Plan Directeur National Production-Transport-Distribution et d’Electrification Rurale 2017 – 2025

150 MW. La mise en service de ces centrales est fixée pour 2022 avec une part de production pour le Burkina Faso de 50 MWc. Centrale solaire 26,6 MWc de Zina (en PPP) : Le Gouvernement a signé un protocole d’accord avec Windiga Energy pour la construction d’une centrale solaire de 26,6 MWc sur le site de Zina. La date de mise en service est prévue en fin 2019. Cinq (05) centrales solaires PIE (68,24 MW) (en PPP) Dans le cadre du renforcement du parc de production solaire le gouvernement a engagé un processus de recrutement de promoteurs pour la réalisation de cinq (05) centrales solaires photovoltaïques d’une puissance cumulée d’environ 68,24 MWc. Ce processus a conduit à l’attribution des sites à quatre (04) promoteurs que sont : - SCATEC Solar qui équipera le site de ZIGA d’une centrale solaire de 17 MWc ; - CANOPY International / Biotherm Energy qui équipera les sites de Kodéni et de Pâ de deux centrales solaires de 17 MWc chacune ; - Compagnie Financière NAANGE qui équipera le site de la Patte d’Oie d’une centrale solaire de 6,24 MWc ; - SOLTECH qui équipera le site de ZANO d’une centrale solaire de 11 MWc. La mise en service prévisionnelle de l’ensemble de ces centrales est de 2020. Cinq (05) centrales solaires PIE (80 MW) (en PPP) Une étude de faisabilité est en cours de réalisation en vue de la construction de cinq (05) centrales solaires photovoltaïques d’une puissance totale de 80 MWc au Burkina Faso d’ici à l’horizon 2022. Auto-producteurs en solaire photovoltaïque A la faveur de la politique d’incitation à l’installation de systèmes solaires raccordés aux circuits électriques intérieurs des bâtiments (Hôtels, Institutions, Ménages, Industries, etc.), il a été estimé que de nouveaux types de producteurs d’électricité pourraient injecter leur excédent de production sur le réseau électrique. Dans le cadre de l’étude de « mise en place des conditions technico-économiques pour le soutien de la filière photovoltaïque raccordée au réseau » financée par l’Union Européenne, la puissance pouvant être injectée sur le réseau est estimée à 5 MWc à l’horizon 2020. III.3. Renforcement du parc de production hydro-électrique Bagré-aval Toutes les études technique, économique, environnementale et sociale ont été réalisées. Ce projet qui consiste en la construction d’une centrale hydroélectrique de

14 MW à l’aval de Bagré est en recherche de financement et inscrit dans le programme PPP depuis 2015. Son cout global est de 73 milliards de FCFA HT. La date prévisionnelle de mise en service de la centrale est 2023. Samendéni La centrale d’une capacité de 2,76 MW est en cours de construction pour une mise en service prévue en fin 2017. Par ailleurs, dans le cadre du renforcement des capacités de production hydroélectrique nationale, des études de faisabilité de quatre (04) sites à aménager sont en cours de réalisation. Ces études devront concourir à retenir les aménagements hydroélectriques de Bontioli (5,1 MW), de Gongourou (5 MW), de Folonzo (10,8 MW) et de Ouéssa (21 MW). La mise en service de ces centrales est projetée pour 2025. III.4. Autres moyens de production De nouveaux moyens de production sont en cours de développement au Burkina Faso. Il s’agit de : - la réalisation de deux unités de bio-digesteurs industriels dans la zone industrielle de Kossodo pour la production d’électricité. Ces projets sont portés par les promoteurs Faso Biogaz et ONEA. Ces unités seront raccordées au poste de la centrale de Kossodo ; - la réalisation d’une centrale thermique à biomasse-déchets promue par la Commune de Ouagadougou avec l’appui technique et financier de la BAD ; - la réalisation de centrales solaires de types à concentration ou à stockage d’une capacité nominale de 200 MW dont un appui technique et financier a été sollicité aux partenaires tels que la BOAD, la BAD, l’AFD, la MASEN, etc. pour la conduite des études de faisabilité technique, économique, environnemental et social ; - la réalisation des systèmes d’autoproduction à base d’énergie solaire dans les habitations et édifices publics et privés. Cette initiative soutenue par le Gouvernement vise à pallier le déficit énergétique que traverse le pays. Tableau N° 4 : Situation des moyens de production électrique de 2016 à 2025 Parc de production 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Thermique 231,14 231,14 230,94 228,64 201,55 201,55 201,55 201,55 201,55 201,55 Parc existant Hydraulique 26,1 26,1 26,1 26,1 26,1 26,1 26,1 26,1 26,1 26,1 Solaire 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Fada 7 7 7 7 7 7 7 Kossodo 50 50 50 50 50 50 Projets thermiques Ouaga Est 100 100 100 100 100 100 Ouaga Nord Ouest 100 100 (Ex, Donsin) Samendéni 2 2 2 2 2 2 2 2 Bagré aval 14 14 14 Bontioli 5,1 Projets hydrauliques Gongourou 5 Folonzo 10,8 Ouéssa 21 Zagtouli 1 29,7 29,7 29,7 29,7 29,7 29,7 29,7 29,7 Zagtouli 2 15,3 15,3 15,3 15,3 15,3 15,3 Koudougou 18 18 18 18 18 18 Kaya 9 9 9 9 9 9 Centrale Regionale Projets solaires 45 45 45 45 du WAPP Kodéni 15,3 15,3 15,3 15,3 15,3 15,3 Pâ 15,3 15,3 15,3 15,3 15,3 15,3 Patte d'Oie 5,616 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 Zano 9,9 9,9 9,9 9,9 9,9 9,9 Projets solaires Zina 23,4 23,4 23,4 23,4 23,4 23,4 23,4 (suite) ZIGA 2 15,3 15,3 15,3 15,3 15,3 15,3 Parc de production 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 PIE Solaires 80 MWc 72 72 72 72 Autoproducteurs 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 Solaires Total exploitable 258 290 318 549 549 666 680 780 822 Ferké-Ouaga 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 Bolga-Ouaga 50 100 100 100 100 100 100 100 Interconnexions Bolga-Bobo 75 75 75 75 75 Dorsale Nord 100 150 150 150 EcoPower 100 Total disponible 307 308 390 468 699 774 991 1 055 1 155 1 297 IV. ADEQUATION OFFRE DE PRODUCTION – DEMANDE GLOBALE IV.1. Analyse de la charge journalière typique de la demande et de la production solaire journalière La courbe de charge journalière se présente comme suit :  une période de pointe diurne entre 12 h et 14 h;  une période de pointe nocturne entre 19 h et 22 h. Suivant l'analyse des courbes journalières typiques des douze mois de l'année, il ressort qu'au mois d'avril et mai la pointe diurne est supérieure à la pointe nocturne. La pointe nocturne vaut 97% de la pointe diurne. Pour les dix autres mois de l'année, la pointe journalière est nocturne. Cependant, étant donné que la pointe annuelle est généralement enregistrée aux mois d'avril ou de mai, l'adéquation offre - demande a été réalisée avec l'hypothèse de la pointe nocturne est égale à 97% de la pointe diurne. Le taux de disponibilité de l'ensemble (production + importation) a été considérée à 80%. Figure N° 5 : Courbe de charge journalière typique de la demande La production solaire intervient entre 7h et 18 h avec une forte contribution à la maitrise de la charge entre 9 h et 16 h. Figure N° 6 : Courbe typique de production solaire journalière IV.2. Analyse de l’adéquation Offre – Demande sur la période 2017 – 2015 La prévision de développement des projets de production électrique est fondée sur l’analyse en l’offre et la demande et l’analyse de l’adéquation Offre – Demande a été faite suivants les trois (03) scénarii en considérant un taux de disponibilité de 80% pour l’ensemble (productions + importation) comme mentionné plus haut. Scénario Haut : Tableau N° 5 : Adéquation Offre – demande suivant le Scénario Haut 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Existant 308 308 306 279 279 279 279 279 279 Parc thermique existant 231 231 229 202 202 202 202 202 202 Parc hydraulique 26 26 26 26 26 26 26 26 26 existant Parc solaire existant 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Interconnexions 50 50 50 50 50 50 50 50 50 Projets 0 82 162 420 495 712 776 876 1018 Projets thermiques - - 7 157 157 157 157 257 257 Projets hydrauliques - 2 2 2 2 2 16 16 58 Projets solaires 0 30 53 161 161 278 278 278 278 Interconnexions 0 50 100 100 175 275 325 325 325 ECOPOWER - - - - - - - - 100 Total Général (MW) 308 390 468 699 774 991 1 055 1 155 1 297 Total Général 246,4 312 374,4 559,2 619,2 792,8 844 924 1 037,6 disponible (MW) Pointe Annuelle (MW) 290 315 340 490 563 648 745 857 986 Pointe Diurne (MW) 290 315 340 490 563 648 745 857 986 Pointe Nocturne (MW) 281 306 330 475 546 629 723 831 956 Marge Diurne (MW) - 44 -3 34 69 56 145 99 67 52 Marge Nocturne (MW) - 36 - 25 -9 - 78 - 89 - 115 - 158 - 168 - 198 Dans ce présent scenario, on note un déficit de production diurne et nocturne en 2018 et nocturne de 2018 à 2025 en augmentation. Pour faire face à ce déficit les mesures suivantes sont proposées : - la réalisation des systèmes d’autoproduction à base d’énergie solaire dans les habitations et édifices publics et privés. - l’acquisition ou la location de groupes tractables. Scénario Moyen : Tableau N° 6 : Adéquation Offre – demande suivant le Scénario Moyen 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Existant 308 308 306 279 279 279 279 279 279 Parc thermique existant 231 231 229 202 202 202 202 202 202 Parc hydraulique 26 26 26 26 26 26 26 26 26 existant Parc solaire existant 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Interconnexions 50 50 50 50 50 50 50 50 50 Projets 0 82 162 420 495 712 776 876 1018 Projets thermiques - - 7 157 157 157 157 257 257 Projets hydrauliques - 2 2 2 2 2 16 16 58 Projets solaires 0 30 53 161 161 278 278 278 278 Interconnexions 0 50 100 100 175 275 325 325 325 ECOPOWER - - - - - - - - 100 Total Général (MW) 308 390 468 699 774 991 1 055 1 155 1 297 Total Général 246,4 312 374,4 559,2 619,2 792,8 844 924 1 037,6 disponible (MW) Pointe Annuelle (MW) 290 315 340 408 447 490 537 589 646 Pointe Diurne (MW) 290 315 340 408 447 490 537 589 646 Pointe Nocturne (MW) 281 306 330 396 434 475 521 571 627 Marge Diurne (MW) - 44 -3 34 151 172 303 307 335 392 Marge Nocturne (MW) - 36 - 25 -9 1 24 39 44 74 132 Dans ce présent scenario, on note un déficit de production diurne et nocturne en 2018 et nocturne en 2019. Pour faire face au déficit de 2018 et 2019, les mesures suivantes sont proposées : - la réalisation des systèmes d’autoproduction à base d’énergie solaire dans les habitations et édifices publics et privés. - l’acquisition ou la location de groupes tractables. Scénario Bas Tableau N° 7 : Adéquation Offre – demande suivant le Scénario Bas 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Existant 308 308 306 279 279 279 279 279 279 Parc thermique existant 231 231 229 202 202 202 202 202 202 Parc hydraulique 26 26 26 26 26 26 26 26 26 existant Parc solaire existant 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Interconnexions 50 50 50 50 50 50 50 50 50 Projets 0 82 162 420 495 712 776 876 1018 Projets thermiques - - 7 157 157 157 157 257 257 Projets hydrauliques - 2 2 2 2 2 16 16 58 Projets solaires 0 30 53 161 161 278 278 278 278 Interconnexions 0 50 100 100 175 275 325 325 325 ECOPOWER - - - - - - - - 100 Total Général (MW) 308 390 468 699 774 991 1 055 1 155 1 297 Total Général 246,4 312 374,4 559,2 619,2 792,8 844 924 1 037,6 disponible (MW) Pointe Annuelle (MW) 290 315 340 370 400 435 470 505 545 Pointe Diurne (MW) 290 315 340 370 400 435 470 505 545 Pointe Nocturne (MW) 281 306 330 359 388 422 456 490 529 Marge Diurne (MW) - 44 -3 34 189 219 358 374 419 493 Marge Nocturne (MW) - 36 - 25 -9 38 69 92 109 155 230 Dans ce présent scenario, on note un déficit de production diurne et nocturne en 2018 et nocturne en 2019. A partir de 2023, l'excédent de production devient important. Pour faire face au déficit de 2018 et 2019, les mesures suivantes sont proposées : - la réalisation des systèmes d’autoproduction à base d’énergie solaire dans les habitations et édifices publics et privés. - l’acquisition ou la location de groupes tractables. V. PLAN D’INVESTISSEMENT PRODUCTION Le plan d’investissement des moyens de production est financé concomitamment par l’Etat, les Partenaires techniques et financiers mais aussi par le secteur privé à travers notamment le PPP. Le coût total des investissements production sur la période 2020 – 2025 est évalué à 1 485 milliard de FCFA. Le plan d’investissement est présenté dans le tableau ci- après : Tableau N° 8 : Coûts des investissements Production COUT DES INVESTISSEMENTS EN MILLIARDS DE FCFA Projets de production Coût Bailleurs 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Fada (7 MW) 9,86 9,86 BM Kossodo (50 MW) 62,8 62,8 Etat-BID A rechercher Projets thermiques Ouaga Est (100 MW) 125,51 125,51 en PPP Ouaga Nord ouest (Ex. Donsin) (100 125,51 125,51 A rechercher MW) Intégré de 48,25 48,25 Etat-PTF Samendéni (2 MW) Bagré aval (14 MW) 66,7 66,7 A rechercher Bontioli (5,1 MW) 35,2 35,2 A rechercher Projets hydrauliques Gongourou (5 MW) 33,5 33,5 A rechercher Folonzo (10,8 MW) 64,3 64,3 A rechercher Intégré de Ouéssa 300 300 A rechercher (21 MW) Zagtouli 1 (29,7 MW) 31,16 31,16 UE-BEI-AFD Zagtouli 2 (15,3 MW) 13,16 13,16 UE-BEI-AFD Koudougou (18 MW) 13,23 13,23 BM Projets solaires Kaya (9 MW) 6,62 6,62 BM A rechercher Centrale Regionale 187 187 sous l’égide du du WAPP (150 MWc) WAPP Kodéni (15,3 MW) 16,1 16,1 PIE/PPP COUT DES INVESTISSEMENTS EN MILLIARDS DE FCFA Projets de production Coût Bailleurs 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Pâ (15,3 MW) 16,1 16,1 PIE/PPP Patte d'Oie (5,62 6,2 6,2 PIE/PPP MW) Zano (9,9 MW) 10,4 10,4 PIE/PPP Projets solaires Zina (23,4 MW) 26,2 26,2 PIE/PPP (suite) ZIGA 2 (15,3 MW) 16,1 16,1 PIE/PPP PIE Solaires (72 MW) 75,6 75,6 A rechercher Autoproducteurs Etat- 83 83 Solaires (4,5 MW) Particuliers EcoPower (100 MW) EcoPower (100 MW) 112 112 Total (en milliard de F CFA) 1 484,5 0 79,41 36,06 369,22 0 262,6 66,7 125,51 545 CHAPITRE IV : PLAN DIRECTEUR TRANSPORT La présente partie indique les renforcements nécessaires du réseau de transport national pour faire face à l’accroissement de la charge. Ce réseau permettra d’évacuer la production des nouveaux centres de production vers les centres de consommation. Les hypothèses retenues pour cette étude sont donc en cohérence avec les plans de production, de distribution et d’électrification rurale. Une option optimale de renforcement du réseau de transport et des liaisons inter urbaines est présentée tenant compte des avantages et des inconvénients techniques. Le Plan Directeur transport permettra de tendre vers un maillage du réseau national interconnecté et du réseau de transport sous régional Côte d’Ivoire, Mali, Ghana et Niger. Cette option est suivie d’une évaluation des coûts. I. METHODOLOGIE ET HYPOTHESES Le présent Plan directeur transport repose sur l'étude du schéma directeur transport version 2013 de la SONABEL. Toutefois, les projets de raccordement suivants ont été rajoutés : Wona - Dédougou, Dédougou - Ouahigouya, Pâ - Diébougou et Kossodo – Ziniaré – Kaya. Les schémas internes de Bobo Dioulasso ont été modifiés avec l’intégration des liaisons Koua - Bobo 2010 et Bobo 2010 - Bobo 2. Les hypothèses retenues sont présentées ci-dessous : Charge : L’analyse de la demande dans le scénario moyen indique que la puissance de pointe s’établit à 646 MW en 2025. Tenant compte des pertes de transport de 38 MW obtenues par simulation, la charge raccordée aux postes sources (HT/MT) s’élève à

