu près les deux tiers sont chargés d'assurer le fonctionnement du réseau électrique; l'autre tiers travaille dans le secteur de l'adduction d'eau. Etant donné qu'il existe environ 120.000 clients "électricité", le nombre de clients par agent est d'environ 43. 2.5 Les principales caractéristiques du réseau électrique de JIRAMA sont présentées au Tableau 2.1. - 19 - Tableau 2.1: CARACTERISTIQUES ESSENTIELLES DU RESEAU DE JIRAMA (1985) Centres Isolés Zone et zones Total interconnectée extérieures Madagascar Puissance Installée (MW>): - Diesel 34,5 78,9 113,4 - Hydro-électrique 92,4 13,1 10S5, TOTAL 126,9 92,0 218,9 Production annuelle brutfi (GWh): - Diesel 2,2 119,4 121,6 - Hydr o-électrique 233.1 28,0 261,I TOTAL 235,3 147,4 382,7 Fréquence 50HN Oemande de pointe (MW) 48,84 29,2 a/ 78,0 O/ Facteur de puissance 0,85 --- Facteur de charge 0,53 0,58 0,56 Nombre de clients: Haute et moyenne tension (contrats) 415 245 660 Basse tension (compteurs) 87.127 50.629 137,756 Ventes (GWh): Haute et moyenne tension 130,7 82,5 213,2 Basse tension 73.5 43.3 116.8 TOTAL 204,2 125,8 330,0 Pertes (O de lea production nette) 11,4 -- 10,2$ a/ Sme des demandes maximum des réseaux électriques Indépendants. Sourcet Données de JIRANA et estimations de la mission. Le parc de production 2.6 La puissance installée totale est de 218,9 KW; les centrales hydro-6lectriques représentent 10,5 MW et les centrales diesel 113,4 MW. Le nombre et la puissance installée des centrales sont résumés par région au Tableau 2.2. - 20 - Tableau 2.2: PUISSANCE ET NOMERE DES CENTRALES ELECTRIQUES (1985) Puissence Installée <100 <300 <1.000 <5.000 >5.000 Réseau interconnecté Nombres de centrales Diesei -- - 3 Puissance Installée des centrales Diesel (kW) -4 --- 034.S0 Nombre de centrales hydrauliques -- 1 3 Puissance Installée hydraulique - - --- 1.60 90.800 Centres Isolés Nombre de centrales Diesel 2 2 3 - Puissance Installée Diesel (kw) 96 456 1.282 _ Nombre de centrales hydreuliques 2 - --- Puissance Installée hydraulique (kW) 106 - - Zones extérleurcs Nombre de centrales Diesel 1S 13 10 5 4 Puissance Installée Diesel (kW) 834 2.419 6.252 13.425 54.100 Nombre de centrales hydreuliques - 1 1 - 2 Puissance Installée hydraulique (kW) - 170 450 12.360 Nombre total de centrales Diesel: 57 Puissunce Installée Diesel: 113.364 kW Nombre total de centrales hydrauliques: 10 Puissance Installée hydraulique: 105.486 kW PuIssance Installée totele: 218.850 kW Source: JIRANA. 2.7 La Zone Interconnectée possède les plus importantes centrales hydro-électriques et diesel. La puissance installée des centrales hydro- électriques de la Zone Interconnectée s'élève à 92,4 MV, dont 58 KW correspondent aux deux turbines de 29 MV d'Andekaleka mises en service en 1982. 2.8 Six des huit centres isolés tirent leur production exclusivement de centrales diesel, un de centrales hydro-électriques et diesel, et le dernier exclusivement d'installations hydro-électriques. La puissance installée totale de ces huit petits réseaux n'est que de 1.940 kV, dont 106 kW d'hydraulique. 2.9 Les Zones extérieures possèdent une puissance installée totale de 90 KV, dont 77 KV diesel et 13 NU hydro-électriques. Les principales centrales hydro-électriques sont celles de Volobe (6,8 NU) à Toamasina et - 21 - de Namorona (5,6 NU) à Fianarantsoa, qui représentent la quasi-totalité de la puissance hydro-électrique des Zones extérieures. Sur les 46 secteurs des Zones extérieures, 40 sont desservis exclusivement par des centrales diesel. Cinq grandes villes s'inscrivent pour 88X de la puissance installée (Mahajanga 25,p7 MV, Toamasina 26 NV, Toliara 14,9 HW, Pianarantsoa 8,6 MV, et Antsiranana 4,2 MW). 2.10 En plus du réseau public d'électricité, les installations des autoproducteurs atteignent, d'après les estimations, 62 KV de centrales thermiques, et 10 MW d'hydrauliques. Les sucreries ont une puissance installée de 28 KV environ, sous forme de centrales thermiques à vapeur alimentées à la bagasse pendant la campagne. Le reste est utilisé comme secours dans les régions alimentées par JIRMAA, ou par les petites industries dans les régions qu'elle ne dessert pas. Réseaux de transport et de distribution 2.11 Les longueurs des lignes de transport et de distribution installées dans les trois principales régions par niveau de tension sont résumées au Tableau 2.3s Tableau 2.3: LONGUEUR OES LIGNES OE TRANSPORT ET DE DISTRIBUTION, 1985 (en km) Réseau Centres Zo*es Tension Interconnect6 Isolés extérieures Total 138 kV 270 - - 276 63 kV 221 38 259 35 kV 179 58 237 30 kV 80 -- -- 80 15-20 kV 674 2 213 889 g kV 232 13 242 487 Basse tension, Isolea 863 38 505 1.436 Sasse tension, conducteur nu 601 e6 389 1.076 Sources JIRMZ,, 2.12 Les tensions de 138 kV et 63 kV sont utilisées exclusivement pour les lignes de transport, mais les tensions de 3S, 30 et 20 kV sont utilisées à la fois pour le transport et la distribution. Dans la Zone interconnectée, par exemple, deux des centrales - Antelomita et Mmndrosesa - sont reliées par une ligne de transport en 3S kV de 20,6 km. - 22 - 2.13 Antananarivo, la capitale, est entourée par un circuit de 35 kV de 27,4 km de long qui relie cinq postes source. A partir de ces postes, 25 départs moyenne tension alimentent la ville. Trois de ces lignes fonctionnent en 35 kV, et 22 en 5 kV, les zones limitrophes, appelées le Grand-Tana, sont alimentées par un réseau de distribution en 20 kV. 2.14 Les réseaux de distribution des huit centres isolés sont alimentés directement par les centrales, généralement à des tensions de 5, 15 ou 20 kV. Dans les Zones extérieures, il existe deux lignes locales de transport. La première est une ligne de 60 kV, de 38 km de long, qui relie les centrales hydro-électriques de Namorona et de Nanandray aux centres de consommation voisins. La deuxième est une double ligne de 35 kV de 58 km de long entre Volobe et Toamasina. 2.15 JIRAMA envisage la possibilité de renforcer le réseau interconnecté de manière à accroitre la capacité de transit et la fiabilité du système. Une étude de préinvestissement concernant la rénovation de la ligne 63 kV qui relie Antananarivo à Antsirabe vient d'être,terminée. 2.16 La croissance de la demande dans la capitale exigera de renforcer les lignes qui alimentent le circuit en couronne qui entoure la ville. Il existe à présent deux points d'injection. JIRAMA envisage de construire un troisième point d'injection en ajoutant une ligne de transport de 63 kV et de 20 km de long qui relierait Ambohimanambola et le nouveau poste de Tana-Sud. 2.17 Les réseaux de distribution basse tension sont alimentés à partir du réseau moyenne tension, principalement par l'intermédiaire de transformateurs triohasés centralisés, selon une conception européenne classique. Des mesures ont déjà été prises pour normaliser l'alimentation basse tension à 220/380 volts, mais plusieurs sections du réseau, notamment dans les quartiers les plus anciens ces villes, fonctionnent toujours en 110 volts. Demande et offre d'électricité 2.18 La croissance du nombre de clients depuis 1971 dans les trois régions du réseau électrique figure au Tableau 2.4. Les chiffres correspondent au nombre de compteurs basse tension et au nombre de contrats moyenne et haute tensions. - 23 - Tableau 2.4: CROISSANCE OU NOMBI£ OE CLIENTS (1971-15) Zone Centres Zones Augmentation Pourcentage Année Interconnectée Isolés ext6rieures Total annuelle d'augmentation 1971 46.338 1.432 19.698 67.468 4.532 7,8 1973 50.784 1.604 23.274 75.662 4.097 6,1 1975 56.248 1.932 26.685 84.865 4.602 6,1 1977 63.689 2.183 33.398 99.270 7.203 8,5 1947 71.462 2,228 39.216 112.906 6.818 6,9 1980 75.499 2.369 42.020 119.888 6.982 6,2 1981 79.614 2.S86 44.037 126.237 6.983 5,8 1982 80,S06 2.700 45.132 128.338 2.101 1,7 1983 82.337 2.780 46.266 131.423 3.085 2,4 1984 85.027 2.925 47.103 135.055 3.632 2,8 1965 87.326 3.045 48.045 138.416 3.358 2,5 .1 Source: JIRANA. 2.19 L'augmentation du nombre de clients s'est considérablement ralentie après 1981. Le raccordement de nouveaux clients depuis cette date s'est fortement ressenti des difficultés en devises qui ont entravé les importations de matériel. 2.20 Les ventes par catégorie de cliente pour le réseau interconnecté et le reste du pays figurent au Tableau 2.3. Après une baisse sensible de 1981 à 1982, la croissance a repris au cours des trois dernières années dans la Zone interconnectée. Dans les Zones extérieures, cependant, la demande en 1984 est restée inférieure à celle de 1981; les chiffres de production pour 1985, cependant, indiquent que la croissance enregistrée l'année dernière dans les Zones extérieures compensera largement la diminution de la demande qui s'est produite entre 1981 et 1984. Les principaux centres de consommation sont décrits au Tableau 2.6. - 24 - Tableau 2.5: VENTES D'ELECTRICITE 1973-1985 (millions de kWh) 1973 1976 1979 1981 1982 1984 1985 Réseau Interconnecté Moyenne et haute tension 92,7 99,1 116,3 117,3 115,7 126,7 130,7 Clients Industriels 71,5 (78,0) 90,8 88,9 88,6 96,0 98,3 Administrations (10,8) (9,8) 10,6 13,1 11,6 14,2 15,4 Pompag de l'eau (JIRANA) (10,4) (11,3) 14,9 15,3 1S,5 16,5 17,0 Basse tension 4U,5 47,5 56,2 64,8 64,5 73,2 73,S Ecloirage et usages domestiques 33,6 35,1 42,6 50,7 52,9 61,4 61,1 Eciairage public 5,1 5,2 5,5 4,9 3,3 2,9 3,2 Force motrice 60 7 1 1 92 83 89 92 Tota i 3I T2Ii7I H 180,2 199 241 Centres Isolés & Zones extérieures Moyenne et haute tension 38,8 55,7 71,6 80,6 80,1 75,7 82,5 Clients Industriels 32,3 48,8 59,7 69,4 69,3 64,1 69,7 Administrations (3,9) (4,0) 6,1 5,5 5,1 5,7 6,7 Pompage de l'eau (JIRANA) (2,6) (2,9) 5,8 5,7 5,7 5,9 6,1 GEsse tension 26,3 26,7 34,8 40,1 39,7 40,1 43,3 Eciairae et usages domestiques 19,8 19,8 25,4 29,9 31,0 32,3 34,3 Eclirage public 3,6 3,7 5,4 4,1 2,8 1,8 2,2 Force motrice 2 9 32 à 4.0 6,1 5.8 6.0 6,8 Total 65.1 82,4 106,4 120,7 119,8 115,8 125,8 TOTAL JIRANA 203,3 229,0 29,o 302,8 300,0 315,7 330,0 ) Estimation. TAUX AINUELS MoYENS OE MIOSSANCE (S) 73/76 »96 82/79 85/82 Réseau i ntercoanecté NT-HT 2,3 5,8 -0,1 4,3 BT 1,S 3,9 4,7 4,7 Total 2,0 S,9 1,4 4,4 Autres Zones NT-HT 14,J 9,s 3,8 1,0 BT 0,S 10,1 4,S 3,0 Totel 4,2 9,7 4,0 * 1,7 Sources JIRANA. 1 - 25 - Tableau 2.6: DEMANDE DE POINTE ET PRODUCTION DANS LES PRINCIPAUX CENTEWS (1984) Puissance de pointe Production totale Zone Interconnect6e 46, 5 la 226,2 GWh Mahajanga 9,5 Nu 55,5 GWh Toamalna 4,8 MW 21,5 GWh Toilera 3,4 MW 17,7 OWh Antsiranana 2,2 NO 9,0 GWh Fianarantso 1,9 mM 9,3 GSh Nosy-86 1,2 Nd 5,5 GWh _i 60% à Antananarivo. 2.21 A la fin de 1985, JIR MA avait au total 660 clients moyenne et haute tensions qui représentaient 64X du total des ventes. Dans la Zone interconnectée, les deux plus gros clients industriels s'inscrivaient pour 27,21 de la conso_mation totale (Cotona à Antairabe 8,81, et Papmad au Grand Tana 18,41). A M4hajanga, le plus gros client industriel absorbe 70X des ventes. 2.22 Les variations saisonnières sont pratiquement négligeables. Dans la Zone interconnectée, cependant, la courbe de charge journalière présente des variations très sensibles et une pointe relativement prononcée aux alentours de 19 heures. Le Graphique 1 indique les courbes de charge journalières typiques de la région d'Antananarivo. Le facteur de charge annuel de la Zone interconnectée était de 5S5 en 1985. 2.23 On trouvera au Tableau 2.7 le détail de la croissance de la production au cours des dix dernières années. La forte baisse de la production diesel du réseau interconnecté après 1981 traduit l'entrée en service de la centrale d'Andekaleka. Les chiffres de 1978 pour l'énergie hydro-électrique reflètent une année particulièrement sèche. - 26 - i~~~~ .1... ilg aa . - 27 - Tableau 2.7: PRODUCTION D'ELECRICI'TE JIRANA, 1975-1985 (CWh) 1975 1978 1981 1984 1985 ZOE 1 T1ERMO?flCTEE - Total brut 155,4 176,9 201,8 226,2 235,3 diesel 0,9 80,8 76,6 2,2 2,2 hydrol1ectrlque 154,5 96,1 125,2 224,0 233,1 ŒNTRES ISOLES ET ZOES EX tRIEURES - Total brut 90,4 105,4 135,9 136,3 146,7 diesel 71,2 85,9 106,5 105,4 118,7 hydro-électrique 19,2 19,5 29,4 30,9 28,0 TOTAL JIRAMA - Total brut 245,8 282,3 337,7 362,5 382,8 diesel 72,1 166,7 183,1 107,6 121,6 hydro-électrIque 173,7 115,6 154,6 254,9 261,1 Taux de croissance (O) 1975-78 1978-81 1981-84 1985 Zone Interconnectée 4,6 4,7 4,0 4,0 Centres Isoles et * Zones extérIeures 5,5 9,6 0,1 7,6 Totel JIRAMA 4,9 6,5 2,4 5,6 Part de l'énergIe hydroîelactrique ($) 1975 1978 1981 1984 1985 Zone Interconnectée 99,4 54,3 62,0 99,0 99,1 Centres Isolés et Zones extérIeures 21,2 18,5 21,6 22,7 19,1 Total JIRAMA 70,7 40,9 45,8 70,3 68,2 Surces JIRANA. - 28 - 2.24 Avec la mise en service d'une centrale diesel de 6.160 kW à Ambohimanambola (1981), d'une centrale diesel de 7.280 ki à Antuirabe (1982) et de deux groupes de 29.000 kW à Andekaleka (1982), la puissance installée du réseau interconnecté équivaut à l'heure actuelle à 2,6 fois la demande de pointe. On trouvera au Tableau 2.8 les détails de l'alimentation électrique de ce réseau pendant la période 1973-85. Tableau 2.8: ALIMENTATION EN ELECTRICITE, RESEAUi INTERCONNECTE, 1973-1985 1973 1916 1979 1982 1985 Puissance installée, MN 55,4 55,4 55,4 126,9 126,9 Puissance garantie, MW a/ 38,6 38,6 38,6 85,6 85,6 Puissance de pointe, MW 30,2 32,5 38,0 44,6 48,8 Marge de puissance, MW 8,4 6,1 0,6 41,0 36,8 Marge de puissance,$ 28% 19% 2% 92% 75% Production hydro-électrique garantie disponible, BWh 96 96 96 523 523 Production hydro-électrique moyenne disponible, GWh 143 143 143 643 643 Production, GWh 153,2 161,6 189,8 207,5 235,3 Facteur de charge 58$ 57% 57% 53X 55X O/ Avec le plus grand groupe diesel en entretien et la plus grande centrale hydro-électrique ou diesel restante hors service. Inclut égalemet une réduction de 4 NU à Mandraka et de 0,8 MW à Antelomita par rapport à la puissance nominale. Source: JIRAMA. 2.25 Depuis l'entrée en service d'Andekaleka, les centrales thermiques du réseau interconnecté ont été rarement utilisées. Mème compte tenu d'une puissance de réserve équivalant à l'une des turbines d'Andekaleka et à la pLus grande unité diesel, la marge de puissance du réseau interconnecté dépasse 702. La puissance installée des centrales hydro-électriques, à elle seule, dépasse de 802 la demande de pointe de 1985, et au cas oÙ l'une des turbines d'Andekaleka tomberait en panne à l'heure de pointe, ce qui a une faible probabilité, il existerait encore - 29 - une réserve de puissance hydro-électrique de 10 M». L'énergie hydro- électrique disponible pendat l'année la plus sèche (1978) est estimée à 523 CGh environ, ce qui correspond à plus de deux fois la production totale de 1985. Avec des conditions hydrologiques moyennes, l'énergie hydro-électrique disponible serait d'environ 640 GNh, soit 2,7 fois la production de 1985. 2.26 Dans les Zones extérieures et les centres isolés la situation est tout autre. La pénurie de pièces de rechange et les difficultés à assurer l'entretien régulier entravent gravement l'alimentation en électricité de certains secteurs. La mission estime que 53X seulement du nombre total de groupes diesel fonctionnent à l'heure actuelle. La puissance installée excédentaire qui existe dans les grandes villes come Mahajanga (puissance installée diesel 25.730 kW - demande de pointe 9.800 kW), de Toliary (puissance installée diesel 14.900 kW - demande de pointe 3.500 WV>, de bçey-Bé (puissance installée diesel 2.230 kW - demande de pointe 1.300 kW) est loin de garantir un service fiable en raison de l'&ge ou de l'état actuel de certains groupes, ou de difficultés particulières liées au système de traitement du combustible (Toliara, Mbhajanga). Vianrantsoa et Toamasina, surtout une fois Volobe réparé, sont deux exceptions. . .~~~~~~~~~~~~~~~ - 30 - III. DEVnWPPUENTn USs YUT8S, QIlETICWS TARIVAIEES lm CNNHCIALhS Vue d'ensemble 3.1 JIBAA dessert environ 120.000 clients qui ne représentent que 6X des ménages, et au cours des dernières années, le nombre de clients a augmenté plus lentement que le nombre d'habitants en raison de pénuries de matériel. Environ le tiers des ménages urbains de Madagascar ont l'électricité. La consommation par client pour l'éclairage et les usages domestiques est d'environ 1.000 kWh par an à Antananarivo et de 860 kWh par an dans les autres régions, ce qui est relativement peu si l'on sait que ces chiffres couvrent à la fois les clients commerciaux et résidentiels. 3.2 La surcapacité de production conduit à une situation dans laquelle les tarifs doivent être élevés pour couvrir les frais fixes, alors que le coût d'un accroissement de la production d'électricité est, et restera pendant plusieurs années, particulièrement faible. L'excédent d'énergie hydro-électrique dans la Zone interconnectée représente l'équivalent de 30X de la consommation malgache de produits pétroliers en 1983 pour tous les secteurs à l'exception des transports. 3/ En cas de non-fonctionnement des usines ZEREN et SOPRAEX, Fianarantsoa et Toamasina, après la réparation de Volobe, disposeraient également d'excédents importants d'énergie hydro-électrique (sans mentionner la puisosance diesel disponible dans ces deux zones). Dans ces zones de production hydro-électrique, le coût marginal de production restera pratiquement nul pendant quelques années, et des excédents importants existeront la nuit pendant plus longtemps encore. 3.3 La promotion de l'électricité, grâce à la substitution de l'hydro-électricité excédentaire aux combustibles fossiles et à une électrification accrue, a un rôle essentiel à jouer pour faite de cette puissance disponible un atout pour le développement de Madegascar, ainsi que pour assainir les finances de JIRAMA. 3.4 Une politique active de promotion de l'électricité pourrait sembler une proposition audacieuse étant donné les difficultés économiques générales ainsi que les difficultés financières de JIRANA, lesquelles, notamment, limitent la possibilité de réduire le prix de vente moyen afin de stimuler les ventes. Cependant, sur le plan macroéconomique, le remplacement des combustibles importés par l'énergie hydro-électrique contribuerait sensiblement à alléger le poids de la contrainte de devises et à accroître le dynamisme des entreprises qui 3/ Sur la base d'une équivalence d'utilisation purement thermique, c'est-à-dire sans tenir compte d'un meilleur rendement au niveau de l'utilisation finale en faveur de l'électricité. - 31 - effectueraient le passage à l'électricité. Ce n'est pas non plus l'absence de demande de raccordements qui limite la croissance des ventes pour l'éclairage et les usages domestiques; la diminution de la croissance du nombre de clients provient en grande partie des contraintes qui pèsent sur l'offre. 3.5 Quant aux tarifs, la croissance des ventes dans les zones disposant d'excédents hydrauliques - parallèlement aux mesures propres à réduire les coûts - est probablement la meilleure façon d'avancer la date à laquelle il deviendra possible de réduire les tarifs. Par ailleurs, pour favoriser la substitution, des mesures incitatives au niveau des investissements qui doivent être entrepris par les clients pourraient être tout aussi efficaces que des réductions de tarifs. Des mesures touchant uniquement les structures des tarifs, telles qu'une dégressivité accrue ou la réduction des tarifs de nuit dans les zones disposant d'un excédent hydraulique, et qui ne modifieraient pas les recettes tirées des ventes actuelles, pourraient également aider dans une large mesure à la promotion de l'électricité, tout en reflétant mieux la structure actuelle des coûts. Par ailleurs, des politiques plus souples en matière de redevances de branchement, telles que des paiements à tempérament, pourraient faciliter l'accès des clients à l'électricité et contribuer à réduire les coûts moyens de distribution. 3.6 Trois points importants sont examinés dans les sections suivantes consacrées aux questions tarifaires et commercialest (a) L'élimination, dans le secteur domestique, des tarifs liés au type d'usage permettrait de raccorder plus de 10.000 clients et de remplacer certaines installations défectueuses si l'on songe au nombre de compteurs et de disjoncteurs que l'on pourrait récupérer auprès des installations existantes. Les économies résultant de cette mesure dépasseraient le million de dollars. (b) Etant donné l'écart qui sépare actuellement les tarifs des coûts marginaux, on estime que la rentabilité des nouveaux branchements atteindrait 221 à Antananarivo et 32X à Mahajanga alors que la liste d'attente actuelle dépasse 10.000 demandes, suite à la réduction du rythme de raccordement de 6.500 à 3.000 par an. La mission recommande donc un financement de 8,1 millions de dollars pour couvrir le coût en devises d'environ 6.500 branchements par an pendant trois ans. Ce budget estimé pour trois ans suppose la récupération d'environ 10.000 installations de comptage suggérée à l'alinéa (a) ci-dessus. 3,1 à 3,3 millions de dollars par an seraient nécessaires pour soutenir ce rythme par la suite. (c) L'excédent d'énergie hydro-électrique représente un grand potentiel d'économie de devises, et il conviendrait d'accorder un soutien aux investissements nécessaires au passage à l'électricité. A Antananarivo, les investissements qu'il faudrait mettre en place pour convertir temporaIrement à - 32 - l'électricité certaines chaudières a vapeur industrielles pourraient être remboursés en deux ans environ ou même moins, à en croire une étude de préinvestissement récente. Plusieurs autres formes intéressantes de substitution semblent possibles, notamment la cuisson à l'électricité dans le secteur commercial, le chauffage de l'eau par accumulation, et les appareils électriques pour la cuisson du ris. La mission recommande une assistance technique à JIRMA pour l'aider à faire l'analyse technique, économique et commerciale de ces marchés potentiels. Le financement nécessaire pour cette assistance technique serait de l'ordre de 100.000 dollars; cela pourrait être inclus, en fait, dans le programme d'assistance technique à la planification (études sur la consommation). Tarifs 3.7 A l'heure actuelle, JIRMA a un très grand nombre de tarifs, dont la structure et le niveau diffèrent d'une zone à l'autre. Ces tarifs ont été hérités des diverses sociétés qui existaient avant la création de JIRAMA. La diversité des tarifs est encore accrue par les tarifs spéciaux accordés aux bâtiments administratifs et communaux, tarifs assortis de rabais qui varient également en fonction de la région et de la catégorie de tarif. Les taxes, relativement élevées pour les clients industriels, ne contribuent pas à réduire ces distorsions. Les prix moyens pour certaines catégories de clients et pour certaines régions figurent au Tableau 3.1. Comme on peut le voir, les tarifs sont relativement élevés, et pour les petits clients représentent l'équivalent de plus de 20 US cents/kWh à Antananarivo et de 36 US cents/kWh à Nahajanga. A Antananarivo, la facture mensuelle pour 35 kWh (consommation très modeste) serait de 4.290 FICp soit 23X du salaire minimum. - 33 - Tableau 3.1 PRIX MOYENS OE L'ELECTRICITE POUR CERTAINES CATE60RIES CE CLIENTS (FMG/kWh - mars 1986) Prix Prix moyen de Prime Charges moyen Prix moyen l'nergie fixe fixes JIRAMA taxes Incluses Toxes Toxe () 1. Petits clients Eclairage et usages domestiques Antanonarivo (Ville) (T.10) 78A87 0,00 31,00 108,87 122,60 12,73 11,6 Toumosine (T.19) 117,80 30,20 19,80 167,80 177,67 9,87 5,9 Mahajanga (T.19) 125,00 49,13 37,20 211,33 218,87 7,54 3,6 Antslrao w T.10) 73,87 0,00 23,00 96,87 103,93 7,06 7,3 Fianarantsoa (T.10) 59,20 0,00 23,47 82,67 90,00 7,33 8,9 Antstranae (T.10) 74,07 0,00 11,60 8S,67 93,33 7,77 8,9 Toliary (T.19) 96,73 0,00 12,80 109,53 116,53 7,00 6,4 2. Gros clients Eclairage et usages domestiques Antananarivo (Vilile) (T.10-20) 80,29 0,00 11,62 91,91 97,86 5,95 6,5 Toamasîne (T.19) 117,19 23,10 4,51 144,80 153,66 8,86 6,1 Mahajanga (T1.9) 124,98 36,85 6,97 168,80 175,88 7,08 4,2 Antsirabe (T.10) 90,56 0,00 8,63 99,19 105,95 6,76 6,8 Fianarantsoa (T.10) 87,45 0,00 8,80 96,25 102,36 6,11 6,3 Antsiranana (T.10) 100,88 0,00 4,35 105,23 112,85 7,62 7,2 Toilary (T,19) 91,70 5,00 5,99 102,69 11O,93 8,24 8,0 3. Force motrice basse tension Antananarivo (Ville) (T.32) 82,37 11,93 2,00 96,30 117,09 20,79 21,6 Tomasina (T.19) 55,10 6,09 1,83 63,02 82,55 19,53 31,0 Mahajanga (T.19) 67,22 6,04 2,58 75,84 94,34 18,50 24,4 Anteirabe (T.10) 86,85 6,78 1,55 95,18 117,e2 22,44 23,6 Fianarantsoa (T.10) 107,06 12,70 1,57 121,33 146,01 24,68 20,3 Antsiranana (T.10) 129,26 7,05 1,04 137,35 146,84 29,49 21,5 Toliary (T.19) 77,35 0,00 3,80 81,15 101,13 19,98 24,6 4. Moyenne tension Antanenarivo (Ville) 42,31 4,53 1,18 48,02 10,97 12,95 27,0 Toumasina 28,19 5,85 5,75 39,79 51,55 11,76 29,6 Mahajanga 52,47 1,31 1,59 55,37 70,00 14,63 16,4 Antslrsbe 42,60 1,59 2,60 46,99 63,77 16,78 35,7 Flanarantsoa 51,06 1,77 5,55 58,38 72,89 14,51 24,9 Anisiranana 56,07 1,70 5,60 63,37 80,93 17,56 27,7 Tollary 37,18 1,10 3,92 42,20 54,28 12,08 28,6 - 34 - 3.8 L'absence d'homogénéité des structures et des niveaux de tarifs complique énormément l'administration des tarifs et la gestion financière. La mesure dans laquelle les différents tarifs donnent aux clients un signal approprié en matière de prix et reflètent convenablement la structure des coûts mériterait d'être étudiée de manière approfondie. 