Goulots d'étranglement opérationnels et réforme structurelle dans le secteur de l'énergie nigérian

Goulots d'étranglement opérationnels et réforme structurelle dans le secteur de l'énergie nigérian

Le secteur de l’électricité nigérian (NESI) présente un profond paradoxe opérationnel. Malgré une capacité de production installée connectée au réseau d’environ 13 625 MW, le réseau ne dessert régulièrement qu’une moyenne de 3 500 MW à 4 500 MW pour les plus de 220 millions de citoyens du pays.

Ce déficit d’approvisionnement persistant, face à une demande nationale de pointe réprimée estimée entre 25 000 MW et 30 000 MW, a contraint les consommateurs commerciaux, industriels et résidentiels à dépendre fortement de générateurs diesel et essence hors réseau.

LE RÉSEAU ÉLECTRIQUE NIGÉRIAN EN UN COUP D’ŒIL 

• Capacité installée totale : ~13 625 MW
• Capacité de production disponible : ~4 286 MW (PAF ~31 %)
• Moyenne de dispatch du réseau : ~3 500 – 4 050 MW
• Demande de pointe réprimée : 25 000 – 30 000 MW
• Mix énergétique principal (réseau) : ~75-80 % thermique (gaz), ~20-25 % hydroélectrique

Les causes sous-jacentes de cette insuffisance sont structurelles plutôt que liées à la capacité. Elles comprennent :

• Déficits de commercialisation du gaz en amont et d’infrastructures de pipelines,
• Contraintes de transmission et instabilité du réseau,
• Goulots d’étranglement sévères de liquidité causés par des tarifs non reflétant les coûts, des pertes élevées de type technique, commerciale et de recouvrement (ATC&C), et des arriérés de dettes.

Capacité installée vs. Réalité opérationnelle

Le mix de production d’électricité du Nigeria est fortement orienté vers la production thermique, soutenu par des réserves de gaz naturel domestique dépassant 200 billions de pieds cubes (TCF), ainsi que par d’importants actifs hydroélectriques le long des bassins des fleuves Niger et Benue.

MIX DE PRODUCTION (CONNECTÉ AU RÉSEAU) 78 % Thermique (Gaz) et 22 % Hydroélectrique

Facteur de disponibilité des centrales (PAF) et efficacité du dispatch

Les données de la Commission de régulation de l’électricité du Nigeria (NERC) indiquent que le facteur de disponibilité des centrales (PAF) des 28 centrales opérationnelles du réseau se situe fréquemment autour de 31 % à 35 %.

Alors que le facteur de charge moyen de la production disponible reste élevé (souvent supérieur à 90 %, ce qui signifie que le système expédie presque tout ce qui est mis en ligne), le volume total de production mis en ligne reste faible.

CAPACITÉ INSTALLÉE vs. DISPATCHÉE (MW)

13 625 MW Capacité totale installée du réseau

4 286 MW Capacité de production disponible (PAF ~31 %)

4 048 MW Charge moyenne réelle dispatchée

Répartition des actifs de production : Successeurs, NIPP et IPP

Le paysage de la production d’électricité au Nigeria est divisé en trois structures de propriété principales suite à la privatisation de la Power Holding Company of Nigeria (PHCN) en 2013 : STRUCTURE DES ACTIFS DE PRODUCTION NIGÉRIANS

1. Actifs Hérités Privatisés :  Egbin,  Kainji/Jebba, Shiroro, Sapele, Ughelli.

2. Centrales NIPP / NDPHC : Ihovbor, Calabar, Geregu II, Omotosho II, etc.

3. Producteurs Indépendants d'Électricité (IPP) : Azura-Edo, Okpai (Agip/NNPC), Afam VI (Shell).

1. Sociétés Successeurs Héritées Privatisées (GenCos)

Ces actifs ont été dégroupés de PHCN et transférés à des concessionnaires/acheteurs privés :

• Egbin Power Plc (Lagos) : La plus grande centrale thermique à gaz d'Afrique subsaharienne, avec une capacité installée de 1 320 MW (6 unités à vapeur conventionnelles de 220 MW). La capacité disponible fluctue entre 600 MW et 1 000 MW en fonction de la pression du gaz et des calendriers de révision.
• Mainstream Energy Solutions (Centrales Hydroélectriques de Kainji & Jebba) : Capacité installée combinée d'environ 1 338 MW (Kainji : 760 MW ; Jebba : 578 MW). Ces centrales hydroélectriques servent d'actifs critiques pour le démarrage à froid et le contrôle de fréquence du réseau national.
• North-South Power (Centrale Hydroélectrique de Shiroro) : Capacité installée de 600 MW (4 turbines hydroélectriques de 150 MW) située dans l'État du Niger.
• Transcorp Power (Centrale d'Ughelli / Delta) : Installation de turbines à gaz avec une capacité installée d'environ 972 MW.
• Geregu Power Plc (Centrale Héritée) : Centrale de 414 MW à turbines à gaz située dans l'État de Kogi (3 turbines à gaz Siemens V94.2 de 138 MW).

