ETUDE ENVIRONNEMENTALE DU BARRAGE DE LOM ... - IUCN

REPUBLIQUE DU CAMEROUN
MINISTERE DE L’ENERGIE ET DE L’EAU
ETUDE ENVIRONNEMENTALE
DU BARRAGE DE LOM PANGAR
THEME 1 : ETUDE DES ALTERNATIVES
Rapport Final
Révision et Actualisation - Juillet 2005

ETUDE ENVIRONNEMENTALE DU BARRAGE DE LOM PANGAR
Etude des Alternatives : Révision et Actualisation – Juillet 05
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SOMMAIRE
1 RÉSUMÉ ET CONCLUSIONS DE L’ETUDE..........................................................................................................7
2 INTRODUCTION ET CADRE DE L’ÉTUDE .........................................................................................................12
2.1 OBJECTIFS DE L’ÉTUDE DES ALTERNATIVES ....................................................................... 12
2.2 DONNÉES ET CONTRAINTES................................................................................................ 12
2.3 LES ALTERNATIVES PROPOSÉES AU PROJET DE LOM PANGAR À LONG TERME .................... 13
2.4 LA DÉMARCHE MÉTHODOLOGIQUE SUIVIE : ......................................................................... 13
2.5 ACTUALISATION DE L’ÉTUDE FAITE EN 2003 ....................................................................... 14
3 ÉVOLUTION DE LA DEMANDE ...........................................................................................................................15
3.1 SITUATION ACTUELLE......................................................................................................... 15
3.2 DEMANDE DU SECTEUR PUBLIC.......................................................................................... 17
3.2.1 Demande en Energie ................................................................................... 17
3.2.2 Demande en puissance et Facteur de charge du Secteur Public............ 17
3.3 DEMANDE DU SECTEUR INDUSTRIEL ................................................................................... 18
3.4 PRÉVISIONS EN ÉNERGIE ET EN PUISSANCE DU RIS............................................................. 18
3.5 IDENTIFICATION DES BESOINS EN BASE ET EN POINTE À MOYEN TERME................................ 21
4 SITUATION ACTUELLE DU BASSIN DE LA SANAGA ET SITUATION FUTURE AVEC LOM PANGAR ......22
4.1 PROBLÉMATIQUE ACTUELLE............................................................................................... 22
4.2 DESCRIPTION DES OUVRAGES HYDROÉLECTRIQUES DE PRODUCTION EXISTANTS SUR LA
SANAGA...................................................................................................................................... 22
4.2.1 Caractéristiques nominales des ouvrages de Song Loulou et Edéa ...... 22
4.2.2 Etat actuel et caractéristiques futures des installations hydroélectriques
24
4.3 HYDROLOGIE DE LA SANAGA.............................................................................................. 27
4.4 RÉGULARISATION............................................................................................................... 28
4.4.1 Objectifs et contraintes de régulation du réservoir de Lom Pangar....... 28
4.4.2 Gestion actuelle des réservoirs de La Mapé, Bamendjin et Mbakaou .... 29
4.4.3 Principes de régulation avec Lom Pangar ................................................ 30
4.4.4 Simulations de gestion du bassin de la Sanaga....................................... 31
5 LE PROJET DE LOM PANGAR............................................................................................................................33
5.1 CONTEXTE ÉNERGÉTIQUE DE LA SANAGA ........................................................................... 33
5.2 OBJECTIF DU PROJET DE LOM PANGAR .............................................................................. 35
5.3 APPORTS À LA RETENUE DE LOM PANGAR ......................................................................... 36
5.3.1 Apports naturels reconstitués.................................................................... 36
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5.3.2 Evaporation à Lom Pangar ......................................................................... 40
5.3.3 Débit réservé à Lom Pangar ....................................................................... 41
5.4 RAPPEL DES CARACTÉRISTIQUES PRINCIPALES DE LA RETENUE.......................................... 41
5.4.1 Localisation et accès................................................................................... 41
5.4.2 Caractéristiques de l'ouvrage..................................................................... 41
5.4.3 Le productible complémentaire apporté par la retenue de Lom Pangar 46
5.4.4 Volume garanti de remplissage de la retenue de Lom Pangar................ 46
5.5 COÛTS DE CONSTRUCTION ET DÉLAIS DE RÉALISATION DE LOM PANGAR............................ 47
5.5.1 Coûts de construction de la retenue de Lom Pangar............................... 47
5.5.2 Planning des travaux et de la mise en eau............................................ 47
5.5.3 Coût des mesures environnementales ...................................................... 47
5.5.4 Coût total de construction de Lom Pangar (à prendre en compte)......... 48
5.6 USINE DE PIED DE BARRAGE............................................................................................... 48
6 COMPARAISON AVEC LES OUVRAGES DE RETENUE CANDIDATS SUR LA SANAGA ............................50
7 MOYENS DE PRODUCTION THERMIQUE DU RIS ............................................................................................52
8 COMPARAISON DES DIFFERENTES ALTERNATIVES ....................................................................................54
8.1 LES CANDIDATS POSSIBLES AUTRES QU’HYDROÉLECTRIQUES ............................................ 54
8.1.1 Energies renouvelables............................................................................... 54
8.1.2 Energies fossiles ......................................................................................... 54
8.2 LES CANDIDATS HYDROÉLECTRIQUES POSSIBLES ............................................................... 56
8.2.1 Centrales Hydroélectriques sur la Sanaga................................................ 56
8.2.2 Comparaison des deux complexes hydroélectriques sur la Sanaga...... 57
8.2.3 Autres aménagements hydroélectriques sur la Sanaga .......................... 58
8.2.4 Aménagements hydroélectriques hors Sanaga........................................ 60
9 JUSTIFICATION ÉCONOMIQUE DE LA RETENUE DE LOM PANGAR ...........................................................61
9.1 MÉTHODOLOGIE PROPOSÉE ............................................................................................... 61
9.2 SCÉNARIO « STATU QUO »................................................................................................. 62
9.2.1 Production complémentaire et Puissance garantie.................................. 62
9.2.2 Comparaison économique......................................................................... 64
9.2.3 Sensibilité aux coûts ................................................................................... 66
9.3 SCÉNARIO « DÉVELOPPEMENT »........................................................................................ 67
9.3.1 Comparaison économique......................................................................... 67
9.3.2 Coût de revient économique du Complexe « Lom Pangar-Nachtigal » .. 67
9.4 CONCLUSION ..................................................................................................................... 69
10 EVALUATION ENVIRONNEMENTALE................................................................................................................70
10.1 INTRODUCTION ................................................................................................................... 70
10.2 LES SOURCES D’ÉNERGIE AU CAMEROUN ........................................................................... 71
10.2.1 Introduction................................................................................................ 71
10.2.2 Production Thermique............................................................................... 72
10.2.3 Energie solaire et Energie Eolienne......................................................... 74
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10.2.4 L’hydroélectricité ....................................................................................... 74
10.2.5 Détermination et comparaison des GES émises par Lom Pangar ........ 75
10.2.6 Conclusions ............................................................................................... 88
10.3 FACTEURS ENVIRONNEMENTAUX ET SOCIO-ÉCONOMIQUE ................................................... 89
10.3.1 Introduction................................................................................................ 89
10.3.2 Niveau de connaissance pour chaque alternative.................................. 91
10.3.3 Aspects socio-économiques .................................................................... 91
10.3.4 Environnement Naturel ........................................................................... 101
10.3.5 Le développement Régional ................................................................... 102
10.3.6 Qualité de l'eau et contrainte de l'oléoduc Tchad Cameroun.............. 105
10.3.7 Conclusions de l’évaluation environnementale des alternatives à Lom
Pangar 108
11 ANNEXES ........................................................................................................................................................... 110
11.1 RAPPEL DES TERMES DE RÉFÉRENCE DE L’ÉTUDE DES ALTERNATIVES ............................. 110
11.2 PLAN DE SITUATION DE LA RETENUE DE LOM PANGAR...................................................... 112
11.3 NOTE DE PRÉSENTATION SIMPLIFIÉE DU LOGICIEL DE GESTION « PARSIFAL » ................ 113
11.4 DONNÉES DES APPORTS .................................................................................................. 115
11.5 FICHES DES PROJETS HYDROÉLECTRIQUES CONCURRENTS .............................................. 120
11.5.1 Aménagement de Nachtigal.................................................................... 120
11.5.2 Complexe „Lom Pangar-Nachtigal“ ....................................................... 122
11.5.3 Réservoir de Litala................................................................................... 122
11.5.4 Dérivation de la Mbam dans la Mapé - Réservoir de Bankim .............. 123
11.5.5 Aménagement de Nyanzom .................................................................... 125
11.5.6 Complexe Bankim-Nyanzom................................................................... 126
11.5.7 Surélévation de Mbakaou........................................................................ 127
11.6 GLOSSAIRE...................................................................................................................... 128
11.7 RÉFÉRENCES ................................................................................................................... 129
11.8 L’EFFET DE SERRE .......................................................................................................... 131
11.9 GLOBAL GAS FLARING REDUCTION (GGFR) .................................................................... 132
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FIGURES
Figure 1 : Monotone des puissances horaires appelées en 2004 pour le SP........................... 15
Figure 2 : Courbe de charge actuelle du SP ............................................................................. 16
Figure 3 : Pointe de production journalière du 1/1/2004 au 31 /12/2004 .................................. 17
Figure 4 : Capacité de modulation............................................................................................. 25
Figure 5 : Vue aérienne de l’aménagement de Song Loulou sur la Sanaga............................. 26
Figure 6 : Vue aérienne de l’aménagement d’Edéa sur la Sanaga :......................................... 27
Figure 7 : Hydraulicité de la Sanaga à Song Loulou & Edéa .................................................... 28
Figure 8 : Débit mensuel moyen transitant à Song Loulou, comparé à l'objectif de régulation
avec Lom Pangar ............................................................................................................... 31
Figure 9 : Débit mensuel moyen transitant à Song Loulou, comparé à l'objectif de régulation
sans Lom Pangar ............................................................................................................... 32
Figure 10 : Apports aux trois réservoir de La Mapé, Bamendjin et Lom Pangar ...................... 34
Figure 11 : Apports annuels du BVI........................................................................................... 35
Figure 12 : Apports reconstitués du réservoir de Lom Pangar (1972 – 2002) .......................... 39
Figure 13 : Localisation des infrastructures liées au barrage et coupes types principales ....... 44
Figure 14 : Courbe hauteur/volume/superficie de la retenue .................................................... 45
Figure 15 : Chaîne d’équipement de la Sanaga avec ses principaux aménagements
hydroélectriques et réservoirs existants et futurs.............................................................. 50
Figure 16 : Vue de la centrale de Limbé.................................................................................... 52
Figure 17 : Les projets hydroélectriques concurrents sur la Sanaga ........................................ 57
Figure 18 : Monotone des productions annuelles supplémentaires apportées à SLL & Edéa par
le réservoir de Lom Pangar................................................................................................ 63
Figure 19 : Productions annuelles complémentaires à SLL & Edéa apportées par Lom Pangar
........................................................................................................................................... 64
Figure 20 : Problématique des émissions de CO2 et CH4 dans l’atmosphère ......................... 79
Figure 21 : Vue aérienne du barrage et de la retenue de Petit Saut......................................... 83
Figure 22 : Emissions cumulées de GES par Lom Pangar 7 sur 100 ans ................................ 86
Figure 23 : Evolution des Emissions de GES de Lom Pangar comparée à son alternative