4/ Il conviendrait de mettre en oeuvre un programme destiné à simplifier, harmoniser et rationaliser progressivement les structures tarifaires. Dans ce domaine, JIRAMA bénéficierait de l'assistance technique envisagée pour la Direction des Etudes Economiques et de la Planification (examinée au Chapitre VII). 3.9 L'une des premières priorités d'un plan de rationalisation des tarifs devrait consister à éliminer les tarifs liés au type d'usage en basse tension. Dans la plupart des zones, et notamment à Antananarivo, les tarifs basse tension sont fondés sur deux tarifs au moins: l'un pour l'éclairage - généralement un tarif simple au kWh ou un tarif à tranches croissantes - et un autre pour les usages domestiques, qui se fonde généralement sur des tranches décroissantes selon la durée d'utilisation de la puissance souscrite (contrôlée par un disjoncteur plombé) ou, parfois, sur un tarif binôme comportant une prime fixe et un prix d'énergie (Mahajanga). De plus, les utilisations de force motrice en basse tension sont facturées selon un autre tarif. Des terifs mixtes pour l'éclairage et les usages domestiques existent cependant dans certaines zones. Il existe également des tarifs d'heures creuses, mais cette option n'est guère utilisée (voir les exemples d'Antananarivo et du Grand Tana à la fin du présent chapitre). 3.10 Lorsqu'un client tient à bénéficier du tarif meilleur marché pour des usages autres que l'éclairage, il faut installer un compteur et un disjoncteur supplémentaires ainsi qu'un circuit électrique séparé. Ceci augmente inutilement les coûts. De plus, l'expérience tend & montrc.be que l'application appropriée des tarifs à l'usage (par exemple le branchement d'appareils d'éclairage au circuit approprié) n'est pas toujours facile à contrôler en pratique. 4/ La mission n'a examiné que les tarifs d'Antananarivo et du Grand Tana. Les tarifs applicables aux clients basse tension sont présentés à la Section 3.38. La structure du tarif moyenne tension est bonne. Elle inclut une prime fixe, des tarifs de nuit et de jour, une réduction de la prime fixe en cas d'effacement à la pointe, et un système de majoration/minoration de manière à inciter à la correction du facteur de puissance. La mission a visité les installations de quelques gros clients et a observé l'utilisation de condensateurs munis de relais dans un cas. Cependant, le fait de superposer trois tranches décroissantes pendant la journée et deux pendant la nuit à la dégressivité qui résulte de la prime fixe semble une complication inutile. - 35 - 3.11 Le coût des compteurs pour les tarifs résidentiels liés à l'usage est élevé. L'installation d'un seul compteur revient environ à 100 dollars (installation complète y compris le disjoncteur), celle d'un double comptage est de 170 dollars pour les compteurs monophasés et de 340 dollars pour les compteurs triphasés. Le coût économique d'un double comptage, avec un coût d'opportunité du capital de 12X et un amortissement sur 20 ans correspondrait à environ 23,8 dollars par an, montant loin d'être négligeable puisqu'il représente près de 2 US cents/kWh pour 1.200 kWh par an. 3.12 L'élimination du double comptage apporterait un certain nombre d'améliorations. A Antananarivo et au Grand-Tana seulement, on pourrait récupérer de 10 à 12.000 compteurs et probablement un nombre équivalent de disjoncteuro, ce qui permettrait de brancher à faible coût des clients éventuels qui n'ont pas l'électricité à l'heure actuelle faute de matériel. Pour l'ensemble du pays, la récupération de 12.000 à 15.000 comptages pourrait économiser un investissement de l'ordre de 1 million de dollars. L'élimination du systéme de double tarif réduirait également les dépenses futures de compteurs, du fait qu'une portion non négligeable de ces dépenses n'a trait qu'aux demandes de tarifs pour usages domestiques. 3.13 Etant donné la diversité des tarifs appliqués dans les diverses régions, la restructuration des tarifs nécessaire pour éliminer l'installation de deux compteurs devrait être examinée cas par cas. La solution adoptée pour cette première phase de la restructuration globale des tarifs devrait également contribuer à la réalisation des objectifs à plus long termes la création de structures de tarifs plus homogènes dans tout le pays, qui refléteraient mieux la structure des coûts, et qui contribueraient à encourager l'utilisation de l'électricité dans les zones hydrauliques. Il conviendrait également d'examiner les possibilités de réduction du coût de l'installation de comptage, et en particulier celui relatif au disjoncteur différentiel, pour les petits clientst il serait possible d'y parvenir en offrant un tarif simplifié basé uniquement sur la consommation en kWh, alors que pour un minimuum de 2 ou 3 ki un tarif lié à la puissance du disjoncteur, ce qui présente plusieurs aspects intéressants, serait offert comme cela se produit aujourd'hui. 3.14 Les tarifs basse tension d'Antananarivo et du Grand-Tana sont examinés plus en détail à la fin du présent chapitre. Le tarif mixte appliqué à Grand-Tana est un exemple de tarif impliquant un seul comptage pour la lumière et les autres usages. Parallèlement à l'examen des aspects purement tarifaires, JIRAMA devrait étudier les implications possibles d'un programme de récupération des compteurs sur le plan technique ou sur celui du personnel. La valeur des branchements neufs 3.15 Une estimation détaillée de l'investissement nécessaire pour satisfaire environ 10.000 demandes de branchements en attente, a été faite en collaboration avec KIRAMA. Cet investissement s'élève à 480 dollars par client, pour les matériels, y compris les renforcements - 36 - nécessaires en moyenne tension (voir le Chapitre IV). Les dépenses de main-d'oeuvre et les autres dépenses d'installation directes et indirectes ne devraient pas dépasser 75 dollars. Si les tarifs à l'usage étaient éliminés, on pourrait récupérer des compteurs des installations existantes, et le coût, hors branchement équivalant à 75 dollars payée par le client, ceci laisserait un coût net de 400 dollars pour JIRAMA. A Antananarivo, en supposant une consommation de 500 kWh la première année (40 kWh par mois, ce qui est peu) la facture annuelle au tarif "éclairage" s'élèverait à l'équivalent de 97 dollars (à l'exclusion des taxes, et avec une redevance de service correspondant a 10 ampères). Déduction faite des coûts de relève et de facturation, ceci donne un revenu annuel net d'environ 88 dollars, étant donné que le coût de la production supplémentaire est nul. Ceci signiferait une rentabilité de première année de 22% et une période de remboursement d'environ quatre ans, en ne supposant aucune augmentation de la consommation par rapport au niveau modeste supposé pendant la première année. A Mahajanga, la facture annuelle pour la méme consommation serait d'environ 176 dollars. La marge nette, déduction faite du combustible (taxes comprises) et des coûts annuels par client, représenterait l'équivalent de 127 dollars, ce qui signifierait une rentabilité de première année de 32X et une période de remboursement d'environ trois ans. 3.16 Ces taux de rentabilité élevés 5/ proviennent principalement de la différence entre les tarifs et les coûts marginaux à court terme actuels. A l'avenir, on peut espérer que les tarifs diminueront, et une augmentation des branchements contribuera à la réalisation de cet $/ Les taux de rentabilité mentionnés sont des taux de rentabilité financière de première année et un taux de rentabilité purement économique devrait tenir compte de la croissance future de la consommation unitaire des clients raccordés, devrait utiliser un prix d'ordre pour la main-d'oeuvre, exclure les taxes sur le combustible à Mahajanga, et ajouter un élément de surplus du consommateur (ou au moins les taxes) à la simple valeur de la facture. Cela produirait des taux de rentabilité beaucoup plus élevés. Bn revanche, il conviendrait de tenir compte du coût actualisé du combustible susceptible de s'imposer à l'avenir pour satisfaire la demande de pointe ou celle de saison sèche dans la Zone interconnectée, ou du coût de l'investissement en moyens de pointe supplémentaires dont on pourrait avoir besoin un jour ou l'autre A Mahaganga. D'ici là, compte tenu de la capacité installée actuelle, le, coût de la distribution aura été largement amorti. Itant donné le poids du coût de distribution, ainsi que la durée de la période pendant laquelle les coûts marginaux de production devraient demeurer au niveau actuel (surtout si le nombre des branchements annuels se maintient au niveau d'aujourd'hui), il ne semble pas nécessaire de faire de longs calculs pour montrer que le taux de rentabilité économique de ces branchements dépasserait sensiblement le taux de rentabilité financière de première année. - 37 - objectif. De plus, le coût marginal de production augmentera dès que la croissance de la demande aura mis fin à l'excédent de puissance installée. Ceci ramènera les taux de rentabilité à des niveaux plus proches du coût d'opportunité du capital. Le branchement de ces clients (qui ne résident pas dans des zones éloignées non électrifiées) aujourd'hui, afin de mettre à profit, autant que faire se peut, la surcapacité de production, présenterait une valeur économique et financière élevée, outre l'importante incidence sociale qu'il exercerait. 3.17 La mission recommande donc de financer le coût en devises des nouveaux branchements, qui s'élèverait à 8,1 millions de dollars pendant les trois prochaines années, en supposant que l'élimination des doubles tarifs permette de récupérer les installations de comptage. Ceci permettrait de brancher environ 6.500 nouveaux clients par an, niveau que JIRAA a déjà atteint par le passé. Par rapport au niveau actuel de 3.000 clients cet objectif permettrait d'éliminer progressivement les demandes non satisfaites qui, d'après les estimations actuelles, S'élèvent à 10.000. Politique en matière de redevances de branchement 3.18 Du cote' de la demande, de nouvelles mesures concernant les redevances de branchement pourraient également faciliter l'accès de clients éventuels à l'électricité. A l'heure actuelle les clients paient intégralement le coût du branchement au moment du raccordement. Si une extension du réseau est nécessaire, le client est également facturé, bien que des formules de partage rétroactif du coût puissent s'appliquer lorsque d'autres clients sont branchés par la suite. La redevance de branchement est de l'ordre de 36.000 FMG (mars 1986), en mettant les choses au mieux; ceci représente près de deux fois le salaire minimum industriel, ce qui devrait limiter considérablement les demandes de nouveaux branchements. 3.19 Compte tenu de la rentabilité exceptionnellement élevée des nouveaux branchements, des méthodes plus souples pourraient être adoptées. Avec un taux d'intérêt de 8X, le paiement sur trois ans d'une redevance de branchement minimum de 36.000 FM0 entrainerait des paiements mensuels de moins de 1.100 FMG. Ceci représenterait un peu moins de 5X d'un revenu mensuel de 25.000 FPM qui est, par exemple, le salaire des agents de la distribution de JIRAMA. Cette formule pourrait être offerte à titre d'option et n'aurait que peu de conséquences pour JIRAMA. 3.20 Dans les cas d'extension du réseau et lorsqu'il existe un nombre minimum de clients éventuels, des redevances de branchement plus abordables inciteraient les clients à se regrouper plus rapidement. Ceci, à son tour, permettrait de mieux utiliser le matériel de distribution tel que les transformateurs et réduirait les coûts d'installation en permettant d'effectuer un plus grand nombre de branchements en même temps au même endroit. Les mesures adoptées par JIRAMA sur le plan commercial pour obtenir des demandes de branchement groupées dans des zones dont l'électrification parait souhaitable remporteront un plus grand succès si - 38 - elles s'accompagnent de redevances de branchement plus abordables. Cette option devrait étre mise à l'essai dans le contexte du projet pilote de distribution qui intéresse l'électrification d'une nouvelle zone (ce projet est décrit au Chapitre IV). 3.21 JIRAMA pourrait également songer à adopter des solutions plus radicales telles que des branchements gratuits dans des limites données de puissance et de distance au réseau; cela offrirait encore une rentabilité élevée. Du point de vue des finances de JIRAMA, des mesures aussi radicales ne semblent pas s'imposer dans l'avenir immédiat, compte tenu de la demande excédentaire de branchements qui existe actuellement. Cependant, une redevance de branchement forfaitaire dans des limites données de puissance et de distance présenterait des avantages pratiques. Questions et options générales pour la substitution de l'électricité dans les zones hydrauliques 3.22 L'augmentation du nombre de branchements accroitrait les ventes et aurait également une incidence sociale importante. Elle économiserait aussi les devises consacrées actuellement à l'importation de kérosène pour l'éclairage, par exemple. Du point de vue des ventes, 3.500 clients supplémentaires par an (au-delà des 3.000 clients par an branchés les quatre dernières années) qui consommeraient 500 kWh la première année et 20 kWh de plus par an et dont la demande ajouterait 300 watts à la demande de pointe accroitraient les ventes de 11,6 ONu au cours d'une période de six ans et la demande de pointe de 6,1 MW. En supposant que les 3.500 branchements annuels supplémentaires se trouveraient dans la Zone interconnectée, ceci représenterait une augmentation du taux de croissance annuelle des ventes légèrement inférieure à 0,9% (0,56% pour JIAMA dans son ensemble) et de l,9S de la demande de pointe. Cette augmentation n'est certainement pas négligeable, notamment siur le plan financier, mais n'est pas encore à l'échelle de l'excéden- c nonible. Il est probable que le remplacement du combustible importé par l'énergie hydro-électrique dans les usages existants de l'énergie aurait une incidence beaucoup plus prononcée sur les ventes d'énergie et exigerait, par ailleurs, un investissement en distribution beaucoup moins élevé par kWh vendu, ou mêmle, dans le cas du chauffage de l'eau par accumulation, un investissement de distribution pratiquement nul. 3.23 Certaines des questions que soulève l'application d'une politique de substitution pour diverses catégories d'utilisations sont discutées ci-après. Cette politique intéresse essentiellement la zone interconnectée, ainsi qu'éventuellement Toamasina et Fianarantsoa. - 39 - Cuisson 3.24 Dans le secteur résidentiel, il est probable que le coût des appareils électriques serait un facteur limitatif. Par ailleurs, à Antananarivo, compte tenu de la forte demande de pointe qui se produit actuellement dans la soirée avec une moyenne de S00 watts seulement par client, il conviendrait d'étudier l'influence exercée par les réchauds électriques de 1 à 2,5 kW sur la demande de pointe en faisant des expériences de mesures de la charge. Un second handicap est que la cuisine à l'électricité est très peu intéressante pour le client par rapport à la cuisine au charbon de bois aux prix actuels, même avec les hypothèses les plus favorables concernant les tarifs de l'électricité et la subvention éventuelle du matériel. En revanche, un tarif résidentiel ppur 2 ou 3 kW suffirait pour permettre d'utiliser un appareil électrique à cuire le riz de bon rendement (environ 500 watts) qui aurait une incidence plus faible sur la demande de pointe. La dégressivité accrue du tarif que l'on obtiendrait à Antananarivo, par exemple, en divisant la première tranche de 40 heures d'utilisation de la puissance souscrite, actuellement facturée à 75,6 francs malgaches/kWh en deux tranches plus courtes avec un prix plus élevé pour la première tranche et sensiblement plus faible pour la deuxième tranche (soit un tarif proche du tarif mixte de Grand Tana), pourrait manifestement rendre le prix de la seconde tranche compétitif avec celui du butane. Pour les appareils à cuiré le riz, il faut que l'électricité coûte moins de 70 francs malgaches/kWh (taxes comprises) -pour être compétitive, sur le plan de la facture d'énergie, avec le butane qui coûte 520 francs malgaches/kg. Pour les réchauds électriques ordinaires, le prix de l'électricité devrait être inférieur à 55 francs malgaches/kWh pour concurrencer le butane, en raison de la différence de rendement par rapport aux appareils électriques à cuire le riz. 3.25 Pour le secteur commercial (restaurants, hôpitâùâ, boulangeries, etc.), la courbe de charge devrait présenter des caractéristiques plus favorables que pour le secteur résidentiel. De plus les gros clients se prêteraient mieux à l'adoption de mesures commerciales individuelles. Hors taxes, le prix moyen actuel en moyane tension à Antananarivo (48 francs malgaches/kWh) serait compétitif àvMc celui du butane; 6/ cependant, taxes incluses (61 franco malgaches/kWh), il ne le serait pas. 7/ 6/ Le prix d'équivalence de 55 francs malgaches/kWh se fonde sur une équivalence de 9,5 kWb/kg et sur un prix du butane de 520 francs malgaches/kg. 7/ Stant donné la nature du tarif qui comporte une prime fixe et deux tranches décroissantes, une analyse plus serrée s'impose dans chaque cas, notamment en ce qui concerne l'augmentation requise de la puissance souscrite. - 40 - 3.26 L'h8pital Ravoahangy, par exemple, utilise 19,2 tonnes de butane par an pour la cuisine. Du point de vue économique, le coût d'une installation électrique serait rapidement amorti par les économies réalisées sur le butane. Les ventes d'électricité qui résulteraient du remplacement du butane s'élèveraient à 182.000 kWh par an. Chauffage de l'eau 3.27 Le volume de combustible importé utilisé à cette fin et les ventes d'électricité qui résulteraient d'une substitution éventuelle dans le secteur résidentiel comme dans le secteur tertiaire sont certainement loin d'être négligeables et devraient faire l'objet d'une étude de marché détaillée. Une première question a trait à l'intérêt relatif que présente le chauffage direct par rapport au chauffage à accumulation. Le chauffage direct de l'eau exigerait des investissements plus faibles de la part du client, mais aurait un impact moins favorable sur la courbe de charge. Etant donné que les centrales d'Andekaleka ou de Volobe sont des centrales au fil de l'eau, l'excédent d'énergie hydro-électrique disponible pendant la nuit persistera pendant longtemps et le coût de l'électricité utilisée pour le chauffage de l'eau par accumulation restera pratiquement nul (à l'exclusion du renforcement possible de quelques branchements de clients). La réactivation des tarifs d'heures creuses actuellement peu utilisés en basse tension permettrait d'encourager cette utilisation sans affecter les autres tarifs. En moyenne tension, le tarif de nuit d'Antananarivo se compose de deux tranches liées à la puissance souscrite de jour; on pourrait éliminer la référence à la puissance souscrite et réduire considérablement le tarif de nuit, au prix d'une très légère augmentation des tarifs de jour pour conserver les recettes tirées de la structure actuelle des ventes. Le bilan en devises du passage au chauffage électrique de l'eau par accumulation devrait être excellent. Dans la Zone interconnectée, à Toamasina et à Fianarantsoa, la réduction des tarifs de nuit devrait être un aspect essentiel du prochain ajustement de tarifs. Chauffage des locaux 3.28 Bien que ceci puisse représenter un marché peu étendu, la quantité de combustibles consommée à cet usage n'est probablement pas négligeable. Antananarivo est située à 1.200 a d'altitude et les températures peuvent descendre jusqu'à S°C. Chaudières électriques dans l'industrie 3.29 La production de vapeur ou d'eau chaude par l'électricité à des fins industrielles serait une façon efficace de saisir rapidement les avantages éventuels offerts par l'excédent d'énergie hydro-électrique. Une telle substitution, cependant, resterait temporaire et devrait être éliminée progressivement dès qu'il faudrait utiliser un complément thermique pour produire l'électricité pendant la journée, autrement que de manière occasionnelle ou seulement durant une ou deux heures de pointe. Les aspects économiques de l'utilisation des chaudières pendant - 41 - la nuit ou les week-ends, ce qui ferait appel soit à un fonctionnement en "bi-énergie" (en association avec la chaudiêre fuel existante), soit à l'accumulation dans le cas du chauffage de l'eau, sont les mêmes que ceux du chauffage électrique de l'eau par accumulation qui ont été discutés ci-dessus. On devrait pouvoir exploiter les chaudières de cette dernière façon pendant plusieurs années. Par ailleurs, lorsqu'une troisième turbine sera installée à Andekalekas un certain excédent d'énergie secondaire sera disponible, pour quelques années, pendant la saison des pluies, qui n'aurait guère d'utilisation sauf pour la production saisonnière de vapeur par les chaudières électriques, la vapeur étant produite par la chaudière à combustible pendant la saison sèche. 3.30 L'excédent d'énergie hydro-électrique est assez important et piocure un nombre d'années suffisant pour rembourser le coût d'investissement des chaudières électriques (ces chaudières étant en fait plus économiques que les chaudières alimentées au combustible, notamment du point de vue de l'entretien), tout en laissant un surplus économique important que se partageraient JIRMA et les utilisateurs. Cette question a fait l'objet d'une étude de faisabilité qui indique que les périodes de remboursement pourraient n'être que d'un an et demi pour des taux d'utilisation élevés. La conversion temporaire des installations qui présentent le plus d'intérêt à Antananarivo et qui correspondent à une consomation d'électricité allant de 85 à 115 CWh exigerait un investissement total d'environ 2 millions de dollars, y compris 0,5 million de dollars en monnaie nationale. 3.31 Les difficultés que pourraient éventuellement présenter les chaudièrs électriques résident moins dans la valeur immédirte de ces dernières que dans leur mode d'élimination progressive (du moins partielle) lorsque cela devient justifié sur le plan économique et, d'une façon plus générale, dans la manière de faire en sorte que leur utilisation s'inscrive dans les limites de l'excédent hydraulique disponible. Etant donné les incertitudes inévitables qui entourent l'équilibre offreldemande au-delà d'un horison de cinq ans environ 8/p des dispositions contractuelles devraient offrir une certaine latitude qui permettrait de limiter ou d'adapter l'utilisa-ion de ces chaudières au-delà d'un certain nombre d'années. Compte tenu de la courte période de remboursement des chaudières électriques, ceci ne devrait pas affecter fontdamentalement leur intérêt économique. Il existe de nombreuses dispositions contractuelles qui offrent la latitude nécessaire tout en protégeant les intérêts et les objectifs de l'usager. C'est le cas, en l'occurrence, de clauses qui garantiraient une alimentation pendant un nombre d'années limité, ainsi que des clauses relatives aux possibilités d'interruption ou de restrictions saisonnières, hebdomadaires, ou selon l'heure de la journée, au-delà d'une certaine période. Par ailleurs, des 81 Le paramètre essentiel étant la date à laquelle on pourrait avoir besoin de recourir à la production thermique pendant plus de deux heures de pointe les jours de semaine. - 42 - clauses de cessation de contrat appropriées pourraient réduire le risque financier que pourraient ressentir des usagers éventuels. Mesures commerciales propres à encourager la substitution 3.32 Dans deux cas examinés ci-dessus, des modifications touchant uniquement la structure des tarifs (dégressivité accrue et tarifs de nuit plus bas) contribueraient à rendre plus intéressantes les solutions électriques. 