608 MW. Les charges atteintes des deux principaux centres de consommation de Ouagadougou et Bobo-Dioulasso, sont respectivement de 383 MW et 163 MW, soit 90% de la demande totale du RNI. Le facteur de puissance de la consommation retenu est de 0.95. Importation : Suite à la présentation du plan directeur production, la SONABEL a choisi de retenir l’option de production prenant en compte une importation garantie s’élevant à 58% de la demande maximale à l’horizon 2025. La pointe de la demande pour 2025 est prévue à 646 MW, les importations s’élèvent donc à environ 375 MW, qui se répartissent ainsi sur les trois interconnexions : - 50 MW en provenance de Ferkessédougou ; - 100 MW de Bolgatanga-Zagtouli ; - 75 MW de Bolgatanga-Kodeni ; - 150 MW de la Dorsal nord du WAPP. Le Burkina Faso est actuellement interconnecté avec la Cote d’Ivoire par la ligne 225 kV Ferkessédougou - Kodéni (Bobo-Dioulasso). La répartition des flux sur les futures interconnexions dépendra de leurs impédances et des bouclages. Les caractéristiques de ces interconnexions, ainsi que les transits, sont détaillées ci-dessous : Tableau N° 9 : Interconnexions et capacité de transit Interconnexion Tension Longueur Section Transit Date de (kV) (km) (mm²) (MW) mise en service Bolgatenga-Zagtouli 225 206 Almélec 100 2018 570 Bolgatenga-Kodeni 225 225 Almélec 150 2021 570 Dorsal Nord 330 469 Almélec 150 2022 Niamey- 570 Ouagadougou II. ETAT DES LIEUX DU RESEAU DE TRANSPORT Le réseau de transport national se compose des lignes et postes avec des niveaux de tension de 90, 132 et 225 kV. Dans la partie Ouest du Burkina Faso, la ligne d’interconnexion 225 kV Ferké-Kodéni permet d’importer l’énergie électrique de la Côte d’Ivoire vers les principaux centres de consommation de Bobo-Dioulasso et de Ouagadougou via le RNI. Ces deux centres sont interconnectés par les liaisons 225 kV Kodéni-Pâ et Pâ-Zagtouli. A partir du poste de Zagtouli, les liaisons 90 kV Zagtouli-Ouaga2, Ouaga2-Ouaga1, Ouaga1-Kossodo, Zagtouli-Komsilga et Komsilga-Patte d’Oie constituent une boucle qui n’est pas encore fermée. La ligne 90 kV Zagtouli-Ouahigouya nouvellement construit est sous tension à vide en attendant la réception du poste 90/33 kV de Ouahigouya. Les départs 90 kV Pa-Yaramoko et Yaramoko-Wona alimentent respectivement la mine de Yaramoko, les villes de Dédougou et Houndé en attendant le raccordement de la mine de SEMAFO. Certaines lignes 33 kV sont considérées comme des lignes de transport. Il s’agit des lignes : Kossodo-Ziniaré, Ziniaré-Kaya, Kaya-Dori, Kossodo-Kongoussi, Kongoussi-Djibo, Zagtouli-Koudougou, Ouaga 2000-Manga, Zano-Koupéla, Koupéla-Fada, Pa-Diébougou et Diébougou-Gaoua. Dans la partie Est du Burkina Faso, les productions des centrales hydro-électriques de Kompienga et de Bagré sont principalement évacuées vers le centre de consommation de Ouagadougou par les lignes 132 kV Kompienga-Zano, Bagré- Zano et Zano-Ouaga. Les différents nœuds du transport sont constitués de postes source, de postes de répartition et de postes d’interconnexion suivant leur emplacement sur le réseau. Les principaux postes sources sont ceux de Kompienga et Bagré en 6,6/132 kV, de Ouaga1 et Ouaga2, Kossodo, Komsilga dans la ville de Ouagadougou en 90/15 kV et 90/33 kV. Les tableaux N° 10 et N° 11 qui suivent font la situation des lignes et des postes existants. Tableau N° 10 : Situation des lignes du réseau existant Départ Arrivée Tension utilisation Ferkéssédougou Kodéni 225 kV Kodéni Pa 225 kV Pa Zagtouli 225 kV Kompienga Zano 132 kV Bagré Zano 132 kV Zano Patte d’Oie 132 kV Pa Yaramoko 90 kV Yaramoko Wona 90 kV Zagtouli Ouahigouya 90 kV Zagtouli Ouaga 2 90 kV Ouaga 2 Ouaga 1 90 kV Ouaga 1 Kossodo 90 kV Zagtouli Komsilga 90 kV Komsilga Patte d’Oie 90 kV Kossodo Ziniaré 33 kV Ziniaré Kaya 33 kV Kaya Dori 33 kV Kossodo Kongoussi 33 kV Kongoussi Djibo 33 kV Zagtouli Koudougou 33 kV avec ligne ossature 90 kV Ouaga 2000 Manga 33 kV Zano Koupéla 33 kV Koupéla Fada 33 kV Pa Diébougou 33 kV Diébougou Gaoua 33 kV Tableau N° 11 : Situation des postes du réseau existant Puissance Taux de Tension 1 Tension 2 Nombre de Puissance Site totale charge (kV) (kV) transfo (MVA) (MVA) (%) 225 33 2 40 80 70 Kodeni 33 34,5 1 5 5 50 225 33/34,5 1 5/5 10 100 Pa 225 90 1 40 40 25 Wona 90 33 1 40 40 25 Yaramoko 90 11,5 1 13 13 30 225 90 2 70 140 57 Zagtouli 90 33/34,5 1 15/5 20 66/50 Zano 132 33 2 10 20 70 132 33 2 10 20 50 Patte d’Oie 33 15 2 15 30 66 90 15 1 40 40 50 90 15 1 40 40 50 Kossodo 90 33 1 40 40 38 Komsilga 90 33 3 40 120 43 Ouaga 2 90 15 1 40 40 90 Ouaga 1 90 15 1 40 40 75 Ouaga 33 15 2 15 30 100 2000 Kompienga 6,6 132 2 10 20 50 Bagré 6,6 132 2 10 20 50 Banfora 33 20 2 5 10 60 Tourni 0,4 33 1 1 1 50 Niofila 0,4 33 2 1 2 50 Ouahigouya 90 33 1 40 40 25 Le schéma unifilaire du réseau en 2017 est présenté ci-dessous : Figure N° 7 : Schéma unifilaire du réseau en 2017 III. SCHEMAS CIBLES III.1. Schéma cible 2018 La liste des projets identifiés pour être réalisés en 2018 se présente comme suit : Tableau N° 12 : Liste des projets de lignes et de postes en 2018 Arrivée Niveau Coût Longueur Départ de la ligne de la de (Milliards Financement Observation (Km) ligne tension F CFA) AFD, BEI, BM, En cours Bolga Ouaga 225 kV 188 36 SONABEL d’exécution Privé Projet en cours Pâ Houndé 90 kV 36 2,16 Endeavour d’exécution Mining Transfo 90/15 kV-40 Projet solaire de MVA au poste de 0,4 AFD & UE zagtouli Ouaga I travée ligne 90 kV Projet solaire de terne n°2 au poste de 0,5 AFD & UE zagtouli Ouaga II Transfo 132/33 kV-