thermique ........................................................................................................................... 87
Figure 24 : Site du barrage de Bankim...................................................................................... 92
Figure 25 : Village de Garga Sarali.......................................................................................... 102
Figure 26 : Route entre Bétaré Oya et le bac.......................................................................... 102
Figure 27 Traversée de la retenue par l’oléoduc.................................................................... 107
Figure 28 : Vue aérienne de la retenue de La Mapé et du projet de Bankim.......................... 126
Figure 29 : L’effet de Serre ...................................................................................................... 131
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TABLEAUX
Tableau 1 : Prévisions de demande .......................................................................................... 19
Tableau 2 : Prévision de demande – Scénario « statu quo ».................................................... 20
Tableau 3 : Prévision de demande – Scénario Développement ............................................... 20
Tableau 4 : Principales caractéristiques nominales des aménagements.................................. 23
Tableau 5 : Caractéristiques des réservoirs existants de régularisation de la Sanaga............. 24
Tableau 6 : Modulation à Song Loulou...................................................................................... 25
Tableau 7 : Caractéristiques des apports naturels aux différents ouvrages de la Sanaga....... 28
Tableau 8 : Apports reconstitués de la retenue de la Sanaga .................................................. 38
Tableau 9 : Apports au barrage de Lom Pangar – Période 1972 – 2002 (m 3 /s) ....................... 39
Tableau 10 : Caractéristiques hydrologiques au site de Lom Pangar....................................... 40
Tableau 11 : Evaporation aux barrages .................................................................................... 40
Tableau 12 : Caractéristiques du réservoir................................................................................ 42
Tableau 13 : Caractéristiques principales du barrage............................................................... 42
Tableau 14 : Fonction évacuation des crues............................................................................. 43
Tableau 15 : Fonction de restitution .......................................................................................... 43
Tableau 16 : Caractéristiques de la digue de col ...................................................................... 44
Tableau 17 : Caractéristiques topographiques de la retenue................................................ 45
Tableau 18 : Production complémentaire apportée par la retenue Lom Pangar (7000hm 3 ).... 46
Tableau 19 : Echéancier des dépenses des coûts de construction de la retenue .................... 47
Tableau 20 : Echéancier des dépenses des coûts environnementaux..................................... 47
Tableau 21 : Comparaisons entre différents réservoirs de stockage sur la Sanaga :............... 51
Tableau 22 : Centrales thermiques (LFO) du RIS en 2005 :..................................................... 53
Tableau 23 : Centrales thermiques (HFO) du RIS en 2005 : .................................................... 53
Tableau 24 : Caractéristiques probables de la centrale de Kribi............................................... 55
Tableau 25 : Comparaisons des deux complexes hydroélectriques concurrents sur la Sanaga
........................................................................................................................................... 58
Tableau 26 : Principaux aménagements hydroélectriques concurrents sur le bassin versant de
la Sanaga ........................................................................................................................... 59
Tableau 27 : Principaux aménagements compétitifs (hors Sanaga)......................................... 60
Tableau 28 : Production complémentaire moyenne apportée par la retenue de Lom Pangar à
partir de 2010 à Song Loulou et Edéa calculée sur les années hydrologiques de 1972 à
2003 : ................................................................................................................................. 62
Tableau 29 : Production complémentaire et puissance garantie apportée à Edéa & Song
Loulou par Lom Pangar seul .............................................................................................. 63
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Tableau 30 : Bénéfice net actualisé et la rentabilité relative (TRR)- Scénario statu quo.......... 65
Tableau 31 : Résultats annuels pour les différentes des simulations pour le scénario « Statu
quo » .................................................................................................................................. 66
Tableau 32 : Bénéfice net actualisé et la rentabilité relative (TRR)- Scénario Développement 67
Tableau 33 : Lom Pangar - Echéancier des dépenses en % des coûts de construction.......... 68
Tableau 34 : Lom Pangar - Echéancier des dépenses en % des coûts des mesures
compensatoires directes .................................................................................................... 68
Tableau 35 : Nachtigal - Echéancier des dépenses en % des coûts de construction............... 68
Tableau 36 : Coût de revient économique du complexe« Lom Pangar-Nachtigal » ................. 68
Tableau 37 : CO2 émis en moyenne par les centrales thermiques ........................................... 72
Tableau 38 : Emissions de CO2-équivalent pour une centrale au gaz naturel ......................... 76
Tableau 39 : Evolution de la production thermique évitée ........................................................ 77
Tableau 40 : Caractéristiques des Barrages étudiés par R. Delmas ........................................ 82
Tableau 41 : Répartition et densité de la biomasse à Lom Pangar........................................... 84
Tableau 42 : Situation de Lom Pangar par rapport à Petit Saut et Nam Theun........................ 85
Tableau 43 : Risque d'expropriation et de déplacement de personne ...................................... 93
Tableau 44 : Impact sur les populations non déplacées ........................................................... 97
Tableau 45 : Impacts sur les activités économiques ............................................................... 100
Tableau 46 : Impacts sur la santé............................................................................................ 101
Tableau 47 : Impacts sur l'environnement naturel................................................................... 102
Tableau 48 : Impact sur le développement Régional .............................................................. 105
Tableau 49 : Impact sur la qualité de l’eau.............................................................................. 106
Tableau 50 : Interaction avec l'oléoduc Tchad-Cameroun ...................................................... 108
Tableau 51 : Comparaison environnementale des alternatives à Lom Pangar ...................... 108
Tableau 52 : Caractéristiques hydrologiques de Nachtigal ..................................................... 121
Tableau 53 : Caractéristiques hydrologiques au site de Litala................................................ 122
Tableau 54 : Caractéristiques hydrologiques du Mbam à Bankim .......................................... 123
Tableau 55 : Caractéristiques hydrologiques du Mbam à Nyanzom....................................... 125
Tableau 56 : Caractéristiques hydrologiques de Mbakaou ..................................................... 127
Tableau 57 : Le Pouvoir de Réchauffement Global (PRG) des différents gaz à effet de serre
......................................................................................................................................... 132
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Etude des Alternatives
1 RESUME ET CONCLUSIONS DE L’ETUDE
Pour garantir la sécurité d’approvisionnement en électricité sur le Réseau Interconnecté du
Sud (RIS) et satisfaire jusqu’en 2025 aux besoins supplémentaires dus à une forte croissance
prévisionnelle de la consommation du Service Public (SP) et au doublement probable de la
production de l’aluminium, le Gouvernement du Cameroun, face à ces enjeux doit se fixer des
stratégies d’équipement à moyen et long terme pouvant répondre économiquement aux
augmentations de capacité.
La définition des priorités en matière énergétique et notamment, la détermination des moyens
de production et de transport d'électricité à mettre en œuvre nécessite donc la réalisation d'une
stratégie à moyen et long terme au plan national. Une telle stratégie doit tenir compte non
seulement des besoins en énergie, mais également des considérations politiques, sociales, et
industrielles. Ces considérations exigent une concertation étroite entre les différents acteurs et
décideurs du pays. Le Gouvernement en fixant les orientations de la politique du pays, et doit
aussi conforter le rôle essentiel de la production actuelle et future de l’hydraulique pour le
Cameroun qui est certainement la ressource naturelle la plus importante du pays.
A la suite de la réalisation de la centrale de Limbé puis des engagements de la réhabilitation
d’Edéa et de la centrale de Kribi par AES-Sonel permettant d’ores et déjà de pouvoir satisfaire
à la demande jusqu’en 2009, une décision doit être prise par le Gouvernement (dans le cadre
de la concession d’AES-Sonel) d’engager un nouveau projet hydroélectrique ou de continuer à
développer durant quelques temps encore une production d’électricité à partir de Kribi.
Pour le Gouvernement deux éléments clefs sont actuellement déterminants dans le
processus décisionnel concernant les choix énergétiques futurs :
• L’augmentation des besoins du SP (hors l’industrie) impliquant une capacité
supplémentaire fatale de 250 MW à mettre en oeuvre entre 2009 et 2014 nécessitant
l’engagement implicite d’un projet d’envergure pour le pays et l’entrée probable de
nouveaux investisseurs privés sur le réseau,
• .Et, la problématique pour la société Alcan Inc. de poursuivre ou non son activité au
Cameroun face, tout d’abord à la renégociation tarifaire de l'énergie entre Alucam et
AES-Sonel avant 2010, et ensuite à la prise de décision du doublement de ses
capacités de production qui nécessiteront plus de 300 MW de puissance
supplémentaire.
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En résumé, et quel que soit le scénario de développement pour le pays, il apparaît qu’une
réflexion pertinente doit être menée par le Gouvernement avec une prise de décision rapide et
des engagements sur le choix du futur ou des futurs moyens de production pour couvrir cette
période 2010-2014. Ceci nécessite soit 550 MW dans l’hypothèse du doublement de
l’aluminium soit 250 MW dans l’autre.
Le choix de l’hydraulique apparaît comme une réponse de long terme quel que soit le scénario
de développement mais aussi de court terme avec le développement de Lom Pangar.
Pour palier au déficit de régulation en saison sèche de la Sanaga (devenant de plus en plus
pénalisant pour le système électrique) il devient indispensable de créer un nouveau réservoir
de régulation permettant de saturer tant que faire ce peut la centrale de Song Loulou d’une
capacité additionnelle comprise entre 5000 hm 3 et 8000 hm 3 .
A partir de la réflexion menée sur les différentes capacités envisageables sur la Sanaga, il
ressort que c’est bien le barrage-retenue de Lom Pangar avec une capacité de 7000 hm 3 qui
serait la plus intéressante avec un coût du m 3 stocké le plus attractif.
De même les résultats des simulations de gestion des ouvrages de production, faites sur la
période de 2010 à 2024 mettent aussi clairement en évidence l’intérêt économique du
projet de Lom Pangar à long terme par rapport à une production thermique au gaz et cela
quelle que soit l’orientation prise ultérieurement selon la conjoncture. L’engagement de cette
opération en 2010 est toujours économiquement profitable pour le système, quel que soit le
scénario de demande.
Dès sa réalisation en 2010 (et sans nouvel aménagement sur la Sanaga) le réservoir de Lom
Pangar à 7000 hm 3 permettra non seulement d’éviter un investissement thermique
équivalent de 120 MW mais aussi, et surtout, d’offrir l’opportunité d’engager ou non (en
fonction des besoins du RIS) un autre aménagement hydroélectrique bénéficiant de la
régularisation de la retenue. Il permettra à la centrale de Song Loulou de garantir un débit
supplémentaire de 325 m 3 /s avec un taux de défaillance relativement faible et d’assurer un
débit minimal de 925 m 3 /s permettant un débit de 1120 m 3 /s en pointe journalière pour une
capacité de modulation de 3,5 hm 3 .
En 2014, l’aménagement de Nachtigal, par exemple, pourrait satisfaire seul à l‘accroissement
de la demande du SP sur plusieurs années (de 5 à 6 années) et pour un coût de revient de
l’énergie beaucoup plus bas qu’une production thermique. Mais il n’est pas le seul. Il existe
d’autres concurrents pour répondre à la demande à partir d’ouvrages intermédiaires et de plus
petites tailles.
Dans l’hypothèse du doublement de la production de l’aluminium en 2010, 300 MW de
production supplémentaire seront nécessaires. Seul l’ouvrage hydroélectrique de Nachtigal
complètement régulé pourrait apporter l’essentiel des besoins en énergie dans les délais et
aux conditions de compétitivité requises avec un coût de revient proche du prix plafond de
2c$/kWh ( prix de référence mondial pour la production de l’aluminium). Le complément devra
être apporté par un autre ouvrage de production concurrentielle hydraulique ou thermique.
Un complexe hydroélectrique concurrent à réaliser pour 2010 (et pouvant rendre les mêmes
services en puissance et en énergie) n’est pas envisageable aux vues des études faites à ce
jour.
En plus d’une puissance garantie supplémentaire de 120 MW apportée aux ouvrages existants
de la Sanaga en saison sèche, le projet de Lom Pangar fournira en moyenne 250 GWh aux
ouvrages de Song Loulou & Edéa, 375 GWh à Nachtigal (280 MW) et de 100 à 450 GWh à
l’usine de pied de barrage selon la puissance installée.