3.33 Les mesures destinées à atténuer les contraintes qui pourraient se manifester au niveau de l'investissement exigé des consommateurs pourraient également jouer un rôle important. Parmi ces mesures pourraient figurer le renforcement gratuit du branchement, l'aide au financement du matériel, le leasing du matériel, ou, en dernier ressorts une participation directe au capital. 9/ De telles mesures pourraient étre plus efficaces (et préférables à moyen terme) que des mesures telles que des réductions temporaires de tarifs qui constitueraient une série de tarifs préférentiels. 3.34 Certaines mesures qui aideraient la mise en oeuvre d'une politique de substitution ne relèveraient pas de JIRAMA. De telles mesures pourraient comprendre la création d'un fonds spécial pour financer le matériel électrique dans les zones hydrauliques, des abattements fiscaux pour les investissements destinés à la substitution, ou une réduction des taxes sur l'électricité dans les zones hydrauliques. 3.35 Au niveau de JIRAMA ou du MIEN, des études de marché et des études de courbes de charge concernant les différentes formes possibles de substitution, en dehors des chaudières électriques, sont nécessaires au plus haut point; une assistance technique pourrait être accordée dans ce but. Ces études devraient déterminer l'ampleur des marchés éventuels, identifier les types de matériel appropriés, évaluer l'incidence de diverses formes d'utilisation de l'électricité sur la courbe de charge, le montant de l'investissement exigé et les économies en devises qui en résulteraient, ainsi que les mesures commerciales que l'on pourrait 9/ D'un point de vue économique, il convient de considérer, dans cette situation, les subventions en capital essentiellement comme des solutions de "second rang" qu'on utiliserait faute de mieux pour l'allocation optimale des ressources (pour compenser la différence entre les tarifs et les coBts marginaux à court terme) et non pas comme des instruments de transferts sociaux ou économiques. Cependant, il peut être difficile d'éviter les effets de transfert et il faut utiliser les subventions prudemments par exemple, subventionner les appareils électriques à cuire le riz s'ils sont seulement compétitifs avec le butane, favoriserait les usagers actuels de ce combustibles qui sont, très probablement, dans la tranche supérieure de revenus. - 43 - mettre en oeuvre pour encourager la substitution. Sachant que l'analyse de la cuisson dans le secteur résidentiel sera couverte en grande partie dans le contexte d'une étude plus étendue des besoins d'énergie des ménages, étude envisagée par ailleurs dans le cadre du projet "Energie I" de l'IDA, les besoins de financement pour cette assistance technique ne devraient pas dépasser 100 à 150.000 dollars. Détails des tarifs pour l'éclairage et les usages domestiques à Antananarivo et Grand Tana 3.36 Afin de mettre en relief les questions tarifaires mentionnées plus haut, les tarifs basse tension pour Antananarivo et Grand Tana sont reproduits ci-après. Il n'existe aucune distinction entre les clients commerciaux et les clients résidentiels, à l'exception du tarif appliqué aux usages de force motrice qui est légèrement différent. Le cas d'Antananarivo présente un intérêt particulier étant donné que les deux tiers des compteurs que l'on pourrait récupérer sont dans cette ville. Tarifs basse tension pour léclairage et les usages domestiques - Clients privés-francs malgaches/kWh mars 1986 Antananarivo Grand Tona Eclairage Ecluirage Première tranche (10 kWh) FNB 57,3 Tarif simple FMG 70,9 Excèdent F"G 121,9 Usages domestiques a/ Tarif mixte (éclairage et usages domestiques Première tranche Première tranche (40 heures/m) FMG 75,6 (20 heures/m) FNM 70,9 Deuxième tranche Excédent FNM 48,4 (20 heureslm) FNB 39,7 Excédent FMN 28,4 Usages hors pointe Usages domestiques (De 12 heures à 17h30 et Première tranche de 21 heures à 8 heures) FNM 42,4 (20 heures/m) FNM 39,7 Excédent FNM 28,4 !J Les tranches sont exprimées en nombre d'heures d'utillsation de la puissance souscrite. 3.37 Les redevances de service fixes pour l'entretien des compteurs et des branchements vont de 580 FNC par mois pour SA (courant monophasé) à 1.210 PNC par mois pour 1SA (courant triphasé) à Antananarivo. Les -44 - redevances de service sont détaillées et comprennent des redevances pour l'entretien des branchements, pour la location du compteur et la location du disjoncteur. Une redevance de service forfaitaire simplifierait les choses. Pour le secteur Grand Tana, la location du compteur est de 120 FMG en monophasé (indépendammunt de la puissance) et de 332 FPC pour l'alimentation triphasée. 3.38 Ces tarifs mettent en lumière certaines des imperfections des structures tarifaires actuelles: le manque d'homogénéité des tarifs, même à l'intérieur de la Zone interconnectée (les deux zones étaient desservies par deux compagnies différentes avant la création de JIRAMA), tarifs plus élevés à Antananarivo malgré des coûts de réseau plus faibles du fait de la plus forte densité de consommation. Le tarif mixte de Grand Tana est un exemple de tarif A comptage unique, le tarif éclairage que l'on peut concevoir comme un tarif "petits clients", correspondant en fait à la première tranche du tarif mixte. - 9*2 - IV. RReBAu DG DISTEIDUTIOE - DACMUSTIC ET Résumé 4.1 Les réseaux de distribution de Madagascar sont exploités et contr8lés par le siège de JIRANA à Antananarivo et sept centres régionaux. 10/ La mission s'est rendue à Antananarivo et Mahajanga. Hlle s'est particulièrement intéressée à la région d'Antananarivo, qui représente environ 64X des ventes d'énergie du pays. Les problèmes opérationnels rencontrés dan ces deux régions sont représentatifs de la situation gui existe dans la plupart des grands centres. 4.2 Les réseaux de distribution de Madagascar sont construits conformément à des normes europeennest circuits triphasés, réseaux basse tension étendus, et transformateurs de distribution de grande capacité. En général, la construction des lignes est bien conçue, et l'utilisation d'un réseau moyenne tension à bon maillage dans les grandes villes assure une bonne souplesse d'exploitation. 4.3 Les principales conclusions de la mission sont les suivantess (a) Il existe une pénurie chronique de matériels et d'outillage pour réparer les installations existantes et raccorder de nouveaux clients au réseau. Les moyens de transport et de télécommunication sont très faibles et ont besoin d'être renforcés immédiatement. (b) La croissance de la charge provoque des baisses de tension excessives et des pertes élevées sur plusieurs grandes lignes moyenne tension, notamment celles qui fonctionnent en 5 k. L'absence d'automatisation du réseau de dist,ribution réduit l'efficacité de l'exploitation ainsi que la qualité de service. (c) Compte tenu de la surcapacité de production actuelle, notamment en ressources hydro-électriques, et du faible taux d'électrification, il conviendrait d'accorder une plus grande importance à la distribution. Etant donné les difficultés financières, il faudrait faire tous les efforts afin de réduire le coût de la distribution pour les nouveaux clients. 10/ Mabajanga, Fianarantoa, Toamasina, Antsirabe, Toliara, Antsiranana et les centres isolés. - 46 - Les effets des pénuries de matériel et d'équipement 4.4 Les pénuries de matériel, de matériaux, de pièces de rechange, et de véhicules ont eu deux grandes conséquences pour le réseau de distribution. Tout d'abord, elles ont souvent empêché d'appliquer des méthodes d'entretien normales. Ceci, à son tour, a nécessité des réparations temperaires qui ne sont pas toujours la solution la plus économique et qui peuvent réduire considérablement la fiabilité du service. Deuxièmement, ces pénuries ont empêché d'étendre le service à des milliers de clients éventuels. Katériels nécessaires pour effectuer les travaux de réparation en attente 4.5 Il est souvent impossible d'obtenir des matériels de ligne essentiels tels que des fusibles, des conducteurs et des transformateurs de distribution. La mission a donc examiné les besoins prioritaires de JIRAMA afin de permettre d'effectuer les réparations urgentes et porter les stocks au niveau nécessaire pour assurer un service fiable. Le coût total est estimé à l'équivalent de 2,9 millions de dollars. Les coùts de chaque catégorie de matériel figurent au Tableau 4.1. Tableau 4,1: MATERIELS NECESSAIRES POUR EFFECTUER LES REPARATIONS ESSENTIELLES ET POMR RETABLIR LE STOCK Cat6gorles de matériel CoOt estlmé (dol lars) Conducteurs haute tension (différentes sections) 450.000 Cibles souterrains (différentes sections) 330.000 Conducteurs basse tension (différentes sections> 180.000 Transformateurs de distribution (16 NVA au total) 330.000 Sectionneurs (différentes tailles) 135.000 Disjoncteurs principaux pour les transformateurs de distribution 125.000 Disjoncteurs basse tension, tableaux, Interrupteurs 150.000 Fusibles et portes-fusibles 120.000 Connecteurs et ferrures pour réseau basse tension 240.000 Connecteurs et accessoires pour réseau souterrain 120.000 Isolateurs et accessoires de ligne 150.000 Accessoires pour cabines de transformatours de distrlbution 140.000 Matériel d'éclairae ISO.Q000 Matériel de protection contre la foudre 190.000 COUT TOTAL 2.900.000 - '41 4.6 La mission recommande le financement d'environ 2,9 millions de dollars de matériel afin de permettre à JIRAMA de réaliser les travaux de rénovation et de réparation dont le réseau a le plus grand besoin et de reconstituer un stock adéquat. Faute d'obtenir bientôt ce matériel, de nouvelles réparations deviendront nécessaires, la fiabilité du service diminuera ce qui provoquera des perturbations supplémentaires et une perte de recettes. Services de soutien 4.7 La précarité des services de soutien, tels que les véhicules et le matériel de communication, limite considérablement les opérations et l'entretien. Il y a peu de véhicules utilitaires pour assurer les travaux sur les réseaux de transport et de distribution, et ceux qui existent sont en mauvais état. L'équipement pour l'installation des poteaux est très limité. Il se produit de longs délais pour réparer les lignes et pour répondre aux appels d'urgence. 4.8 Du matériel de communication est également nécessaire pour assurer l'exploitation courante, les travaux -d'entretien et de développement du réseau, et pour permettre un rétablissemnt prompt et sûr du service en cas de défaillance du réseau. 4.9 Les besoins en matière de véhicules et de matériel de comunnication sont discutés au Chapitre VII dans le cadre du programme global de rénovation des services de soutien de JIANA. Parmi les véhicules indispensables, la mission recommande l'achat de camions équipés de matériel de levage pour manipuler et installer les poteaux, ainsi que de véhicules spécialisés pour réparer et installer les lignes, matériels dont on aura le plus grand besoin pour effectuer les nouveaux branchements efficacement. Branchements neufs 4.10 Le manque de matériel a également empéché l'extension du réseau. Le nombre de clients éventuels qui attendent d'être raccordés au réseau électrique est estimé à 10.000; 5.000 environ se trouvent dans la Zone interconnectée, 4.S00 dans les Zones extérieures et 500 dans les centres isolés. 4.11 JIRAMA a fourni une liste détaillée du matériel et des matériaux dont elle a besoin pour raccorder ces clients éventuels, et cette liste détaillée a ét examinée par la mission afin de déterminer le coût du projet d'électtification examiné au Chapitre III. Les quantités et les coûts estimés sont résumés au Tableau 4.2. - 48 - Tableau 4,2: MATERIELS NEOESSAIIWS POUR 10.000 NOUVEAUX CLIENTS Cou^t Matériel Quantité esté6 a/ (dol lars) LIgnes moyenne et bssse tension Poteaux en bols de 12 a, de catégorie E 2.60D Poteaux en bols de 9 a, de catégorie E 2,800 Cble basse tenslon 80 km Conducteur haute tension 420 km Isolateurs haute tension et basse tension 9.800 Prises de terre 320 Disjoncteurs aériens haute tension 50 Matériel divers et luminaires (1,500) Lot _ Total -1.910.00 Trensformateurs de distribution (32,1 NVA) transformatours de distribution triphasés, montés sur poteaux 257 <18,7 "VA) transformateurs de distribution montés en cabine 49 Fusibles haute tension et basse tension, disjoncteurs, tableaux de distribution et matériel de montage Lot Total 1.521.0C0 Branchements Compteurs de kWh monophosés 9.000 Compteurs de kWh triphosés 1.000 Disjoncteurs basse tension, coupe-circuits 10.00 Conducteurs de branchement sur ligne aérienne 400 km Petit matériel divers Lot Total 1.3S8.900 TOTAL 4.800.800 a/ Les coûts comprennent une provision de 15% pour Imprévus. Source: JIRAMA et estimations de la mission. - 49 - 4.12 Le coût estimé des 10.000 nouveaux branchements equivaut à 480 dollars en moyenne par client. Une contre vérification globale a été effectuée en calculant la valeur moyenne des immobilisations de la distribution par client aux prix courants. Cette dernière se monte à 650 dollars par client. Le rapport entre le coût d'un nouveau branchement et la valeur moyenne du matériel par client (14Z) donne un coefficient normal d'économies d'échelle pour les réseaux de distribution (les clients éventuels ne font pas partie d'un projet d'électrification rurale). Le coût du matériel de 480 dollars par client comprend le. compteurs. Si des compteurs étaient récupérés auprès d'installations existantes par l'élimination de la tarification en fonction du type d'usage, le coût par client se monterait à 400 dollars, soit 17X de moins. Pertes d'énergie et lignes de distribution surchargées Pertes d'énergie et baisses de tension 4.13 Les pertes globales de transport et de distribution en pourcentage de la production nette en 1984 s'élevaient à 9,42 pour l'ensemble du pays et à 9,8S pour le réseau interconnecté selon les statistiques de JIRAMA. Ces pourcentages globaux sont relativement faibles par comparaison a ceux que l'on rencontre dans de nombreux pays en développement. Ceci provient, notamment, du fait que 64X des ventes sont destic4s aux gros clients alimentés en haute ou en moyenne tension et de l'utilisation réduite des réseaux de distribution en basse tension, ainsi que des efforts vigoureux faits par la société pour réduire au minimum les pertes non techniques en vérifiant de près les branchements Illicites et les vols de courant possibles. 4.14 Il est difficile d'estimer les pertes techiques du réseau d'énergie de Madagascar en raison du nombre élevé de régions isolées desservies et de l'absence de données techniques sur tous les éléments du réseau. La mission a effectué une étude détaillée dea pertes, sur la base d'une simulation par ordinateur, pour la Zone interconnectée pour laquelle les statistiques peuvent être obtenues facilement. 8lle a également évalué les pertes techniques d'une ligne moyenne tension à Nahajanga. 4.15 Selon les statistiques de JIRAMA, les pertes de la Zone interconnectée ont présenté des fluctuations très sensibles au cours des sept dernières nnées, ainsi qu'on peut le voir au Tableau 4.3. - 50 - Tableau 4.3: PERTES D'ENERBIE, RESEAU INTERSONNECTE, 1979-1985 (GWh) 1979 1980 1981 1962 1983 1984 1985 Production brute 189,8 200,3 201,8 207,5 221,5 226,2 235,3 Consomution des centrales 1,7 1,6 1,7 1,7 4,6 4,7 4,8 Production nette 188,1 198,7 200,1 205,8 216,9 221,5 230,5 Ventes 172,6 180,0 182,0 180,2 192,3 199,9 204,2 Pertes de transport COh) 7,3 8,9 9,2 11,2 10,6 10,4 11,3 Pertes de distribution (GWh) 8,2 9.8 8,9 14,4 14,0 11.2 15.0 Pertes totales ( (S) (Gwh) >P Transformateurs des centrales 0,73 1,6 4,8 2,2 Lignes de transport 3,41 7,3 6,1 2,7 Postes source 0,32 0,7 1,8 0,8 Lignes moyenne tension -2,25 4,8 4,6 2,1 Transformateurs de distribution 0,72 1,6 4,0 1,8 Réseau basse tension et branchements 1227 2.4 _3.2 1,4 TOTAL 8,70 18,7 24,5 11,0 Source: Estimations de la mission. 4.18 Les pertes sur le réseau de distribution (lignes moyenne tension, transformateurs de distribution, lignes basse tension et branchements) s'éléveraient à ll,8 GWh (5,31 de la production nette) en 1984. Cette valeur est proche des statistiques de JIRAMA. En ce qui concerne les pertes globales du réseau, cependant, on constate une différence entre le chiffre statistique de 9,8X et la valeur calculée par la mission, soit 11%. Cette différence est peu importante et s'inscrit dans les limites de précision de l'analyse. Il faut également tenir compte de la précision des statistiques et des compteurs. Des vérifications effectuées par la mission dans deux postes source ont révélé des différences significatives entre les charges mesurées par les instruments de mesure de puissance et celles qui correspondent aux mesures effectuées par les compteurs de kWh. 4.19 Cette analyse semble clairement confirmer un point importants les pertes non techniques ne sont pas très importantes dans la Zone interconnectée. Ceci reflète l'efficacité des travaux du laboratoire compteurs et notamment le soin avec lequel les compteurs sont plombées. L'analyse qui figure en détail à l'Annexe 7 indique également sur une ligne moyenne tension (Section I, Ambohijatovo), une puissance installée des transformateurs de distribution relativement élevée par rapport à la demande de pointe qui existe sur cette ligne (un ratio de 4,2 à 1). Bien - 52 - que cela ne semble pas être généralement le cas, une gestion plus serrée des transformateurs réduirait non seulement les coûts, mais également les pertes d'énergie dans les transformateurs, dont une grande partie se compose dans un tel cas de pertes à vide (pertes "fer"). 4.20 Les statistiques de JIRAMA concernant les pertes d'énergie dans les Zones extérieures et dans les centres isolés pendant la périoda 1980-1984 figurent au Tableau 4.5. Tableeu 4.5: PERTES DIENERmIE, ZONES EXTERIEURES ET CENTRES ISOLES, 1980-1984 1980 1981 1982 1983 1984 Zones extérieures (0W?)i Production brute 133,5 133,7 133,3 136,9 134,4 Alluntation des centrales 10,0 7,9 7,1 9,8 9,5 Production nette 123,5 - 125,8 126,2 127,1 124,9 Ventes 114,0 119,1 116,7 119,1 114,1 Pertes totales 9,5 6,7 9,5 8,0 10,8 Pourcentage de pertes (de la production nette) 8,3 5,6 7,5 6,7 8,6 Cntres Isol6s , 0h) Production brute 1.807,4 1.842,0 1,054,4 1.820,9 2.004,2 Alîmentation des centreles - 35,6 40,5 33,8 42,8 Production nette - 1.806,4 1.813,9 1.787,1 1.961,4 ventes 1.553,4 1.693,7 1.606,4 1.528,3 1.732,8 Pertes totales - 112,8 207,5 258,8 228,6 Pourcentage de pertes (de la production nette) 6,2 11,4 14,5 11,7 Source: JIRAN. 4.21 Les taux de pertes enregistrées dans les Zones extérieures et dans les centres isolés présentent des variations considérables. Les statistiques relatives à ces régions ne sont pas aussi fiables que celles du réseau interconnecté en raison de facteurs tels que les retards apportés au traitement des données, traitement qui n'est pas encore automatisé. En général, cependant, les pertes d'énergie sont aussi relativement faibles. 4.22 Il convient d'interprêter prudemment la valeur moyenne des pertes dans les Zones extérieures et qui figurent au Tableau 4.5. Cette valeur globale n'est sans doute pas représentative de la situation dans chacune des sones. Bn 1984, par exemple, Toamasina avait enregistré des pertes de 13,12 (y compris le transport de Volobe). Morondava de 14,2X, - 53 - et Antalaha de 15,6S; dans ces centres, les ventes s'inscrivaient respectivement pour 15,72, 1,32 et l,lX seulement du total. En revanche de Mahajanga, qui représente 43,4% des ventes dans les Zones extérieures, avait enregistré des pertes de 4,3% seulement en 1984 et 2,5S en 1983 du fait que le plus gros client alimenté en moyenne tension absorbe 70% du total des ventes. Mahajanga a un poids élevé dans le calcul des pertes globales, et il conviendrait d'analyser séparément chacun des secteurs. 4.23 On soupçonne l'existence de pertes non techniques dans de nombreux petits centres des Zones extérieures. Des pertes extrêmement élevées dans des villes telles que Narovoay (44,7X) et Antsohihy (47,1%) et les statistiques anormales communiquées par des villes telles que Anahidrano, Sainte Marie et Vohipeno (où pendant deux années de suite les v)-- Zone i nterconnectée Nombre de groupes 4 2 4 0 1 0 Puissance en kW 28.400 2.300 3.080 0 720 0 Centres Isolés Nombre de groupes 20 0 1 0 0 Puissance en kW 1.708 0 128 0 0 Zones extérieures Nombre de groupes 90 4 16 10 7 14 Puissancefen kW 68.839 54S 3.638 2.600 645 1.643 Le nombre total de groupes dans les Zones extérieures (141) diffère du nombre donné au Tableau 3.1 (195). Il en est ainsi parce que de très petits groupes transportables (inférieurs à 10 kW> ne figurent pas dans le présent tobleau. Source: JIRAMA. 5.8 Soixante-cinq groupes, d'une puissance totale d'environ 18 MU ont dépassé leur durée de vie économique. Ce chiffre comprend sept groupes d'une puissance totale de 7,2 Mi des centrales d'Antsirabe et de Mandroseza, situées dans la Zone interconnectée. La puissance installée des centrales hydro-électriques, ainsi que la puissance installée diesel moderne disponible dans la Zone interconnectée devraient permettre le déclassement de ces greupes. 5.9 On pourrait réaliser des économies considérables de combustible et d'entretien en remplaçant les groupes vétustes. La moitié de la puissance des groupes déclassés suffirait à fournir la meme production en kWh. La production des centrales diesel actuelles dans les Zones extérieures et les centres isolés, à l'exclusion de Toliara, de Toamasina, de Mahajanga et d'Antsiranana, est d'environ 23 GHh. Pour ces centrales, la mission estime que des économies moyennes de 40 grammes de gasoil par kWh sont possibles, ainsi qu'une réduction de 0,S cent/kWh des dépenses d'entretien (-502). Les économies de combustible seraient alors de 250.000 dollars par an environp et les économies éventuelles de coÛts d'entretien sont estimées prudemment à 115.000 dollars par an au niveau de production actuel. A la seule centrale de Nosy-Bé, l'économie de combustible qui résulterait de l'installation d'un nouveau groupe de 800 kW s'élèverait à plus de 60.000 dollars par an et la réduction des - 61 - frais d'entretien à 46.000 dollars. Des bénéfices supplémentaires résulteraient d'une meilleure disponibilité des centrales et de coupures moins fréquentes. Il conviendrait de suivre des règles analogues à celles qui sont utilisées dans les pays industrialisés pour remplacer les groupes plus anciens. Par exemple, les petits groupes légers de type auto (inférieurs à 70 kW) devraient être remplacés après 10 ans de fonctionnement environ, les groupes de type camion (puissance allant de 70 à 200 kW) devraient l'être après 15 ans environ et les groupes lourds de type industriel (généralement d'une puissance supérieure à 200 kv), après 20 ans. Types de groupes 5.10 Il existe des centrales dans lesquelles les groupes diesel sont non seulement fabriqués par des fabricants différents, mais sont également de modèles différents. Un bon nombre de groupes sont de conception légère, ont une faible rigidité et travaillent sous des tensions élevées, ce qui les rend moins aptes à un fonctionnement en base. - 5.11 Pour faire face à l'écart important qui existe entre la demande Maximum et la demande minimum que l'on a constaté dans plusieurs petites centrales, il faudrait utiliser plusieurs groupes du même type, mais avec un nombre de cylindres différent. L'utilisation simultanée de groupes à 2 cylindres, 4 cylindres, et 8 cylindres permettrait de satisfaire un rapport de charge maximum/minimum de 10 à 1, sans qu'aucun des groupes fonctionne à moins de 50X de sa puissance nominale. 