En Côte d’Ivoire, dans un contexte de hausse de la demande, des projets destinés à augmenter la capacité de production de trois centrales thermiques, exploitées par les producteurs d’électricité indépendants (IPP) Ciprel, Azito et Aggreko, sont actuellement en cours de réalisation.
En janvier, Thierry Tanoh, le Ministre du Pétrole, de l’Energie et du Développement des Energies Renouvelables, a annoncé que les travaux de modernisation de deux turbines à gaz à cycle combiné (CCG) des centrales de Ciprel, allaient démarrer cette année.
Ensemble, les trois IPP sont à l’origine de la grande majorité de la production d’énergie thermique ivoirienne, utilisant du gaz naturel liquéfié (GNL) fourni par des opérateurs majoritairement privés dont Afren, Foxtrot et Canadian Natural Resources.
Azito Energie, une filiale de l’IPP Globeleq, dont le siège est situé au Royaume-Uni, qui a centré ses activités en Afrique, a signé au mois de décembre avec le gouvernement un accord visant à renforcer l’efficacité et la capacité de sa CCG près d’Abidjan.
Ces travaux permettront de doter la centrale de 30 MW supplémentaires, cette dernière disposant actuellement d’une capacité de 430 MW et fournissant environ 25% de l’électricité en Côte d’Ivoire. Le projet devrait également réduire de 420 000 tonnes les émissions de CO2 de la centrale sur la durée totale de son exploitation ainsi que doper la consommation de gaz, qui passera de 40 millions à environ 110 millions de pieds cubes par jour.
L’International Finance Corporation et la Banque Mondiale financeront le projet à hauteur de 80%, soit environ 400 millions de dollars, et des actionnaires privés se chargeront des 20% restants. Les travaux de modernisation devraient démarrer au premier semestre 2018 et être terminés d’ici fin 2019.
Les travaux d’expansion de la centrale de Ciprel, propriété du groupe français Eranove, permettront quant à eux d’ajouter 350 MW de capacité à la CCG située dans la zone industrielle de Vridi. Le projet se déroulera en trois phases, avec des dates de mises en service prévues pour octobre 2019, février 2020 et juin 2020. Le producteur exploite la centrale thermique au gaz la plus puissante du pays, celle-ci disposant d’une capacité totale de 556 MW et produisant selon les estimations quelque 3810 GWh par an.
L’entreprise écossaise Aggreko a également fait part de son intention d’augmenter la capacité de ses installations. Lors d’une réunion avec le Premier Ministre Amadou Gon Coulibaly en mai 2017, Christophe Jacquin, le directeur général d’Aggreko pour l’Afrique du Nord et de l’Ouest, a déclaré que l’entreprise comptait moderniser sa centrale de Vridi, d’une capacité de 200 MW, et construire une nouvelle centrale électrique thermique, que le groupe financera sur fonds propres.
Les annonces faites par Ciprel et par Azito constituent les derniers exemples d’une série de projets d’expansion de capacité destinés à satisfaire la demande croissante en matière d’énergie que connaît Abidjan, capitale commerciale et principal moteur de la récente croissance économique du pays.
Le PIB ivoirien affiche une croissance annuelle moyenne de 8,7% depuis 2012, selon le FMI, ce dernier prédisant encore une expansion de 7,3% pour cette année. Cette croissance s’est répercutée sur la consommation d’électricité dans le pays, qui enregistre une hausse annuelle moyenne d’environ 10% ces dernières années.
Les deux entreprises ont procédé récemment à des modernisations : Ciprel a finalisé un chantier d’un coût de 225 milliards de francs CFA (343 millions d’euros) en février 2016 et Azito a effectué une conversion de ses turbines à cycle simple en une CCG en juin 2015. Le projet de Ciprel a permis d’obtenir une capacité supplémentaire de 235 MW et de réduire les émissions de CO2 de 500 000 tonnes par an, tandis que l’expansion d’Azito a fait passer la capacité totale de la centrale de 290 MW à 430 MW.
Les initiatives engagées afin d’accroître l’efficacité des centrales existantes ont été rendues nécessaires en partie par l’absence de nouvelles découvertes de gaz naturel ces dernières années. En conséquence de quoi le gouvernement a donné le feu vert, au début de l’année dernière, à la construction du premier terminal d’importation de GNL du pays. Ce dernier importera autour de 3 millions de tonnes de gaz par an et devrait coûter dans les 140 millions de dollars.
Le chantier du projet de GNL, qui est réalisé par un consortium mené par la multinationale française Total, a démarré l’été dernier. Les installations sont situées sur une unité flottante de stockage et de regazéification à Vridi. Il est prévu que Total fournisse au terminal du GNL en provenance de son portefeuille mondial à partir de mi-2018.
Ces récentes modernisations et nouveaux projets s’ajoutent aux 9 milliards de dollars que le gouvernement entend investir afin de doubler la capacité énergétique du pays, ouvrant la voie à davantage d’exportations d’électricité. En effet, d’après le cabinet de conseil spécialisé dans les énergies Africa Energy, si tous les projets se déroulent comme prévu, la capacité du réseau atteindra 4060 MW d’ici 2020, dépassant l’objectif du gouvernement, qui est de 4 GW.