40 MVA au poste de 0,4 SONABEL Projet Zano Travée 90 kV transfo 0,5 SONABEL Projet au poste de Pâ Privé Poste 90/11,5 kV de Projet en cours 1,2 Endeavour Houndé d’exécution Mining Ligne Interurbaine 4 cellules 33 kV au 0,16 SONABEL Projet poste de Tenkodogo 4 cellules 33 kV à 0,16 SONABEL Projet Koupéla Auto transformateur 33 kV-10 MVA à 0,4 SONABEL Projet Hamélé Poste 33/15 kV à 0,5 SONABEL Projet Koudougou Auto transformateur 30/33 kV 15 MVA à 0,9 SONABEL Projet Ziniaré 2 gradins de condo 15 kV 750 kVAR à 0,23 SONABEL Projet Kongoussi 2 gradins de condo 15 kV 750 kVAR à 0,23 SONABEL Projet Djibo Cout total 43,74 Le schéma unifilaire du réseau en 2018 est présenté ci-dessous : Figure N° 8 : Schéma unifilaire du réseau en 2018 III.2. Schéma cible 2020 La liste des projets identifiés pour être réalisés en 2020 se présente comme suit : Tableau N° 13 : Liste des projets de lignes et de postes en 2020 Arrivée Coût en Tension Longueur Départ Ligne de la Milliard Financement Observation (kV) en Km ligne s F CFA SVC 225 kV au 9,83 A rechercher Projet poste de Pâ Zagtouli Kossodo 90 25 1,50 A rechercher Projet Travée ligne 90 kV départ 0,50 A rechercher Projet Kossodo à Zagtouli Travée ligne 90 kV départ 0,50 A rechercher Projet Zagtouli à Kossodo Poste 90/15 kV dans la zone 1,90 A rechercher Projet Zaca Liaison souterraine 90 kV 5 0,60 A rechercher Projet Ouaga 1- Zaca Liaison souterraine 90 kV 7 0,84 A rechercher Projet Zaca – Patte d’Oie Poste 33/15 kV à 3,80 A rechercher Projet Kodeni Etudes, supervision, Zano Koupéla 132 55 8,70 OFID PGES, UGP inclus Etudes, supervision, Dédougo Banque Wona 90 60 5,10 PGES, UGP non u Mondiale inclus Etudes, supervision, Kossodo Ziniaré 90 25 5,58 BID PGES, UGP non inclus Etudes, supervision, Banque Ziniaré Kaya 90 70 6,70 PGES, UGP non Mondiale inclus Ouaga Etudes, supervision, Kossodo 90 17 Est 8,80 IRED, UEMOA PGES, UGP inclus Ouaga Est PDO 90 Zagtouli KDG 90 100 4,40 IRED, UEMOA Poste 90/33 kV IRED 4,20 Projet de Koudougou (UEMOA) Tanghin- Zagtouli 33 0,50 A rechercher projet Dassouri Arrivée Coût en Tension Longueur Départ Ligne de la Milliard Financement Observation (kV) en Km ligne s F CFA Transfo 90/15 kV-