5.12 Les centrales de puissance moyenne (jusqu'à 350 kW) devraient utiliser conjointement des groupes de 4, 6 et 8 cylindres de la même conception (moteurs suralimentés lorsque le nombre de cylindres est élevé et moteurs à aspiration naturelle lorsqueil y a moins de cylindres). Lorsque la puissance dépasse 350 kV, seuls des groupes suralimentés devraient être utilisés, avec de préférence, des unités de même conception de 6, 8 et 9 cylindres. Ces options générales devront cependant être nuancées en fonction des caractéristiques propres à chaque centre et de critères de fiabilité nécessaires. Pour certains centres, les avantages qu'apporterait l'utilisation, autant que possible, de groupes identiques pourraient également être évalués. 5.13 Dans tous les cas, il conviendrait d'utiliser des groupes robustes de conception rigide, de préférence avec des cylindres en ligne. Entretien des centrales 5.14 L'entretien quotidien est assuré par un seul mécanicien dans les petites centrales et par plusieurs mécaniciens ainsi que par des électriciens dans les grandes centrales. Le niveau professionnel est fonction de la puissance de la centrale, mais est généralement suffisant - 62 - pour les travaux a faire, et la motivation est, sans exception, très bonne. Il existe de bonnes directives pour l'entretien périodique des groupes et des auxiliaires. Tous les grands travaux d'entretien sont faits par l'équipe mobile d'entretien de la région avec l'aide de spécialistes du siège, le cas échéant. L'équipe régionale d'entretien forme également le personnel de la centrale à l'occasion des visites d'entretien préventif. 5.15 Les pièces courantes sont stockées dans l'entrepôt du secteur et gérées par un système de contrôle par cartes de JIRAMA. Les plus grosses pièces sont conservées dans les entrepôts régionaux. 5.16 En pratique, l'entretien des centrales diesel est entravé par les difficultés d'accés des centrales, et par l'absence d'instruments et de moyens de transport convenables. La plupart des petites villes et des villages où sont situées les centrales diesel ne peuvent être approvisionnés en combustible et en matériel d'entretien que par des véhicules tout terrain. Cinq centrales situées en bord de mer ne sont pas toujours accessibles par camion et ne possèdent pas de port, et les travaux d'entretien importants de ces centrales ne peuvent être effectués que lorsque l'état des routes le permet. 5.17 La situation financière de JIRAMA n'a permis qu'un remplacement limité des véhicules d'entretien vétustes et de l'outillage ainsi que des petites machines exigés par les travaux de révision et de réparation. Ces difficultés, jointes a l'absence de pièces de rechange et à la nécessité croissante de faire appel aux équipes régionales d'entretien pour effectuer les réparations d'urgence ont profondément affecté les méthodes normales d'entretien. Questions soulevées par les centrales diesel situées dans les zones hydrauliques 5.18 Il existe plusieurs centrales diesel dans les zones de production d'énergie hydro-électrique, mais elles sont à peine utilisées en raison de l'excédent de puissance installée hydro-électrique. Antananarivo et à Fianarantsoa, la puissance installée des centrales hydro-électriques actuelles ne semble nécessiter aucune production thermique, du moins pendant quelques années. En général, les centrales en question seraient trop importantes pour d'autres centres pour envisager leur transfert. Par ailleurs, à l'avenir, ces centrales pourraient jouer un rôle plus actif soit pour satisfaire la demande de pointe, soit comme puissance de réserve pendant la saison sèche. A court terme, il faudrait s'attacher à conserver leur durée de vie résiduelle. Il en sera de même des centrales diesel de Toamasinap dès que la centrale de Volobe sera remise en service. Il conviendrait de déclasser les centrales plus anciennes telles que celle de Mandroseza. Bien que la mission n'ait pas eu l'occasion da visiter ces centrales ou d'analyser les considérations d'exploitation qui pourraient exiger une certaine puissance thermique dans la ville, il semblerait que des mesures de conservation seraient la façon la plus économique de prolonger la durée - 63 - de vie de ce matériel. Ceci permettrait de faire des économies de combustible et d'entretien au lieu de faire fonctionner ces groupes à des intervalles réguliers pour les conserver en état de marche. 5.19 Certaines de ces centrales sont équipées pour l'utilisation de fuel lourd. Bien que ce combustible soit meilleur marché, il exige des installations de traitement complexes qui imposent une lourde charge au personnel d'exploitation et d'entretien. En pratique, ceci signifie que l'utilisation du fuel lourd se limite à des groupes qui fonctionnent pendant plusieurs milliers d'heures par an. La mission recommande de ne plus utiliser du fuel lourd dans les centrales telles que celle d'Ambohimanambola ou de Toamasina III (2 x 8 MW) dès que la centrale hydro-électrique de Volobe sera remise en service. Il conviendrait également d'examiner la possiblité de transférer les séparateurs et d'autre matériel à Toliara Il et, plus tard, ceux de Toamasina III à Mahajanga II. Recommandations 5.20 Pendant que la mission était encore à Madagascar, elle a recommandé de mettre à la disposition de JIRAMA aussi vite que possible 320.000 dollars pour acheter les pièces de rechange nécessaires d'urgence. Une liste détaillée de pièces de rechange a été communiquée à la mission et des mesures ont été prises en vue de l'achat de ces pièces,, 5.21 Il faudrait rénover rapidement les centrales de Mahajanga et de Toliara. Elles alimentent plusieurs industries nationales d'importance vitale et sont en mauvais état. Leur disponibilité est très faible, et leur exploitation dans les conditions actuelles comporte un risque évident d'incidents coûteux. Il est particulièrement important de reconcevoir leurs systèmes de stockage et de traitement du combustible ainsi que leurs installations d'entretien (cf. détails auz paragraphes 5.34 à 5.51). 5.22 La centrale diesel de Nosy-Bé, qui dessert également des industries d'exportation vitales ainsi qu'un centre touristique important est également en très mauvais état. Des pannes se produisent régulièrement, ce qui entraîne des pertes économiques pour les deux entreprises locales de pêche et de congélation. Pour remédier à cette situation, il faut installer rapidement un nouveau groupe de 800 kW. Le transfert de l'un des groupes de 500 kW de Toliara à cette centrale assurerait la soudure avant l'arrivée du nouveau groupe, mais étant donné le rendement médiocre du groupe de Toliara, cette solution ne peut être envisagée qu'à titre purement temporaire. La centrale de Nosy-Ré est très mal située pour faire des extensions futures et dispose d'un espace limité pour permettre un fonctionnement satisfaisant. La mission recommande donc de construire une nouvelle centrale dans un emplacement plus convenable dès que le besoin d'unités supplémentaires se fera sentir. Les travaux préparatoires pour déterminer l'emplacement et la conception de la nouvelle centrale devraient débuter sans tarder. - 64 - 5.23 Il conviendrait de moderniser environ 50 petites centrales de moins de 1 MW en mettant à la retraite les groupes vétustes, en transférant les groupes qui ne conviennent pas pour faire ce qu'on en attend et en installant des groupes modernes qui correspondent mieux à la courbe de charge de chaque centrale. Il faudrait, simultanément, apporter les méliorations nécessaires à la centrale d'Antsiranan et appliquer des mesures de préservation aux autres grandes centrales diesel de plus de 1 MN des zones hydrauliques. 5.24 Il conviendrait de moderniser les méthodes et les instruments de suivi et d'entretien des groupes et d'améliorer les moyens de transport qui permettent d'entretenir et de réparer les centrales diesel éloignées. De bons moyens de transport sont essentiels et devraient être mis à la disposition de chacune des huit grandes régions pour faciliter les travaux de modernisation. 5.25 La mission a identifié et préparé deux programmes pour aider JIRAMA à faire les améliorations susmentionnées. Ces programmes sont - décrits ci-après. Programme As Modernisation et rationalisation du parc diesel 5.26 Ce programme vise à moderniser les centrales de manière à leur rendre leur pleine puissance et à rationaliser le parc de moteurs diesel. Il est conçu pour être exécuté en deux phases. La Phase I se compose d'une inspection et d'une révision complètes de toutes les grandes centrales diesel et d'un certain nombre de petites centrales. Elle comprend la préparation des spécifications, l'évaluation des soumissions et la négociation des contrats de travaux pour chaque centrale. Elle prévoit également la restructuration du parc, c'est-à-dire le transfert à d'autres centrales des groupes qui ne répondent pas à la demande dans les centrales où ils sont installés; elle comporte aussi la mise au point de critères de déclassement pour les groupes vétustes d'un mauvais rendement. Dans la Phase II figurent les travaux de réparation, l'installation des groupes dont le transfert à d'autres centrales s'avère justifié sur le plan économique ou le remplacement des groupes vétustes. 5.27 La réalisation de ce programme fait largement appel aux travaux déjà préparés par JIRAMA et à la main-d'oeuvre locale. La restructuration du parc diesel et le déclassement du matériel vétuste exigent un examen économique approfondi ainsi que la préparation de méthodes et de stratégies de décision appropriées. Etant donné l'ampleur des travaux et leurs avantages attendus, il faut envisager d'engager un consultant pour prêter assistance à JIRAMA et coopérer avec elle dans toutes les phases de ce programme qui devrait être terminé en trois ans. On estime que le coût total sera environ de 6p5 millions de dollars, dont un équivalent de 1,4 million de dollars en monnaie nationale. Une récapitulation des coûts, les termes de référence et des détails supplémentaires figurent à l'Annexe 1. - 65 - Prograrme B: Modernisation du matériel et des méthodes d'entretien 5.28 Ce programme prévoit la mise en service d'unités mobiles d'entretien pour assurer des révisions et des réparations efficaces des centrales situées dans de nombreux sites éloignés, et comprenant des groupes de réserve transportables pour couvrir les interruptions causées par les réparations; la reconstitution du stock de pièces de rechange exigées pour leibon entretien de toutes les centrales diesel; l'adoption d'instruments et de méthodes modernes d'entretien, y compris des stages de formation à l'étranger pour cinq ingénieurs électriciens de JIRAMA; et, enfin, la mise en place d'un système automatisé pour l'entretien et la gestion des centrales diesel. 5.29 La mission recommande l'adoption de ce programme pour améliorer l'utilisation et la disponibilité des centrales et pour éviter que la situation actuelle ne se reproduise. La fourniture de matériel d'entretien mobile et de groupes de réserve transportables permettra de réviser et de réparer rapidement sur place les groupes et de remédier aux pénuries temporaires de puissance installée. La fourniture de pièces de rechange pour porter les stocks à des niveaux qui permettront aux centrales diesel de JIRAMA de fonctionner efficacement est un aspect essentiel de la réussite du programme global de modernisation, facilitera des interventions rapides et efficaces, améliorera la disponibilité des centrales et réduira les coûts d'entretien. 5.30 On estime qu'il est essentiel d'adopter des méthodes modernes d'entretien; cela compo'rte la formation de cinq ingénieurs électriciens à l'étranger pour les familiariser avec la conception de centrales modernes, les techniques d'exploitation et d'entretien, et la technologie des combustibles pour relever le niveau technique actuel du personnel de JIRANA. 5.31 Enfin, le programe prévoit la mise en place d'un système informatique pour l'entretien et la gestion du matériel afin d'améliorer l'efficacité globale de l'entretien. Actuellement, la gestion des stocks de pièces de rechange est entièrement faite à la main. Les statistiques d'exploitation des groupes, ainsi que l'établissement et le classement de leurs fiches d'entretien semblent bien organisés et convenablement exécutés; cependant, on ne récupère pas suffisamment de statistiques de gestion parce que tous ces travaux sont également faits à la main. Un logiciel d'exploitation et d'entretien et de suivi des centrales permettrait de gérer plus efficacement les unités diesel. La mise en place simultanée d'un système de gestion des stocks automatisé, accessible au niveau régional, permettra d'améliorer la gestion des pièces de rechange et devrait permettre de maintenir les stocks à un niveau optimal. 5.32 On estime le coÛt total du programme d'amélioration de l'entretien à S,S millions de dollars environ, dont 0,1 million de dollars en monnaie nationale. Les termes de référence et les estimations - 66 - de coûts figurent à l'Annexe 2. Les programmes A et B ont des objets différents, mais ils sont étroitement liés. Il serait préférable que le même bureau d'études fournisse l'assistance technique pour la préparation et la supervision de ces programmes. Résultats détaillés des visite des grandes centrales 5.33 Les résultats détaillés des visites des grandes centrales figurent aux paragraphes suivants. La mission a vérifié les résultats globaux des unitéd et les fiches d'entretien de chaque centrale pour déterminer l'étendue des travaux à faire et/ou les mesures nécessaires pour prolonger la durée de vie du matériel. La centrale de Mahajanga 5.34 La centrale de Mahajanga, située sur la côte nord-ouest de Madagascar et qui dessert la ville de Mahajanga et ses environs, est dotée de sept groupes d'une puissance totale de 25.730 kW. Tous les groupes sont semi-rapides et tournent à 428 t/min. Les trois groupes les plus puissants (4.000, 6.500 et 9.000 kW), installés après 1972, marchent au fuel lourd, alors que les quatre petits groupes (1 x 830 et 3 x 1.800 kW), installés en 1960 et 1970 marchent au gas-oil. La centrale est bien conçue et contient suffisamment de place pour faire les travaux d'entretien. C'est la plus grande centrale diesel de JIRAMA et elle produit environ 51% de la production thermique totale. La consommation spécifique de combustible et de lubrifiants est normale et stable. 5.35 En 1985, le facteur de charge de la centrale était de 73%, et la demande de pointe de 9.800 kW. La puissance installée est élevée par rapport à la pointe de consommation, mais cet excédent de puissance n'est qu'apparent, étant donné la faible disponibilité des groupes. La plus grande partie de la production aurait dû être fournie par les groupes qui marchent au fuel lourd, et ceux qui marchent au gas-oil auraient dû être tenus en réserve, mais ces derniers ont fonctionné environ 60% du temps, et le gas-oil a représenté près de 25% de la consommation de combustible de la centrale en 1985 et sensiblement plus en 1984. 5.36 Le massif de base en béton de l'un des groupes qui marchent au fuel lourd (groupe Ne 1003 de 4.000 kW), et qui n'est plus utilisé depuis 1981, présente des fissures sur les surfaces latérales. Le vilebrequin du groupe a connu quelques changements de déflection qui sont probablement le résultat d'un relâchement progressif des tensions de l'assise du groupe ou de la fondation. JIRAMA a rétabli la déflection d'origine par recalage du moteur. Plusieurs témoins ont été installés sur les fissures pour en mesurer l'évolution. Il ne faudrait pas exclure l'existence possible de fissures profondes et graves, mais l'apparence des fissures actuelles ne permet pas de penser qu'il en soit ainsi; toutefois, elles devront être surveillées de près. JIRAMA pensait remettre ce groupe en service courant 1986. Ceci augmenterait considérablement la puissance de la centrale et réduirait la consommation de gas-oil. La charge de fin de semaine de 1.500 à 3.500 kV, - 67 - actuellement satisfaite par les petits groupes à gas-oil pourrait alors l'être plus économiquement par le groupe Ne 1003 qui marche au fuel. 5.37 Les deux autres groupes qui marchent au fuel ont été hors service 2.666 heures par an en moyenne ces dernières années, ce qui correspond à un taux de disponibilité de 70%. Ce taux extrêmement faible est attribuable presque entièrement à l'absence de pièces consommables et de pièces de rechange. Si on disposait d'un stock adéquat de pièces de rechange, on pourrait faire les travaux d'entretien prévus et non prévus sans retard et ces travaux ne prendraient pas plus de 15% des heures de fonctionnement des groupes. On pourrait alors faire la plus grande partie des travaux d'entretien pendant les week-ends et pendant les heures creuses, ce qui limiterait les indisponibilités à quelques centaines d'heures par an au plus pendant les heures de pointe des jours ouvrables, ce qui correspondrait à une disponibilité de plus de 85% pendant les périodes de pointe. La quasi-totalité de la production de la centrale serait alors fournie par les centrales marchant au fuel. Elles marcheraient au fuel tout le temps, sauf pour le démarrage et l'arrêt. 5.38 Le matériel de stockage et de traitement du combustible de la centrale est insuffisant pour assurer la propreté du combustible à l'entrée des trois gros groupes et ceci contribue également à augmenter la consommation de gasoil et 1es pannes. Le réservoir de stockage existant a une capacité de 850 m , ce qui ne représente que de 10 à 15 jours de fonctionnement. Ceci exige des remplissage fréquents qui entrainent des coûts de transport élevés pour le combustible. Le réservoir ne permet pas de drainer l'eau et les impuretés. Ce réservoir devrait être remplacé par deux nouveaux réservoirs d'une capacité d'environ 2.500 m chacun. Ces réservoirs devraient avoir des fonds inclinés ou coniques et être munis de collecteurs d'eau et d'impuretés. Il faudrait prévoir un chauffage par le fond si on utilise des combustibles d'une viscosité supérieure à 150 cs/50'C. Nous recommandons l'installation de deux réservoirs, dont l'un recevrait le nouveau combustible, ce qui laisserait amplement le temps d'analyser ce combustible et l'empêcherait ainsi d'entrer dans les séparateurs au cas où ses spécifications ne seraient pas respectées. 5.39 De même, il faudrait installer deux cuves de décantation qui recevraient le combustible des réservoirs de stockage avant qu'il ne pénètre dans les centrifugeurs. Il faudrait remplir une cuve et laisser à l'eau et aux impuretés le temps de se décanter pendant que le combustible de la deuxième cuve est utilisé. Ces cuves devraient être de préférence des cuves cylindriques horizontales inclinées à lO. pour permettre à l'eau de s'accumuler à l'ex rêmité la plus basse, et devraient avoir une capacité d'environ 40 m chacune (ce qui laisserait trois heures pour le remplissage, cinq heures pour la décantation et une marge d'une heure); ces cuves contiendraient suffisamment de combustible pour assurer 10 heures de fonctionnement à puissance maximum. Elles devraient être isolées, et être munies d'un appareil de chauffage de 20 kW pour maintenir le combustible à température. Entre les réservoirs de stockage et les cuves de décantation, il faudrait prévoir un chauffage de - 68 - 250 kl afin de porter le combustible à la température requise de décantation de 70'C avec un débit de 14 tonnes à l'heure (s'écoulant des réservoirs de stockage à 40°C). Analyse économique de la modernisation de Mahajanga 5.40 La reconstitution du stock de pièces détachées permettra de faire des réparations rapides, de réduire la durée des indisponibilités, et d'éviter de surseoir à l'entretien des centrales disponibles, ce qui réduira en fin de compte le coût de l'entretien et des réparations. La rapidité des réparations sera également facilitée par la modernisation des ateliers. L'amélioration des installationu de traitement du combustible permettra aussi d'accroitre la disponibilité des groupes marchant au fuel et réduira le risque d'endommager les groupes. 5.41 La disponibilité accrue des centrales marchant au fuel et l'amélioration des installations de traitement du combustible devraient permettre de ramener la part du gas-oil de 25 à 7X au maximum. Pour une production totale de 58 Cih, avec une consomation de combustible de 224g/kWh, et une différence de 80 dollars la tonne entre le coût du gau- ol et celui du fuel lourd les économies de combustible pourraient atteindre environ 187.000 dollars par an. 5.42 Un taux de disponibilité de 87S les jours de semaine porterait la puissance garantie des unités marchant au fuel à 16.695 kil, ce qui, pour une demande de pointe de 9.800 ki, devrait pratiquement éliminer tous les risques de défaillance. Compte tenu de la disponibilité actuelle, la probabilité de défaillance est estimée à 9X les jours de semaine et l'énergie manquante est estimée à environ 2,16 millions de kWh par an, soit 3,4X de la production annuelle (voir l'Annexe 10). Avec un prix moyen de 16 centslkh (20Z pour l'éclairage et les usages domestiques et 80X pour la haute tension), le montant du manque à gagner (JIRAMA et impôts) s'éléverait à 345.000 dollars par an. 5.43 L'entretien préventif normal que permettrait une meilleure disponibilité de pièces de rechange, ainsi qu'une amélioration du traitement du combustible et du contrôle de qualité, devraient réduire le coût des consommations de pièces de rechange et des réparations qui ont atteint plus de 1,1 cent/kWh pendant les deux dernières années (y compris les lubrifiants, les taxes et les droits, mais non compris la main-d'oeuvre). an supposant que les taxes et les droits représentent 30Z de ce montant, le coût c.a.f. s'elèverait à 0,8 cent/kWh. Avec un facteur de charge de 73X et le facteur d'utilisation actuel, une réduction de 0,2 cent/kWh, à l'exclusion des taxes, serait une estimation prudente de la réduction éventuelle des coûts d'entretien. Ceci entrainerait des économies annuelles de 116.000 dollars. - 69 - 5.44 Le résumé des coûts et des avantages est le suivant: Coûts Modernisation a/ $ 597.000 Augmentation des stocks (25.000 $IMi) 640.000 $ 1.237.000 Avantages Économies de combustible $ 187.000 Diminution des coupures 345.000 Diminution des dépenses d'entretien 116.000 $ 648.000 a/ Y compris 15% du coût total de gestion et de préparation du programme. On a calculé les avantages sur la base de la demande de 1985. Ces avantages augmenteront sensiblement avec la croissance de la demande. La valeur du manque à gagner sous-estime le coût économique des coupures. Si la période de remboursement des coûts est inférieure à deux ans, le taux de rentabilité économique est supérieur à 52%. Les centrales de Toliara 5.45 Deux centrales électriques distantes de plusieurs kilomètres ont été construites pour desservir la ville de Toliara sur la côte sud-ouest de Madagascar. La puissance installée totale est de 14.900 kW. En 1985, ces centrales avaient un facteur de charge de 59% et une demande de pointe de 3.500 kW. 5.46 La centrale la plus ancienne, Toliara I, est située dans la ville du mime nom et possède les groupes suivants: (a) Un groupe rapide V-12 de 600 kW, qui ne fonctionne pas, faute de pièces de rechange. C'est le seul groupe restant de six groupes identiques, qui ont été mis à la retraite en raison des mauvais résultats qu'ils donnaient. Installé en 1976, c'est un groupe de type léger pour la traction locomotive qui n'est pas adapté à ce génre de service. Il faudrait également le mettre à la retraite. (b) Deux groupes de 50 kW, installés en 1970 et 1979, dont l'un est actuellement en réparation. (c) Deux groupes autonomes de 500 kW installés en 1980. Ces groupes sont refroidis par un radiateur et ont une consommation spécifique élevée. S.47 La centrale de Toliara T possède deux r servoirs souterrains de stockage de combustible d'une capacité de 15 m . Ces réservoirs sont - 70 - âgés de 20 ans et on soupçonne qu'une partie du combustible qu'ils contiennent se perd dans le sol. On est en train d'enlever la terre qui les entoure, et de lui substituer une fosse en béton qui permettra de remplacer les réservoirs et offrira la possibilité d'en drainer l'eau, chose que l'on ne peut faire à l'heure actuelle. Cette centrale n'est munie d'aucun incinérateur pour brûler les déchets et soulève certains problèmes pour l'environnement du fait qu'elle est située en ville. 