2. Centrales du National Integrated Power Project (NIPP)

Gérés par la Niger Delta Power Holding Company (NDPHC), les actifs NIPP ont été conçus comme des interventions publiques pour augmenter rapidement la production grâce à la technologie des turbines à gaz à cycle ouvert (OCGT) :

• Calabar NIPP (État de Cross River) : ~563 MW (5 turbines GE Frame 9E). L'un des actifs NIPP les plus opérationnels grâce à un accord d'approvisionnement en gaz dédié (GSA) avec Accugas.
• Ihovbor NIPP (Benin, État d'Edo) : ~450 MW (4 GE Frame 9E).
• Omotosho II NIPP (État d'Ondo) : ~500 MW (4 GE Frame 9E).
• Olorunsogo II NIPP (État d'Ogun) : ~750 MW (4 turbines à gaz GE Frame 9E + 2 turbines à vapeur en configuration cycle combiné).
• Geregu II NIPP (État de Kogi) : ~434 MW (3 Siemens V94.2).
• Egbema, Alaoji, Gbarain, Omoku et Ogorode NIPP : Capacité installée combinée dépassant 2 500 MW, fonctionnant en dessous de leur capacité en raison de goulets d'étranglement dans le transport du gaz, de contraintes d'évacuation et d'ajouts incomplets de cycle combiné.

3. Principaux Producteurs Indépendants d'Électricité (IPP)

• Azura-Edo IPP (État d'Edo) : Centrale de 461 MW à turbines à gaz à cycle ouvert (3 turbines Siemens SGT5-2000E). Elle fonctionne comme un projet Greenfield soutenu par une solide structure de garantie de risque partiel (PRG) de la Banque Mondiale, ce qui se traduit par une disponibilité élevée de la centrale.
• Centrale d'Okpai (État du Delta – Coentreprise Agip/NNPC) : Capacité installée de la Phase 1 de 480 MW (Turbine à Gaz à Cycle Combiné – CCGT). L'expansion de la Phase 2 ajoute environ 480 MW supplémentaires.
• Centrale d'Afam VI (État de Rivers – Coentreprise Shell/SPDC) : Installation CCGT d'environ 650 MW utilisant des turbines à gaz GT13E2.

Causes profondes du déficit d'approvisionnement en électricité

1. Goulets d'étranglement dans l'approvisionnement en gaz, la tarification et l'infrastructure

• Réalités commerciales en amont : Les producteurs de gaz privilégient les marchés d'exportation (GNL) ou les clients industriels qui paient des tarifs reflétant le marché en devises fortes (USD), plutôt que le secteur de l'énergie domestique, qui a historiquement souffert de tarifs réglementés inférieurs au marché et de retards de paiement.
• Déficits d'infrastructure : Les principaux gazoducs (tels que l'ELPS – Escravos-Lagos Pipeline System) sont fréquemment confrontés à des chutes de pression ou à des interruptions opérationnelles. L'infrastructure offshore de traitement du gaz manque souvent d'une capacité suffisante de traitement du gaz sec pour garantir un approvisionnement stable aux centrales thermiques.

2. Évacuation du réseau de transport et stabilité du système

• Défaillance d'un nœud d'infrastructure unique : Le réseau de grille de 330 kV et 132 kV, détenu et exploité par la société d'État Transmission Company of Nigeria (TCN), souffre de limitations de conception radiale, d'une redondance N-1 insuffisante et d'une couverture SCADA automatisée minimale.
• Instabilité de la tension et excursions de fréquence : Les données opérationnelles montrent constamment que les tensions moyennes basses du réseau tombent en dessous de 303 kV et que les limites supérieures dépassent 353 kV (en dehors de la cible standard de 313,5 kV – 346,5 kV). Ces fluctuations déclenchent des déclenchements de protection dans les centrales électriques, entraînant des effondrements partiels ou totaux du réseau.

3. Goulots d'étranglement de la distribution et rejet de charge

• Réseaux de distribution inefficaces : Onze sociétés de distribution (DisCo) gèrent la distribution basse tension. Des réseaux d'alimentation faibles de 33 kV et 11 kV signifient que les DisCo rejettent souvent la charge envoyée par l'opérateur du système (SO) pour éviter la destruction des transformateurs en aval ou des pertes de revenus non mesurées.
• Pertes ATC&C : Les pertes agrégées techniques, commerciales et de collecte dépassent régulièrement 40–45 %, entraînées par le vol, les connexions non mesurées, une infrastructure de facturation obsolète et une application faible des recouvrements.