Une optimisation de l’ensemble des capacités des deux ouvrages de Lom Pangar et de
Nachtigal reste à faire et cela par rapport au développement du système électrique futur ; pour
la retenue de Lom Pangar entre 5600 hm 3 et 7000 hm 3 , pour la puissance installée de
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Nachtigal entre 280 MW et 400 MW (et sa capacité de stockage entre 0 et 15 hm 3 ) et sans
oublier l’usine de pied de barrage).
Le dimensionnement de l’usine de pied sans une interconnexion avec le RIS présentera une
difficulté majeure car toute augmentation de puissance installée au dessus de 7 MW (25 m 3 /s)
se fait au détriment du remplissage de la retenue et donc de la puissance garantie des
ouvrages sur la Sanaga. Turbiner 90 m 3 /s pour obtenir une puissance continue de 25 MW
pendant la période de remplissage c’est créer un déficit de 1400 hm 3 extrêmement
préjudiciable les années déficitaires.
L'étude des alternatives a balayé dans le détail et autant que faire ce peut les différentes
alternatives possibles au projet de Lom Pangar soit en terme de régulation soit en terme de
production.
Les alternatives au complexe « Lom Pangar-Nachtigal » sont à long terme de deux natures : la
filière hydraulique et la filière thermique au gaz.
Pour la filière thermique gaz, il existe deux options : l'extension de la centrale de Kribi ou la
réalisation d'une centrale thermique à Limbé utilisant le gaz torché. Cette dernière alternative
au gaz torché a été écartée. Le concept de l’utilisation du gaz associé est relativement peu
développé. Le "Global Gas Flaring Reduction" (GGFR) Partnership de la Banque Mondiale a
seulement été lancé en août 2002. La priorité sera certainement de commencer avec les
grands producteurs dans la région (Nigeria cf. la centrale thermique d’Afam, Angola, etc.).
Pour la filière hydraulique les projets de la retenue de Lom Pangar et de Nachtigal
apparaissent comme les projets hydroélectriques les plus intéressants économiquement à
court et moyen terme (notamment faute d’études de faisabilité disponibles sur les projets
concurrents). Les études de l’usine de pied de barrage permettront assez rapidement de
conforter l’intérêt ou non de cet ouvrage complémentaire. Parmi les autres projets comme celui
de Song Dong (au stade de pré-faisabilité) des alternatives intéressantes pour une mise en
service au plus tôt en 2014 seront identifiées dans quelque temps.
A court terme la comparaison se résume donc essentiellement aux deux alternatives suivantes
: le barrage réservoir de Lom Pangar seul et l'extension de la centrale de Kribi de 150 MW.
L’extension de Kribi de 150 MW et Lom Pangar sont des investissements du même ordre de
grandeur. Ils sont concurrents à court et moyen terme avec une rentabilité relative de l’ordre
de 12%, mais à long terme ils ne le sont plus dès la réalisation d’un nouvel aménagement
hydroélectrique à l’avantage de Lom Pangar. La différence entre Lom Pangar seul et
l’extension de Kribi porterait sur la prise en compte des émissions de Gaz à Effet de Serre
(GES) plus favorable au gaz car produisant moins de tonnes de CO2-équivalent.
En terme quantitatif et sur une durée de 100 ans, le projet de Lom Pangar contribuera à l'effet
de serre en produisant environ 21 millions de tonnes de CO2-équivalent alors que son
alternative thermique aura elle-aussi contribué à l'effet de serre en produisant environ:
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• 17 millions de tonnes de CO2-équivalent dans l’hypothèse d’une réalisation seule de
Lom Pangar ; c’est à dire sans aucun nouvel aménagement en aval et pour une
production équivalente de 250 GWh par an,
• 140 millions de tonnes de CO2-équivalent 1 avec en plus le projet de Nachtigal pour
une production totale du complexe de 2,2 TWh.
Dès la réalisation d’un nouvel ouvrage (influencé par la régulation de Lom Pangar) l’avantage
global en terme d’émissions de GES devient favorable au projet de Lom Pangar.
1 On notera que ces valeurs sont vraisemblablement maximales compte tenu de la méthode
utilisée pour les obtenir.
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La mise en service d’une usine de pied de barrage serait également un élément favorable à la
réalisation de Lom Pangar en réduisant le différentiel entre les émissions de GES et le ratio
«kgCO2émis/kWh ’produit’». Ce constat est particulièrement valable si cette mise en service
s'effectue dans les premières années de la mise en eau de la retenue de Lom Pangar. En
effet, c'est durant ces premières années que les émissions de GES sont les plus pénalisantes
en terme économique.
Les variantes internes au projet de Lom Pangar
L'étude des alternatives a également examiné les variantes du projet de Lom Pangar (mesures
structurelles et non structurelles).
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• Optimisation du dimensionnement de la retenue :
Une optimisation économique du volume utile de la retenue de Lom Pangar est à
rechercher entre 5000 et 7000 hm 3 , en intégrant les considérations environnementales
(dont les effets des GES) et l’influence de sa régularisation sur les projets hydroélectriques
en aval. De toute évidence, un réservoir de plus faible capacité minimiserait les impacts
environnementaux négatifs. En particulier, une augmentation du volume utile de 5000 hm 3
à 7000 hm 3 ne produirait que très peu de gain en production d'énergie mais uniquement de
la puissance garantie hydraulique supplémentaire.
• Mesures non-structurelles :
La date de mise en service de Lom Pangar pourrait avoir une influence sur la rentabilité
des autres moyens de production engagés, tels Kribi. Un Plan Directeur devrait déterminer
cette date optimale.
Un défrichement, même partiel de la retenue, contribuerait à l'amélioration des bilans
d'émission de GES.
Si une optimisation des GES est recherchée, une exploitation du niveau du plan d’eau du
réservoir dans les premières années doit être adaptée à l’évolution de la demande pour
permettre, à court terme, de minimiser les émissions de CH4. La possibilité de remplir le
réservoir de Lom Pangar en plusieurs étapes permettrait de diminuer le temps de séjour
des eaux dans la retenue et de diminuer les émissions de GES sur les premières années.
L’usine de pied de barrage de Lom Pangar
La justification économique de la réalisation de l’usine de pied de barrage (de 7 à 25 MW ou
51 MW) connectée au réseau de l’Est (ou à 125 MW si connecté à celui du Sud) et la décision
de son engagement immédiatement après la mise en eau de la retenue pourraient être des
éléments favorables au développement du projet de Lom Pangar, en particulier en ce qui
concerne la réduction des émissions de CO2 sur les premières années. La centrale permettrait
d’éviter progressivement de 100 à 300 GWh (ou à 450 GWh) de production thermique
polluante (gasoil, fioul lourd & gaz) de l’ordre de 0,1 à 0,3 MtCO2/an.
Réaliser cette usine de pied de barrage, c’est donc répondre d’abord aux besoins en électricité
du réseau de l’Est et garantir une énergie en saison sèche sur le RIS mais aussi diminuer les
émissions de GES par rapport à la production thermique évitée.
Les études à engager et recommandations
Pour poursuivre ces réflexions plus en détail et surtout pour l’élaboration du futur schéma
directeur à moyen et long terme, des études complémentaires doivent être engagées par le
Gouvernement.
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Tout d’abord par une actualisation indispensable des études et données hydrologiques de la
Sanaga et notamment au site de Nachtigal doit être réalisée qui permettra de disposer de
données validées et communes pour l’ensemble de études et analyses ultérieures.
L’hypothèse d’un dimensionnement de l’usine de pied du barrage entre 100 et 125 MW avec
une interconnexion au RIS (supérieur à 51 MW) non envisagée pour l’instant par les pouvoirs
publics doit être étudiée avec attention parce qu’elle peut présenter des avantages pour le
système électrique comme l’amélioration du facteur de charge de la production gaz ainsi que
le point de départ d’une interconnexion au réseau Nord.
Pour l’aménagement de Nachtigal il conviendrait de privilégier les possibilités d’avoir une
capacité de stockage de l’ordre de 10 à15 hm 3 et de pouvoir porter la puissance installée à
400 MW permettant ainsi de disposer d’une modulation en adéquation avec les heures de
pointe.
Une étude d’optimisation de l’ensemble du complexe «Lom Pangar-Nachtigal» et de l’usine
de pied du barrage dans le système électrique doit être réalisée avant dans la construction
d’un de ces ouvrages.
Des études de faisabilité (ou d’APS) doivent être lancées aussi dans l’immédiat pour les
ouvrages concurrents de Nachtigal dans le cas d’une option sans doublement de la production
de l’aluminium et pour les ouvrages venant après Nachtigal comme le projet de Song Dong.
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2 INTRODUCTION ET CADRE DE L’ETUDE
2.1 Objectifs de l’étude des Alternatives
L’analyse des alternatives au projet de Lom Pangar fait partie de l’étude d’impact sur
l’environnement du barrage réservoir. Elle a pour objectif de confirmer à moyen et long terme
que ce projet est bien actuellement une des meilleures options pour répondre, en termes
d’investissement, aux besoins énergétiques et environnementaux pour le Cameroun et pour le
Réseau Interconnecté du Sud (RIS)
Les principales réflexions à mener lors de cette étude, et figurant dans les termes de
référence rappelés en annexe, concernent les trois justifications suivantes:
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o "de l’augmentation des capacités de production",
o "du choix de l’hydraulique", et
o "du choix du projet de Lom Pangar".
L’objectif est de définir et d’analyser les différentes alternatives possibles au projet de Lom
Pangar assurant les mêmes services en terme de puissance et d’énergie garantie
supplémentaire sur le bassin de la Sanaga. La solution retenue devra assurer le meilleur
compromis en termes techniques, économiques et environnementaux.
2.2 Données et contraintes
Compte tenu de l’absence de plan directeur à long terme pour le secteur énergétique et de
l'absence d’études d’impacts sur les projets concurrents, des incertitudes à moyen terme
concernant la demande et la complexité de la gestion des réservoirs, une simplification de la
démarche d’étude s’impose.
Il est ainsi fondamental de rappeler les points importants suivants :
o Cette étude n’est nullement un plan directeur de production de moyen et long terme du
réseau interconnecté du sud,
o L’incertitude sur la demande est liée à la problématique d’Alucam 2 et à la décision par
la société Alcan Inc. de doubler ou non la production d’aluminium,
o Les obligations d’AES-Sonel dans le cadre de sa concession imposent, en premier
lieu, de satisfaire la fourniture du Secteur Public à moyen-long terme,
o Les interactions fortes entre le prix du gaz et son taux d’utilisation face aux aléas de la
demande et de l’hydraulique,
o Enfin, pour la plus part des projets concurrents hydroélectriques et thermiques, on ne
dispose que de peu d’études de faisabilité, d’APS et d'EIE.
La source des données techniques utilisées pour cette analyse est essentiellement issue des
documents d’AES-Sonel avec notamment les informations provenant du rapport provisoire sur
les "Alternatives au projet Lom Pangar" de novembre 2002. Ce dernier document nécessitera
impérativement une mise à jour et une mise en cohérence entre les projets mentionnés.
2 Alucam a un contrat avec AES de 145 MW (sèche) -165 MW (humide) jusqu’en 2010
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2.3 Les alternatives proposées au projet de Lom Pangar à long terme
Le choix des alternatives a été fait en considérant les ouvrages localisés dans le bassin
versant de la Sanaga et situés en amont des ouvrages de Song Loulou et d’Edéa.