5.48 La centrale de Toliara II est située en dehors de la ville et est entrée en service en 1981 pour satisfaire la demande industrielle croissante. Elle est équipée de deux groupes de 4.500 kW et d'un groupe de 3.300 k,, qui marchent tous au fuel. La centrale permet un accès facile aux groupes et aux auxiliaires. Cependant, Toliara II ne peut pas démarrer à vide et Toliara I doit fonctionner afin de faire démarrer Toliara II. 5.49 Toliara II a encore de nombreux problèmes, ainsi qu'on peut le voir par les chiffres suivants. Depuis son entrée en service en 1981, sa durée de fonctionnement s'est élevée au total à 30.350 heures et sa durée d'immobilisation à 33.000 heures. Dans des conditions normales, la durée d'immobilisation ne devrait pas dépasser 15% de la durée de fonctionnement, ce qui dans ce cas devrait donner 4.500 heures. Ces problèmes proviennent des caractéristiques suivantes: (a) Le système de traitement du combustible ne possède pas une capacité de décantation suffisante pour séparer l'eau et les impuretés du combustible avant qu'il ne pénètre dans le centrifugeur. Il faudrait également prévoir pour cette centrale un système analogue à celui suggéré pour la centrale de abhajanga. De plus, les centrifugeurs de combustible de Toliara II ne fonctionnent pas, faute de pièces de rechange, et ont été remplacés temporairement par deux centrifugeurs pour lubrifiants. Or, ces centrifugeurs sont trop petits. De plus, ils ne sont pas disponibles actuellement pour le tr'itement des lubrifiants. (b) L'alésage du cylindre, soit 280 mm, est l'alésage minimum requis pour brûler du fuel lourd efficacement et sans produire de conséquences néfastes, telles que l'encrassement excessif des chambres de combustion, des soupapes d'échappement et des pistons. Le groupe tourne à une vitesse élevée pour donner au fuel, à combustion lente, un temps suffisant pour brûler. Dans de telles conditions, le combustible doit être injecté sous forte pression et il doit y avoir un jeu très faible entre le plongeur de la pompe et la chemise. Cette particularité, à son tour, exige un excellent filtrage du combustible et du lubrifiant. Or, ce degré de filtrage n'existe pas, c'est pourquoi de nombreuses pompes à combustible ont grippé et tombent encore en panne, ce qui exige un remplacement prématuré des pompes. - 71 - (c) Le nettoyage et le remplacement des injecteurs devraient avoir lieu à des intervalles plus fréquents. On peut augmenter le nombre d'heures qui s'écoulent entre le nettoyage/remplacement en évitant les hautes pressions, c'est-à-dire en n'utilisant le groupe à pleine puissance uniquement après que le combustible a atteint sa température requise d'injection. Pour y parvenir, il faut vérifier régulièrement le réchauffeur de combustible et son système de contrôle pendant les cycles quotidiens de charge des groupes. De plus, il devrait exister un atelier d'entretien des injecteurs propre et bien équipé disposant d'un nombre suffisant de gicleurs de rechange. Selon les délais de livraison, il faudrait conserver un stock de 25 à 30 gicleurs pour le total de 44 cylindres qui existent à cette centrale. (d) Toliara II ne dispose d'aucune installation pour évacuer convenablement les déchets d'huile et de combustible. Il faudrait installer un incinérateur, et une cuve pour recevoir l'huile usée. L'incinérateur devrait pouvoir brûler à la fois les déchets solides et liquides. 5.50 L'avenir de Toliara I, après la modernisation et la modification de Toliara II, dépendra dans une large mesure de la croissance de la demande d'électricité dans la région. En raison de la faible charge de base des week-ends et des jours de fête (1.400 kW) il est nécessaire de conserver Toliara I parce que la charge est trop faible pour les groupes à fuel de 3.300 et 4.500 kW de Toliara II. Il faudra soit utiliser Toliara I jusqu'à ce que la charge de base se rapproche de la puissance du groupe de 3.300 kW de Toliara Il ou bien il faudra convertir temporairement ce groupe au gas-oil, ce qui lui permettrait d'alimenter des charges plus faibles et d'économiser sur le coût du combustible. Le problème de la faible charge sera également résolu dès que la demande de 900 kW de l'usine de textiles reprendra. 5.51 Le rapport défavorable qui existe entre la puissance installée de Toliara (14.900 kW) et la charge (3.500 kW de puissance de pointe) explique pourquoi le taux d'utilisation n'atteint que 14%. En ce qui concerne les pièces de rechange, l'amélioration de la situation permettrait à JIRMA de transférer un groupe transportable de 500 kW (ou les deux groupes) de Toliara I pour le mettre temporairement en service dans d'autres régions telles que Nosy-Bé. Cela permettrait d'augmenter le taux d'utilisation et de réduire les frais d'exploitation en mettant fin, éventuellement, à l'exploitation de la centrale de Toliara I. 5.52 A Toliara, la disponibilité devrait s'améliorer et passer d'environ 70% à environ 871 par suite du programme de modernisation. Avec les chiffres de disponibilité actuels, la probabilité de pannes des trois groupes marchant au fuel atteint le chiffre élevé de 2,7%. Compte tenu des gros frais d'entretien des dernières années, la modernisation devrait entraîner des économies considérables de coûts d'entretien - environ 0,5 cent/kWh, soit une économie annuelle de 90.000 dollars, pour un niveau de production de 18 GWh. L'économie de gas-oil serait du méme - 72 - ordre de grandeur qu'à Nahajanga, par rapport à la puissance de la centrale. Bien que les pannes soient moins fréquentes à Toliara en raison de l'excédent de puissance installée, les avantages économiques de la modernisation de Toliara sont analogues à ceux que nous avons calculés pour Mahajanga. La centrale électrique de Nosy-Bé 5.53 La centrale de Nosy-Bé est située dans une petite ile au large de la c8te nord-est. Elle est dotée de sept groupes diesel d'une puissance installée totale de 2.230 kW. En 1985, le facteur de charge était de S1X, et la demande de pointe d'environ 1.300 ki. Les sept groupes marchent au gas-oil. 5.54 Les détails des groupes installés figurent au Tableau 5.3s Tableau 5.3: ROUPES DE LA OENTRALE OE NOSY-GE Numéro du Année Noebre de groupe .linstsIlation Puiss$nce cylindres (kW) 0501 1952 150 6 0S02 1953 lS0 6 1202 1958 500 16 1203 1958 500 16 1204 1956 375 12 1205 1956 37S 12 1411 1972 180 12 5.55 Sur ces sept groupes, quatre étaient hors service lors de la visite de la mission - les vilebrequins des groupes Nos 0502 et 1204 étaient cassés, le piston du groupe 1202 avait grippé et le groupe 1203 était en révision générale et attendait des pièces de rechange. Ceci laissait à la centrale une puissance de 1.105 NO, incapable de satisfaire la demande de pointe. Les données communiquées par JIRAMA indiquent que tous ces groupes sont en mauvais état et ont un taux de panne élevé, qui aboutit à des coupures partielles et parfois à un arrét complet de la centrale. 5.56 Les problèmes de cette centrale sont causés part (a) l'âge des groupes; (b) une absence de pièces de rechange; et (c) un nombre excessif de groupes et de modèles. S.57 Six des sept groupes ont été installés pendant les années 50, et l'autre en 1972. Les groupes les plus anciens ont dépassé leur durée de vie économique et devraient être remplacés. - 73 - 5.58 Cette situation accentue les besoins de pièces de rechange étant donné qu'un grand nombre ne sont plus fabriquées et ne peuvent être obtenues que par commande spéciale dont la fabrication exige un délai supplémentaire. 5.59 Le grand nombre de groupes et de cylindres (80), et la conception légère de ces groupes imposent une lourde charge au personnel d'entretien. Normalement, les groupes de conception légère, à forte charge, ont une durée de vie de 15 à 20 ans s'ils sont utilisés de 4.000 à 5.000 heures par an. A Nosy-Bé, l'âge moyen des groupes est de 28 ans. Le total de 90.000 heures de fonctionnement au cours des cinq dernières années comparé au total de 82.000 heures de panne pendant la même période donne une idée de l'état de ces groupes. 5.60 Il conviendrait de commencer immédiatement à remplacer ou à mettre à la retraite les groupes les plus anciens. Les chiffres de consommation spécifique de combustible des groupes modernes sont inférieurs d'environ 50 grammes/kWh, à la consommation moyenne actuelle (270 g/kWh net) de Nosy-Bé. Les économies de combustibles à elles seules rembourseraient donc presque le coût d'investissement de nouveaux groupes. 5.61 Pour le court terme, la mission recommande de transporter l'un des groupes de 500 kW de Toliara I à Nosy-Bé pour remplacer la puissance qu'elle a perdue, du fait des pannes de certains de ses groupes. Faute d'adopter cette mesure, et malgré les efforts de gestion de la consommation que font déjà les hôtels, on court le risque d'essuyer des pertes économiques plus nombreuses dans les pêcheries et de voir se développer une utilisation non économique des groupes de secours privés. 5.62 Il faudrait commander rapidement un nouveau groupe pour remplacer les trois groupes qui sont tombés en panne et le groupe portable de 500 kW de Toliara. Ce nouveau groupe devrait avoir six cylindres et une puissance d'environ 800 kW. Il devrait avoir une consommation spécifique nette de combustibles de 220 g/kWh. Ceci est à rapprocher du chiffre de 290 g/kWh du groupe portable de 500 kW et de celui de 269 g/kWh qui correspond à la consommation moyenne actuelle nette de la centrale. 5.63 La centrale électrique actuelle ne permet pas de faire les extensions exigées pour satisfaire l'augmentation future de la demande. Elle ne satisfait à aucune norme d'entretien: il n'y a pas de salle de contr8le, pas de bureau, pas d'atelier et aucun entrepôt convenable pour stocker les pièces de rechange et autre matériel. Elle est située en ville à un croisement où il n'existe aucune place pour construire de telles installations. 5.64 Pour surmonter ces difficultés, la mission recommande la construction d'une nouvelle centrale électrique située en dehors de la ville. Cette centrale devrait être conçue pour recevoir cinq groupes de - 74 - 800 kW chacun, du même modèle que le groupe de 800 kW qui doit être installé dans la centrale existante. La nouvelle centrale devrait avoir au départ deux groupes de ce modèle, outre le groupe de 800 kW,, qui serait transporté de l'ancienne centrale. L'ancienne centrale devrait alors être fermée et démolie. Jusque là, les quatre groupes anciens de la centrale actuelle devraient rester en service. La nouvelle centrale devrait être prête dans trois ans environ; les groupes restants de la centrale actuelle (1.555 NW au total) seront alors âgés de 32 à 34 ans. La nouvelle centrale devrait également être équipée d'un atelier et d'un magasin pour stocker l'équipement et le matériel de transport et de distribution. 5.65 Les groupes de la nouvelle centrale devraient utiliser du gas- oil. Etant donné la différence de 80 dollars la tonne entre le prix du gas-oil et celui du fuel lourd, l'économie éventuelle de combustible ne justifie pas l'investissement supplémentaire qu'il faudrait mettre en place pour le traitement du fuel les coûts supplémentaires d'entretien ainsi que le coût de la puissance installée supplémentaire requise pour compenser la moindre disponibilité des grou"Yes marchant au fuel tant que la production annuelle sera inférieure à 10 kWh. Tout agrandissement de la centrale au-delà de la puissance de 4.000 kW devrait se faire par l'installation de groupes plus puissants. A cette occasion, il faudrait songer à installer un système de traitement du fuel d'une capacité suffisante pour alimenter à la fois les groupes de 800 kW et le groupe ou les groupes plus puissants. 5.66 Le coût d'investissement d'une nouvelle centrale, y compris 5 groupes de 800 ki, le tableau, les transformateurs, les ateliers mécaniques et électriques, les entrepôts et les bureaux est estimé à 3,9 millions de dollars. 5.67 Le premier stade de la construction (3 x 800 kW) coûterait environ 1,9 million de dollars. La réinstallation du groupe de 800 kW de l'ancienne centrale à la nouvelle centrale coûterait environ 100.000 dollars. (Le coût de ce groupe n'est pas inclus dans le coût de 1,9 million de dollars de la nouvelle centrale). 5.68 A part l'installation du groupe de 500 kW transporté de Toliara et du nouveau groupe de 800 kW, il conviendrait de limiter la modernisation de la centrale actuelle de Nosy-Bé au minimum, en raison de la construction envisagée de la nouvelle centrale. Une variante possible du schéma envisagé plus haut serait la construction rapide du nouveau bâtiment dans lequel on installerait directement un ou deux nouveaux groupes ainsi que, temporairement, deux ou trois des meilleurs groupes de la centrale actuelle. Analyse économique de la modernisation de Nosy-Bé 5.69 Etent donné que la puissance de pointe de la centrale est de 1.300 kW, qu'elle dure trois heures par jour, et qu'elle exige que le groupe portable fonctionne a pleine charge et que la charge de base de la l - 75 - centrale est de 800 kW, que le nouveau groupe fonctionnerait 7.000 heures par an à 800 kW (770 kW net), l'économie de combustible serait de 245 tonnes par an. 111 5.70 Compte tenu d'un coût économique de capacité de 87 dollars par kW par an (fondé sur un coût d'investissement de 650 dollars/kW, un amortissement sur 20 ans, un taux d'actualisation de 12X qui donne une annuité de 0,134), le prix du gas-oil auquel l'économie de coût du combustible serait égale au coût de capital du nouveau groupe serait donné par: p(dollars/t) x 245 - 87 dollars/kW x 800 kW, soit p - 284 dollars/t. Ce coût n'est pas beaucoup plus élevé que le coût économique du gas-oil livré à Nosy-Bé. Ceci signifie que le coût du nouveau groupe de 800 kW serait pratiquement payé par la seule économie de combustible. Avec un coût du gas-oil de 250 dollars/t l'économie annuelle serait de 61.250 dollars. 5,71 Le nouveau groupe aurait un coût d'entretien d'environ 0,5 cent/kWh, soit près de 0,85 cent/kWh de moins que la moyenne de la centrale de l'année dernière (à l'exclusion des taxes). Avec une production nette de 5 GWh pour le nouveau groupe, ceci signifierait une économie d'environ 46.000 dollars par an, soit environ les deux tiers du coût annuel equivalent à l'investissement du nouveau groupe. De plus, une puissance manquante de 300 kW pendant trois heures de pointe par jour, et 260 jours par an, se traduirait par un manque à gagner d'environ 50.000 dollars (sans mentionner les pertes économiques dues aux coupures). 5.72 Les économies annuelles seraient alors les suivantest Combustible: 61.500 dollars Exploitation et entretien: 46.000 Recettes: 50.000 TOTALs 157.500 Le programme envisagé prévoirait 726.000 dollars pour la modernisation (y compris 8% du coût total de gestion et de préparation du programme) et environ 70.000 dollars pour le stock de pièces de rechange. Etant donné que les estimations des avantages sont extrêmement prudentes et se fondent sur la consommation actuelle, le taux de rentabilité serait bien supérieur à 202. Du seul point de vue de la réduction des coûts d'exploitation, le taux de rentabilité serait de 14X. Ceci fait ressortir la valeur du remplacement des anciens groupes, indépendamment des avantages liés à une diminution des coupures de courant. 11/ 7.000 heures x (770 kW x (0,270-0,220) x 21/24 + S30 kW x (0,290-0,270) x 3/241 a 245 tonnes par an. i - 76 - VI. L PoUCTI H U Introduction et résumé 6.1 La production hydraulique s'est inscrite pour 68X de la production totale de Madagascar en 1985, et 99% de la p-oduction de la Zone Interconnectée. La puissance installée des centralei plus anciennes (à l'exclusion d'Andekaleka et de Namorona) représente 4i,9 MW sur une puissance hydraulique installée totale de 106 Mi. La mission a visité quatre de ces centrales plus anciennes, dont la puissance totale s'élève à 39,7 MW: Antelomita (ZI): 8,8 MW; Mandraka (ZI): 24 MW; Volobe (Toamasina)s 6,8 MW; Vatomandry (rég4on de Toamasina): 170 kW. La liste des centrales hydro-électriques figure au Tableau 6.1. 6.2 La construction des centrales d'Antelomita et de Volobe remonte aux années 30, de même que celle de deux autres centrales que n'a pas visitées la mission (Manandona, 1,6 MW, à Antsirabe, et Manandray, 0,45 MW, a Fianarantsoa). Certaines des centrales plus anciennes ont été révisées pendant les années 50, mais un certain nombre de leurs composants sont encore les composants d'origine. 6.3 La mission a constaté que les centrales qu'elle avait visitées étaient généralement bien entretenues. Elle a cependant rencontré de nombreux problèmes liés à leur âge. Les tableaux, l'instrumentation et le matériel de contr8le ont besoin d'être sérieusement révisés ou remplacés, et des problèmes sérieux sont apparus au niveau des arbres et des roulements de certaines turbines. La roue du groupe de 640 kW d'Antelomita ne peut pas fonctionner. Par ailleurs, compte tenu de l'âge du matériel, il devient difficile de trouver des pièces de rechange. 6.4 Il faut également faire certains travaux de génie civil pour éviter les fuites et préserver les barrages. A Mandraka, le canal qui amène l'eau du réservoir principal devrait être élargi afin qu'un débit suffisant parvienne à la centrale pour lui permettre d'atteindre sa pleine puissance de 24 MW au lieu du maximum actuel de 20 MW. 6.5 A en juger par les cas de Volobe et de Vatomandry, les lignes de transport sont sujettes à des incidents fréquents et il conviendrait d'améliorer la protection contre la foudre. Des pertes élevées peuvent également limiter la production livrée par la centrale. La rénovation des lignes de transport permettrait d'améliorer la fiabilité du service et de réduire le besoin d'une coÛteuse réserve thermique. Tableau 6.1: CENTRALES HYDR0-ELECTRIQUES DE NNDAASCUR Nbre Puissance Date d'entré. Puissance Puissance Production c/ Production a/ Centrale Type d'unités par unité en service installée Dlsponible. moyenne d'année sécha (kW) (kw> (W> (Eb p.a,) <(au p..) 1. Cantrales hydro-électriques A. Rbseau interconnecté Antelaulta Francis 6 6 x 1.360 1930-5 8.160 .oe00 50 29 1 1 x 640 640 Nandraka Polton 4 4 x 6.000 1 - 04/36 24.000 20.000 81 57 2 - 04/56 3 - 1166 4- 05/71 Nanandons Francis 2 2 x 480 1 -1932 960 960 12 10 2 - 1932 1 1 x 640 3 - 06J 640 640 Andealeka Francis 2 2 x 29.000 1 - 06/82 58.000 58.000 500 427 (Année seche 44.000) 643 S23 8. Castres Isolés Ankazobe Francis 1 1 x 50 1959 50 - 0.05 - Ambohimidasa Francis 1 56 - 56 - 0.07 - C. Zones extérieures Taooasina (Volobe) bi Francis 4 3 x 1.520 1931 6.760 5.760 4S d/ 43 1 x 2.200 1971 Vtotandry Francis 3 1 x 90 1953 170 90 0.3 0.3 2 x 40 1953 Namorona Francis 2 2 x 2.800 1980 5.600 5.600 25 25 Nanandray Francis 3 2 x 140 1932 450 450 1.5 1.S 1 x 170 1963 a/ Année sécbe (voleurs de 1978 pour le réseau Interconnecté). bJ Actuel loant en réparation. eZ Année bydrologique moyenne. d/ Avec les llites de puissance actuelles. - 78 - 6.6 La centrale de Volobe a été gravement endommagée par un cycl8ne peu après la visite dt la mission, et ne figure pas dans le programme envisagé ici, étant donné qu'un financement distinct des réparations nécessaires en cours. 6.7 Dans la Zone interconnectée, la situation actuelle de surcapacité hydraulique 12/ signifie que de coûteuses améliorations de rendement ne présenteraient guère d'intérêt à court terme, bien que de telles améliorations puissent avoir une grande valeur à moyen terme. Cependant, la révision des tableaux, de l'instrumentation et du matériel de contrôle, ainsi que la réparation des barrages, sont essentielles pour préserver la durée de vie économique des ouvrages. Par ailleurs, la marge de puissance qui existe actuellement permet de faire des travaux qui exiger&ient la mise hors service des centrales - tels que l'élargissement du canal de Mandraka - sans encourrir des pénalités importantes. L'arbitrage entre les nécessités à court terme et les options d'amélioration à moyen terme devra être examiné avec soin lors de la préparation du programe de rénovation. 6.8 Les petites centrales des centres isolés (Ankazobe et Ambohimidana, d'une puissance totale de 106 kW) ainsi que celle de Manandray, 450 kW, près de Fianarantsoa et celle de Vatomandry (170 kW, Toamasina) ont égalemènt besoin de réparations. La centrale de Kanandray, cependant, est rarement utilisée depuis l'entrée en service de celle de Namorona, et le cas de Vatomandry est loin d'être clair. La centrale de Vatomandry est une petite centrale d'accès difficile, et elle est située à 30 km de la ville où la demande de pointe est de 100 kW, et dans laquelle la croissance de la demande est limitée. La centrale et la ligne sont en mauvais état et leur modernisation complète exigerait un investissement très substantiel. Il conviendrait d'envisager, à titre d'alternative, l'installation de deux ou trois groupes diesel de 50 kW chacun. Afin de ramener les coûts au minimum, les travaux exigés par les petites centrales devraient de préférence être effectués au fur et à mesure des besoins, sous forme de réparations et de remplacements effectués sur place par le personnel de JIRAMA. 6.9 La mission a identifié et préparé un programme pour aider JIRAMA à rénover les centrales hydro-électriques. Les termes de référence des travaux requis figure à l'Annexe 3. Le programme envisagé comporterait une inspection complète des centrales et des lignes de transport dans les buts suivants: (a) pour mettre au point et exécuter un Programme de Réparations Essentielles (PRE) indispensable pour conserver l'intégrité des ouvrages; 12/ La puissance installée disponible des centrales hydro-électriques dépasse actuellement de près de 40 MW (80 Z) la demande de pointe. - 79 - (b) pour évaluer la faisabilité, les coûts et les avantages attendus de mesures destinées à améliorer le rendement ou la capacité de pointe des centrales et un calendrier préliminaire approprié pour exécuter ces travaux; (c) pour établir des niveaux minimums souhaitables de pièces de rechange; (d) pour conseiller sur la meilleure conduite à suivre pour les centrales de Vatomandry et de Manandray. Le programme envisagé prévoirait aussi une formation dans les domaines de la technologie, de l'exploitation et de l'entretien des centrales hydro- électriques. Améliorations Possibles du rendement des centrales hydro-électriques du réseau interconnecé 6.10 Les centrales hydro-électriques d'Andekaleka et de Manandona sont des centrales au fil de l'eau. Elles fournissent au réseau interconnecté une puissance de base de 59,6 MW. Les centrales d'Antelomita et de Mandraka sont des centrales de pointe qui bénéficient de grands réservoirs situés en amont. Leur puissance totale n'est que de 28 MS, mais pourrait être facilement portée à 32,8 MS, si les limitations actuelles étaient éliminées. A l'avenir, l'installation d'une turbine supplémentaire (29 MW) à Andekaleka augmenterait le volume d'énergie et la puissance de base pendant la saison des pluies; cependant, la contribution de cette turbine en terme de puissance garantie pendant la saison sèche, resterait limitée, du moins jusqu'à l'entrée en service du barrage de régulation d'Ankohotra. 6.11 Dans le cadre de ces tendances générales du développement du réseau interconnecté, il semble que le rôle d'Antelomita et de Mandraka changera considérablement par rapport à ce qu'il était pendant la période "pré-Andekaleka". Leurs capacités de pointe et de stockage saisonnier présenteront une grande valeur, et l'amélioration de leur puissance de pointe pourrait s'avérer une option très intéressante. 6.12 La plupart des études entreprises récemment indiquent que la puissance garantie disponible à la pointe sera le principal goulet d'étranglement du système. Avec la puissance de pointe actuelle des centrales hydro-électriques, ceci indiquerait la nécessité d'un complément thermique aux heures de pointe. Ce dernier serait fourni par le matériel diesel existant à un premier stade, et, plus tard, par des groupes de pointe supplémentaires tels que des turbines à gaz. La principale valeur de la modernisation des centrales d'Antelomita et de Mandraka proviendra donc surtout d'une augmentation de la puissance de - 80 - pointe. 13/ Des améliorations du rendement énergétique contribueront également à accroitre l'énergie hydro-électrique disponible pendant la journée les jours de semaine, ce qui présentera plus tard une certaine valeur, alors qu'il est probable que la valeur de l'énergie de nuit et de week ends restera minimale pendant longtemps. 