40 MVA au poste 0,40 A rechercher Projet de Ouaga II Sécurisation de la ligne 225 kv Ouaga-Pâ-Kodeni 5,00 A rechercher Projet (renforcement des manchons) Lignes Interurbaines Fada Kantchari 33 170 3,40 A rechercher Projet Poste 33/15 kV Bobo 2010 (05 cellules 15kV et 5 5,00 A rechercher Projet cellules 33 kV et 02 transfo 33/15 kV 25 mVA ) Ligne 33 kV 8 0,08 A rechercher Projet Bobo2010 -Koua Ligne 33 kV Bobo 2010 – 10 0,10 A rechercher Projet Bobo 2 Cout total (Milliards F CFA) 77,43 Financement Total à rechercher 33,95 (Milliards F CFA) Le schéma unifilaire du réseau en 2020 est présenté ci-dessous : Figure N° 9 : Schéma unifilaire du réseau en 2020 III.3. Schéma cible 2021 La liste des projets identifiés pour être réalisés en 2021 se présente comme suit : Tableau N° 14 : Liste des projets de lignes et de postes en 2021 Coût en Départ de Arrivée de Niveau de Longueur Milliards F Financement Observation la ligne la ligne tension (kV) en Km CFA Etudes, supervision, Banque PGES, UGP Pâ Diébougou 90 84 6,1 Mondiale non inclus (2 300 000 kFCFA) Cout total 6,1 Le schéma unifilaire du réseau en 2021 est présenté ci-dessous : Figure N° 10 : Schéma unifilaire du réseau en 2021 III.4. Schéma cible 2023 La liste des projets identifiés pour être réalisés en 2023 se présente comme suit : Tableau N° 15 : Liste des projets de lignes et de postes en 2023 Niveau de Coût en Départ de Arrivée de la Longueur tension Milliards Financement Observation la ligne ligne en Km (kV) F CFA Ouaga 382 km au Niamey (Dorsale 330 490 36 A rechercher Burkina Nord) Dédougou Ouahigouya 90 190 11,4 A rechercher Cout total 47,4 Financement à rechercher 47,4 Le schéma unifilaire du réseau en 2023 est présenté ci-dessous : Figure N° 11 : Schéma unifilaire du réseau en 2023 III.5. Schéma cible 2024 La liste des projets identifiés pour être réalisés en 2024 se présente comme suit : Tableau N° 16 : Liste des projets de lignes et de postes en 2024 Niveau Départ Coût en Arrivée de de Longueur de la Milliard Financement Observation la ligne tension en Km ligne s F CFA (kV) AFD,BEI,BIDC, Bolga Kodeni 225 kV 388 37 BAD AFD,BEI,BIDC, Kodeni Sikasso 225 kV 168 16 BAD Cout total 53 Le schéma unifilaire du réseau en 2024 est présenté ci-dessous : Figure N° 12 : Schéma unifilaire du réseau en 2024 IV. ANALYSE DES SCHEMAS CIBLES Les simulations de calcul de répartition de puissance réalisées avec chaque schéma- cible, à la pointe de charge, présentent un plan de tension et de niveau de transit acceptable. V. PLAN D’INVESTISSEMENTS TRANSPORT Les investissements identifiés pour être réalisés dans le cadre du développement des moyens de transports sur la période 2017 – 2025 est présenté dans le tableau ci-dessous : Tableau N° 17 : Coût des Investissements transport : COUT (Milliards F CFA) TOTAL 2018 2020 2021 2023 2024 2025 Lignes et Postes 225, 132, 90 et 33 kV Bolga-Ouaga 225 kV 36 36 Pâ-Hounde 90 kV 2,16 2,16 Transfo 90/15 kV-40 MVA au poste de Ouaga I 0,40 0,4 travée ligne 90 kV terne n°2 au poste de Ouaga II 0,50 0,5 Transfo 132/33 kV-40 MVA au poste de Zano 0,40 0,4 Travée 90 kV transfo au poste de Pâ 0,50 0,5 Poste 90/11,5 kV de Houndé 1,20 1,2 Ligne Interurbaine 4 cellules 33 kV au poste de Tenkodogo 0,16 0,16 4 cellules 33 kV à Koupéla 0,16 0,16 Auto transformateur 33 kV-10 MVA à Hamélé 0,40 0,4 Poste 33/15 kV à Koudougou 0,50 0,5 Auto transformateur 30/33 kV 15 MVA à Ziniaré 0,90 0,9 2 gradins de condo 15 kV 750 kVAR à Kongoussi 0,23 0,23 2 gradins de condo 15 kV 750 kVAR à Djibo 0,23 0,23 Lignes et Postes 225, 132, 90 kV SVC 225 kV au poste de Pâ 9,83 9,83 Zagtouli-Kossodo 90 kV 1,5 1,50 Travée ligne 90 kV départ Kossodo à Zagtouli 0,5 0,50 Travée ligne 90 kV départ Zagtouli à Kossodo 0,5 0,50 Poste 90/15 kV vers la zone Zaca 1,9 1,90 Liaison souterraine 90 kV Ouaga 1- Zaca 0,6 0,60 Liaison souterraine 90 kV Zaca – Patte d’Oie 0,84 0,84 Poste 33/15 kV à Kodeni 3,8 3,80 Zano-Koupela 90 kV 8,7 8,70 Wona-Dédougou 90 kV 6,621 6,621 Kossodo-Ziniaré 90 kV 5,58 5,58 COUT (Milliards F CFA) TOTAL 2018 2020 2021 2023 2024 2025 Ziniaré-Kaya 90 kV 7,543 7,543 Kossodo-Ouaga Est 90 kV 8,8 8,80 Ouaga Est-Patte d'Oie 90 kV 0 Zagtouli-Koudougou 90 Kv 5,629 5,629 Poste 90/33 kV de Koudougou 4,2 4,20 Zagtouli-Tanghin-Dassouri 33 kV 0,5 0,50 Transfo 90/15 kV- 40 MVA au poste de Ouaga II 0,4 0,40 Sécurisation de la ligne 225 kv Ouaga-Pâ-Kodeni 5 5,00 Ligne Interurbaine 0 Fada 3,4 3,40 Poste 33/15 kV Bobo 2010 5 5,00 Ligne 33 kV Bobo2010 -Koua 0,08 0,08 Ligne 33 kV Bobo 2010 –Bobo 2 0,1 0,10 Lignes 330, 225, 90 kV Pâ-Diébougou 90 kV 7,612 7,612 166,6 Dorsale Nord 330 kV 166,65 5 Dédougou-Ouahigouya, 90 kV 11,40 11,4 Bolga-Kodeni 225 kV 37,00 37 Kodeni- Sikasso 225 kV 16,00 16 TOTAL GENERAL 227,67 43,74 77,33 6,10 47,4 53 - Le plan directeur transport représente des investissements très importants pour le pays. Ces investissements vont permettre de structurer le réseau de transport national jusqu’en 2025 et de développer harmonieusement le réseau au-delà de cette échéance suivant les schémas cibles du RNI. Le coût de ces investissements s’élève à 227,67 milliards de francs CFA dont 146,32 milliards de francs CFA déjà mobilisés représentant 64%. Le montant du financement recherché est de 81,35 milliard de francs CFA. Ce plan directeur est en cohérence avec celui de la production sur la base des résultats de simulation obtenus par rapport à l’évacuation des énergies fournies par les groupes de production nationale, les centrales solaires photovoltaïques et les importations sur la période 2017 à 2025. 57 CHAPITRE V : PLAN DIRECTEUR DISTRIBUTION / ELECTRIFICATION RURALE Le Plan Directeur Distribution/Electrification rurale a été élaboré en tenant compte de la programmation régionale de 2008 dans le cadre du MEPRED. Ce choix s’explique par le fait que les schémas d'électrification actuels diffèrent très peu de cette prévision. La programmation dans le présent Plan Directeur tient compte de l'analyse spatiale, de la demande et des technologies d'électrification. Les technologies retenues pour l’électrification du pays sont d’une part une extension raisonnable et structurante du réseau électrique interconnecté, le raccordement au réseau par une extension à partir de câble de garde isolé et le système SWER et d’autre part des solutions décentralisées (réseau diesel et le réseau hybride décentralisé). Par ailleurs, des solutions de pré-électrification (plates-formes multifonctionnelles, et les kits solaires photovoltaïques) sont adoptées pour les pôles de développement de petites tailles et loin du réseau électrique. Les options d’alimentation ont été retenues sur la base des études suivantes : - projets Improves-RE (Co-financement UE-DGE-FDE-IED) - Vision 2020 (livre blanc national) de l’accès aux services énergétiques (MEPRED-2010) - document de stratégie d’électrification rurale (2007, PASE) - Etude DECON-MAZART 2010 I. ETAT DES LIEUX DE LA COUVERTURE ELECTRIQUE DU PAYS EN RESEAU HTA/BT Le Burkina Faso environ compte 8 600 localités réparties à travers les treize (13) régions du pays dont très peu sont électrifiés à ce jour. En plus, la couverture électrique des localités électrifiées est partielle et une grande partie des populations desdites localités n’a pas accès au réseau électrique. Le choix des localités à électrifier s’est basé sur des critères tels que la taille des populations, le potentiel économique, la proximité à une ligne électrique et de la situation frontalière (pour des questions de sécurité territoriale). Le tableau suivant présente la situation des localités électrifiées au Burkina Faso par région en 2016. 58 Tableau N° 18 : Situation indicative de l’électrification des localités Population Nombre de Nombre de Nombre total de totale Régions localités localités non localités (base 2006 et électrifiées électrifiées projections) Boucle du 967 65 902 1 749 559 Mouhoun Cascades 267 27 240 661 936 Centre 149 24 125 2 231 807 Centre-Est 668 65 603 1 343 079 Centre-Nord 722 37 685 1 547 565 Centre-Ouest 578 63 515 1 441 954 Centre-Sud 460 45 415 776 135 Est 678 39 639 1 464 366 Hauts Bassins 443 70 373 1 776 803 Nord 803 77 727 1 469 622 Plateau Central 456 42 414 880 631 Sahel 583 59 524 1 158 147 Sud-Ouest 1171 27 1144 813 040 TOTAL 7 945 640 7 306 17 314 644 II. SCHEMA DE DEVELOPPEMENT DE LA DISTRIBUTION ET ELECTRIFICATION RURALE (Scénario Moyen) Le schéma de développement de la distribution et de l’électrification rurale proposé est réalisé selon les hypothèses du scénario moyen (doublement du nombre d'abonnés). Celui-ci prévoit les objectifs cibles ci-après :  1 170 800 et 1 906 910 abonnés respectivement en 2020 et 2025 ;  un taux d’électrification de 32,21 % et 45 % respectivement en 2020 et 2025 ; 59  un taux de couverture électrique de 80 % et 90 % respectivement en 2020 et 2025. L'analyse de l’évolution du nombre d’abonnés est fait sur la base des travaux déjà programmés (Scénario Bas) et à programmer mais aussi des efforts complémentaires à effectuer pour l’atteinte des objectifs du Scénario Moyen. II.1. Analyse de l’évolution du nombre d’abonnes sur la période 2017 –