La liste suivante des alternatives hydroélectriques possibles à Lom Pangar sur la Sanaga a été
proposée en accord avec le Maître d'Ouvrage 3 :
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o Réservoir de Lom Pangar (de 5000 à 7000 hm 3 ),
o Nachtigal (de 280 MW à 400 MW),
o Complexe Lom Pangar/Nachtigal ( 5000 -7000 hm 3 ; 280 - 400 MW),
o Réservoir de Litala ( 2000 hm 3 ),
o Dérivation de la Mbam dans la Mapé - Réservoir de Bankim (1000 - 2250 hm 3 ),
o Aménagement de Nyanzom (2700 hm 3 - 375 MW),
o Complexe Bankim-Nyanzom ( 5000 hm 3 - 375 MW),
o Surélévation de Mbakaou (1000 hm 3 ),
o Suréquipement de Song Loulou (150 MW),
o Song-Dong (de 275 à 400 MW),
o Bayomen (470 MW),
o Kikot (630 MW),
o Song-Bengue (950 MW),
o Noun-Wouri (1200 MW).
Pour le thermique on retiendra dans cette étude, comme ouvrage de référence (ou concurrent)
une centrale de 150 à 450 MW fonctionnant au gaz naturel de type Turbine à Gaz (TAG) ou
Moteur à gaz (MAG) installée sur le site de Kribi.
2.4 La démarche méthodologique suivie :
L’étude des alternatives au Barrage de Lom Pangar est présentée dans les pages qui suivent
et s’articule en 8 chapitres qui reflètent la démarche méthodologique suivie :
1. Evolution de la demande : ce chapitre fait le point sur la situation actuelle de la
demande énergétique au Cameroun (demande en énergie et demande en puissance)
et analyse les prévisions pour les années à venir, que ce soit pour le secteur public
(SP) ou pour le secteur industriel. Ceci conduit à définir deux scénarios de demande
articulés essentiellement sur le doublement ou non de la production d’Alucam.
2. Situation actuelle du bassin de la Sanaga et situation future avec Lom Pangar :
après une description des moyens actuels de production énergétique dans le bassin et
une analyse des données hydrologiques, ce chapitre permet d’analyser les objectifs et
les contraintes d’un ouvrage de régularisation comme Lom Pangar.
3. Le projet Lom Pangar : les principales caractéristiques du projet Lom Pangar sont
rappelées ici. Les coûts de construction actualisés ainsi que les coûts des mesures
environnementales sont précisés. Dans ce chapitre est également abordée
l’opportunité de construire une usine de pied.
4. Comparaison des ouvrages de retenue candidats sur la Sanaga : un classement
des différents projets de stockage d’eau par des barrages réservoir ou de production
mixte comprenant un ouvrage de régularisation est proposé dans cette section.
3 Réunion du 17 septembre 2003 à Yaoundé avec les représentants du Maître d’Ouvrage
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5. Moyens de production thermique du Réseau Interconnecté Sud : Cette partie du
rapport présente les moyens de production thermiques actuellement en service sur le
Réseau Interconnecté du Sud.
6. Comparaison des alternatives : Les différentes alternatives sont comparées ici, sur le
plan des coûts d’investissement, du productible et du coût de revient économique du
KWh.
7. Justification économique de la retenue de Lom Pangar : A partir des éléments
développés dans les chapitres précédents, ce chapitre fait la synthèse des simulations
qui ont été faites à l’aide du logiciel « PARSIFAL » et permet de comparer les différents
scénarios de développement en fonction des bénéfices nets actualisés de chaque
scénario.
8. Evaluation environnementale : L'examen environnemental, objet de ce chapitre,
s'intéresse aux effets environnementaux que les différents scénarios d’alternatives au
projet de Lom Pangar pourraient engendrer. L'objectif spécifique est de détecter les
impacts potentiels sur l'environnement naturel et humain qui pourrait influencer
l'analyse technico-économique réalisée dans les chapitres précédents.
2.5 Actualisation de l’étude faite en 2003
Les objectifs de l’actualisation de cette étude des alternatives faite début 2004, et reposant sur
des données et hypothèses de septembre 2003, sont principalement :
• de: justifier économiquement le projet de la retenue de Lom Pangar pour plusieurs
scénarii de développement de la demande face à une production thermique au gaz en
utilisant le taux d’actualisation de 10% recommandé par le Gouvernement,
• et, de prendre en compte les résultats de l’étude d’impact environnemental de juillet
2005 notamment en ce qui concerne les données sur la végétation pour le calcul de
GES.
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3 EVOLUTION DE LA DEMANDE
Les prévisions de la demande du Secteur Public (SP) retenues pour le RIS dans la présente
étude sont celles du scénario « Médian » de « l’analyse et projection de la demande
électrique au Cameroun » présentées par le groupe Planification au « Comité de Pilotage
Energie » du 25 mars 2004 pour les exercices allant de 2004 à 2025. Elles sont issues des
prévisions de l’évolution économique et démographique ainsi que des extensions de réseaux
et de l’évolution des pertes du réseau de transport et de distribution. Elles correspondent à une
croissance moyenne de 5,6% sur la période pour le SP.
Par contre pour le Secteur Industriel les hypothèses relatives à l’accroissement ou non de la
production d’aluminium à Edéa par Alucam sont celles des dernières discussions entre la
société Alcan Inc. et le gouvernement pour un éventuel doublement de la production annuelle
à partir de 2010 associé à une augmentation intermédiaire de l’ordre de 30 à 40 MW. La
demande pour ce scénario de développement passerait de 145/165 MW (saison sèche /saison
humide) à 450 MW.
La renégociation tarifaire entre Alucam et AES-Sonel est prévue en 2010, date de la fin de
l’accord tarifaire avec Alucam (les actionnaires sont l’Etat, Alcan Inc.et l’AFD).
3.1 Situation actuelle
Ces trois dernières années, une forte indisponibilité des centrales hydroélectriques existantes
couplée avec une pluviométrie faible, une plus ou moins bonne gestion des réservoirs et un
niveau important de pertes sur le réseau, n’ont pas permis à AES-Sonel de satisfaire
complètement la demande. On a assisté à des nombreux délestages en période d’étiage (de
l’ordre de 40 GWh pour le SP et plus de 70 GWh pour Alucam) et le début d’une crise
d’approvisionnement en électricité sans précédent au Cameroun.
Pour pallier cette défaillance, un très grand nombre de petits groupes Diesel de secours ont
été installés par les particuliers, dans le pays et particulièrement pour le RIS.
La monotone des puissances horaires appelées en 2004 pour le SP uniquement est
représentée par le graphique ci-dessous (reconstituées par AES-Sonel en ce qui concerne les
délestages) ; sans délestage la pointe aurait été de 452 MW en 2004 pour un facteur de
charge de 63%.
Figure 1 : Monotone des puissances horaires appelées en 2004 pour le SP
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Des actions ont été engagées par AES-Sonel pour remédier à cet état de fait par une meilleure
gestion des ouvrages existants tant hydrauliques que thermiques, notamment par la diminution
des indisponibilités, l’engagement de deux centrales thermiques fonctionnant au fioul lourd
dont la centrale de Limbé (85 MW) à partir de septembre 2004 et une politique de réduction
des pertes techniques et non techniques de l’ordre de 10% (7% ont déjà été obtenus après
2002).
AES-Sonel a notamment investi en 2004 dans des moyens de compensation électrique sur le
réseau HT pour limiter les pertes techniques, ce qui a permis aussi d’augmenter la puissance
de la centrale de Song Loulou bridée en puissance.
En novembre 2003, la mise en application par AES-Sonel de la nouvelle tarification pour la MT
(en heures de pointe) a eu pour effet un léger aplatissement de la pointe appelée en 2004 qui
devrait être plus marqué en 2005.
La courbe de charge actuelle du SP est caractérisée par une pointe très marquée entre 18h30
et 23 heures et une demande relativement constante pour le reste de la journée. En 2004 cette
augmentation journalière a été en moyenne de 120 à 150 MW par rapport à une puissance en
base comprise entre 200 à 300 MW.
Figure 2 : Courbe de charge actuelle du SP
L’évolution de la pointe et la production journalière sur l’année montre aussi un effet saisonnier
qui a été de 75 MW entre les mois d’août et de décembre 2004 (voir graphique ci-dessous).
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Figure 3 : Pointe de production journalière du 1/1/2004 au 31 /12/2004
Un accroissement de la consommation journalière est observé entre novembre-décembre
jusqu’à fin juin par rapport à la croissance moyenne, conséquence de la fermeture de certaines
activités industrielles pendant les mois de juillet et août.
Pour les simulations des années futures ont été utilisées des courbes de charge annuelles du
secteur public générées à partir des données horaires et de la courbe de charge horaire de
l’exercice 2001 fournie par AES-Sonel (8760 valeurs) 4 .
3.2 Demande du Secteur Public
3.2.1 Demande en Energie
L’analyse de la demande en électricité prévoit une évolution moyenne du Secteur Public 5 (SP)
de l’ordre de 6% au cours de la période 2005 à 2010.
Ce taux du scénario « Médian » qui paraît à priori assez élevé est comparable à celui des pays
de la sous région. Il s’explique en partie par les différents facteurs suivants : taux de
croissance démographique attendu de l’ordre de 3 à 5% par an, prévision d’un taux de
croissance du PIB de l’ordre de 5 à 6% par an pour les dix prochaines années, taille des
ménages de 5 à 6, augmentation annuelle de la consommation des ménages de 1,5%
jusqu’en 2025, passage du taux de desserte de 85 à 100% en 2025 pour les deux
agglomérations de Douala et Yaoundé et de 35 à 70% pour les autres localités, etc...
Par contre à partir de 2010 jusqu’à 2025, il a été retenu un taux plus bas et dégressif allant de
5,7 à 4,7%.
3.2.2 Demande en puissance et Facteur de charge du Secteur Public
Le scénario d’évolution de la puissance de pointe paraît convenable à court et moyen terme
avec un facteur de charge de 62% au regard des exercices précédents (62,5% en 2004). En
général l’évolution du facteur de charge dans le temps varie relativement lentement à la
hausse, en fonction de la politique de tarification et des changements des consommations par
secteur d’activité.
4
Et non pas celle de l’année 2004. Ceci par cohérence avec les études faites par AES-Sonel ou dans le cadre du « Comité de
Pilotage Energie »
5
Par abus de langage, le secteur public est l’ensemble composé de Cimencam, de Socatral et des clients MT et BT ; ce qui
correspond à l’ensemble des clients sauf Alucam.
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Suite à la nouvelle tarification, le facteur de charge devrait légèrement s’améliorer avec une
augmentation de l’ordre de 1 à 3% à court terme. Le constat ne pourra se faire qu’en 2006.
L’augmentation journalière de la demande en puissance, sur les heures de pointe (qui est en
2004 de 120 à 150MW et qui devrait passer à 200 MW en 2010 et à plus de 300 MW en 2020
) est un facteur pénalisant pour le système électrique en terme d’investissement ( moyens de
pointe pour éviter le délestage) et de coût d’exploitation (combustible).
Ce facteur de charge pour le SP qui a été fixé à 62% et constant jusqu’en 2025 devrait
logiquement évoluer à la hausse et de quelques points.
3.3 Demande du Secteur Industriel
Comme la société Alcan Inc. ne s’est pas encore prononcée officiellement sur l’option du
doublement ou non de sa production d’aluminium à Edéa (Alucam) à partir de 2010, deux
scénarii de développement de production de l’aluminium à long terme au Cameroun sont
envisagés pour cette étude :
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Statu quo à 145/165 MW (jusqu’à 185 MW),
Développement à 450 MW impliquant la réalisation de l’aménagement de Nachtigal
ou la totalité du complexe hydroélectrique « Lom Pangar-Nachtigal ».
Pour le scénario de développement « Statu quo », AES-Sonel continuera à alimenter Alucam
en électricité comme précédemment (i.e.1400 GWh selon les conditions hydrologiques)
Pour le scénario « Développement à 450 MW» de la production d’aluminium à Edéa, Alucam
sera amenée à réaliser au moins la centrale de Nachtigal (1950 GWh dont 375 GWh régulé
par la retenue de Lom Pangar) pour répondre à l’ensemble de ses besoins futurs ( au
maximum de 4 TWh).