6.13 Il est possible que l'âge du matériel exige des réparations ou des remplacements non négligeables pour fournir la puissance nominale actuelle avec un degré de fiabilité adéquat, et les remplacements par du matériel plus performant pourraient apporter une puissance supplémentaire à peu de frais. 6.14 Seule une inspection détaillée des divers composants des centrales permettra de préciser la faisabilité techniques des diverses options propres à améliorer le rendement ou la puissance de pointe. Ceci permettra également de préparer un Programme d'Amélioration des Performances (PAP) dont la mise en oeuvre sera évaluée au cours de l'établissement du plan de développement optimal. Ceci permettra également d'assurer la cohérence entre le Programme de réparations essentielles à court terme et le programme d'action à moyen terme. Ceci permettra de définir les travaux qui peuvent être remis jusqu'à l'exécution du Programme d'amélioration des performances, ou au contraire, les améliorations qu'il faudrait faire dès maintenant et incorporer au Programme de réparations essentielles. 6.15 Etant donné l'âge du matériel, il est probable que l'on pourrait améliorer le rendement à concurrence de 8X grâce à des améliorations telles que le remplacement des roues de turbine par des modèles de haut rendement, ou le rebobinage des alternateurs. Comparées au simple rétablissement de la pleine puissance de la centrale de Mandraka et d'Antelomita (32,8 Mi), ces mesures produiraient une puissance supplémentaire de l'ordre de 2,6 MW. 6.16 Même en l'absence d'un investissement spécifique dans des groupes plus puissants (suréquipement), la puissance de pointe sera augmentée par le remplacement de la roue défectueuse de 640 kW d'Antelomita et le rétablissement de la puissance de la turbine de 1.361w d'Antelomita lI, actuellement limitée à 1.200 ki. 6.17 L'élargissement du canal de Mandraka, et le remplacement de la roue d'Antelomita ajouteraient 4,64 MW pour un coût de 135 dollars/kW, ce qui est près de cinq fois moins que le coût de la puissance diesel. En supposant que l'on utiliserait du gas-oil si l'on n'avait besoin de puissance thermique que pendant 780 heures par an (3 heures par jour, 5 jours par semaine) et que le coût économique du gas-oil serait de 250 dollars la tonne livré à Antananarivo (environ 5,6 cents/kwh), ceci 13/ A l'origine, lors de la conception de la centrale de Mandraka, la possibilité d'ajouter un cinquième groupe avait été envisagée. - 81 - entrainerait une économie de combustible de 44 dollars par an par kW hydro-électrique supplémentaire disponible à la pointe. Ceci signifierait un taux de rentabilité de 32% pour de telles augmentations de la puissance de pointe à 135 dollars/kW. Il conviendrait de terminer ces opérations au plus tard dès que la production thermique à la pointe redeviendrait nécessaire. Etant donné la pénalité croissante en termes de coût de combustible qu'il faudrait payer pour compenser l'indisponibilité liée à l'élargissement du canal de Mandraka (cette centrale représente, à elle seule, près de la moitié de la puissance de pointe actuelle du réseau' interconnecté), et la possibilité de réaliser des économies de combustible plus importantes en cas d'années sèches, il est très probable qu'il faille entreprendre ces travaux dans un avenir relativement proche et avant le moment auquel la production thermique redeviendra nécessaire à la pointe. 14/ Les possibilités d'augmenter la puissance de pointe des centrales diAntelomita et de Mandraka pour un coût supplémentaire de 300 dollars/kW (par rapport au simple remplacement) donneront un taux de rentabilité de plus de 14%, uniquement en termes d'économies de combustible à la pointe. Si on donne à la puissance de pointe une valeur de 90 dollars/kW par an (coût économique d'une turbine à gaz avec un taux d'actualisation de 12%) en plus -des économies de combustible, l'augmentation de la puissance de pointe des centrales hydro-électriques (sans augmentation de la production d'énergie) présenterait de l'intérêt jusqu'à un coût d'environ 1.100 dollars/kV (si cette augmentation a lieu lorsqu'une puissance de pointe supplémentaire devient nécessaire). A condition qu'elles soient techniquement faisables, des augmentations de puissance importantes pourraient alors offrir une option intéressante à moyen terme, notaument si des remplacements importants semblent justifiés dans un avenir proche. Estimations de coûts du programme 6.18 Les estimations préliminaires des coûts du prograume de modernisation des centrales hydro-électriques sont les suivantess 14/ Un paramètre important étant la durée pendant laquelle la centrale doit être mise hors service pour faire les travaux. Avec une croissance de 5,5 % pour la puissance de pointe et l'addition de 13 MW de chaudières électriques au moment de la pointe, l'arrêt de Mandraka exigerait 9 MW de production thermique à la pointe en 1990. Avec un gas-oil à $250/t, une consommation spécifique de 24S g/kw, et trois heures de fonctionnement, compenser l'arrêt de Mandraka coûterait alors $1.650 par jour. Avec la même hypothèse de croissance de la demande et la capacité hydraulique actuelle, un complèment thermique à la pointe devient nécessaire en 1993, avec des conditions hydrologiques moyennes et tous les groupes hydrauliques disponibles. - 82 - CoOt en monnale Co^t en nationale devises Total Program de réparations essentiel les - Etude et ingéniérie 2 138 140 Total 2 138 140 - Antelomita (8,0 MW) Révision Turbines 25 450 475 Inspection des condultes ;forcées et des vannes 5 - 5 Réservoirs et barrages 1S 20 35 Révision alternateurs 20 1S0 170 Matériel électrique 20 125 145 Pièces de rechange - 200 200 Services professionnels (total) 10 80 90 Imprévus <1S5) 15 140 - 155 Total 110 1.165 1.275 - Nanandona (1,6 MW) Révision Turbines 20 200 220 Inspection des condultes forcées et des vannes 5 - 5 Barrages 10 10 20 Révisions alternateurs 1S 150 165 Contrôle électrique 3 25 28 Transformateurs 2 10 12 Pièces de rechange 60 60 Services professionnels hors de service 90 30,6S 7.7 Le coût des pièces détachées nécessaires à la réparation de 46 véhicules immobilisés mais réparables et à la reconstitution d'un stock minimum pour assurer l'entretien courant est estimé à OS million de dollars (c.a.f.). - 93 - 7.8 Le coût du renouvellement et de la rénovation du parc automobile par l'achat de 63 nouveaux véhicules est estimé à 1,25 million de dollars (c.a.f.), soit une moyenne de 20.000 dollars par véhicule pour 30 berlines, petites camionnettes et picks-ups, 7 véhicules tout terrain et 26 camions. Pour les camions, il faudrait 12 véhicules utilitaires pour les travaux de distribution, 6 équipés de matériel de manutention et d'installations des poteaux et 6 équipés de matériel de réparation des lignes. Ceux-ci sont inclus dans le présent tableau et coûteraient environ 550.000 dollars. Les unités nobiles spécialisées pour l'entretien des centrales diesel ou pour le laboratoire compteurs ne sont pas comprises ici. Télécommunications 7.9 Les moyens de communication de JIRAMA sont peu efficaces et le matériel vétuste a besoin d'être remplacé. Les communications par radio sont largement utilisée entre le centre et les unités mobiles là où n 'existe aucune ligne téléphonique, ainsi que pour assurer les communications entre le siège -et les centrales. Les postes et les bureaux des centres urbains utilisent les lignes téléphoniques publiques. 7.10 Ne serait-ce que du point de vue du manque à gagner, la valeur du rétablissement rapide et sûr du service en cas d'incident sur le réseau est élevée par rapport au coût du matériel de communication nécessaire. Il faut remplacer les appareils de radio vétustes, étant donné qu'il n'existe plus de pièces détachées pour les réparer, et il faudra des appareils supplémentaires pour faire les travaux de distribution et assurer l'exploitation. Pour la distribution, l'achat de 9 stations VHF, de 16 appareils mobiles et de 6 stations-relais, ainsi que de quelques pièces détachées permettrait d'améliorer cette situation; le coût est estimé à 240.000 dollars. 7.11 Il faudrait faire une courte étude pour analyser tous les besoins de communications afin d'assurer l'exploitation en général, le trahsport, la distribution, la production, ainsi que les communications entre les régions et le centre. Il faudrait l'entreprendre immédiatement afin d'établir les principes directeurs de base et mettre en place un cadre général pour l'expansion future du réseau de communications et pour établir les spécifications, pour confirmer les estimations de coûts, et pour préparer les dossiers d'appel d'offres pour ce qui est des priorités à court terme. JIRAMA pourrait obtenir l'aide d'un spécialiste des télécommunications pour préparer ce plan et pour évaluer les options techniques. Pour ce qui est d'un consultant, ces travaux préparatoires ne devraient pas exiger plus de deux hommes-mois, ni coûter plus de 35.000 dollars; ils devraient être terminés en trois mois, avec une participation active de JIRAMA qui a déjà étudié le problème dans une large mesure. Les termes de référence figurent à l'Annexe 6. A ce stade, le coût du matériel nécessaire pour rénover le réseau de télécommunications peut être estimé provisoirement à 400.000 dollars environ. - 94 - Assistance technique à la Direction des Etudes 8conomigues et de la Planification 7.12 La nouvelle Direction des Etudes Economiques et de la Planification (DHEP) relève directement du directeur général de JIRMA; elle est chargée de toutes les études économiques et des études de planification, à savoir: - les prévisions de la demande; - les études de planification de la production et du transport; - les critères économiques concernant les investissements de distribution; - l'évaluation économique des normes techniques pour la production, le transport et la distribution; - les études tarifaires; - le plan d'investlsàsements et la planification financière à moyen terme, en liaison avec la Direction Administrative et Financière; - les statistiques. 7.13 Ces fonctions étaient pour la plupart assurées autrefois par divers services, tels que la Direction de la Zone Interconnectée, la Direction des Zones Extérieures, la Direction Grands Projets, et le Service Commercial. La création de cette nouvelle direction devrait permettre à JIRANA d'accomplir ces fonctions avec plus d'efficacité. JIRAMA a demandé une assistance technique pour aider cette nouvelle direction à mettre au point les méthodes, les procédures, et le logiciel dont elle a besoin. Les termes de référence de cette assistance technique figurent à l'Annexe S. 7.14 Cette assistance technique devrait comporter une collaboration active avec la DEUP afin d'établir les bases nécessaires qui permettraient d'aborder les questions économiques et les questions de planification actuelles. Parmi ces questions figurent la préparation du plan de développement au moindre coût, qui comporterait la mise au point d'un modèle de simulation de la production pour le réseau interconnecté, et la rationalisation des structures tarifaires. 7.15 Ce programme devrait également prévoir pour le personnel de JIBAMA des visites ou des stages dans des services analogues à l'étranger, ou la participation à des réunions spécialisées. Cette assistance tecinique devrait s'étendre sur deux ans, avec certaines activités de suivi pendant la troisième année. Un expert résident travaillerait avec la D88P pendant deux ans et environ 20 mois de consultations supplémentaires seraient fournis pour des sujets spécialisés. - 95 - 7.16 Le coût estimé de ce programe de trois ans serait d'environ 750.000 dollars, dont 30.000 dollars 'eraient réservés aux frais de voyage du personnel de JIRAMA, et 30.000 dollars seraient réservés aux investissements en matériel divers nécessaire pour assurer le fonctionnement de la direction (reprographie, logiciel, statistique, matériel graphique, documentation, etc.). Gestion de la clientèle 7.17 La facturation automatisée remonte à plusieurs années et est confiée à SOMAGI (comm les autres travaux de traitement de données de JIRAMA). La mission a examiné le fonctionnement du système de gestion de la clientéle de la région d'Antananarivo et du Grand Tana et en donne un compte rendu détaillé à l'Annexe 6. La Direction des Ventes d'Antananarivo (D.V.A.), est chargée de tous les aspects des rapports avec la clientèle pour les questions d'adduction d'eau et d'électricité, à l'exception des gros clients qui sont sous la responsabilité de la Direction Com_erciale, et- dont les techniciens du laboratoire compteurs relèvent les compteurs. 7.18 Un instrument important du cycle de facturation est la "carte quittance" qui est une carte perforée d'ordinateur. Elle est préparée par SONACI avec les factures et remise aux encaisseurs avec leurs tournées hebdomadaires. Si un client règle l'encaisseur, la carte quittance est donnée comme reçu. Les cartes "invendues" sont retourneés à la D.V.A. à la fin de la semaine et puis à SOUAGI pour lui permettre de mettre à jour les comptes des clients et de vérifier les montants remis par les encaisseurs. Les cartes quittances sont alors renvoyées à la D.V.A., et lorsqu'un client vient régler sa facture, la carte est envoyée à S0ALI pour mettre à jour les comptes du client. 7.19 Le fonctionnement du cycle de facturation a plusieurs qualités: - Beaucoup de soin est apporté au contrôle des relevés des compteurs et des encaissements, et les releveurs sont incités matériellement à signaler les anomalies. - La politique d'encaissement des factures et de coupures des clients est strictement appliquée et les factures sont payées, en moyenne, 18 jours après leur présentation (pour les clients privés). - Le traitement des clients aux caisses enregistreuses de la D.V.A. est très efficace (1 minute par client). - JIRAMA offre une forme de paiement moderne et pratiqueS le prélèvement bancaire automatique (6,5X des clients utilisent ce système). - 96 - 7.20 Le système de facturation de JIRAMA présente, cependant, plusieurs points faibles. - Le temps qui s'écoule entre le relevé du compteur et la présentation de la facture peut atteindre, dans des cas extrêmes, 60 jours, les factures n'étant préparées en lots que le 20 du mois et du fait d'une absence apparente de synchronisation entre les tournées des releveurs et celles des encaisseurs. - Les lecteurs de cartes ont 20 ans, ce qui expose le cycle de facturation au risque de panne. Du point de vue du coût et de l'efficacité, les systèmes de cartes perforées sont aujourd'hui dépassés pour ce genre d'application. - Après des manipulations et des transferts aussi nombreux des cartes perforées entre SOMACI et JIRAMA, il est probable qu'une proportion non négligeable dses cartes ne se prête pas è une lecture automatique au dernier stade. - L'ordinateur est utilisé principalement pour la facturation et la comptabilité, et de nombreuses fonctions, notament celles qui ont trait aux relations avec la clientèle, ne peuvent pas être accomplies par le système actuel - par exemple, des aspects tels que les renseignements donnés aux clients en temps réel, la suite donnée aux demandes de travaux ou de branchements, l'historique de la consommation des clients, l'envoi de factures estimées lorsqu'il est impossible de relever les compteurs, le dépistage automatique des défauts de compteurs, la relance automatique, l'évaluation du crédit à donner aux clients avant de demander la coupure, ou l'aide à la planification de la distribution, etc. Les historiques des clients sont conservés à la D.V.A. sur des fiches spéciales qui exigent une inscription supplémentaire au moment du relevé des compteurs et qui sont tenues à la main. Il est très difficile de répondre aux demandes de renseignements des clients concernant leurs factures. Les tentatives faites par le Service de la distribution pour utiliser les fichiers informatiques pour l'analyse des consommations et la gestion des transformateurs ont échoué. - 9t - Environ 80X des clients (48.000) règlent leurs factures à la D.V.A.; les jours d'affluece, la capacité de chacune de ses quatre caisses enregistreuses atteint le point de saturation et les clients doivent faire longtemps la queue dans un espace limité. 7.21 Dans l'ensemble, ce systie est très malcommode. Les avantages de l'automatisation semblent largement réduits par les maniements fastidieux et les nombreux transferts de documents et de cartes perforées entre JIRANA et SOIIAI, qui augmentent les risques de perte des documents et des cartes, l'usure et les erreurs. Un grand nombre de ces difficultés étaient probablement évitées lorsque JIRAMA disposait d'un centre informatique à la D.V.A., mais elles sont actuellement inévitables. Par ailleurs, outre les applications "lourdes" telles que l'impression des factures et la comptabilité générale, qui peuvent demeurer centralisées, un système de gestion de la clientèle devrait être proche du client, et directement accessible à la D.V.A. 7.22 Les méthodes de facturation sont analogues dans les autres régions, mais peuvent prendre sensiblement plus longtemps en raison des difficultés de communication. Le traitement est gSalement centralise à Antananarivo, mais dans certains petîts seete,!rs éloignés, la facturation se fait encore à la main. C'est lé probablement la solution la plus rapide et la plus économique, mais l'utilisation de micro-ordinateurs faciliterait l'établissement des factures et réduirait les erreurs. L'utilisation, dans les Zones extérieures, d'une facture par compteur (il peut exister trois compteurs pour l'électricité et pour l'eau), et non pas d'une facture par client exige des opérations de triage fastidieuses qui peuvent prendre trois jours dan les grands centres. Cette méthode exige de faire des additions qui prennent beaucoup de temps lorsque les clients viennent payer leurs factures en personne. Cette difficulté, qui est en train d'être éliminée, augmente également l'intervalle qui sépare le relevé des compteurs et la présentation des factures. 7.23 Une étude de faisabilité a été effectuée, portant sur les méthodes, les types et les tailles des fichiers, et les interfaces nécessaires, afin de déterminer le matériel nécessaire pour mettre à jour les comptes des clients au niveau de la D.V.A. et pour éliminer les cartes perforées. Ce matériel comprendrait un mini-ordinateur installé à la D.V.A. 15/ et des caisses enregistreuses électroniques qui communiqueraient avec le mini-ordinateur par l'intermédiaire de diskettes. Dans d'autres zones, le système se fonderait sur des micro-ordinateurs de grande capacité que l'on pourrait utiliser pour 15/ Des bandes anFétiques seraient utilisées pour communiquer avec SONACI, pour imprimer les factures et tenir la comptabilité. - 98 - d'autres travaux de gestion décentralisée. 16/ Le financement du mini- ordinateur de la D.V.A. est en cours. Recoimandations (a) Il faudrait augmenter le nombre de caisses enregistreuses pour faire face à la croissance du nombre de clients. Ltant donné les problèmes d'espace et les files d'attente déjà longues malgré la rapidité actuelle des transactions, le temps de réponse semble être une considération importante qui justifierait le choix de caisses enregistreuses indépendantes avec une mémoire à diskette. Cette solution a été recommandée par l'étude de faisabilité. Cependant, on devrait pouvoir disposer, au minimum, d'un terminal en liaison directe avec l'ordinateur pour renseigner les clients; il ne faudrait pas écarter la lecture optique comme option possible. (b) L'acquisition d'un nouvel ordinateur devrait être l'occasion de revoir de manière globale le système de gestion de la clientèle. Le système de cartes utilisé pour tenir à jour les comptes des clients devrait être la première chose à éliminer. Il convient également d'examiner la question du délai qui sépare le relevé des compteurs et l'encaissement des factures. Il est indispensable d'élargir l'analyse et d'examiner toutes les fonctions existantes ou possibles d'un système de gestion de la clientèle, pour assurer que le nouveau module de "portefeuille clients" soit compatible avec une architectture globale susceptible d'accomplir de nombreuses fonctions nouvelles de gestion de la clientèle, fonctions qui pourraient être développées par la suite. L'expérience suggère qu'une conception neuve et globale du système à mettre en place donnerait de bien meilleurs résultats que l'adaptation partielle des méthodes en place. Si l'investissement initial est plus élevé, en temps et en coût, le produit final est plus durable et plus efficace. 7.24 Pour toutes ces raisons, et compte tenu des nombreuses améliorations que l'on pourrait apporter au système actuel, il est essentiel de faire une analyse complète du système de facturation et de gestion de la clientèle avant d'entreprendre des travaux de programmation ou l'acquisition de logiciel. Le programme envisagé devrait commencer par examiner toutes les fonctions disponibles dans le système actuel et leurs performances, toutes les fonctions que pourrait offrir un système modernisé, ainsi qu'une stratégie pour sa mise en oeuvre. La seconde étape serait la mise au point du module de gestion du portefeuille client afin d'éliminer complètement les cartes perforées. Il faudrait ensuite étendre cette application aux unités régionales. Enfin, les fonctions supplémentaires évaluées lors de la phase de préparation seraient développées. Les termes de référence figurent à l'Annexe 4. Le logiciel 16/ Le support de communication avec SOMA¢I serait la diakette. - 99 - devrait reposer sur l'adaptation de logiciels multifonctions efficaces qui existent déjà dans des entreprises d'électricité ou d'adduction d'eau ou dans des sociétés d'informatique. 7.25 Il faudrait également prévoir un financement pour permettre à un représentant de la D.V.A. et à un représentant de la Direction Méthodes et Systèmes d'examiner le matériel et le logiciel utilisés pour la gestion de la clientèle par diverses entreprises. 7.26 Le coût de l'étude, de la mise au point du logiciel, de la mise au point des nouvelles factures, de la mise en oeuvre, de l'assistance pour la formation et la maintenance pendant les deux ou trois premières années d'application est estimé à 800.000 dollars, pour un système complètement modernisé qui serait mis en place graduellement sur une période de deux ans à Antananarivo et dans les régions. Le labotatoire compteurs 7.27 Par- ses campagnes d'inspection régulière, le laboratoire compteurs joue un rôle très important pour déceler les irrégularités et pour limiter les pertes non techniques. Ces dernières semblent être peu élevées à Madagascar, même compte tenu d'une marge d'incertitude raisonnable sur les statistiques de pertes, par comparaison avec de nombreux autres pays; il faut attribuer cela en grande partie au bon fonctionnement du laboratoire compteurs. 7.28 Pour vérifier et calibrer les compteurs, le laboratoire compteurs dispose d'installations à Antananarivo ainsi que de deux unités mobiles. Le laboratoire central d'Antananarivo est chargé de commander, de contrôler et de plomber les compteurs neufs. 7.29 Il possède deux équipes de techniciens, l'une pour la basse tension et l'autre pour la haute tension. L'équipe haute tension est également chargée du relevé mensuel des compteurs des clients moyenne tension et de calibrer les compteurs des centrales et des postes. La calibration des compteurs moyenne tension pour les centrales, les postes et les gros clients est faite tous les six mois ou une fois par an, et une fois tous les deux ou trois ans pour les petits clients et les petites centrales. 7.30 Ces bonnes pratiques ne compensent pas la vétusté des compteurs de certaines des centrales et des postes. La défaillance d'un compteur peut être suivie de délais importants avant le remplacement. Ceci, à son tour, affecte la précision des statistiques de pertes, et ce genre de problème semble se traduire par les fluctuations prononcées observées dans les statistiques récentes. Il conviendrait d'évaluer, par ailleurs, l'incidence du ralentissement rapide signalé pour certains compteurs basse tension par rapport à la fiabilité du matériel moderne. Les normes utilisées par JIRAMA pour le matériel neuf semblent satisfaisantes. - 100 - 7.31 La capacité des installations d'Antanansrivo est d'environ 1.200 compteurs par mois, celle des unités mobiles d'environ 300 compteurs par mois chacune. Il faudrait une unité mobile supplémentaire pour inspecter les compteurs tous les cinq ans (objectif initial de JIuAA). 