2025 (Scénario Bas) Afin de déterminer le nombre de nouveaux abonnés supplémentaires sur la période 2017-2025 en vue d’atteindre les objectifs en terme d’accès des populations à l’électricité, une analyse a été faite sur la base de l’évolution actuelle du nombre d’abonnés qui prend en compte les extensions et les projets en cours à la SONABEL et au FDE (Scénario Bas). Il s’agit de :  cinquante mille (50 000) nouveaux abonnés par an pour la SONABEL sur la période de l’étude (Contrat Plan SONABEL) ;  cinquante-deux mille cinq cents (52 500) nouveaux abonnés à raccorder à l’issue des extensions de réseaux HTA/BT dans le cadre des projets PEPU (financement BAD) et PERREL (financement BID) ;  cinq mille (5 000) nouveaux abonnés à raccorder par an en moyenne par le FDE à travers les projets d’électrification prévus sur la période de l’étude. Le tableau ci-dessous montre qu’en 2020, le nombre d’abonnés s’élèverait à 907 664 et 1 164 664 en 2025. Tableau N° 19 : Evolution actuelle du nombre d’abonnés (Scénario Bas) Année 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Nouveaux 52 000 65 000 84 500 88 000 51 000 51 200 51 300 51 500 52 000 abonnés SONABEL 50 000 50 000 50 000 50 000 50 000 50 000 50 000 50 000 50 000 (Contrat Plan) PEPU/ PERREL 17 500 35 000 FDE 2 000 15 000 17 000 3 000 1 000 1 200 1 300 1 500 2 000 Cumul du nombre 670 164 735 164 819 664 907 664 958 664 1 009 864 1 061 164 1 112 664 1 164 664 abonnés/an SONABEL 635 634 685 634 753 134 838 134 888 134 938 134 988 134 1 038 134 1 088 134 FDE 34 530 49 530 66 530 69 530 70 530 71 730 73 030 74 530 76 530 60 II.2. Evaluation du nombre d’abonnés supplémentaires requis sur la période 2017 – 2025 pour l’atteinte des objectifs du Scénario Moyen Afin d’atteindre les objectifs cibles, des efforts complémentaires en termes dans les extensions de réseaux de distribution, dans l’électrification de nouvelles localités et de réalisation de branchements. La SONABEL et le FDE mettront en place chacun en ce qui le concerne et ce dans leur domaine respectif, l’organisation adéquate pour l’atteinte des objectifs envisagés. Le tableau ci-dessous illustre le nombre de nouveaux abonnés à raccorder en vue d’atteindre les valeurs cibles ci-dessus mentionnées. Pour atteindre le nombre d'abonnés requis en 2020, il faudra raccorder 263 136 nouveaux abonnés supplémentaires à cet horizon (2020). Cela nécessite une organisation spéciale avec des moyens conséquents. Ainsi, la période 2017 -2018 sera essentiellement consacrée à la préparation de ce dispositif afin de pouvoir constater à la réalisation effective des travaux entre 2019 et 2020. Une fois ce dispositif sera mis en place, la politique de raccordement permettra de capter plus de 100 000 nouveaux abonnés par an sur la période 2021 – 2025. Le tableau ci-dessous reprend les efforts supplémentaires (en termes d’abonnés) à effectuer pour l’atteinte des objectifs du Scénario Moyen. Tableau N° 20 : Abonnés supplémentaires requis suivant le scénario moyen Année 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Nombre d’abonnés : Total scénario bas 670 164 735 164 819 664 907 664 958 664 1 009 864 1 061 164 1 112 664 1 164 664 Total du scénario 1 170 800 1 288 922 1 421 136 1 566 906 1 727 616 1 907 801 moyen Nouveaux abonnés supplémentaires à 263 136 118 122 132 215 145 769 160 711 180 185 créer soit : Extension réseau 197 352 70 873 79 329 87 462 96 427 108 111 SONABEL Electrification FDE 49 996 40 161 44 953 49 561 54 642 61 263 Extension FDE 15 788 7 088 7 933 8 746 9 642 10 811 II.3. Mesures spécifiques/Conditions d’atteinte des objectifs Comme mentionné plus haut, le nombre d’abonnés supplémentaires entre 2017 et 2020 pour l’atteinte des objectifs en 2020 est environ 263 136. En outre celui des d’abonnés supplémentaires entre 2020 et 2025 pour l’atteinte de l’objectif 2025 est d’environ 737 002. 61 Tenant compte des investissements courants des acteurs actuels de l’électrification et du nombre important de nouveaux abonnés à créer (abonnements et projets courants non inclus) en vue d’atteindre les objectifs 2020 et 2025 respectivement de 1 170 800 et 1 907 801 abonnés, les mesures spécifiques suivantes doivent être prises : - des branchements promotionnels pour le compte de la SONABEL ; - des extensions de réseaux y compris des branchements dans les localités exploitées (SONABEL, FDE) ; - l’électrification de nouvelles localités par le FDE. II.3.1. Mesures spécifiques pour la période 2017-2020 II.3.1.1. Projets de branchements promotionnels SONABEL En vue d’augmenter significativement le nombre des abonnés, des branchements promotionnels doivent être organisés sur l’ensemble du réseau de distribution de la SONABEL notamment la partie réalisée dans le cadre des projets PEPU et PERREL. Dans les trois (03) villes concernées par les projets d’extension en cours (PEPU & PERREL), il est prévu le raccordement de 52 500 abonnés qui sont pris en compte dans l’évolution tendancielle (Scénario Bas). Au-delà de ces abonnés les extensions permettent de raccorder 207 500 abonnés potentiels. D’où l’opportunité d’organiser ces campagnes promotionnelles de branchement. Le coût moyen d’un branchement non compris le coût du compteur est évalué à cent trente-cinq mille (135 000) francs CFA hors taxes en prenant en compte le coût réel du matériel (du panneau jusqu’au support de branchement) pondéré avec les poids de chaque type de branchement. Aussi, pour l’ensemble des branchements prévus le montant total est estimé à vingt-huit milliards douze millions cinq-cents mille (28 012 500 000) francs CFA hors taxes. Pour inciter les clients à s’abonner en masse, il est proposé de subventionner et/ou d’étaler le montant du branchement supporté par l’abonné dans le temps. Tableau N° 21 : Estimation des coûts du volet branchements promotionnels SONABEL 2017-2020 Montants en kFCFA N Désignations Qté Prix ° Prix total 2 017 2 018 2 019 2 020 unitaire Branchements 1 207 500 SONABEL 135 28 012 500 0 8 403 750 11 205 000 8 403 750

2 Frais administratifs 1,5% 28 012 500 420 188 21 010 105 047 147 066 147 066 Ingénierie (Etudes 3 2,5% et supervision) 28 012 500 700 313 140 063 140 063 210 094 210 094

4 EIES, PGES 1,0% 28 012 500 280 125 28 013 28 013 168 075 56 025 62 Imprévus 5 3,0% techniques 28 012 500 840 375 0 0 588 263 252 113 Imprévus 6 2,0% financiers 28 012 500 560 250 0 0 448 200 112 050 TOTAL HTVA 30 813 750 189 085 8 676 872 12 766 697 9 181 097 II.3.1.2. Projets d’extension HTA/BT (SONABEL et FDE) II.3.1.2.1. Extensions de réseaux SONABEL En dehors des extensions réalisées annuellement par la SONABEL et qui contribuent à l’accroissement tendanciel du nombre d’abonnés, deux (02) grands projets d’extension d’un montant de 28 974 000 000 FCFA et de 19 600 000 000 F CFA financés respectivement par la BAD et la BID sont en cours de mise en œuvre dans les centres de Ouagadougou, de Bobo-Dioulasso et de Koudougou. Les campagnes de branchement qui seront réalisées à partir de ces réseaux au cours de cette période permettront d’atteindre le nombre de clients cibles en 2020. II.3.1.2.2. Extension de réseaux FDE Les extensions de réseaux HTA/BT dans les localités d’électrification rurale seront le fait des titulaires de titres et permettront d’atteindre la cible de 16 000 nouveaux abonnés avant fin 2020. Ces abonnés seront desservis par un réseau BT de 640 km et HTA de 210 km. Aussi, 160 postes de transformation HTA/BT seront réalisés dans les localités concernées par les extensions. Les localités concernées sont celles qui ont été électrifiées au cours de la période 2005 -2016 et celles qui seront électrifiés de 2017 à 2019 soit au moins 475. Les coûts du projet sont évalués ainsi qu’il suit : Tableau N° 22 : Estimation des coûts du volet extension 2017-2020 (FDE) 63 N° Désignations Quantité Prix unitaire Prix total 2 017 2 018 2 019 2 020 Extensions 1 réseaux : Réseaux HTA 210 11 000 000 2 310 000 000 Réseau BT 640 9 000 000 5 760 000 000 Poste de transformation 160 6 000 000 960 000 000 Branchements 16 000 130 000 2 080 000 000 Sous-total 1 11 110 000 000 0 3 333 000 000 4 444 000 000 3 333 000 000 Frais 2 1,5% 11 110 000 000 166 650 000 8 332 500 41 662 500 58 327 500 58 327 500 administratifs Ingénierie (Etudes 3 2,5% 11 110 000 000 277 750 000 55 550 000 55 550 000 83 325 000 83 325 000 et supervision)

4 EIES, PGES 1,0% 11 110 000 000 111 100 000 11 110 000 11 110 000 66 660 000 22 220 000 Imprévus 5 3,0% 11 110 000 000 333 300 000 0 0 233 310 000 99 990 000 techniques Imprévus 6 2,0% 11 110 000 000 222 200 000 0 0 177 760 000 44 440 000 financiers TOTAL HTVA 12 221 000 000 74 992 500 3 441 322 500 5 063 382 500 3 641 302 500 II.3.1.3. Projet d’électrification rurale Pour cette période l’électrification de nouvelles localités va contribuer à améliorer de façon significative le taux de couverture actuelle. Un certain nombre de projet sont en cours au FDE pour couvrir 367 localités rurales financées par les bailleurs de fonds (UE, FAD, BID, BM, CEDEAO/ECREEE) et l’Etat (PIP et TDE). Ces localités seront pour la plupart raccordées au réseau interconnecté, en systèmes isolés (hybride PV/Diesel, Kits individuels PV, communautaires/collectifs PV) ou en systèmes intégrés de solutions technologiques et le reste par réseaux isolés hybrides. Le cout global de ces projets est de soixante six milliards trois cent quarante millions (66 340 000 000) de F CFA (repartir par projet et bailleur). L’ensemble des projets implémentera pour plus de 50 000 abonnés au cours de la période 2017 – 2020. II.3.1.4. Synthèse des coûts pour les résultats attendus sur la période 2017 – 2020 La réalisation des actions ci-avant que sont : (i) branchements promotionnels pour le compte de la SONABEL, (ii) extension de réseaux y compris branchements pour de 64 compte du FDE, (iii) électrification de localités y compris branchements au FDE, permettraient l’atteinte de l'objectif de doublement du nombre d'abonnés en 2020. Le coût estimatif des projets est de cent cinquante sept milliards huit cent quarante huit millions sept-cent cinquante mille (157 948 750 000) FCFA hors taxes dont 114 914 000 000 F CFA déjà acquis et 43 034 750 000 F CFA à rechercher. II.3.2. Mesures spécifiques pour la période 2021-2025 Les actions à mener dans cette période concerneront essentiellement : (i) des extensions de réseaux y compris des branchements promotionnels dans les localités exploitées par la SONABEL et (ii) l’électrification de nouvelles localités par le FDE. II.3.2.1. Projets d’extension HTA/BT et de branchements promotionnels Les branchements promotionnels vont systématiquement accompagner les extensions pour l’atteinte des objectifs cibles de 2025. II.3.2.1.1. Au niveau de la SONABEL L’inventaire des extensions nécessaires pour atteindre les objectifs cibles de 2025 est regroupé dans le tableau suivant : Tableau N° 23 : Extensions et branchements SONABEL 2021-2025 Extensions réseaux Branchements Montant Désignation Longueur Longueur Nbre Nbre Coût Nom estimé Coût brchts HTA [m] BT [m] CMB H61 réseaux bre [fcfa] 30 727 872 302 40 824 810 71 552 682 Distribution du Kadiogo 183 750 1 972 200 175 0 500 406 000 500 6 815 340 72 16 600 410 Distribution de l'Ouest 69 420 715 300 11 84 9 785 070 000 753 482 753 Direction Régionale du 1 814 600 13 3 583 370 34 220 156 450 0 43 1 768 770 000 Centre 087 102 087 Direction Régionale du 3 469 172 26 7 047 077 87 000 373 000 22 78 3 577 905 000 Centre-Ouest 905 503 905 Direction Régionale du 1 928 041 11 3 495 661 31 700 174 700 3 45 1 567 620 000 Centre-Est 291 612 291 Direction Régionale du 2 704 143 15 4 804 878 29 000 157 200 13 33 2 100 735 000 Nord 976 561 976 47 459 171 441 59 624 910 107 084 081 Total General SONABEL 435 090 3 548 850 224 283 512 667 000 512 5 354 204 Divers 076 Total General 112 438 285 extension-branchement 588 65 Le nombre total de nouveaux abonnés attendus de la SONABEL pour atteindre 1 906 910 abonnés en 2025, est de 441 667. La répartition annuelle de ce nombre est détaillée dans le tableau N° 19. Pour obtenir des résultats dès 2021, il faut nécessairement que le démarrage du projet soit effectif avant 2019. La planification des investissements pour l’atteinte des résultats sur la période 2021 – 2025 est indiquée dans le tableau N°24 ci-après : 66 Tableau N° 24 : Ventilation des coûts des extensions et branchements SONABEL cible 2025 Numér Quan Désignation Prix unitaire Prix total 2 018 2 019 2 020 2 021 2 022 2 023 2 024 2 025 o tité Extensions + 112 438 285 22 487 657 16 865 742 16 865 742 22 487 657 11 243 828 11 243 828 11 243 828 1 0 Branchements 588 118 838 838 118 559 559 559 1 686 574