Un complément à Nachtigal de 2 TWh est donc nécessaire pour répondre aux besoins
d’Alucam dont 1,4 TWh proviendra d’AES-Sonel (contrat actuel). Il manquera donc 0,6 TWh à
fournir par une production thermique au gaz ou hydroélectrique provenant d’AES-Sonel ou
d’un producteur indépendant.
Nota : Pour le secteur industriel on ne prévoit pas à court et moyen terme d’autres activités
industrielles majeures. A la demande industrielle, il conviendra d’ajouter les 2 MW de Socatral
et les 1,8 MW d’AES-Sonel pour le préchauffage du combustible HFO des deux centrales de
Limbé et d’Oyomabang.
3.4 Prévisions en énergie et en puissance du RIS
Finalement les prévisions de la demande en énergie et en puissance telles que présentées ciaprès
seront retenues, avec un facteur de charge global du secteur public constant sur la
période étudiée et égal à 62%.
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Deux scénarios de demande sont pris en compte. Ils correspondent aux deux
développements envisagés pour Alucam 6 auxquelles s’ajoute le scénario « Médian » de la
demande du Secteur Public pour le RIS.
Scénario « Statu Quo »,
Scénario de « Développement à 450 MW » pour Alucam.
Les prévisions de demande obtenues (voir les tableaux 1 et 2 ci-après) sont résumées dans le
tableau suivant :
Tableau 1 : Prévisions de demande
RIS Secteur Public Total en Energie ( en GWh )
Années
Energie
(en GWh)
Puissance
(en MW)
Statu Quo :
147/187MW-433GWh
2 004 2 490 452 -
2 005 2 517 462 3 950
2 006 2 706 497 4 139
2 007 2 902 533 4 335
2 008 3 071 564 4 504
2 009 3 247 597 4 680
Développement7 :
454MW-3975GWh
2 010 3 433 631 4 866 7 409
2 012 3 838 705 5 271 7 814
2 014 4 330 796 5 763 8 305
2 016 4 827 887 6 260 8 803
2 018 5 352 983 6 785 9 328
2 020 5 901 1 084 7 334 9 876
2 025 7 458 1 370 8 891 11 433
Nota : dont 1,8MW pour le chauffage du HFO dans les deux scénarii.
Remarques : Dans la pratique, la puissance fournie à Alucam pourra être supérieure à la
puissance garantie, uniquement si les possibilités d’AES-Sonel le permettent (ce qui est le cas
actuellement en saison humide lors d’une forte hydraulicité).
6 Les deux scénarios d’évolution de la demande d’Alucam pris en compte dans l’étude correspondent d’une part au maintien de la
demande actuelle (puissance garantie en base de 145 MW) et d’autre part à une augmentation en 2010 de 285 MW pour le
doublement de la production d’aluminium.
7 Dont 2MW pour Socatral et 1,8MW pour le chauffage du HFO
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Tableau 2 : Prévision de demande – Scénario « statu quo »
Tableau 3 : Prévision de demande – Scénario Développement
Commentaire : MW+ correspond à l’accroissement annuel de puissance de pointe.
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3.5 Identification des besoins en base et en pointe à moyen terme
Les besoins supplémentaires en puissance de pointe appelée sur le RIS entre 2010 et 2014
seront :
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• d’environ 150 à 200 MW en 2010 pour le scénario «Statu quo» de développement et
pour satisfaire à l’accroissement de la demande du SP jusqu’en 2014 ; correspondant
à 200 et 250 MW de moyens de production supplémentaires à installer,
• d’environ 500 MW en 2010 dans le cas du scénario de «Développement» avec un
doublement de la production de l’aluminium (soit 550 MW en puissance à installer).
Pour le scénario « Statu quo » deux possibilités existent
• soit doubler les installations existantes de Kribi prévues en 2007/08 par une extension
de 150 MW,
• soit réaliser la retenue de Lom Pangar en 2010 puis réaliser l’aménagement de
Nachtigal en 2014 ou un autre aménagement hydroélectrique pouvant être réalisé
dans des délais très courts (l’usine de pied de Lom Pangar interconnecté au RIS ou
bien l’extension de Song Loulou de 150 MW si cela est possible techniquement).
Nota : L’aménagement de Song Dong ne pourrait pas être mis en service au mieux avant
2012.
Pour le scénario « Développement » avec un doublement de la production l’aluminium, seule
l’option économiquement intéressante du complexe hydroélectrique de Lom Pangar-Nachtigal
peut répondre rapidement aux futurs besoins mais doit être complétée d’un autre projet
hydroélectrique en 2014. Ce projet pourrait être celui de Song Dong ou éventuellement du
suréquipement de Nachtigal à 150MW (si l’on dispose d’une capacité de modulation
hebdomadaire suffisante) ou bien encore par l’usine de pied de Lom Pangar à 125 MW. Cette
option hydroélectrique pourrait être aussi complétée par une production intermédiaire « gaz »
mais limitée en capacité.
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4 SITUATION ACTUELLE DU BASSIN DE LA SANAGA ET
SITUATION FUTURE AVEC LOM PANGAR
4.1 Problématique actuelle
Depuis quelques années, les deux ouvrages hydroélectriques de production de Song Loulou et
d’Edéa sur la Sanaga ne sont pas exploitées à leurs pleines capacités ce qui pénalisent
certainement l’exploitation et la gestion de la Sanaga. La centrale d’Edéa construite dans les
années 50 présente actuellement un taux d’indisponibilité anormalement élevé. Elle nécessite
des nombreuses réhabilitations qui ont été identifiées par AES-Sonel. L’objectif pour AES-
Sonel est de remettre rapidement en conformité ces installations et ceci avant 2009 pour
permettre, dans les meilleures conditions, la mise ne service de Lom Pangar.
Actuellement les trois réservoirs existants sur la Sanaga permettent de garantir (19 années sur
20) un débit de 645m 3 /s à Song Loulou mais ce qui est insuffisant pour saturer les installations
(de 1040m 3 /s dans le dossier de 1999 de Coyne et Bellier). Avec l’accroissement annuel de la
demande, ce déficit de régularisation en saison sèche devient de plus en plus contraignant
pour le système électrique ce qui a été le cas ces dernières années (2001/03) associé en plus
à une mauvaise gestion des réservoirs. Pour saturer la centrale de Song Loulou et accroître la
capacité de production des ouvrages de la Sanaga il a été estimé nécessaire d’augmenter le
volume de stockage par un quatrième réservoir de 6400 hm 3 dans l’étude de 1999 de Coyne et
Bellier pour assurer un débit supplémentaire de 400 m 3 /s à Song Loulou avec un taux de
défaillance satisfaisant.
La réalisation d’un nouvel aménagement sur la Sanaga ne serait pas envisageable sans une
capacité de stockage supplémentaire car on prendrait le risque d’aggraver le risque de
défaillance du système les années déficitaires.
4.2 Description des ouvrages hydroélectriques de production existants sur la
Sanaga
4.2.1 Caractéristiques nominales des ouvrages de Song Loulou et Edéa
Les équipements hydroélectriques alimentant le réseau interconnecté du Sud (RIS) du
Cameroun sont essentiellement concentrés sur la Sanaga. Ils sont composés de deux
centrales de production et de trois barrages réservoirs permettant une régularisation
saisonnière des apports.
On distingue d’une part les deux barrages-usines en cascade de :
- SONG-LOULOU : l’usine implantée en rive gauche est composée de 8 groupes de
puissance unitaire identique. Ils sont tous considérés en état de marche et totalisent une
puissance installée de 384 MW pour un débit de 1040 m 3 /s à hauteur de chute maximale ;
c’est à dire 8 groupes de 48 MW unitaire turbinant chacun 130 m 3 /s sous une chute de
41,5 m. Cette usine a été mise en service en deux étapes : en 1980/81 pour les 4 groupes
G1 à G4 et en 1986/88 pour les autres groupes G5 à G8. Cette usine possède un bassin
de modulation de 5 hm 3 .
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- EDEA : l’usine est de type « fil de l’eau » et comprend trois usines (Edéa I mise en service
en 1957, Edéa II en 1958 et Edéa III en 1975 ) et 14 groupes totalisant une puissance
installée de 259/263 MW pour un débit d’équipement de 1270 m 3 /s sous une hauteur de
chute de 24 m. La puissance unitaire des groupes varie de 11 à 22 MW. Cet
aménagement est situé à environ 55 Km en aval de Song Loulou, ce qui correspond à un
temps de propagation des eaux de 12 heures entre les deux ouvrages.
Les principales caractéristiques nominales des aménagements sont résumées dans le tableau
ci-après :
Tableau 4 : Principales caractéristiques nominales des aménagements
23/135
Caractéristiques nominales des
centrales :
Song Loulou Edéa
Puissance installée 384 MW 263 MW
Débit d’équipement 1 040 m3/s 1 270 m3/s
Bassin Versant 129 800 km² 131 500 km²
Apports naturels
(1977/02)
Productible (hors ou avec indisponibilité)
Facteur de charge
1 730 m3/s
54 500 hm3 /an
2 800 / 2 600 GWh
83 / 77 %
idt
1 750 / 1650 GWh
76 / 72%
Production en 2000/01 1 850 GWh 1 440 GWh
Les moyens de régulation totalisent un volume utile de 7300 hm 3 . Ils sont composés de trois
barrages réservoirs :
- Le barrage réservoir de Mbakaou sur la rivière Djérem : sa capacité utile est de 2500 hm 3
et son débit de restitution varie entre 50 et 400 m 3 /s. On compte un temps moyen de
propagation de 7 jours entre le barrage et l’aménagement de Song-Loulou,
- Le barrage réservoir de Bamendjin sur la rivière Noun: sa capacité utile est de 1675 hm 3
et son débit de restitution varie entre 15 et 200 m 3 /s. On compte un temps moyen de
propagation de 5 jours entre le barrage et l’aménagement de Song-Loulou,
- Le barrage réservoir de La Mapé sur la rivière la Mapé: sa capacité utile est de 3200 hm 3
et son débit de restitution varie entre 25 et 400 m 3 /s. On compte un temps moyen de
propagation de 6 jours entre le barrage et l’aménagement de Song-Loulou.
Les principales caractéristiques des trois réservoirs sur la Sanaga et leurs consignes
d’exploitation sont résumées dans le tableau ci-après :
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Tableau 5 : Caractéristiques des réservoirs existants de régularisation de la Sanaga
24/135
MAPE BAMENDJIN MBAKAOU
Date de mise en service Juillet 1988 Juillet 1968 Mai 1974
Rivière Mapé Noun Djérem
Superficie du bassin versant 3 760 km² 2 190 km² 20 200 km²
Volume des apports (1977-2002) 3 067 hm3 1669 hm3 11 200 hm3
Débits d’apports 97 m3 /s 53 m3 /s 355 m3 /s
Superficie du réservoir 530 km² 2508 km² 348 km²
Niveau d'eau maximal "Hmax" 715.5 1151 846
Profondeur moyenne à Hmax 6,25m 7,5m 7,5m
Volume maxi. de remplissage 3 313 hm3 1 875 hm3 2 600 hm3
Volume utile d’exploitation 3 113 hm3 1 675 hm3 2 500 hm3
Débit max. de restitution 400 m3 /s 200 m3 /s 400 m3 /s
Débit mini. de restitution 25 m3 /s 15 m3 /s 25/50 m3 /s9
Cote maxi. de remplissage 715,5 m 1151 m 846 m
Temps de propagation jusqu’à Song-Loulou 6 jours 5 jours 7 jours
Distance jusqu’à Song-Loulou 420 km 360 km 740 km
Temps de renouvellement moyen 1,08 an 1,13 an 0,23 an
Débit maxi. pouvant être évacué (en crue) 1 000 m3 /s 300 m3 /s 6 900 m3 /s
Nota : Certaines années (les années déficitaires), il a été constaté un déficit maximum de
l’ordre de 2500 hm 3 pour permettre le remplissage de l’ensemble des trois réservoirs disposant
d’une capacité de stockage totale de 7300 hm 3 .