7.32 Le laboratoire d'Antananarivo est bien dirigé mais manque d'espace et une grande partie de son matériel est vétuste. Un banc de calibrage triphasé est l'une des installations qui font le plus défaut, cet équipement serait essentiel à un bon fonctionnement, or le laboratoire n'en possède aucun. 7.33 On estime que le coût d'une touvelle unité mobile complètement équipée et d'un banc de calibrage triphasé est d'environ 150.000 dollars. 17/ ordinateurs pour une gestion décentralisée 7.34 JIRAMA ne possède aucun matériel de traitement de données tels que des micro-ordinateurs pour faire ses travaux statistiques et ses travaux de gestion courante, et dépend essentiellement de l'IMN 4331 de SOMGI. Ces derniers mois, la Banque ondiale et d'autres organismes ont pris des mesures pour financer certains ordinateurs personnels pour que les services centraux de JIRAA puissent faire de petits travaux de traitement des données. 7.35 La décentralisation de la gestion exigera du matériel supplimentaire doté d'une capacité suffisante pour assurer des fonctions telles que la gestion des stocks et de l'entretien, la gestion du personnel et de la clientèle, et des travaux purement locaux. La communication avec le centre (aux fins de consolidation ou pour l'établissement de statistiques) se ferait par des diskettes. Le système d'entretien des centrales et de gestion des stocks envisagé pour les centrales diesel serait tout indiqué pour une première application. Ceci exigera l'utilisation d'ordinateurs au niveau régional. La décentralisation de la gestion de la clientèle serait également assurée par ces ordinateurs. Le coût de huit systèmes de micro-ordinateur de grande capacité est esti"m à 100.000 dollars. 17/ Que doit confirmer JIAMA. Annexe 1 Page 1 de 14 - 101 - MET DE TEE DE lEECE POUR LA RISE a ETI! DE CS DIESEL ET LA RATImOAIISA!IO DU PARC DIEsEL Résumé des objectifs La Société Malgache de l'Electricité et de l'Eau (JIRMA) sollicite les offres de bureaux d'études pour l'aider à organiser et à mettre en oeuvre la remise en état de ses centrales diesel et la rationnalisation du,parc diesels (a) En réparant, en modifiant ettou en refaisant suivant de nouveaux plans les systèmes auxiliaires des centrales de Mahajanga, Toliara et Nosy-Bé, et en installant une unité nouvelle à Nosy-Bé. En établissant les plans d'une nouvelle centrale à construire à Nosy-Bé pour remplacer la centrale existante. (b) En réparant et/ou en modifiant les groupes et les systèmes auxiliaires d'un certain nombre d'autres centrales grandes ou petites. (c) En établissant un plan de déclassement et, quand cela est nécessaire, de remplacement des groupes qui ont dépassé leur durée de vie économique. 3d) En améliorant l'utilisation des groupes, en transférant ceux qui ne conviennent pas à la charge de la centrale où ils se trouvent, pour les installer dans d'autres centrales ou ils conviendront mieux, et en établissant des plans spécifiques pour les groupes thermiques situés dans les zones hydrauliques. (e) En formant le personnel de JIRMA aux décisions de réparation ou de remplacement des groupes et à rédiger les spécifications fonctionnelles des moteurs. Le travail devra être exécuté sous forme d'un programme coordonné, organisé en deux phases. La première phase consistera principalement s - à déterminer les besoins et le calendrier de mise en oeuvre des composantes (a), (b), (c) et (d)g - à aider à préparer les documents d'appel d'offres pour les travaux (a), (b), (c) et (d) à accomplir; - à exécuter la composante de formation (e). Annexe 1 Page 2 de 14 - 102 - La deuxième phase comprendra l'achat et l'adjudication des marchés, la mise en oeuvre et la gestion du projet. Le coût d'ensemble du programm est estimé à environ 6,5 millions de dollars. Il devra être exécuté au cours d'une période de 36 mois. La toute première priorité devra être donnée à l'exécution de la composante (a) de remise en état des centrales de NMhajanga, Toliara et Nosy-Bé. Généralités JIANA est une entreprise publique responsable de la production, du transport et de la distribution de l'électricité et de l'eau à Madagascar. JIAMA relève du Ministère de l'Industrie, de l'Hnergie et des Mines. JIuAA exploite environ 60 centrales diesel, dont 13 ont une puissance installée de 1 à 25,7 MW et les autres une puissance inférieure à 1 NM. La plupart des centrales ne sont pas interconnectées et sont situées dans des s0os éloignées. L'accès à - plusieurs centrales est difficile en saison dumide (de décembre à mars). Plusieurs petites centrales c8tières sont éloignées d'un port et il faut s'y rendre en bateau quand les routes ne sont pas carrossables. Dans de nombreux cas, les systèmes de stockage et de traitement du combustible sont insuffisants, en particulier dans plusieurs centrales importantes fonctionnant au fuel lourd. Dans certaines centrales, les systèmes de refroidissement (la plupart du temps des tours de refroidissement) sont en mauvais état. Les moyens de réparation et d'entretien sont souvent insuffisants au regard des normes habituelles. De nombreux groupes ont dépassé leur durée de vie économique; leurs taux de disponibilité sont faibles, et dans de nombreux cas ils devraient être mis à la retraite et remplacés. Dans plusieurs centrales, les groupes ont une puistsace qui exige qu'ils tournent pendant un temps appréciable en dessous du niveau d'utilisation économique. Ils devraient étre remplacés par des moteurs qui conviennent mieux à la charge, et réinstallés ailleurs. Une part importante de la puissance thermique se trouve dans des zones qui disposent actuellement d'une forte puissance installée hydro-électrique et ces centrales demandent des mesures spécifiques en vue de prolonger au moindre coût leur durée de vie économique. Ce programme d'amélioration de l'exploitation des centrales diesel fait partie d'un groupe de program_es recommandés par une mission de la Banque mondiale et du P?UD, en vue d'améliorer l'efficacité de la production électrique de JuIANA. Annexe 1 Page 3 de 14 - 103 - Le rapport de la mission qui décrit le réseau électrique et donne les grandes lignes des travaux à accomplir doit être considéré comme faisant partie des présents termes de référence. Domaines couverts par le travail demandé Le travail demandé comprend tout ce qui est nécessaire pour atteindre les objectifs décrits au paragraphe "Résumé des objectifs". Il comprend en particulier les tâches suivantes$ Phase I - Préparation (a) Remise en état de Toliara, Mahajanga et Nosy-Bé i) Examiner les données concernant les centrales. Inspecter les centrales en vue de déterminer leur état technique en prêtant une attention particulière aux faiblesses apparentes, telles que: - les systèmes de traitement et de stockage du combustible, en particulier à Nahajanga Il et Toliara II fonctionnant au fuel lourd; - le système de refroidissement, les auxiliaires électriques mécaniques, les protections au niveau du raccordement au réseau; - la situation des pièces de rechange; - l'atelier, en particulier en ce qui concerne la vérification des injecteurs et, dans le cas des centrales de Toliara Il et de Mahajanga I, les méthodes de démontage, de nettoyage et de remontage des injecteurs et des pompes à carburant. - l'instrumentation des moteurs et des équipements auxiliaires. ii) Préciser les travaux, équipements et matériels nécessaires pour remettre les centrales en bon état. iii) Vérifier la nécessité d'une nouvelle centrale destinée à remplacer la centrale existante de Nosy-B et établir les spécifications techniques. iv) Evaluer les bénéfices résultant des travaux envisagées. v) Préparer les documents d'appel d'offres pour les travaux, équipements et matériels. Annexe 1 Page 4 de 14 - 104 - vi) Aider JIRAMA à choisir les adjudicataires qui seront chargés des travaux et à l'attribution des contrats. (b) Réparations et modifications des autres centrales Le domaine couvert par le travail demandé est le même que pour la composante (a). Cependant, l'établissement du cahier des charges et la préparation des documents d'appel d'offres ne se feront qu'après l'exécution des travaux préparatoires prévus aux composantes (c) et (d). Pour les petites centrales (moins de 1.000 Mi), JIRAMA préparera le cahier des charges et les documents d'appel d'offres avec l'aide du consultant. (c) Détermination des groupes qui ont dépassé leur durée de vie économique et doivent être remplacés i) Déterminer quels sont les groupes dont le maintien en état coûte, ou coûterait plus cher (en cas de réparation) qu'un groupe neuf. ii) Parmi les groupes à déclasser, déterminer quels sont ceux qui doivent étre remplacés. Le jugement doit ètre basé sur l'augmentation de disponibilité à attendre des unités restantes après exécution de la composante (b) ou (d) du programme. (d) Amélioration de l'utilisation des moteurs en transférant ceux qui ne conviennent Pas bien à la charge locale, à des centrales où ils conviendraient mieux i) Itudier les courbes de charge des centrales et choisir et proposer les transferts de moteur entre les centrales, ou proposer l'installation de moteurs neufs de façon à obtenir une meilleure disponibilité, un meilleur taux d'utilisation et une réduction du nombre de types de moteurs par centrale et par groupe de centrales dans un même secteur. {i) Proposer les décisions à prendre au sujet des centrales situées dans les zones de production hydro-électrique y compris pour le choix du combustible, le mode d'exploitation, le transfert ou la mise à la retraite des groupes les plus anciens, les mesures de préservation à appliquer. i11) Analyser les coûts et avantages des travaux proposées. iv) Aider JIRAMA à préparer les documents d'appel d'offres pour l'exécution deo travaux. Annexe 1 Page 5 de 14 - 105 - v) Aider JIRAMA à choisir l'adjudicataire qui sera chargé des travaux et à adjuger le marché. Les composantes (c) et (d) devraient, de préférence, faire l'objet d'un seul marché. (e) Formation du personnel de JIRAMA aux décisions futures de réparation ou de remplacement i) Etablir des critères de choix des groupes applicables aux types de centrales et aux courbes de charge des centrales thermiques de JIRAMA. ii) Utiliser ces critères pour décider les remplacements ou les transferts faisant partie des composantes (c) et (d) du programme. Phase II Dans la mesure où les travaux suivants seraient justifiés par l'analyse de la première phase: (a) Pour les centrales de Mahajanga, Toliara et Nosy-Bé, passer les marchés et s'assurer de l'acheminement des marchandises ou matériels nécessaires, gérer, ou diriger, avec JIRAMA les travaux de remise en état et de modification, l'enlèvement et la réinstallation des moteurs l'enlèvement des moteurs mis à la retraite et l'installation de nouveaux groupes, ainsi que l'établissement des plans et la construction de la nouvelle centrale de Nosy-Bé. (kFNC) (kFmB) (S) (kFNB) Gestion du projet 36 9 101.700 10.800 7.S00 Progrm_: Modernisation et rationallsation du parc diesel Projet: Phase I - Prparation Consultant JIRMA et élimants locaux Durée des Hboas- Frais de Hoâmmes- Coût des Frais de Frais de Elément des travaux travaux mois Honoraires subsistance mois hommes-mois subsistance voyage a (mois> (mois) (O (S) (mois) (kFMG> « (S) (kFNB) o Préparation au slige de JIRAMA 3,0 5 56.500 18.300 - 3 720 - - inspection des sites 3,0 7,5 84.750 27.400 5 1.200 3.600 - 1.500 Rapports au slip de JIRAMA 0,5 1,5 16.950 S .490 1 240 - - Préparation des dossJers d'appels d'offres 1,0 3 33.900 - 2 480 - - - Approbation des dosslers d'appels d'offres par JIRANA 0,5 0,5 5.650 1.830 0,5 120 - - - Eveluation des offres 1,0 1,0 11.300 - - - - - - NIgociations des contrats 0.5 0.5 5.65D - - - Total 9,5 19 214.700 53.020 11,5. 2.760 3.600 12.000 1.500 Monnaie nationale Devises Total RAcapituletion Préparation et Gestion Globale du Projet (S) 12.680 399.720 412.400 As'exe 1 Pag. 11 de 14 Progra_ : Modernisation et rationalisation du parc diesel Projet: Phse 11 - Modernisation de la centrale de ZMhajanga Consultant JIRAMA et éléments locaux Durée des Hommes- Frais de Hoszes- Co^t des Frais de Frais de Coots Elément des travaux travaux mois Honoraires subsistance mois hom.s-eols subsistance voyage Matériel (RoIs) (mois) (S) (S) (mois) (kFNB) (kFMB) (S) (kFmB) (S) (kFM)B 2 nouveaux réservoirs de stockoge 8 32 3.840 11.520 200.000 2 cuves de décantation 3 12 1.440 4.320 40.000 Tuyauterie, réchauffeurs, instruments 3 6 720 2.t60 20.000 Equlpement électrique 2 4 480 1.440 3.000 tatlier - gtnle civil 4 8 900 2.800 4.000 - ustérlel électrique 2 2 240 720 5.000 - matériel mécanique 4 a 960 2.880 45.000 Incinérateur 3 6 720 2.160 400001 - tlérilel électrique 1 1 120 360 3.000 - Pompes, etc. 3 6 720 2.160 12.000 j' - Tuyautslies, etc. 3 3 360 1.080 10.000 Chef de projet (JIRUAM) 12 12 5.760 4.320 520 Services de consultants 2 4 45.200 14.640 4.500 240 Frais de voyage de la main d'oeuvre (10 billets locaux retour) ___ Total U2 4 45 14.4 300 16. 36.000 4.5 1.30 38.iO 4.000 monnaie nationale Devises Total Récapltulatios Nahajanga (S) 93.030 442.340 535.370 Alnexe 1 Paga 12 de 14 Progra: eodernIsatIon et rationallsation du parc diesel Projet: Modernisation des centrales de Toi lare Consu l tant JIRAKA et éléments locaux Durée des Holies- Frais de is- Coût des Frais de Frais de Coûts Elément des travaux travaux mois Honoraires subsistance mols hommes-mos subsistance voyage Matériel (mis) (mois) CS) (S) (mois) (kFNB) (iF1B) (S) (C 1.000 kW Consultant JIRAIA et éléments locaux Durée des bommes- Frais de Hoimes- Coût des Frais de Frais de CoOls Elément des travaux travaux mois Honoralres subsistance mois hommes-mois subsistance Matériel (mois) (mois) (S) (S) (mois) (kFWG) (kF1N) (S) kFMB>) (S) (kFMB) Total 9 4 43.800 14.640 100.000 30.000 3.000 1.200 500.000 12.000 Mannale nationale Devises Total Récapitulation grandes centrales 230.970 561.440 792.410 Programme: Modernisation et ratIonalisation du parc diesel Projet: Modemni stion des petites centrales c 1.000 kW Conultant JIRAMA et éléents locaux Ourée des Hoies- Frais de ommes- Coût des Frais de Frais de Coêts Elément des travaux travaux mois Honoralres subsistance onis bommes-mos subsistance voyage Matériel (mois) (Mis) (S) (S) (mois) (kFNB) (kF1B) (S) (kFMB) (S) (kmFB) Total 18 4 43.80 14.640 150.000 150.000 4.500 6.000 1.200.000 40.000 Monaie nationale Devises Total Récapitulation petites centrales tS) 550.060 îj2.9 i 1o.50 Annexe 2 - 11.5 -Page 1 de 15 PtOJK? DE TRES8 DE REEENMMCE POUR LA ODERSUISkTIOI DUS EQUIPBU8ETS ET DES NETHODES D'EUTRETIUU DES CEINTRLES Résumé des objectifs La Société Malgache de l'Electricité et de l'Eau (JIRAMA) sollicite des offres en vue d'organiser et de mettre en oeuvre un programme de modernisation des équipements et des méthodes d'entretien de ses centrales diesels (a) En augmentant les stocks de pièces de rechange pour les amener à un niveau permettant une exploitation efficace et sans à-coups des centrales diesel de JIRAMU. (b) En établissant un système informatisé de gestion de l'entretien comprenant, entre autres, le contrôle des stocks de pièces de rechange et les moyens d'enregistrer et d'analyser les données sur le fonctionnement et l'entretien des groupes. (c) En introduisant une instrumentation et des techniques de contr8le de l'état des centrales et de réparation modernes et appropriées. (d) Bn mettant en service des moyens mobiles d'entretien se composant d'un certain nombre d'ateliers remorquables, de groupes de secours à utiliser pour compenser l'indisponibilité temporaire de puissance due aux révisions et réparations des centrales, et environ huit camions à quatre roues motrices pour le transport de ces équipements entre les centrales. Le travail devra être exécuté sous forme de programme coordonné, organisé en deux phases. La phase I consistera s - A déterminer les besoins pour les composantes (a) à (d). - A préparer les documents d'appel d'offres concernant les travaux à exécuter pour les composantes (a) à (d). La phase II comprendra les achats et l'adjudication des marchés, la mise en oeuvre et la gestion du projet. Le travail à faire au titre de ce programme devra être coordonné avec le travail à faire au titre du programme de Remise en état des centrales diesel et de rationalisation du parc diesel. La durée du projet est estimée à 24 mois. - 116 - Annexe 2 Page 2 de 15 Généralités JIRAMA est une entreprise publique chargée de la production, du transport et de la distribution de l'électricité et de l'eau à Madagascar. JIRAMA relève du Ministère de l'Industrie, de l'Energie et des Mines. JIRAMA exploite environ 60 centrales diesel, dont 13 ont une puissance installée de l à 25,7 Mi et les autres une puissance inférieure à 1 Mi. La plupart des centrales ne sont pas interconnectées et sont situées dans des zones éloignées. L'accès à plusieurs centrales est difficile en saison humide (de décembre à mars). Plusieurs petites centrales côtières sont éloignées d'un port et il faut s'y rendre en bateau quand les routes ne sont pas carrossables. Les stocks de pièces de rechange sont extrêmement bas. On estima qu'en valeur, les stocks actuels doivent être triplés ou quadruplés. L'enregistrement des données concernant le fonctionnement et l'entretien des groupes est bien organisé et convenablement exécuté. Cependant, les renseignements utiles retirés de ces données sont insuffisants parce que tout le travail est fait à la main. Un système informatisé pour enregistrer les données et produire les compte rendus nécessaires à la gestion dans des formes standard, devrait être introduit. JIRANA n'a eu que peu d'occasions de se tenir au courant des développements récents dans le domaine des techniques et des équipements de contrôle des performances des groupes (appareils d'étalonnage des thermomètres, des manomètres, des appareils de mesura des vibrations, moyens de vérification rapide de la qualité des combustibles et des lubrifiants) et des techniques d'entretien et de réparation des groupes. Les ateliers et leurs équipements, au niveau régional comme au niveau du secteur, ont un besoin considérable de modernisation. A cet égard la formation constitue une composante importante du programme. De nombreuses centrales nécessitent l'utilisation d'un camion à quatre roues motrices ou (sur la côte) d'un bateau pour y accéder, en particulier en saison humide. Il est probable que tout l'ensemble de l'exploitation des centrales diesel de JIRAMA bénéficierait considérablement de moyens mobiles permettant d'effectuer rapidement, et sur place, des réfections et des réparations avec des outils et des pièces de rechange appropriés et des groupes mobiles qui apporteraient l'appoint de puissance nécessaire pendant les révisions. Ce programme d'amélioration de l'exploitation des centrales diesel fait partie d'un groupe de programmes recommandés par une mission de la Banque Mondiale et du PNUD, en vue d'améliorer l'efficacité de la production d'électricité de JIR AA. - 117 - Annexe 2 Page 3 de 15 Le rapport de la mission qui décrit le réseau électrique et donne les grandes lignes des travaux à accomplir doit être considéré comme faisant partie des présents termes de référence. Domaines couverts par le travail demandé Le travail demandé comprend tout ce qui est nécessaire pour atteindre les objectifs décrits au paragraphe "Résumé des objectifs". Il comprend en particulier les tâches suivantesS (a) Augmentation du stock de pièces de rechange i) Analyser l'état actuel des stocks, quelles pièces de rechange indisponibles dans le stock de JIRAMA auraient pu éviter des pannes, le fonctionnement à puissance réduite ou le fonctionnement au-delà des dates prévues pour l'entretien -périodique. ii) Revoir la liste des pièces de rechange recommandées. iii) Aider *JIRAXA, quand cela est nécessaire, à trouver les fournisseurs de pièces et de matériels nécessaires et préparer les commandes correspondantes Remarques il conviendra de tenir compte du fait que de nombreux groupes ont dépassé leur duré de vie économique et devront être réformés. (b) Introduction d'un système informatisé de gestion de l'entretien et des stocks i) Se familiariser avec les méthodes actuelles de JIRAMA et discuter avec elle les changements qui résulteraient de l'informatisation. ii) Studier les besoins d'informatisation pour les tâches suivantes: - Contrôle des fournitures et du stock de pièces de rechange - Inventaire des équipements - Base de donnée concernant les points suivants: - Quelles sont les tâches à accomplir et pour quels équipements t - Périodicité 1 - Par qui ? - Nombre d'hommes-joures nécessaire ? Annexe 2 -118- Page 4 de 15 - Résumés des hommes-jours, établissement des besoins futurs par site, au total, etc., ou en fonction des heures de marche prévues et du passé de chaque groupe. - Etablissement de listes de travaux et des besoins en pièces de rechange et en fournitures, avec indication des pièces et matériels manquants. - Etablissement des ordres de travaux pour les interventions autres que l'entretien préventif préétabli. - Enregistrement et restitution des éléments suivants: - Indisponibilités, - Coûts de fonctionnement et d'entretien, - kWh produits, - Facteurs d'utilisation des groupes, - Facteurs de charge des groupes, - Le logiciel devrait pouvoir être utilisé sur sept micro-ordinateurs régionaux de haute capacité et les données devraient pouvoir être consolidées. iii) Faire les recommandations pour l'achat ou le leasing des systémes sur la base d'une analyse des coûts et avantages. Il conviendra de tenir compte de le possibilité d'adapter et d'utiliser le logiciel de gestion des stocks dans d'autres domaines d'activité, tels que la distribution. iv) Aider JIRAMA à choisir les fournisseurs. v) Commander le logiciel. vi) Organiser la formation du personnel de JIRAMA. (c) Introduction d'appareils de contrôle de l'état des centrales et de techniques de réparation modernes i) Se familiariser avec les techniques et équipements actuellement utilisés par JIRAXA. ii) Préciser les besoins. Une attention particulière devra étre portée aux équipements d'injection et aux appareils de contrôle (appareils et instruments de la centrale, aussi bien que les appareils d'étalonnage) et aux outils, instruments de mesure et techniques utilisés pour la révision des groupes. iii) Préparer les recommandations et les documents d'appel d'offres. iv) Aider J'RAMA à choisir les fournisseurs. v) Commander les équipements. - 119 - Annexe 2 Page 5 de 15 (d) Mise en service des équipements mobiles d'entretien et des Rroupes de secours i) Se familiariser avec la logistique actuelle en matière d'entretien et la répartition géographique des centrales de JIRAA. il) Vérifier les économies lui pourraient être réalisées sur la puissance installée, par l'utilisation des groupes mobiles proposés. iii) Préciser les équipements nécessaires et établir les spécifications. iv) 8tablir les documents d'appel d'offres. v) Hvaluer les soumissions. vi) Commander les équipements. vii) Faire préparer les emplacements de remisage des équipements et -prévoir qui sera chargé de leur contrôle à JIRANA et établir -les intructions et les procédures d'utilisation et d'entretien de ces équipements. viii) Evaluer les avantages supplémentaires qui résulteraient de existence de moyens de transport maritime sur la côte à proximité des et sur la côte ouest, capables de débarquer les camions jusqu'aux centrales côtières ou à proximité. Phase Il (a) Augmentation du stock de pièces détachées i) Assurer les livraisons en temps voulu. ii) Contrôler la mise en stock et l'enregistrement des livraisons. (b) Introduction d'un système informatisé de gestion de l'entretien et des stériele i) Assurer l'introduction du nouveau système et organiser la formation du personnel de JIRAA. hi) Régler les problèmes éventuels survenant lors de l'utilisation du système pendant la phase d'introduction. -120 Annexe 2 Page 6 de 15 (c) Introduction de