2 Frais administratifs 1,5% 112 438 285 588 84 328 714 84 328 714 168 657 428 337 314 857 337 314 857 168 657 428 337 314 857 168 657 428 284 Ingénierie (Etudes et 2 810 957 3 2,5% 112 438 285 588 140 547 857 562 191 428 281 095 714 281 095 714 281 095 714 562 191 428 421 643 571 281 095 714 supervision) 140 1 686 574

4 EIES, PGES 1,5% 112 438 285 588 84 328 714 168 657 428 168 657 428 168 657 428 168 657 428 252 986 143 337 314 857 337 314 857 284 3 373 148

5 Imprévus techniques 3,0% 112 438 285 588 0 168 657 428 674 629 714 674 629 714 505 972 285 505 972 285 505 972 285 337 314 857 568 2 248 765

6 Imprévus financiers 2,0% 112 438 285 588 0 112 438 286 449 753 142 449 753 142 337 314 857 337 314 857 337 314 857 224 876 571 712 124 244 305 23 583 930 18 608 536 18 777 193 24 118 012 13 070 950 13 183 388 12 593 087 TOTAL HTVA 309 205 285 574 402 265 693 259 700 985 986 II.3.2.1.2. Au niveau du FDE L’inventaire des investissements nécessaires pour atteindre les objectifs cibles de 2025 est regroupé dans le tableau suivant : Tableau N° 25 : Extensions et branchements dans les localités électrifiés, Electrification de nouvelles localités et densification dans les nouvelles localités électrifiées FDE 2021-2025 Densification / Extensions réseaux / Electrification Branchements Montant estimé Désignations Longueur Longueur Nbre [fcfa] Coût réseaux Nombre Coût brchts HTA [km] BT [km] H61 (Ens.) Extensions et branchements dans les localités 551 1 843 734 23 907 500 000 44 220 5 748 600 000 29 656 100 000 électrifiées à l'horizon 2025 Electrification de nouvelles localités 3 480 10 441 878 114 473 611 111 250 580 32 575 400 000 147 049 011 111 à l'horizon 2025 Densification de réseaux dans 596 localités - 2 500 298 19 731 881 360 59 989 7 798 609 978 27 530 491 338 électrifiées (2021 à 2025) Total General 4 031 14 783 1 910 158 112 992 471 354 789 46 122 609 978 204 235 602 449 FDE Autres coûts liés aux 16 338 848 196 investissements Total General 220 574 450 645 Le nombre total de nouveaux abonnés attendus du FDE pour atteindre 1 906 910 abonnés en 2025, est de 294 800. Le FDE et les détenteurs de titres réaliseront 60 000 abonnés supplémentaires à travers la densification de locaux dans les localités nouvellement électrifiées de 2021 à 2025. Tableau N° 26 : Ventilation des coûts des extensions et branchements FDE cible 2025 Numé Quanti ro Désignations té Prix total 2 021 2 022 2 023 2 024 2 025 Extensions + 32 028 588 6 405 717 6 405 717 6 405 717 6 405 717 6 405 717 1 Branchements 000 600 600 600 600 600

2 Frais administratifs 1,50% 480 428 820 96 085 764 96 085 764 96 085 764 96 085 764 96 085 764 Ingénierie (Etudes et 160 142 160 142 160 142 160 142 160 142 3 2,50% 800 714 700 supervision) 940 940 940 940 940

4 EIES, PGES 1,50% 480 428 820 96 085 764 96 085 764 96 085 764 96 085 764 96 085 764 192 171 192 171 192 171 192 171 192 171

5 Imprévus techniques 3,00% 960 857 640 528 528 528 528 528 128 114 128 114 128 114 128 114 128 114

6 Imprévus financiers 2,00% 640 571 760 352 352 352 352 352 35 391 589 7 078 317 7 078 317 7 078 317 7 078 317 7 078 317 TOTAL HTVA 740 948 948 948 948 948 Tableau N° 27 : Ventilation des coûts de la densification FDE cible 2025 Numé Quanti ro Désignations té Prix total 2 021 2 022 2 023 2 024 2 025 29 732 930 5 946 586 5 946 586 5 946 586 5 946 586 5 946 586

1 Densification 645 129 129 129 129 129

2 Frais administratifs 1,50% 445 993 960 89 198 792 89 198 792 89 198 792 89 198 792 89 198 792 Ingénierie (Etudes et 148 664 148 664 148 664 148 664 148 664 3 2,50% 743 323 266 supervision) 653 653 653 653 653

4 EIES, PGES 1,50% 445 993 960 89 198 792 89 198 792 89 198 792 89 198 792 89 198 792 178 397 178 397 178 397 178 397 178 397

5 Imprévus techniques 3,00% 891 987 919 584 584 584 584 584 118 931 118 931 118 931 118 931 118 931

6 Imprévus financiers 2,00% 594 658 613 723 723 723 723 723 32 854 888 6 570 977 6 570 977 6 570 977 6 570 977 6 570 977 TOTAL HTVA 363 673 673 673 673 673 69 II.3.2.2. Projet d’électrification rurale Les investissements requis en matière d’électrification des nouvelles localités (rurales) pour l’atteinte des objectifs fixés à l’horizon 2025 est présenté dans le tableau ci-contre. Tableau N° 28 : Ventilation des coûts d’électrification de nouvelles localités FDE cible 2025 Numé Quant ro Désignations ité Prix total 2 021 2 022 2 023 2 024 2 025 Electrification nouvelles 158 812 932 31 762 586 31 762 586 31 762 586 31 762 586 31 762 586 1 localités 000 400 400 400 400 400 2 382 193 476 438 476 438 476 438 476 438 476 438

2 Frais administratifs 1,50% 980 796 796 796 796 796 Ingénierie (Etudes et 3 970 323 794 064 794 064 794 064 794 064 794 064 3 supervision) 2,50% 300 660 660 660 660 660 2 382 193 476 438 476 438 476 438 476 438 476 438