4. Illiquidité financière et écart de règlement du marché

• Déficit de règlement du marché : Les DisCo ne remboursent historiquement qu'une fraction de la valeur de leur facture à la Nigerian Bulk Electricity Trading Plc (NBET). NBET, à son tour, sous-paie les GenCo, les empêchant de respecter les accords d'achat de gaz (GPA) ou d'effectuer des révisions coûteuses de turbines à gaz (par exemple, les inspections de la voie de gaz chaud et les révisions majeures).
• Arriérés historiques : Des dettes de plusieurs billions de Naira qui pèsent sur la chaîne de valeur freinent les investissements en capital. Des initiatives de règlement de dettes garanties par le gouvernement (telles que des programmes de règlement de dettes) interviennent périodiquement pour stabiliser le marché.

Évaluation des ressources énergétiques domestiques et de leur utilisation

Le Nigeria possède de vastes réserves d'énergie primaire, mais leur conversion en électricité de réseau domestique reste faible.

Répartition de l'utilisation des ressources

1. Gaz naturel : Fournit environ 75 à 80 % de la production d'électricité quotidienne. Cependant, la livraison de gaz domestique aux centrales électriques domestiques reste entravée par les arriérés de paiement et les contraintes des pipelines.
2. Hydroélectricité : Principalement générée via les barrages de Kainji, Jebba et Shiroro, ainsi que des expansions récentes comme le projet hydroélectrique de Zungeru de 700 MW. Les variations saisonnières (gestion de l'eau en saison humide vs. sèche) affectent la production annuelle.
3. Solaire & Renouvelables : L'irradiance solaire élevée dans la ceinture Nord (plus de 5,5 kWh/m²/jour) offre des conditions idéales pour le PV à l'échelle des services publics. Cependant, les projets solaires à l'échelle des services publics ont connu des retards en raison de négociations tarifaires, d'acquisition de terrains et de préoccupations relatives à la stabilité du réseau. La croissance s'est plutôt orientée vers les systèmes solaires hors réseau commerciaux, industriels et résidentiels.

Solutions Stratégiques et Feuille de Route Technique

Pour combler l'écart entre la capacité installée et l'électricité acheminée, le Nigeria a besoin d'interventions ciblées dans les domaines technique, commercial et réglementaire :

1. Réformes du gaz en amont et réformes commerciales

• Cadres bancables gaz-électricité : Transition d'un approvisionnement en gaz discrétionnaire à des Accords de Vente et d'Agrégation de Gaz (GSAA) entièrement sécurisés et bancables, soutenus par des améliorations de crédit.
• Corridor d'infrastructure gazière dédié : Prioriser l'achèvement des gazoducs stratégiques (par exemple, le gazoduc AKK – Ajaokuta-Kaduna-Kano) et établir des voies d'approvisionnement en gaz domestique dédiées, isolées des principales dérivations d'exportation.

2. Renforcement du réseau de transmission

• Déploiement SCADA et EMS : Déployer entièrement un système moderne de contrôle et d'acquisition de données de supervision (SCADA) ainsi qu'un système de gestion de l'énergie d'entreprise (EMS) pour gérer la fréquence du réseau, équilibrer la charge et réduire les effondrements complets du réseau.
• Décentralisation du réseau et îlotage : Diviser le réseau national en sous-réseaux régionaux ou en îlots avec des capacités d'îlotage dynamique. Cela empêche les défauts localisés dans une région de provoquer l'effondrement de l'ensemble du réseau national.

3. Mises à niveau de l'efficacité de la production

• Conversion OCGT en CCGT : Convertir les turbines à gaz à cycle ouvert (OCGT) existantes – telles que celles de la flotte NIPP – en opérations de turbines à gaz à cycle combiné (CCGT) en ajoutant des générateurs de vapeur à récupération de chaleur (HRSG) et des unités de turbine à vapeur. Cela ajoute 30 à 40 % de capacité de production supplémentaire sans consommer de gaz additionnel.
• Exécution des révisions de routine : Établir des mécanismes de liquidité qui permettent aux GenCos d'obtenir des devises (FX) pour les révisions majeures certifiées par les équipementiers (tels que les calendriers de maintenance GE Frame 9E et Siemens V94.2).

4. Exécution du marché en aval et sub-national

• Dévolution réglementaire sub-nationale : Appliquer la loi sur l'électricité de 2023, permettant aux gouvernements des États d'établir des marchés de l'électricité d'État, de réglementer la production/distribution intra-étatique et d'attirer des IPP privés pour desservir des grappes industrielles localisées.
• Infrastructure de comptage accélérée : Mettre en œuvre un comptage intelligent généralisé pour réduire les pertes non techniques, éliminer les frictions de facturation estimée et sécuriser la collecte des revenus des DisCo.
• Franchisage des distributeurs et génération embarquée : Encourager les DisCo à franchiser des feeders spécifiques de 33 kV / 11 kV à des IPP tiers, permettant à des mini-réseaux localisés d'alimenter directement des consommateurs industriels à forte rémunération sans dépendre du réseau de transmission central.