4.2.2 Etat actuel et caractéristiques futures des installations hydroélectriques
4.2.2.1.1 Centrale de Song Loulou
Depuis 1991, on observe sur cette centrale un phénomène d’expansion des bétons sous l’effet
des réactions chimiques du ciment portland avec les granulats utilisés. Ce phénomène
chimique d’alcali-réaction a fait l’objet d’expertises qui concluent au besoin de réparer les
pièces fixes des turbines et les autres équipements de la centrale et du barrage, comme les
vannes d’évacuateur.
Un programme de réhabilitation des turbines de Song Loulou (SLL) sur un financement du
gouvernement suisse a été lancé. Fin 2005, les 8 groupes seront de nouveau en état de
marche.
L’amélioration des pertes du réseau par « compensation d’énergie réactive » a permis de
disposer d’une puissance supplémentaire d’une dizaine de MW à Song Loulou depuis 2004.
On dispose actuellement à Song Loulou d’une puissance totale de 394 MW (1120 m 3 /s) pour
une puissance garantie de 345 MW (en N-1) pour un débit garantie de 980 m 3 /s.
8 entre 200 et 300 km 2
9 AES-Sonel retient un débit minimal de 50m 3 /s
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Considérant une indisponibilité moyenne de 4% de la centrale, la puissance disponible de
Song Loulou serait de 378 MW pour un débit de 1114 m 3 /s, permettant une production
moyenne de 2,75 TWh (sans Lom Pangar) ou de 2,9 TWh après la réalisation de la retenue de
Lom Pangar.
Concernant la capacité de modulation du réservoir (volume utile de stockage), les exploitants
qui l’estiment entre 3,5 et 4,5 hm 3 , pensent qu’il est possible de conserver cette capacité utile
par des chasses appropriées pendant les périodes de crue.
Pour un volume utile de 3,5 hm 3 , un déstockage de 195 m 3 /s est possible pendant les heures
de pointe (5 heures), correspondant à une puissance supplémentaire de 68 MW (qui devra
être reconstituée pendant les 19 heures suivantes d’heures creuses). Pour reconstituer ce
stock, un creux de 50m 3 /s sera nécessaire pendant les 19 heures, associé à une réduction de
la puissance de 18 MW, permettant immédiatement une augmentation de la puissance de 86
MW.
Ainsi pour un débit inférieur à 925m 3 /s et pour une capacité de 3,5hm 3 , il est donc possible
avec la centrale de Song Loulou de disposer d’une modulation de 86 MW. Cette possibilité de
modulation passe à 110 MW pour un volume utile de stockage a 4,5hm 3 .
Tableau 6 : Modulation à Song Loulou
25/135
Volume de stockage de SLL 3,5 hm 3
4,5 hm 3
Débit régulé inf. à 925 m 3 /s 870 m 3 /s
Puissance en pointe 394MW (1120 m 3 /s) 394MW (1120 m 3 /s)
Puissance hors pointe 308MW (875 m 3 /s) 284MW (805 m 3 /s)
Pointe possible 86 MW (68+18) 110 MW(87+23)
Nota : De 925 m 3 /s à 1120 m 3 /s (et pour un volume utile de 3,5 hm 3 ) la capacité de modulation
passe respectivement de 86 MW à 0 MW; au-dessus de 1120 m 3 /s la centrale qui est saturée
ne permet plus d’éclusées. Le temps de transfert des eaux, qui est de 12 heures entre Song
Loulou et Edéa, pénalise légèrement la centrale d’Edéa, en ne disposant plus de toute sa
capacité pendant les heures de pointe. Avec une hauteur de chute deux fois plus faible que la
chute de SLL, la perte en puissance pendant les heures de pointe serait de 9 MW à la centrale
Edéa pour un gain de 68 MW à Song Loulou.
Débit à 925 m 3/ s
ou 870 m 3 /s
Figure 4 : Capacité de modulation
Débit à 1120 m 3 /s
[ + 68/87MW]
+ 195/250m 3 /s
Modulation à Song
Loulou : 3,5 /4,5 hm 3
[- 18/23MW] - 50/65m3/s
En conclusion, dès la réalisation de Lom Pangar et pour un débit régulé à Song Loulou
supérieur à 925 m 3 /s on pourra disposer de 394 MW à SLL (et garantir 345 MW pendant les
heures de pointe en N-1) si l’on dispose de la capacité minimale de modulation à 3,5 hm 3 .
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Figure 5 : Vue aérienne de l’aménagement de Song Loulou sur la Sanaga
Nota : Comme les trois réservoirs existants peuvent garantir 75 % du temps en période sèche
le débit de 620 m 3 /s, il est important de disposer en cette période critique de la totalité de la
capacité de modulation, et donc de limiter les phénomènes de sédimentation.
26/135
Centrale d’Edéa
Concernant la centrale d’Edéa (263MW), on observe ces dernières années une forte
indisponibilité avec une puissance totale disponible moyenne comprise entre 185 et 200 MW
pour un facteur d’utilisation par rapport à la puissance installée comprise entre 55 à 60 % :
o Edéa I - 33 MW (170 m 3 /s) : 25 % de disponibilité moyenne,
o Edéa II - 115/120 MW (575 m 3 /s) : 85 % de disponibilité moyenne 10 ,
o Edéa III - 107/110 MW (525 m 3 /s) : 65 % de disponibilité moyenne.
Des travaux de réhabilitation et de remise à niveau de ces installations vont être engagés à
partir de 2006, permettant de revenir à un niveau acceptable de disponibilité et de profiter de
ces investissements pour améliorer les caractéristiques énergétiques des trois usines.
Nota : Les pertes de production pour l’ensemble des deux centrales, amplifiées par une
gestion dégradée des réservoirs seraient de l’ordre de 800 à 1000 GWh!
L’envasement du doigt de gant diminue les débits turbinés par un déversement en rive gauche.
Une surélévation d’un mètre du doigt de gant par un barrage gonflable permettrait un stockage
supplémentaire de 1 à 2 hm 3 , une diminution des déversés et une augmentation de la
puissance de 5 à 6 MW par le relèvement du plan d’eau.
10 alimente l’usine d’Alucam
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Figure 6 : Vue aérienne de l’aménagement d’Edéa sur la Sanaga :
Les « objectifs » pour la réhabilitation des usines d’Edéa envisagée par AES-Sonel sont
d’obtenir en 2008 une nouvelle puissance des installations de 284 MW (pour un débit
maximum de 1370m 3 /s) au lieu de 263 MW avec des disponibilités normales :
27/135
Edéa I => 45 MW (170 m 3 /s) : passage de 33 MW à 45 MW avec un gain de 12 à 15
MW ( + 36 %) par un changement des turbines,
Edéa II => 125 MW (575 m 3 /s) : amélioration du rendement de 85 à 92% des turbines
et un gain de 9 à 10 MW par un changement des roues,
Edéa III : identique à 110 MW (525 m 3 /s).
Considérant une indisponibilité moyenne de 4% de la centrale, la puissance disponible
d’Edéa à partir de 2009 serait 273 MW pour un débit de 1315 m 3 /s permettant une
production moyenne de 1,9 TWh (sans Lom Pangar) ou de 2 TWh après la réalisation de la
retenue de Lom Pangar en 2010.
La puissance disponible en 2010 pour les deux centrales de SLL et Edéa sera de 650 MW
pour une puissance installée totale (et maximale) de 678 MW .
Nota. D’autres opérations pour cet aménagement sont envisageables : le dessablement du
« doigt de gant » à Edéa et le rehaussement de cet ouvrage par un barrage gonflable qui
permettraient un gain de quelques MW et de deux millions de m 3 de capacité pour une
surélévation d’un mètre.
4.3 Hydrologie de la Sanaga
Les chroniques d’apports mensuels de 1972 à 2002, aux différents ouvrages existants de la
Sanaga (Mbakaou, Bamendjin, Mapé, Edéa, Song Loulou) ont été fournies par AES-Sonel.
Les caractéristiques de ces apports naturels moyens sont synthétisées dans le tableau ciaprès
:
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Tableau 7 : Caractéristiques des apports naturels aux différents ouvrages de la Sanaga
28/135
Apports de1972 à 2002 La Mapé Bamendjin Mbakaou Song Loulou Lom Pangar
Bassin Versant ( km²) 3 760 2 190 20 200 129 800 19 700
Apport moyen en (m 3 /s) 95,2 51,8 349,7 1714,7 243,8
Apport total annuel moyen (km 3 ) 3,004 1,636 11,037 54,111 7,694
Pour Edéa et Song Loulou, les apports journaliers sont mesurés à Song Mbengué (bassin
versant de 129 500 Km²) qui est situé juste en amont de Song Loulou (la différence entre les
bassins versants de Edéa, Song Loulou et Song Mbengué est minime).
Sur la période de 1972/2002, l’année la plus sèche à Song Loulou est l’année 1983 avec un
apport annuel moyen de 1142 m 3 /s. Au site de Lom Pangar, c'est l'année 2001 avec un apport
annuel moyen de 170 m 3 /s (volume annuel de 5400 hm 3 ).
Figure 7 : Hydraulicité de la Sanaga à Song Loulou & Edéa
4.4 Régularisation
4.4.1 Objectifs et contraintes de régulation du réservoir de Lom Pangar
L'objectif principal et prioritaire de la retenue de Lom Pangar est de régulariser le cours de la
Sanaga, de façon à garantir l'alimentation en eau des usines hydroélectriques de Song Loulou
et Edéa en période d'étiage.
L'objectif secondaire de la retenue de Lom Pangar est d'assurer une production
hydroélectrique locale.
Les contraintes liées à la gestion de la retenue de Lom Pangar sont:
la garantie d'un débit réservé à l'aval : en l'absence de directive définissant le calcul
des débits réservés au Cameroun, nous retenons dans nos calculs une valeur de débit
écologique minimal de 25 m 3 /s 11 (un dixième du module inter-annuel des apports de
Lom Pangar),
11 pour 23m 3 /s annoncé par Coyne et Bellier
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29/135
la coordination de la gestion avec celle des trois autres barrages de régulation de la
Sanaga : Mbakaou, Bamendjin et La Mapé,
la garantie d'un volume minimal dans la retenue pour préserver les populations de
poissons.
4.4.2 Gestion actuelle des réservoirs de La Mapé, Bamendjin et Mbakaou
Concernant la gestion des réservoirs, il est important de souligner que c’est bien le plus
souvent l’année hydrologique postérieure à une année très sèche qui pose problème, si ellemême
n’est pas très pluvieuse comme par exemple pour les deux années consécutives de
1983-84 sur la Sanaga. Les années sèches, on ne dispose en moyenne que de 4500 à 4800
hm 3 pour remplir les réservoirs qui ont pourtant une capacité totale de 7000 hm 3 . Il peut alors
manquer environ 2500 hm 3 ces années sèches, auquel s'ajoute le déficit dû aux difficultés de
gestion du bassin, estimé à 10 à 15 % par Coyne et Bellier.
Le plus souvent en Afrique tropicale, le bilan annuel est quasiment nul pour un réservoir entre
l’évaporation et les apports directs des précipitations sur le plan d’eau.
Description des réservoirs
Dans la situation présente, seuls les barrages de La Mapé (sur La Mapé), Bamendjin (sur le
Noun) et Mbakaou (sur le Djérem) permettent une régulation partielle du bassin de la Sanaga.
Les principales caractéristiques de ces réservoirs sont données au chapitre 4.2.1.