4 EIES, PGES 1,50% 980 796 796 796 796 796 4 764 387 952 877 952 877 952 877 952 877 952 877

5 Imprévus techniques 3,00% 960 592 592 592 592 592 3 176 258 635 251 635 251 635 251 635 251 635 251

6 Imprévus financiers 2,00% 640 728 728 728 728 728 175 488 289 35 097 657 35 097 657 35 097 657 35 097 657 35 097 657 TOTAL HTVA 860 972 972 972 972 972 II.3.2.3. Synthèse des coûts pour les résultats attendus sur la période 2017 – 2020 La réalisation des actions ci-avant que sont : (i) extensions de réseaux y compris branchements promotionnels pour le compte de la SONABEL et (ii) électrification de localités y compris branchements au niveau du FDE, permettraient l’atteinte des résultats de 1 907 801 abonnés à l’horizon 2025 pour un taux d’électrification national de 45%. Le coût estimatif des projets est de 367 979 073 537 FCFA hors taxes à rechercher. 70 III. PLAN D’INVESTISSEMENTS DISTRIBUTION ET ELECRIFICATION RURALE Les investissements à réaliser dans le cadre du schéma de développement de la distribution et l’électrification s’élève à un montant global de 525,93 milliards de F CFA et se décompose comme suit :  Pour l’atteinte des objectifs cibles de 2020 Les investissements requis sur la période 2017 – 2020 afin d’atteindre les résultats attendus en 2020 sont évalués à 157, 95 milliards de FCFA dont 114, 91 milliards F CFA déjà acquis auprès de la Banque mondiale, la BAD, la BID, l’UE, le FAD, la CEDEAO/ECREEE avec une contribution de l’Etat (TDE+PIP). Le gap de 43,03 milliards de F CFA est à rechercher/mobiliser.  Pour l’atteinte des objectifs cibles de 2025 Les investissements requis pour atteindre les résultats attendus en 2020 sont évalués à 367,98 milliards de FCFA et sont à rechercher/mobiliser. Il convient de noter que pour sur les 367,98 milliards de CFA d’investissement requis, 42,50 milliards d’investissements doivent être anticipé sur la période avant 2020. Les tableaux N° 29 et N° 30 récapitulent les investissements à réaliser dans le cadre du schéma de développement de la distribution et l’électrification. 71 Tableau N° 29 : Coût des investissements Distribution et Electrification Rurale – Cible 2020 Désignation Coût 2017 2018 2019 2020 Bailleurs Branchements promotionnels 30,81 30,81 A rechercher SONABEL Extensions réseaux SONABEL 28,97 28,97 BAD Extensions réseaux SONABEL 19,60 19,60 BID Extensions réseaux et branchements 12,22 12,22 A rechercher FDE UE, FAD, BID, BM, Electrification de nouvelles localités 66,34 66,34 CEDEAO/ECREEE, FDE ETAT (TDE+PIP) Sous total 1 157,95 157,95 (milliards de F CFA) Tableau N° 30 : Coût des investissements Distribution et Electrification Rurale – Cible 2025 Désignation Coût 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Bailleurs Extensions + 124,24 0,31 23,58 18,61 18,78 24,12 13,07 13,18 12,59 Branchements SONABEL Extensions + Densification 68,24 13,65 13,65 13,65 13,65 13,65 + Branchements FDE Electrification de 175,49 35,10 35,10 35,10 35,10 35,10 nouvelles localités FDE Sous total 2 367,98 0,31 23,58 18,61 67,52 72,86 61,82 61,93 61,34 Scénario variante de prévision : La demande évaluée précédemment tenaient compte des objectifs d'électrification et des besoins des mines et des industriels déjà raccordés. En tenant compte de la demande potentielle des mines et de certaines industries en projet, la demande additionnelle est évaluée comme suit: 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Industriels 52 MW CIMASSO/CIMENT 16 FASOTEC/(AUTRES 15 ENGRAIS/(AUTRES) 10 SFTL 5 BRAFASO 6 Usine textile BOBO Non précisé ONEA MOUHOUN Non précisé Mines 243 MW KARMA/OR 5 MW BISSA GOLD/OR 17 MW PERKOA/ZINC 6 MW NIAKA 19 MW NOGBELE/OR BOMBORE/OR 30 MW MANKARGE/OR 10 MW BELAHOURO/OR 16 MW GUIRO/OR 5 MW TAPARKO/OR 15 MW POURA/OR 30 MW KIAKA/OR 50 MW KONKERA/OR 40 MW Aussi au regard des couts de production des anciennes centrales thermiques existantes, il est envisagé leur déclassement conforme au tableau ci-après. Puissance en 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 kW Ouaga 1 5 400 5 400 5 400 0 0 0 0 Ouaga 2 35 088 35 088 35 088 0 0 0 0 Diapaga 1 108 1 108 1 108 0 0 0 0 Gayeri 344 344 344 0 0 0 0 Djibo 1 208 1 208 1 208 0 0 0 0 Tougan 450 450 450 0 0 0 0 PO 250 250 250 0 0 0 0 Leo 256 256 256 0 0 0 0 TOTAL 45 000 45 000 45 000 0 0 0 0 Ainsi pour tenir compte de ces demandes, la production indépendante thermique est estimée à 300 MW dont 50 MW pour le déclassement des groupes et 250 pour les mines et industriels séquencés comme suit :  un PIE de 100 MW (Ouaga- Est) en service à partir de 2020, pour prendre en compte le déclassement des groupes et une partie de la demande industrielle et mine.  un PIE de 100 MW (Ouaga nord Ouest) mis en service après 2021 pour prendre les mines et industriels.  un PIE de 100 MW et plus (site à déterminer) est prévu pour prendre en compte le reste des mines et industriel qui viendrait a être confirmé. 74 Ce séquençage reste tributaire des échéances d'arrivée des interconnexion notamment la dorsale nord. Par ailleurs, les besoins d'investissement en extension de réseau de transport pour le raccordement des futurs mines et industries n'ont pas été prise en compte. Analyse financière L'analyse financière a été réalisée sur la base des hypothèses suivantes :  Projection du nombre d'abonnés suivant le scénario moyen  Projection de la demande BT, MT et HT correspondante avec les projection de pointes  Planification de l'offre suivant les coûts de production. L'ordre de priorité retenu est la production hydroélectrique, solaire, importation et thermique. Le taux de pénétration solaire respecte les 13% de la demande globale.  Pour le compte de résultat, o les produits sont calculés sur la base des tarifs existants. Il a été considéré un tarif moyen de 107 FCFA/ kWh o les charges totales d'exploitation, sont évaluées en tant compte des prix de kWh des énergie importée, des charges combustibles en maintenant les prix de cession de combustibles (HFO 200 F/litre et DDO 300 F/litre), des charges d'extension et de branchement de SONABEL et du FDE à rechercher, des autres charges en respectant leur évolution antérieure, etc. Le résultat de cette analyse indique que les ressources du secteur ne peuvent pas supporter l'ensemble des investissements prévus. Le déficit du secteur est estimé à 400 milliard de FCFA de 2018 à 2025. Afin d'équilibrer le système, il faut un besoin de transfert budgétaire de l'ordre de 400 milliard de FCFA de 2018 à 2025. La synthèse de l'analyse financière est jointe en annexe.