Cette production excédentaire pourrait représenter une opportunité pour la Côte d’Ivoire de consolider sa position sur le marché régional de l’énergie. Si les infrastructures de transport et les circuits de distribution constituent toujours des défis – limitant la possibilité pour les centrales d’atteindre leur pleine puissance d’exploitation – la Côte d’Ivoire est actuellement le seul exportateur d’électricité notable de la région. Dans un rapport publié en octobre 2017, la Banque Mondiale a noté que grâce à la construction de lignes de transport d’électricité vers le Ghana, le Burkina Faso, le Mali, le Libéria, la Sierra Leone et la Guinée dans le cadre du Système d’Echanges d’Energie Electrique Ouest-Africain (EEEOA/WAPP) « le pays était bien placé pour devenir l’un des principaux hubs du commerce de l’électricité dans la sous-région. »
Against a backdrop of rising demand, plans are under way to expand production capacity at three of Côte d’Ivoire’s thermal power plants, operated by independent power producers (IPPs) Ciprel, Azito and Aggreko.
In January Thierry Tanoh, the minister of oil, energy and renewable energy development, announced that work on the new units at Ciprel and Azito’s combined-cycle gas turbine (CCGT) plants would begin this year.
The three IPPs are collectively responsible for the bulk of Côte d’Ivoire’s thermal energy production, using liquefied natural gas (LNG) supplied by majority-private players, including Afren, Foxtrot and Canadian Natural Resources.
Azito Energie, a subsidiary of the UK-headquartered IPP Globeleq, which has focused its operations in Africa, signed an agreement with the government in December to improve efficiency and capacity at its CCGT plant near Abidjan.
The work will add a further 30 MW of capacity to the 430-MW plant, which currently supplies around 25% of Côte d’Ivoire’s electricity. Aside from saving an estimated 420,000 tonnes of CO2 over the plant’s lifetime, the project will boost gas consumption by up to 40m cu feet per day (cfd) to around 110m cfd.
The International Finance Corporation and the World Bank will finance 80% of the project, valued at around $400m, and private shareholders will fund the remaining 20%. Work on the upgrade is expected to begin in the first half of 2018 and be completed by the end of 2019.
Meanwhile, the expansion at Ciprel, owned by France’s Eranove Group, will add 350 MW of capacity to the CCGT plant located in the Vridi industrial zone. The project is scheduled to become operational in three phases, with commissioning dates set for October 2019, February 2020 and June 2020. The producer operates the largest gas-fired power station in the country, providing a total capacity of 556 MW, with annual production estimated at 3810 GWh.
Scottish company Aggreko has also made clear its intention to expand capacity. At a meeting with Prime Minister Amadou Gon Coulibaly in May 2017, Christophe Jacquin, managing director for the West and North Africa Region at Aggreko, said the company planned to upgrade its 200-MW Vridi facility and build a new thermal electricity plant, which the producer will finance from its own funds.
The announcements from Ciprel and Azito mark the latest in a series of capacity expansions designed to keep up with the rising energy demands of Abidjan, the commercial capital and key driver of the country’s recent economic growth.
Côte d’Ivoire’s GDP has grown by an average annual rate of 8.7% since 2012, according to the IMF, with the fund predicting further expansion of 7.3% this year. This has fed into domestic electricity consumption, which has increased by an average annual rate of around 10% in recent years.
Both companies recently completed upgrades, with Ciprel finalising works totalling CFA225bn (€343m) in February 2016, and Azito transitioning from simple-cycle gas turbines to CCGT in June 2015. The Ciprel project added 235 MW of capacity, reducing CO2 emissions by 500,000 tonnes per year, while the Azito expansion boosted total capacity from 290 MW to 430 MW.
Moves to improve efficiency at existing plants have in part been necessitated by the absence of new discoveries of natural gas in recent years. As a result, the government greenlighted the construction of the country’s first LNG import terminal early last year. The terminal will import around 3m tonnes of gas annually and is expected to cost in the region of $140m.
Work on the LNG project, which is being developed by a consortium led by the French multinational Total, broke ground last summer. The facility is located on a floating storage and regasification unit off Vridi. The first LNG is due to be imported from Total’s global supply in mid-2018.
The recent upgrades and new developments come amid $9bn government efforts to double energy capacity, opening the door for increased electricity exports. In fact, according to analysis by Africa Energy, an energy consultancy, if all developments unfold as planned, on-grid capacity will reach 4060 MW by 2020, exceeding the government’s target of 4 GW.
Given excess supply, the country may have the opportunity to consolidate its position further in the regional energy market. While transport infrastructure and distribution channels still pose challenges – limiting plants’ abilities to work to capacity – Côte d’Ivoire is currently the only significant electricity exporter in the region. In a report published in October 2017, the World Bank noted that the construction of the West African Power Pool transmission lines to Ghana, Burkina Faso, Mali, Liberia, Sierra Leone and Guinea meant that the country was “well-positioned to be one of the main hubs of electricity trading in the subregion”.
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