Ces barrages sont gérés par AES-Sonel, dont le service responsable de la régulation de la
Sanaga est basé à Douala. Ce service a été rencontré lors des visites de terrain, et nous a
expliqué le mode de gestion actuel, tel que présenté ci-après:
Dans le mode de gestion présent de la Sanaga, le réservoir de Mbakaou est identifié sous
l'appellation "Lac 1", tandis que les réservoirs de La Mapé et Bamendjin sont regroupés sous
l'appellation "Lac 2".
Le fait d'avoir regroupé les réservoirs de La Mapé et Bamendjin est justifié par le
comportement inter-annuel similaire de ces 2 réservoirs (les deux présentent un module
moyen légèrement inférieur à leur volume utile) et par leur distance comparable par rapport à
Song Loulou. A titre de comparaison, la retenue de Mbakaou est plus éloignée de Song
Loulou, et le volume moyen de ses apports représente près de quatre fois son volume utile.
Les objectifs de régulation sont exprimés en "débits visés" mensuels à Song Loulou (et donc à
Edéa), calculés sur la base de courbes de charge mensuelles.
L'année de régulation commence en novembre, en fin de saison des pluies, quand les
réservoirs ont atteint leur niveau maximal. Un état des stocks, ainsi qu'une analyse statistique
du début de la décrue, permettent d'établir une prévision des débits d'étiage pour la saison
sèche.
Durant la saison sèche, les apports du Bassin Versant Intermédiaire (le "BVI", qui correspond
au bassin versant de la Sanaga non contrôlé par des retenues) sont complétés par un débit de
base en provenance de Lac 1 (Mbakaou), puis par des ajustements en provenance de Lac 2,
quand les débits relâchés par Lac 1 transitent à Goyoum (le temps de propagation de Goyoum
à Song Loulou est de 5 jours).
Des pertes par transit, estimées à 5 %, sont prises en compte dans le calcul des débits fournis
par les ouvrages.
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Performances
La gestion des ouvrages existants pour réguler la Sanaga fait face à un certain nombre de
difficultés. D'abord, les volumes de stockage sont insuffisants pour satisfaire la demande
énergétique: ce problème sera résolu avec la construction de la retenue de Lom Pangar.
Ensuite, les temps de propagation entre les barrages de régulation et les usines
hydroélectriques sont longs, ce qui nécessite une prévision performante des aléas
météorologiques et hydrologiques sur le BVI pour garantir l'adéquation des lâchures avec la
demande.
De décembre à mars, les pluies sont très rares et localisées: les apports du BVI sont
essentiellement déterminés par le drainage naturel des nappes souterraines par les cours
d'eau, selon une loi de décrue exponentielle. L'estimation des apports du BVI dans cette
période de décrue est relativement aisée, et l'imprécision sur les débits transitant à Song
Loulou et Edéa est de l'ordre de 10 % des débits visés.
De mars à juin, la situation est singulièrement différente car la probabilité d'occurrence de
précipitation sporadiques augmente au fil des mois: les apports de base du BVI restent
influencés par le drainage de la nappe mais, progressivement, le ruissellement tend à
représenter la majeure partie des écoulements. Comme le ruissellement est directement
dépendant de l'aléa météorologique, la gestion des réservoirs dépend alors de la prévision des
précipitations. On comprend que le temps de propagation des ondes entre les ouvrages de
régulation et les usines hydroélectriques, de l'ordre de 5 à 7 jours, est ici un facteur pénalisant
car il nécessite une prévision météorologique de l'ordre de la semaine. Une telle prévision
implique le suivi des précipitations et débits en temps réel dans le bassin versant ainsi que la
connaissance de la position du FIT (front intertropical) et de l'avancement de la saison des
pluies. Sur cet aspect, l'abandon par AES-Sonel de l'ancien système d'acquisition de données
a eu des conséquences directes sur la capacité de prévision et d'anticipation des crues et des
étiages, et donc sur la capacité de AES-Sonel à satisfaire les débits visés (l'ancien système,
abandonné en 1995, comprenait 30 stations et des informations sur le FIT relayées par
Météosat).
4.4.3 Principes de régulation avec Lom Pangar
L'algorithme de régulation utilisé est identique à celui utilisé pour le thème 14 et s'appuie
uniquement sur les contraintes fortes (les contraintes molles telles que la répartition du débit
entre les différentes vannes de chaque ouvrage ne sont pas prises en compte). Les principales
hypothèses utilisées sont les suivantes:
Situation initiale: Les simulations commencent en janvier. Les réservoirs sont
initialement remplis à un niveau correspondant à la moyenne de remplissage début
janvier dans les 30 années de simulation.
Les apports naturels considérés pour les simulations sont ceux des années 1972 à
2002. Les calculs sont réalisés en terme de volumes, au pas de temps mensuel, ce qui
est suffisant pour l'ensemble des calculs.
Un coefficient de pertes dues aux imprécisions de la gestion et infiltrations: la valeur de
ce coefficient (0,9) correspond à 10 % de pertes (valeur discutée avec ARSEL et AES-
Sonel).
La demande en débit complémentaire est répartie entre les 4 ouvrages de régulation
au prorata du volume utile disponible dans chaque réservoir en début de mois. Cette
méthode de répartition permet de systématiquement orienter la demande vers les
réservoirs qui présentent le plus faible déficit. Dans les calculs, cette répartition au
prorata est effectivement appliquée aux réservoirs de Bamendjin, La Mapé et Mbakaou
et le réservoir de Lom Pangar est utilisé pour apporter le complément au débit visé.
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4.4.4 Simulations de gestion du bassin de la Sanaga
31/135
Débit visé à Song Loulou et Edéa
En tenant compte du volume utile de Song Loulou de 3,5 hm 3 et des capacités de débit
unitaire des turbines, un débit moyen de 925 m 3 /s délivré par les ouvrages de régulation
permet de satisfaire les objectifs de production hydroélectrique à Song Loulou (et d’assurer
une pointe à 1120 m 3 /s).
Résultats
La courbe suivante montre le débit mensuel moyen transitant à Song Loulou, comparé à
l'objectif de régulation (925 m3/s):
7000
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
Jan-72
Jan-73
Jan-74
Débit moyen de saturation à Song loulou (925 m3/s)
Débit réel régulé avec Lom Pangar et les 3 autres réservoirs (m3/s)
Jan-75
Jan-76
Jan-77
Jan-78
Jan-79
Jan-80
Jan-81
Jan-82
Jan-83
Jan-84
Jan-85
Jan-86
Figure 8 : Débit mensuel moyen transitant à Song Loulou, comparé à l'objectif de régulation
avec Lom Pangar
Ce graphique met en évidence le fait que la satisfaction de l'objectif de saturation de Song
Loulou à 925 m 3 /s
Cet objectif est pénalisé si l’on réalise une usine de pied de barrage et selon le débit turbiné.
Remarque : Il est important de préciser que les années 1972 à 1974 s'inscrivent dans une
série d'années à faible hydrologie commençant en 1970. Ce déficit n'apparaît pas dans les
simulations présentées ci-dessus, uniquement car ces simulations commencent en 1972, avec
des réservoirs remplis à leurs niveaux moyens de janvier. Si les simulations avaient été
débutées à une date significativement antérieure, alors la période 1972-1973 serait elle aussi
apparue déficitaire avec l’année 1984.
Les déficits observés correspondent aux débits et volumes suivants:
Déficit à Song Loulou de 1972 à 2002 1984
Débit mensuel moyen le plus bas (m 3 /s) 760
Volume du déficit (hm 3 ) 850
Jan-87
Jan-88
Jan-89
Jan-90
Jan-91
Jan-92
Jan-93
Jan-94
Jan-95
ISL – OREADE-BRECHE – SOGREAH
Jan-96
Jan-97
Jan-98
Jan-99
Jan-00
Jan-01
Jan-02

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Ces résultats (calculés par une approche déterministe) confirment globalement les résultats
des simulations (voir chapitre 9) faites par une approche stochastique, face à la demande du
système électrique et montrent que le réservoir de Lom Pangar ne pourra pas, à lui tout seul,
garantir totalement certaines années déficitaires, notamment les années 1974 et 1984.
Sans le barrage de Lom Pangar, et avec un taux de défaillance comparable, l'objectif de
saturation à Song Loulou n'excède pas 600 m 3 /s, comme le montre le graphique suivant. Cela
donne une mesure directe des bénéfices liés à la réalisation du barrage de Lom Pangar:
7000
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
Jan-72
32/135
Jan-73
Jan-74
Débit moyen de saturation à Song loulou (600 m3/s)
Débit réel régulé avec seulement 3 réservoirs et sans Lom Pangar (m3/s)
Jan-75
Jan-76
Jan-77
Jan-78
Jan-79
Jan-80
Jan-81
Jan-82
Jan-83
Jan-84
Jan-85
Jan-86
Figure 9 : Débit mensuel moyen transitant à Song Loulou, comparé à l'objectif de régulation
sans Lom Pangar
En conclusion, sur les 31 années de simulation, on observe bien que la retenue de Pangar à
7000 hm 3 permet de saturer la centrale de Song Loulou avec un taux de défaillance
relativement faible et de garantir un débit complémentaire de 325 m 3 /s. Ce débit permet
d’assurer en période de pointe journalière un débit de 1120 m 3 /s à la centrale de Song Loulou
pour une capacité de modulation de 3,5 hm 3 .
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5 LE PROJET DE LOM PANGAR
5.1 Contexte énergétique de la Sanaga
Les aménagements hydroélectriques existants sur la Sanaga seront décrits au chapitre 4.
Le constat actuel sur l’exploitation des ouvrages de la Sanaga est le suivant :
33/135
• pour les années très déficitaires (cf. les années récentes de 2001 et 2002) la capacité
de stockage des trois réservoirs existants ne suffit pas à garantir un débit régulé de
plus de 600 m 3 /s à la centrale du site de Song Loulou,
• on ne dispose pas de toute la puissance (et du potentiel) des ouvrages
hydroélectriques existants pour des raisons de sécurité ou de vétusté. Ceci implique
des indisponibilités anormalement élevées en particulier pour les usines d’Edéa qui
nécessitent de nombreuses réhabilitations.
Des actions ont été lancées par AES-Sonel en 2005 qui permettront dès 2008/09 de disposer
de 650 MW sur le réseau pour une puissance installée totale (et maximale) de 678 MW avec
les deux centrales de Song Loulou et d’Edéa ; le programme des réhabilitations des usines
d’Edéa devant démarrer en 2006.
Pour disposer en totalité de cette puissance maximale sur le réseau, il apparaît indispensable
de réaliser (après cette première étape d’investissement) un ou plusieurs ouvrages de
régulation permettant de combler le déficit de régulation en année sèche. L’objectif pour cette
deuxième étape est d’optimiser globalement l’exploitation future de la Sanaga en saturant la
centrale de Song Loulou à 1120 m 3 /s (débit d’équipement à 1160 m 3 /s) pour garantir une
puissance disponible de 650 MW sur le réseau.
Le projet de Lom Pangar à 7000 hm 3 a été étudié pour répondre à cet objectif de régularisation
de la Sanaga face aux aléas hydrologiques et aux contraintes d’exploitation.
En préliminaire, on notera les points suivant concernant les ouvrages de la Sanaga par rapport
aux chroniques hydrologiques:
i) les déficits annuels de remplissage aux réservoirs de La Mapé et Bamendjin et du
futur réservoir de Lom Pangar (7000 hm 3 ) sont concentrés principalement (voir le
graphique ci-dessous) sur les périodes (ou années) 1971-73, 1983-84, 1987-88 et
2001. Les années déficitaires de remplissage des différents réservoirs ne
coïncident pas forcément.