Annexe 3: Données et résultats de l'analyse financière Demande 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Demande BT MWh 852 401 980 261 1 127 300 1 143 000 1 250 000 1 368 000 1 497 Demande MT MWh 443 206 564 737 627 816 761 950 805 950 852 950 900 Demande HT MWh 130 236 261 276 261 276 261 276 261 276 261 276 261 Demande totale MWh 1 425 843 1 806 274 2 016 391 2 166 226 2 317 226 2 482 226 2 659 Nombre de clients BT Abonnés 644 000 735 000 819 000 1 170 800 1 289 000 1 421 000 1 567 Nombre de clients MT Abonnés 1 807 1 943 2 102 2 274 2 460 2 661 2 Nombre de clients HT Abonnés 3 4 4 4 4 4 Total: Nombre de clients Abonnés 645 810 736 947 821 106 1 173 078 1 291 464 1 423 665 1 569 75 Offre 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Importations et achats d'énergie MWh 761 810 1 062 079 1 264 066 1 266 232 1 268 593 1 271 167 1 Centrales hydroélectriques MWh 96 646 96 646 106 345 106 345 172 345 172 345 Centrales thermiques MWh 859 427 793 473 800 348 970 456 1 055 154 1 058 992 Centrales solaires MWh 0 224 035 258 628 266 878 295 746 488 131 Offre Totale MWh 1 717 883 2 176 233 2 429 387 2 609 911 2 791 839 2 990 634 3 Taux solaire 0% 10% 11% 10% 11% 16% Produits 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Ventes d'électricité MFCFA 152 565 193 271 215 754 231 786 247 943 265 598 2 Travaux, services vendus MFCFA 9 520 10 282 11 104 11 992 12 952 13 988 1 Produits accessoires MFCFA 2 173 2 173 2 173 2 173 2 173 2 173 164 258 205 726 229 031 245 952 263 068 281 759 30 Chiffre d'Affaires MFCFA Production immobilisée MFCFA 4 871 36 292 34 184 75 061 42 338 43 191 4 Autres produits MFCFA 1 592 1 640 1 689 1 740 1 792 1 846 Reprises de provisions MFCFA 0 0 0 0 0 0 Transferts de charges MFCFA 0 0 0 0 0 0 170 721 243 658 264 904 322 752 307 198 326 796 34 Total des produits d'exploitation MFCFA Charges 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Achats d'énergie électrique Import MFCFA 53 209 81 565 100 789 101 829 102 910 104 035 Achats d'énergie électrique thermique MFCFA Achats d'énergie électrique solaire MFCFA 0 17 699 20 284 20 936 23 217 38 415 Combustibles centrales MFCFA 41 778 59 124 61 232 46 543 46 452 46 956 Lubrifiants centrales MFCFA 1 389 3 487 3 661 2 712 2 777 2 833 Pièces rechange centrales MFCFA 3 854 13 092 6 299 11 182 477 6 743 Consommations internes énergie MFCFA 368 645 742 752 822 900 Matériels de réseau et branchement MFCFA 6 122 40 431 17 248 80 251 2 002 29 050 Branchement complémentaire cible 2020 MFCFA 21,505 21,505 Branchement complémentaire cible 2025 MFCFA 0,31 23,58 18,61 67,52 72,86 Carburants et lubri. véhicules MFCFA 678 699 722 745 768 793 Pièces rechange véhicules MFCFA 167 447 207 467 20 298 Consommation d'eau MFCFA 228 314 334 298 299 299 Autres consommations (Autres Achats) MFCFA 772 2 088 973 2 219 98 1 444 Transports MFCFA 223 230 237 244 251 259 Services extérieurs MFCFA 8 937 6 675 7 242 8 081 8 710 9 373 Autres charges MFCFA 4 128 12 362 11 936 17 850 13 641 14 216 Charges de personnel MFCFA 16 941 17 138 18 549 18 760 20 311 21 988 Dotations aux amortissements et aux provisions MFCFA 26 178 37 353 39 858 56 574 57 970 56 457 Total des charges d'exploitation MFCFA 164 971 293 348 290 357 369 483 280 794 334 132 Total des charges financières MFCFA 8 601 5 990 5 121 7 216 6 207 9 727 Total des charges des activités ordinaires MFCFA 175 365 299 338 295 478 376 699 287 001 343 858 Résultat Net MFCFA 1 261 -49 177 -23 876 -47 048 27 303 - 9 743 76 CONCLUSION Le présent Plan Directeur fait une analyse de la prévision de la demande et propose un schéma de développement des moyens de la production, de transport, de la distribution et de l’électrification rurale du Burkina Faso. Il fait ressortir les points essentiels suivant :  De la prévision de la demande L’analyse de la prévision de la demande a permis de dégager trois (03) scénarii à savoir : - le scénario haut qui prévoit un taux d’électrification national de 45% et 55% respectivement en 2020 et 2025. Pour ce scénario, l’énergie à produire se chiffre à 2 617 GWh et 4 749 GWh respectivement en 2020 et 2025. La pointe quant à elle se situe à 490 MW et 986 MW en 2020 et 2025 respectivement ; - le scénario moyen qui prévoit un taux d’électrification national de 32,21% et 45% respectivement en 2020 et 2025. Pour ce scénario, l’énergie à produire se chiffre à 2 181 GWh et 3 113 GWh respectivement en 2020 et 2025. La pointe quant à elle se situe à 408 MW et 646 MW en 2020 et 2025 respectivement ; - le scénario bas qui prévoit un taux d’électrification national de 24,97% et 27,47% respectivement en 2020 et 2025. Pour ce scénario, l’énergie à produire se chiffre à 1 977 GWh et 2 626 GWh respectivement en 2020 et 2025. La pointe quant à elle se situe à 490 MW et 986 MW en 2020 et 2025 respectivement.  De la production L'offre globale de production prenant le parc de production existant, les différents projets en thermique, hydroélectrique, solaire et interconnexion évolue de 390 MW en 2018 à 699 MW en 2020 puis à 1297 MW en 2025. Nonobstant le fait que certains groupes ayant atteints leur durée de vie théorique, ils continuent de servir. Toutefois, il a été retenu dans le cadre de cette étude une date de déclassement pour ces groupes. Les déclassements interviennent à partir de 2018 et s’étendent jusqu’en 2020. A l’horizon 2020, ce sont au total 29,59 MW de puissance qui seront déclassés du parc de production national. L’on note que les groupes de la centrale de Ouaga 2 seront entièrement déclassés. L’entrée en service des nouveaux moyens de production intervient dès 2017 avec la centrale solaire de Zagtouli (tranche 1) 33 MWc puis en 2018 avec le renforcement de Fada (7,5 MW) et la mise en service de l’interconnexion Bolga-Ouaga. 77 De l'analyse de l'adéquation Offre - Demande, il ressort du scénario haut un déficit de puissance de 2018 à 2019. Pour ce qui est des scénarios moyen et bas, il est relevé un excédent de puissance hors limite à partir de 2022. Il a donc été suggéré de retarder certains projets de renforcement de production. Le développement des moyens de production en vue de l’atteinte des résultats attendus en 2020 et 2025 nécessite des investissements évalués à 1 484,5 milliards de F CFA. Il convient de noter la forte contribution attendue du secteur privé a travers le PPP.  Du transport Le développement des moyens de transport répond à la nécessité de structurer le réseau de transport national jusqu’en 2025 et de permettre un développement harmonieux du réseau au-delà de cette échéance. Pour chaque schéma cible de réseaux, les simulations de calcul de répartition de puissance montrent des niveaux de transit et de tension acceptable. Le schéma de développement des moyens de transport en vue de l’atteinte des résultats attendus en 2020 et 2025 nécessite des investissements évalués 227,67 milliards de francs CFA dont 146,32 milliards de francs CFA soit 64% des financements requis. Le montant du financement recherché est de 81,35 milliard de francs CFA.  De la distribution et de l'électrification rurale Le schéma de développement de la Distribution et de l’Electrification Rurale permet d'atteindre les objectifs déclinés dans le scénario moyen (objectif de doublement du nombre d'abonnés en 2020 du PNDES). Il prend en compte les conditions techniques, financière et organisationnelles. L'accent a été mis dans le développement du secteur rural. Pour inciter les clients à s’abonner, il est proposé de subventionner les couts de branchement ou de les échelonner sur période de 10 ans maximum. Cela permettra d’accroître d’encourager les populations les zones électrifiées notamment celles vivant en milieu rural à s’abonner. Le développement de la distribution et l’électrification rurale demande des investissements évalués à 525,93 milliards de F CFA dont 114, 91 milliards F CFA de financement déjà acquis auprès de bailleurs de fonds avec une contribution de l’Etat. 78 Pour conduire convenablement le développement des moyens de production, de transport, de distribution et d’électrification rurale, un effort important de renforcement des capacités s’avère nécessaire. Il s’agit de notamment de : - le recrutement de personnels ; - la formation du personnel et des acteurs ; - le développement des moyens logistiques (automobiles, engins lourds, mobylette …) et l’acquisition de matériel de sécurité supplémentaire, etc. 79 ANNEXES Annexe N° 1 : Evolution du taux d’électrification national de 2016 à 2025 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Scénario Haut 19,74% 20,20% 21,49% 23,24% 45,00% 46,85% 48,76% 50,76% 52,83% 55,00% Scénario Moyen 19,74% 20,20% 21,49% 23,24% 32,21% 34,39% 36,76% 39,31% 42,02% 45,00% Scénario Bas 19,74% 20,20% 21,49% 23,24% 24,97% 25,58% 26,12% 26,62% 27,07% 27,47% Annexe N° 2 : Evolution du nombre d’abonnés (BT+MT) sur la période 2016-2025 Scénario Haut 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 MT 1 664 1 726 1 791 1 858 1 800 1 858 1 918 1 980 2 044 2 110 BT 670 735 819 1 635 1 755 1 884 2 023 2 171 2 331 634 995 (SONABEL+FDE) 164 164 664 752 913 900 363 997 550 671 736 821 1 637 1 757 1 886 2 025 2 174 2 333 Total 636 659 890 955 522 552 771 819 343 041 660 Scénario Moyen 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 MT 1 664 1 726 1 791 1 858 1 800 1 858 1 918 1 980 2 044 2 110 BT 670 735 819 1 170 1 288 1 421 1 566 1 727 1 907 634 995 (SONABEL+FDE) 164 164 664 800 922 136 906 616 801 671 736 821 1 172 1 290 1 423 1 568 1 729 1 909 Total 636 659 890 955 522 600 780 055 886 660 911 Scénario Bas 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 MT 1 664 1 726 1 791 1 858 1 800 1 858 1 918 1 980 2 044 2 110 BT 670 735 819 907 958 1 009 1 061 1 112 1 164 634 995 (SONABEL+FDE) 164 164 664 664 664 864 164 664 664 671 736 821 909 960 1 011 1 063 1 114 1 166 Total 636 659 890 955 522 464 522 782 144 708 774 80 Annexe N° 3 : Evolution de la demande totale d’énergie électrique (GWh) Scénario Haut 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Demande MT 522 542 562 583 605 628 651 676 701 728 Demande BT 795 943 1 118 1 326 1 573 1 826 2 113 2 439 2 808 3 226 Demande finale 1 317 1 353 1 447 1 537 2 178 2 454 2 764 3 114 3 509 3 953 totale Scénario Moyen 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Demande MT 522 542 562 583 605 637 671 706 744 783 Demande BT 795 883 981 1 089 1 210 1 311 1 421 1 540 1 668 1 808 Demande finale 1 317 1 353 1 447 1 537 1 815 1 948 2 092 2 246 2 412 2 591 totale Scénario Bas 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Demande MT 522 542 562 583 605 637 671 706 744 783 Demande BT 795 812 885 954 1041 1106 1186 1258 1324 1403 Demande finale 1 317 1 353 1 447 1 537 1 646 1 743 1 856 1 965 2 068 2 186 totale Annexe N° 4 : Production totale d’énergie électrique y compris les importations (GWh) 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Scénario Haut 1 603 1 626 1 738 1 847 2 617 2 948 3 321 3 742 4 216 4 749 Scénario Moyen 1 603 1 626 1 738 1 847 2 181 2 341 2 513 2 698 2 898 3 113 Scénario Bas 1 603 1 626 1 738 1 847 1 977 2 094 2 230 2 360 2 484 2 626 Annexe N° 5 : Demande en puissance électrique 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Scénario Haut 263 290 315 340 490 563 648 745 857 986 Scénario Moyen 263 290 315 340 408 447 490 537 589 646 Scénario Bas 263 290 315 340 370 400 435 470 505 545 81 Annexe N° 6 : Parc de production thermique isolée Puissance Puissance Site nominale exploitable Technologie (kW) (kW) Diapaga 700 500 diesel Gayéri 300 200 diesel Bouena 60 48 diesel Batié 240 190 diesel Oursy 90 72 diesel Tin-Akoff 90 72 diesel Diguel 90 72 diesel Kelbo 90 72 diesel Solhan 90 30 diesel Zincko 90 72 diesel Arbinda 194 150 diesel Dablo 300 240 diesel Padema 90 72 diesel Bilgo 180 60 Hybride (diesel/solaire) Sebba 280 225 Hybride (diesel/solaire) Seytenga 135 110 Hybride (diesel/solaire) Deou 90 60 Hybride (diesel/solaire) Total parc production 3 109 2 245 thermique isolé 82 Annexe N° 7 : Liste des groupes thermiques à déclassés à l’horizon 2020 LIBELLE DU SITE PUISSANCE PUISSANCE Réf. du Vitesse NOMINALE EXPLOITABLE Groupe Type Fabricant (MW) (MW) 6 12 PC 2,5 V400 SEMT Pielstick 500 5,28 3,50 7 12 PC 2,5 V400 SEMT Pielstick 500 5,28 3,50 8 12 PC 2,5 V400 SEMT Pielstick 500 5,28 3,50 9 18 PC 2,5 V400 SEMT Pielstick 500 7,99 5,50 10 18 PC 2,5 V400 SEMT Pielstick 500 7,99 5,50 12 12 PA 6 V280 SEMT Pielstick 1000 3,26 1,80 Total déclassement centrale Ouaga II 35,09 23,30 68 KTA 50-G3 CUMMINS 1500 1,00 0,50 58 BV 6M 628 DEUTZ-MWM 1000 1,00 0,60 Total déclassement centrale Fada 2,00 1,10 57 TBD 620 V12 DEUTZ-MWM 1500 1,00 0,80 Total déclassement centrale Dédougou 1,00 0,80 52 TBD 616 V12 DEUTZ-MWM 1500 0,52 0,40 103 OM 444 A MERCEDES 1500 0,26 0,20 Total déclassement centrale de Gaoua 2,38 0,60 70 KTA 50-G3 CUMMINS 1500 1,00 0,70 Total déclassement centrale Ouahigouya 5,15 0,70 44 TBD 234 V12 DEUTZ-MWM 1 500 0,26 0,18 52 TBD 616 V12 DEUTZ-MWM 1 500 0,52 0,38 CAT 3412 67 CATERPILLAR 1 500 0,40 0,25 (tractable) 69 KTA 50-G3 CUMMINS 1 500 1,00 0,60 78 512-MPTA MITSUBISHI 1 500 0,40 0,28 105 OM 444 LA Mercedes 1 500 0,40 0,35 139 VTA 28 Cummins 1 500 0,65 0,35 Total déclassement centrale Dori 3,63 2,39 97 OM 442 L MERCEDES 1 500 0,24 0,13 102 OM 444 A MERCEDES 1 500 0,30 0,20 106 OM 447 A MERCEDES 1 500 0,15 0,12 Total déclassement centrale de Diapaga 0,69 0,45 88 OM 366 LA MERCEDES 1 500 0,08 0,06 114 OM 447 MERCEDES 1 500 0,10 0,06 107 OM 447 A MERCEDES 1 500 0,15 0,12 Total déclassement centrale de Gayéri 0,32 0,24 TOTAL GENERAL 50,25 29,58 83 84