techniques modernes de contrôle de l'état des centrales et de réparation i) Contrôler les livraisons. ii) Organiser l'introduction des techniques et la formation qui s'y rapporte. La formation devra comptendre des visites d'installations de centrales modernes, de constructoure, d'établisseomnts d'enseignemnat et d'expositions, au profit d'environ cinq ingénieurs de JIARMA, pour assurer le développement dts connaissances dans les domaines de la conception, de l'exploitation et de l'entretien des centrales diesel modernos. iii) Assurer l'utilisation effective des nouvelles techniques, en les incorporant aux instructions et directives permanentes. (d) mise en service de moyes mobiles d'entretien et de secours A) Suivre la production et les essais des équipemnts. hi) Contrôler les livraisons et établir le plan d'utilisation * pendant la première annéo d'exploitation des équipements. iii) Contrôler l'exploitation des équipoemnts et régler les problèmes qui pourraient se présenter. Répartition des taches et des responsabilités Le consultant sera entièrement responsable de l'exécution du programme. Il devra fournir tous les services nécessaires A sa réussite. J1ANA fournira les éléments suivamts 8 (a) Accès aux installations, au documents et aux données nécessaires à l'exécution du travail. (b) Tous les transports à l'intérieur de Iadagascar. (c) Le personnel nécessaire, et an particulior un chef de projet qui dirigera l'ensemble de l'opération avec l'aide du conoultant. (d) Les bureaux. - 121 - Annexe 2 Page 7 de 15 Directives pour l'établissemnt des soumissions Les soumissions devront donner des détails complets sur les pointe suivants- (a) Un programe de travail répondmat aux présents termes de référence. (b) Une estimation préliminaire par discipline, du nombre d'heures nécessaires & l'exécution des travaux et le lieu oÙ chacune des phases sera exécutée. J (c) La nature de l'organisme et son expérience passée avec des travaux de ce type dans les pays en développement. (d) Les curricula vitae (CV) du personnel affecté à l'étude ainsi que ceux du personnel de soutien au siège de l'organisme. (e) La personnel prévu et la durée de son affectation pour l'exécution du progrmm et la eonduite de la formation du personnel de JIuAA. avec curricula vitae complets et détails sur l'expérience passée. (f) Le tableau d'organisation du projet avec indication des noms dis candidats aux différentes tAches. (a) La Société inclura dans sa soumission une proposition de procédure à utiliser pour ajouter ou retrancher des services au titre du présent marché. La procédure suggérée devra mentionner, sans que cela soit limitatif, comment estimer les heures de travail, et quels seraient les documents à l'appui à fournir et les taux horaires à appliquer pour les travaux exécutés. Ces taux horaires seront considérés comme faisant partie de la proposition. Une enveloppe cachetée devra étre Jointe à la soumission et devra contenir l'estimation du coût du travail demandé sur la base d'un systme d'honoraires professionnels fixes qui devront aussi être diterminés par rapport aux heures de travail réellement fournies. La Société pourra suggérer d'autres moyens possibles d'atteindre les objectifs fixés dan les présents termes de référence. Ceux-ci devront être clairement définis, et précisés par des calendriers et des coûte séparés. - 122 - Annexe 2 Page 8 de 1S Porme du marché Le marché sera adjugé sur la base du modèle international d'accord entre client et ingénieur conseil, établi et publié par la Fédération Internationale des Ingénieurs conseils (FIDIC). Calendrier des paiements Le programme des paiements sera négocié. La Société proposera dans sa soumission un calendrier qui liera les paiements à des performances clairement définies. - 123 - Apnexe 2 Page 9 de 15 Estimation des coûts Programmes modernisation des équipements et des pratiques d'entretien des centrales Le projet se compose des quatre composantes suivantes: (a) Augmentation du stock de pièces de rechange. (b) Introduction d'un système informatisé de gestion de l'entretien. (c) Introduction de techniques de contrôle de l'état des centrales et de réparation, modernes et appropriées. (d) Mise en service d'équipements mobiles d'entretien et de groupes de secours. Les travaux devront étre exécutés en deux phases: la phase I comprend une étude détaillée des installations et procédures existantes en vue de déterminer les besoins pour les composantes (a) à (d), et la préparation des documents d'appel d'offres pour l'exécution de ces composantes; la phase II comprend l'adjudication des marchés d'exécution et de gestion du projet. L'estimation des coûts et des calendriers détaillés pour les deux phases est donnée ci-dessous. Le coût des ateliers d'entretien mobiles correspond à 8 unités <200 groupes à entretenir, 10 jours par groupe et par an, équipements utilisés 75 X du temps). Chaque unité comprend un camion tracteur équipé d'une grue hydraulique de 10 tonnes, une remorque aménagée en atelier et équipée d'un compresseur, trois bancs de travail, tours, fraiseuse, meules, presse hydraulique, soudure à l'arc, équipement de lubrification et graissage, un outillage complet. Des groupes de secours compacts, et refroidis par radiateurs sont également inclus (S x 50 kW, 2 x 100 kV, 2 x 300 kW, 1 x 500 kW, soit un total de 1.650 kV). Le coût de ces derniers s'élève à environ 420.000 dollars. Annexe 2 Page 10 de 15 Pro_gr: é icrtion du mtriel et dos méthoe d'entretion des centrales Projet: Phse, I - Prél atlon Consultant JiSNm et élémts Iocaw Durée dil ume- Frais de Hommes- c des Frois de Frais de Elmnt des travau travaux ais Honoraires sublistance as homes s so bslitanc v' (mis) (mis) O ((mils) (likIm) (km) >() (NA1 (> SpécIfIc stIon et _aae des Pices de rechan_ Prsp, au sièp de JiR* 1,25 1,25 14.125 4.575 1,25 300 1.50o Visite de 3 sites 0.2 02 -as 915 0 60 lb 0 Tctal 1,50 t,50 1 .4 5 IJ . r0 (Ob Spécifi gtion du *nstim oautmtisé et de cesticn des stocks I Prép, au sldip de Jl*s* 1,5 1,5 S.10 5.49O 1,s 360 1.500 N Visite de 3 sites 0,5 0,5 5.650 1.130 0,O 120 100 240 Défisir les besoins Os 0.5 5.R50 1.BDO 2,0 4U0 Rédîgor spécifications 0,75 0,75 0.475 2,745 0,75 180 Evaluer les offres et néocier les contrats 0.5 LJ5 5.650 L.8Q 1.0 240 1.50- Total 3,75 3,75 42.375 13.725 5,75 1 .30 1e0 3.0o0 240 Pe 11 de 15 Prore: AMI lrit: du mé Ici et du m6tbOde I mtretle dms Oetrel («sl») Projet: pbsse g - Prép e_tlms Ossitmt J_ et ééaset lesan huée des lMs- Frais de mause- Co" dus Frais de Frets de Elisa t des treviox travus mis masorires saà.te-ilSO mois hm-mls sbsistance omis) nis) O) CS) SureO Imm de 1 t des orl« et de ovomm dariem Pir, a. asiég J I(85 0.5 0,s 5.s0o 1.0 0 0,5 120 1.5DD 0fl ltio dus hlos 0,25 0,25 2.25 915 0.5 1 » Orgasîmer visite à 1 'étunr o025 0,25 2.i 915 Visiler ate cutralestel laefs 025 025 2.025 2.745 OS 120 4.S00 110 iRliIgr speéclfications 0,7n 0,75 .47 2,745 0,75 180 Coocevoir cours fumet t 075 0,75 o,n .475 2.745 0,5 120 E£vluer offres 0,5 120 1,500 Coo Xer catooirOS 0.i5 5.55 1.030 0M5 t20 TOade maéil1'Y 3,75. 30*725 37537 .0 0 (d) Matériel entretien mobile et groues de résrve Pré,. siége JiRAM 0,5 0.5 5.0650 1.00 0.75 180 1.50 visite des sites 0,5 0,5 5.650 1.330 0.5 120 180 240 l diger spéclfiuttions 0.75 0.n7 8.475 2.745 0,25 60 Spécifier Il u'.1 isatios, le sstème de contrate et de diapetc* et ses r osoiltéms à Ji spour -Utitllsgtio de atériel 0,5 O0S 5.050 1JOO O,5' 120 -Evluetios des offres 1,00 1,00 11.0 9.490 1,00 240 3.000 _ oleotloe dms contratr 100 1.00 11.300 5.4%90 0.5 120 Total 4.2I 42ie 48.025 19.215 3, 04 i ;6 TAL mm I 4,25 13,2 144.075 52.155 14,5 3.400 54 1i.50 1.0 Anexe 2 Page 12 de 15 Programe: AM lioration du matériel et des métbodes dieetretlen des centrales Projets Phase 11 - Impl_emtation mises n oeuvre on sutant JIRMA et éléments locaux Durée des Hbmes- Frals de Hos- CoOt des Frais de Frais de Coûts Elment des travux travux mois onoreoires subsistance ois hoes-mois subsistanoe voyg9 Matériel (mis) (ois) (S) (SC) (mis) (kFNB) (km) (S) (km) (S) (W ) (a) Rétablir le niveau du stock de Pibses de recharge Acat plèces de rechange 2.500D000 Contrôle de qualité 2% du coût matériel 50.000 Total 2.550.0,0 (b) Svstdme automatisé de nestion de I 'entretien Formation, mise en plaoe 6 12 135.600 43.920 12 2.800 1.000 6000 6001 LogIciel 6 - - 50.000 Total 12 12 135.600 43.920 12 20 1.080 6.000 600 50.000 (c) Surve11iance de l'état des centrales et ap.llcation du systme d'entretien Matériel 1 100.000 Adoption de nouvelles méthodes 6 f 11.500 36600 6 1.0080 720 109.800/ 360 Formation 12 3 339 10.90 30 5.400 6.000 360 Total 18 4 45.200 14.640 36 6.480 720 115.800 720 100.000 (d) Mettre en oeuvre le matériel dientretien mobile et les groupes de réserve Matériel 1.900,000 Contrôle de qualité (S % du coût) 100.000 Provisions locales 6 1 11.300 3.660 12 1.680 1.440 1.2le 20.000 30.000 Introduction du systme 12 2 220 7.320 _ - - Total 12 3 33.900 10.900 12 1.6W0 1.440 3.000 1.200 2.020.000 30Z.00 TOTAL PAUSE 11 12 10 214.700 69.S40 60 11.040 3.240 124.800 2.520 4.720Ju00 30.000 a/ Y compris la formation de cinq Ingénieurs de JIRAMA à i tranger Annex 2 pae 13 de 15 Program: r Amé lration du matériel et des méthodes d0entretien des centrales Projet: Gestion glolie du projet Consultant JIRlIA et élémnts locaux Dré. des Hmos- Frais de Ho_mn- Cdt des frais de Frais de Colts Elémnt des travaux travax mos Hono ires subsistance mols homs-mos subilstaner voyagp Matériel (mai) (mis) (S) (S> (MIs) (kFmB) (k) (S) (IFMB> (S) (IFB> Gestion du projet 24 12 1.400 43.920 10.000 Monnaie éshumé des coûts du progra nationale D-vises, Total Castion de projet -189.520 189.520 A. Gecostitution du steck de pucs de rchbang Préparati 2.900 23.940 26.U0 Mise en oeuwre - 2.550.00 2.50.00C Total 2.900 2.5.940 2.576.840 B. Système utOmtisé de gestion de I 'entret in Préparation 20 9.100 42.000 Mise ne oeuvre 7 235 S20 24 Total Td.I I C. 11I loratlon dtecs nique de survl mlance et de réparation Préparation 1.740 57.950 59.900 Mise n oeuvre 12 Lf0 27t0 288.410 Total 14.510 333.590 34.100 D. Unités Mflles d'entretien Préparation 2.030 71.740 73.770 MIse n oeuvre 0 2.0A67.JO 2.123.230 Total 57.300 2.139.620 2.197.000 TOTAL 85.040 5.531.290 5.616.330 Anexe 2 Pega 14 de 15 Calendrier Progra_ Amélloration du metériel et des méthodes d'entretien dms centrales Projet: Phase I - Préperation Mois O 1 2 3 4 5 6 (a) Rétabil ssaent du stock de plces de rechange - visite des sites - étabiissement des réquisitions (b) Systd.e automatisé de pestion de i 'entretlen - visite des sites - - définition des besoins - rédaction des spécifiaetions - évaluation des offres, négoclaàlon des contrats (c) Surveillance de i'état des centrales et application des techniques de r6paration/d'entretien visite des sites _sF - rédaction des spécifications, solliciter des offres I - cours de formation on conception - évaluation des offres - coade des matériaux et du matérial Id) Mise, n oeuvre de i'entretien mobile et des groupes de réserve - visite des sites - définition des besoins - rédaction des spécifications, soi leiter des offres - spécificltion des règles a gestion du matériel _ - évaluation des offres - négclation des contrats - hog tSe1 _s Jet: P ruse aIo -1 £uiu s ~~~~~~~~~~~~~~~ ~ 1s1 11 -s H N ~~~~~~ ~ ~ ~ ~ ~ .t .soua Uss.d lseUtsh -~~~~~~~~ ~ ~ ~ ~ ~ *uv 12 1e 2t 11t .~ti auueamsd st. eI'srto - rvl le emctesd fe - iehl iee u1we et&l o.te____ - fosto __1_____ &1 -1 DES PER18 TICMQUE Confisuration du réseau et données de base Le calcul des pertes techniques du réseau électrique de Nadagascar est complexe en raison du grand nombre de réseaux électriques isolés qu'il contient; ce calcul souffre également de l'absence de données techniques détaillées concernant toutes les composantes du réseau. On s'est intéressé tout particulièrement au Réseau interconnecté parce qu'il s'inscrit pour 64 Z de la consommation totale d'électricité du pays et aussi parce qu'il possédait de nombreuses données techniques telles que la longueur des circuits, les schémas de montage, la puissance installée et les autres renseignements techniques qu'exige une analyse complète. Des estimations des pertes techniques ont été préparées par la mission qui a analysé les diverses composantes électriques du Réseau interconnecté. Les pertes qui se produisent le long des lignes de transport et dans les postes source ont été calculées sur la base des puissance de pointe réelles. On a estimé les pertes des lignes de distribution et des transformateurs de distribution sur la base d'un échantillon de lignes considérées comme typiques du réseau analysé. Calcul des pertes dans les composantes du réseau On trouvera ci-après une brève description de la façon dont les pertes ont été calculées ainsi que les observations inspirées par les constatations de la mission: Facteur de charge et facteur de pertes. On a utilisé la demande de pointe annuelle de 46,4 MW (5 juillet 1984) pour calculer les pertes de puissance à la pointe. On a appliqué un facteur de charge moyen de 0,51 et un facteur de perte moyen de 0,284 tirés des courbes de charge du Réseau interconnecté pour calculer tous les éléments de pertes qui sont fonction de la charge, sauf pour certaines lignes d'alimentation dont on connaissait les facteurs de charge et les facteurs de perte ou bien pour lesquelles on a pu les déterminer sur la base de leurs courbes de charge respectives. Facteurs de puissance. Pour les pertes des postes élévateurs et abaisseurs de tension et des transformateurs de distribution, on a appliqué un facteur de puissance de 0,85 mesuré pendant la pointe annuelle. Pour les pertes sur les lignes de distribution en moyenne tension, on a utilisé les valeurs mesurées réelles (à la pointe) pour chacun des circuits analysés. Annexe 7 -145- ?ag de S Postes de tansformation élévateurs et abaisseurs de tension. Les estimations des pertes des transformateurs iastallés dans les centrales (élévateurs) et les postes-source (abaisseurs) sont indiquées à la Pièce 1 qui figure à la fin de la présente Annexe. On a déterminé les pertes d'énergie en additionnant les pertes à vide (pertes fer) et les pertes en charge de chaque tranformateur. On a tiré les puissances de pointe des renseignements recueillis au niveau des centrales et des postes. Pour déterminer les pertes d'énergie, on a intégré les pertes à vide sur toute l'année, et on a calculé les pertes en charge en utilisant le facteur de perte global du réseau. Itant doné que les données de pertes "à vide" et de pertes cuivre à pleine charge de certains des transformateurs les plus anciens n'étaient pas disponibles, on s'est servi de chiffres typiques de transformateurs modernes de môme puissance. Etant donné que toutes les unités ne fonctionnaient pas pendant l'heure de pointe analysée, les résultats reflètent la disponibilité typique des unités. Ils montrent égalemat que sur le total des pertes d'énergie annuelles des transformateurs qui s'élève à 6,54 lh,, environ 84 X (5,5 GCh) correspondent aux pertes à vide. La puissance installée totale des transformateurs (hors transformation MT/8T) dépasse 300 MVA dont environ le tiers est utilisé à la pointe (transformateurs élévateurs et abaisseurs). Cette faible utilisation de la puissance installée totale se reflète dans la part élevée des pertes attribuée aux postes de transformation (27 X du total), les pertes à vide des grands transformateurs étant très élevées. pignes de transport. Les résultats de l'étude d'un échantillon sondage effectuée avec les données des heures de pointe figurent à la Pièce 2. On a fait le calcul en utilisant un modèle informatique des circuits analysés. Les donnée concernant la longueur des circuits, la catégorie et la taille des conducteurs, l'espacement des phases, les charges raccordées, la demande magimum et la tension des circuits d'alimentation, ont été fournies par JIRaXA Afin de tenir compte des divers niveaux de tension que le réseau de transport du Réseau interconnecté utilise on a fait une analyse section par section. on s'est servi pour faire cette analyse des charges réelles mesurées à la pointe pour chaque section de ligne particulière. Comme on pouvait s'y attendre, on * constaté que les pertes les plus élevées se produisaient le long des lignes les plus longues. La ligne de transport Aabohimnambola/Antsirabe (140 ka de long et qui fonctionne à 63 kV) avait des portes à la pointe qui dépasoaient 9 Z. Ces pertes s'inscrivent pour près de 25 X du total des pertes sur les lignes de transport & la pointe, Unn deuxième ligne oÙ se produisent des pertes est celle de la ligne Tana-Sul/Arivomano qui a 46 km de long et qui fonctionne actuellement à 20 kV. Cependant, bien que les pertes le long de cette ligne dépassent 10 X à la pointe, elles contribuent dans une faible mesure (environ 5 X) au total des pertes. des ligues de transport. Annexe 7 - 146 - Page 3 de 15 Lignes de distribution moyenne tension Pour déterminer l'ampleur des pertes des lignes de distribution moyenne tension on a étudié de manière détaillée les départs MT fortement chargés. La méthode utilisée est analogue à celle dont on s'est servi pour le réseau de transport. Les charges maximums des lignes à la pointe ont été utilisées pour faire cette analyse. On a affecté des charges aux circuits et aux branches de chaque ligne étudiés en répartissant la charge totale de la ligne d'alimentation proportionnellement aux puissances installées des transformateurs de distribution sur chaque circuit et sur chaque branche de la ligne d'alimentation. Les résultats pour deux lignes d'alimentation à Antananarivo et d'une ligne à Mahajanga (zone extérieure), figurent aux Pièces 3, 4 et 5 que l'on trouvera à la fin de la présente Annexe. On a constaté que les longues lignes d'alimentation telles que celles du "Secteur 1" à Antananarivo avaient des pertes élevées à la pointe (environ 11 X) et des chutes de tension excessives (17,9 X). JIRAMA applique actuellement un programme de renforcement des lignes qui comporte l'installation d'un plus gros conducteur pour réduire les pertes et les chutes de tension. On a vérifié l'efficacité de cette mesure en changeant le conducteur principal de la ligne dans le modèle de siulation du "Secteur 1" (en remplaçant les conducteurs en cuivre de 48 tmu par des conducteurs en aluminium de 116 mm ) ce qui permet de calculer coument les pertes et les chutes de tension seraient améliorées. On a fait un autre essai en supposant un relèvement de tension de 5 kV à 20 kV. Tous ces essais supposaient une charge de 1.412 kVA (1.200 kW). Les résultats sont indiqués ci-après. Pour- Pour- centage centage Portes de de chutes Ces kVA kW kVAR pertes de tension Résultats (5 kV) 18B,3 132,0 134,2 11,0 17,9 Avec changement de conducteur (5 kV) 145,4 82,9 1l9,S 6,9 12,6 Avec relèvement de tension A 20 kV 11,31 7,91 8,08 0,7 1,1 On constate que l'amélioration des pertes obtenue par le renforcement des lignes (changement de dimension du conducteur) pour cette ligne d'alimentation particulière est beaucoup moins efficace que le relèvement de la tension. Annexe 7 - 147- Page 4 de 15 Réseaux à basse tension (BT). Il est difficile d'estimer les pertes de cette composante du réseau électrique en raison de la complexité des réseaux de distribution basse tension. On a fait une estimation approximative en supposant un pourcentage global de baisse de tension de la composante résidentielle de la charge de pointe. La composante charge résidentielle est approximativement égale à la charge de pointe, moins toutes les pertes qui se produisent jusqu'au niveau des ciruits basse tension (c'est-à-dire les pertes des lignes de transport, des postes source, des lignes NT et des transformateurs de distribution), multipliée par un facteur qui est approximativement égal au pourcentage des ventes totales au secteur domestiques. La perte d'énergie en général est donnée par la formule suivantes Perte de puissance = (IR)*I = (VI)*(IR)/V Perte de puissance - charge* baisse de tension relative Alors, la. Perte à la pointe BT - x = Charge résidentielle à la pointe* chute de tension relative Les pertes d'énergie pour 8.760 heures sont données par la formule suivantes Perte d'énergie BT - 8.760*x*Pacteur de perte En supposant une chute de tension unitaire moyenne de 9 Z pour le réseau interconnecté et une part de 36 Z de la demande de pointe pour le secteur domestique, les pertes sur le réseau basse tension à l'heure de pointe seraient de 1,27 MW et les pertes annuelles d'énergie de 3,2 GWh. Les deux derniers chiffres incluent les pertes des compteurs qui s'élèvent approximativement à 175 kW à la pointe (en supposant des valeurs de pertes typiques de près de 2 vatts par compteur pour un nombre total de 85.000 compteurs pour le réseau interconnecté). Transformateurs de distribution. La méthode utilisée pour estimer les pertes des transformsteurs de distribution est analogue à celle dont on s'est servi pour estimer celles des transformateurs de puissance. On a utilisé les pertes typiques "à vide" (pertes fer) et les pertes cuivre à pleine charge des transformateurs dont se sert JIRAMA. Les résultats de l'analyse des transformateurs de distribution installés sur deux lignes d'alimentation d'Antananarivo figurent aux Pièces 6 et 7. Le fait de n'avoir effectué aucune mesure réelle de la charge de chaque transformateur pendant la pointe réduit légèrement la validité de ces résultats. On considère cependant que l'erreur introduite en répartissant la charge de pointe totale de la ligne NT entre tous les transformateurs proportionnellement à leur puissance est peu importante. -148 - Pag S de 1S Les charges de pointe affectées à chaque transformateur tiennent compte des pertes des lignes NT, que l'on a déduites de la demande de pointe mesurée au poste pour chaque ligne d'alimentation. Les résultats indiquent que les pertes à la pointe qui se produisent dans les transformateurs de distribution pour les lignes analysées sont légèrement supérieures à 2 Z de la d emnde de pointe. Pour étendre l'estimation des pertes des transformateurs de distribution à tout la réseau interconnecté, il a fallu faire certaines estimations, puisqu'on ne disposait pas de données exactes sur le nombre de transformateurs installés par puissance. Les résultats de ce calcul indiqués à la Pièce 8 se fondent sur les meilleures données dont on disposait à l'époque. Il y a lieu de penser que les pertes seront en fait légèrement supérieures une fois inclus. tous les transformateurs de distribution. Résumé des pertes techniques et conclusions Un résumé des pertes techniques estimées du réseau interconnecté figure au Tableau 1. Tableau 1: *PARTITION DES PETS TEOUS DU WESA IWERCOET Portes de puismnc Pertes d6énerge * >) (5) ) (CVA) (kW) (kW) 180 1,200 6,5 2.462 27.083 75 7 525 247 308 0,290 1,600 5,9 3.721 26.046 100 8 800 376 470 0,320 2,050 8,2 4.316 34.525 150 1 150 71 88 0,340 3,100 1,4 5.265 5.265 160 1 160 75 94 0,460 2,350 1,3 5.763 5.763 200 2 400 188 235 0,550 2,850 3,1 6.921 13,U41 250 0 0 0 0 0,580 3,250 0,0 0 0 315 0 0 0 0 0,770 3,900 0,0 0 0 400 0 0 0 0 0,930 4,600 0,0 0 0 S00 O O _ 0 1,240 5,500 0.0 0 0 Total 2.635 1.238 1.548 27,1 115,571 Annexe 7 Page 15 de 1S Plèce 8 RESEAU INTERCOONNCTE - JIRAMA PERTES TOTALES OES TRANSFCANAlEURS DE DISTRIBUTION (kW charge/kVA: 0,35833; FP à ta pointe 0.85; Facteur de perte 0,284) Pertes totales Pertes Type de Puissance Charge Pertes à la Pertes annuelles kVA Quantité a/ installée aximm A vide A pleine pointe annuelles totales charge tkVA) (kW) (kVA) lkW) (kW> Zones Extérieures (suite) AubanJa 'I Ga-Oil 3 1 x 80 83 1 x 10 83 1 x160 83 340 180 241 Ambilobe W Gas-oil 3 ix 10 83 2 x60 83,83 220 120 263 Belo/Tslriblbins Gas-oil 2 1 x 85 1 x50 76 135 50 351 Miajunga Il W Fuel 3 1 x4.000 75 1 x6.500 72 i x 9.000 19.500 10.500 220 Majunga I Gs-oil 4 3 x 1.80 69,70,70 i x 830 60 6.230 4.430 229 Nsrovoay Gas-oil 3 2 x 64 60,60 1 x50 78 178 114 327 wesevatanana 'I Ga-Oil1 3 2 x 12 83 1 x50 78 74 24 310 Antsohlhy Gas-oil 3 i x 200 76 1 x 85 76 1 x50 78 335 135 303 Anahidrmno * Gas-oil 1 I x 6 73 6 388 Annexe 8 Page 8 de 8 CENTRALES THEISIIOUES DE JIRANA - 1985 (Suite) Nombre Puissance Entr6e en Puissance Puissance Consommation Centrale Type Combustible dtunités des unités Service Installée Disponible de combustible (kV>