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Figure 10 : Apports aux trois réservoir de La Mapé, Bamendjin et Lom Pangar
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ii) Les apports du bassin versant intermédiaire (BVI) entre les 4 réservoirs et la centrale de
Song Loulou sont relativement déficitaires (voir le graphique ci-dessous) pour les années
1973, 1983, 1986-87, 1995, 1997 et 2001.
iii) Les déficits à la centrale de Song Loulou sont surtout liés à des années déficitaires
observées sur le BVI, plus ou moins accentuées par le non remplissage d’un ou de
plusieurs réservoirs.
Iv) Les années déficitaires pour le système électrique (à Song Loulou) sont surtout les
années postérieures à une année sèche comme par exemple l’année 2002 ou une
succession de plusieurs années sèches comme pour les années 1974, 1984, 1988, et
1998.
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Figure 11 : Apports annuels du BVI
5.2 Objectif du projet de Lom Pangar
L’aménagement hydraulique du barrage-réservoir de Lom Pangar situé au confluent des
rivières Lom et Pangar est destiné principalement à garantir en période d’étiage un débit
minimal au site de Song Loulou de 1040 m 3 /s pour saturer 12 la production de la centrale de
Song Loulou sur la Sanaga. Il est constitué d’un réservoir important, avec la possibilité d’y
adjoindre ultérieurement une usine de pied d’une capacité maximale de 51 MW. La capacité
totale de sa retenue est de 7500 hm 3 pour une surface noyée d’environ 591 Km².
Le site de Lom Pangar a été identifié par Electricité de France en 1983 lors de l’inventaire
général des ressources hydroélectriques du Cameroun et reconnu rapidement comme l’un des
sites intéressants de stockage, pouvant réguler le système de production de la Sanaga.
Il est situé à 120 Km au nord de la ville de Bertoua et à 4 Km à l’aval de la confluence du Lom
et du Pangar, et à 13 Km en amont de la confluence du Lom et du Djérem qui forment la
Sanaga. Le temps de transfert sera d’environ 6 jours pour parcourir les 480 Km jusqu’à Song
Loulou.
L’étude d’APS de novembre 1995 faite par Coyne et Bellier a été actualisée en Août 1999
notamment en ce qui concerne le coût de construction qui est passé de 65 GFCFA à
50 GFCFA (hors dépenses d’environnement et usine) suite en partie à la dévaluation du franc
CFA. L’utilisation de la technique du béton compacté au rouleau (BCR) a aussi permis
notamment de réduire les coûts mais surtout les délais de construction de 56 à 45 mois
d’après Coyne et Bellier.
12 Débit qui a été porté à 1120m 3 /s en 2005.
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Coyne et Bellier dans l’étude de 1999 annonce tout d’abord un production supplémentaire de
212 GWh à Song Loulou et Edéa et ensuite que la réalisation du projet de Lom
Pangar apporterait un complément d’énergie de 848 GWh par an pour une puissance garantie
supplémentaire de 168 MW.
En Octobre 2002, une étude d’optimisation du productible de Lom Pangar a été faite par
Coyne et Bellier, en intégrant l’usine de pied. Un montant de 56,7 GFCFA aux conditions
économiques de 2002, a été annoncé incluant la réservation pour la réalisation ultérieure d’une
usine de pied de 51 MW.
Pour un volume utile de 6800 hm 3 à Lom Pangar, le débit garanti a été estimé par Coyne et
Bellier à 90 m 3 /s permettant le fonctionnement au fil de l’eau d’une usine de pied à 25 MW .
La rentabilité du projet a été faite par comparaison à une centrale thermique de référence
utilisant un coût variable de 30 FCFA /kWh (qui est aussi presque le double du coût variable du
gaz naturel proposé pour cette étude).
On notera que l’analyse économique avait été faite pour une demande en énergie limitée et
sans doublement de la production d’aluminium et que pour remplacer le fonctionnement en
éclusée de la retenue de Song Loulou de 4,5 hm 3 , Coyne et Bellier avait considéré, dans ses
simulations, un groupe thermique équivalent de 48 MW permettant la modulation.
Une étude d’impact sur l’environnement a été réalisée en mars 1998 par INGEROP annonçant
un coût des mesures environnementales de 5 GFCFA.
Pour la présente étude, le débit actuel (voir chapitre 3) pour saturer la centrale de Song Loulou
est de 1120 m 3 /s pour les années normales ou humides.
L’objectif de la régularisation pour les années sèches est d’assurer un débit régulé minimum à
la centrale de Song loulou de 925 m 3 /s permettant de faire des éclusées (si l’on dispose d’une
capacité de modulation journalière de 3,5 hm 3 ) à 870 m 3 /s (pour une capacité de 4,5 hm 3 ) et
ceci afin de garantir une puissance maximale pendant les heures de pointe.
5.3 Apports à la retenue de Lom Pangar
5.3.1 Apports naturels reconstitués
Toutes les études hydrologiques réalisées dans la zone du projet s'accordent sur l'existence
d'une rupture dans les apports hydrologiques en 1971/1972. Diverses explications peuvent
être apportées, la principale étant la tendance générale à une diminution de la pluviométrie
dans cette région d’Afrique et les mises en service successives de Mbakaou en 1969, de
Bamendjin en 1974 puis la Mapé en 1987. Les pertes (difficiles à mesurer et à estimer) par
infiltration dans les réservoirs et en rivière, dues à ces nouveaux stockages sont aussi des
éléments pouvant aggraver cette situation déficitaire de l’ordre de 1 à 2%.
Pour cette raison, il a été décidé d'utiliser comme série hydrologique de référence pour l'étude
des alternatives la période 1972-2002 uniquement, et donc de ne pas tenir compte des
données antérieures.
Les apports de la future retenue de Lom Pangar ont été reconstitués sur la base des débits
estimés à la station limnimétrique de Bétaré Oya.
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Les données hydrologiques du barrage de Lom Pangar pour la période 1972 - 2002
proviennent des sources suivantes:
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i) Juin 1951 à Mai 1998: données fournies par AES-Sonel (données hydrologiques de la
station de Bétaré Oya, multipliées par un coefficient 1.6. La valeur du coefficient 1.6 est
explicitée dans les études d'APS du barrage de Lom Pangar)
ii) Juin 1998 à Mai 1999: données CRH journalières de la station de Bétaré Oya,
multipliées par un coefficient 1,553 (ce coefficient a été recalculé par le CRH sur la base
des jaugeages existants. L'écart relatif avec le coefficient 1.6 proposé par les études
d'APS est faible: 2.9 %)
iii) Juin 1999 à Mai 2000: données absentes. la série a été reconstituée par corrélation
par rapport au mois précédent. Cette méthode de reconstitution ne reflète certainement
pas la réalité, mais aboutit à une année de données artificielle moyenne qui n'affecte pas
le caractère général de la série.
iv) Juin 2000 à Décembre 2002: idem ii)
Remarque : Les données pour la période 1995-2003 sont en cours de validation par le maître
d’ouvrage.
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Il est important de noter que les étiages marqués de 2000 et 2001 correspondent à des valeurs
qui ont été mesurées à Bétaré Oya, dans la stricte continuité des mesures antérieures. Les
chiffres détaillés des apports reconstitués de la retenue de Lom Pangar sont indiqués dans le
tableau ci-après:
Tableau 8 : Apports reconstitués de la retenue de la Sanaga
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I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII Moyenne
1972 51.1 35.1 53.7 81.4 102.9 246.7 195.4 357.2 475.0 440.7 194.0 114.3 195.9
1973 83.9 42.4 25.8 58.1 132.4 126.3 228.6 436.7 523.0 474.0 224.9 122.7 207.6
1974 83.7 42.8 27.7 60.2 77.0 170.5 218.6 476.1 628.0 648.0 332.3 170.0 245.7
1975 104.5 65.4 49.5 78.2 126.0 273.7 344.6 404.0 536.0 546.3 269.3 191.3 250.1
1976 114.4 85.5 43.9 60.6 101.5 187.4 225.6 386.7 530.0 740.0 555.0 245.8 273.4
1977 119.2 77.2 38.7 43.0 86.5 218.9 251.6 299.7 627.8 580.0 398.1 115.1 238.4
1978 101.7 85.7 24.8 111.3 150.3 222.2 470.0 515.0 595.0 505.0 293.0 160.5 270.7
1979 99.5 61.8 52.3 83.1 124.2 170.9 426.6 573.0 763.0 685.0 402.2 187.6 303.8
1980 119.1 73.8 41.0 113.8 170.9 332.6 371.2 429.0 730.0 863.0 386.8 184.9 318.5
1981 124.0 73.8 39.5 43.0 164.4 178.6 343.1 528.0 597.0 534.0 285.3 142.6 255.7
1982 83.7 43.0 44.3 49.1 169.5 141.3 319.9 548.0 747.0 739.0 289.0 147.8 278.4
1983 87.7 49.7 49.1 34.9 59.7 194.1 213.2 380.3 470.0 433.0 362.2 194.1 211.4
1984 129.8 86.9 72.2 128.5 67.5 141.4 426.6 477.0 559.0 332.6 309.5 99.5 236.2
1985 66.4 44.6 37.0 141.4 184.9 181.2 325.0 506.0 416.2 426.6 582.0 222.2 262.1
1986 80.9 45.6 45.0 54.7 55.2 85.0 158.4 309.8 451.2 777.6 432.2 121.6 219.1
1987 88.4 41.1 15.6 33.1 39.2 243.7 120.2 253.3 749.9 614.3 134.5 76.9 201.2
1988 47.3 26.5 26.7 73.7 102.5 285.2 123.0 309.8 800.7 968.8 241.9 159.8 264.2
1989 73.1 46.2 15.5 44.3 96.9 236.9 279.2 662.0 785.8 631.3 558.2 116.5 296.3
1990 89.3 34.8 34.0 53.1 91.0 101.5 163.9 708.4 802.9 457.1 521.0 266.0 277.9
1991 124.5 62.6 42.2 49.3 146.2 171.2 406.4 432.0 553.6 625.6 478.0 304.0 284.4
1992 108.8 59.2 41.7 59.8 70.2 144.2 226.9 459.2 708.1 636.5 472.0 209.2 266.6
1993 134.1 63.7 50.6 50.0 66.2 175.2 276.5 547.9 722.1 520.4 341.8 181.5 261.8
1994 105.1 58.2 29.7 30.5 108.8 152.8 271.8 392.0 750.8 783.3 411.3 128.8 269.6
1995 58.2 25.2 24.3 37.4 81.0 68.9 160.2 427.8 432.1 517.1 422.5 118.4 198.7
1996 49.7 20.4 33.1 43.6 73.7 152.5 214.0 389.7 475.7 689.8 293.7 149.5 216.2
1997 83.9 38.4 19.6 45.7 105.2 93.2 209.7 290.9 487.8 451.6 340.3 141.5 193.0
1998 73.6 35.0 17.3 23.5 76.8 163.1 248.1 402.2 565.0 725.0 314.6 163.1 235.2
1999 99.9 63.4 49.2 56.6 103.6 164.4 284.0 384.0 522.0 534.0 298.1 160.5 227.6
2000 106.9 71.6 59.5 73.9 103.6 169.5 307.2 419.1 416.2 348.1 178.6 101.0 196.8
2001 54.3 25.6 18.8 28.3 70.2 165.8 282.6 298.1 429.0 339.0 227.2 97.1 170.4
2002 47.4 21.9 23.3 31.9 62.2 124.4 303.1 385.4 707.0 570.0 319.9 161.7 230.8
Moyenne 90.1 51.8 37.0 60.5 102.3 176.9 270.8 431.9 598.6 585.1 350.6 159.9 243.8
L'apport moyen de la retenue, calculé sur la période 1972-2002, est de 244m 3 /s. Le graphique
suivant montre la distribution annuelle des débits mensuels moyens, ainsi que les valeurs
minimales et maximales calculées sur la période 1972-2002. Les valeurs correspondantes sont
présentées dans le tableau qui suit le graphique.
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1000
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
Apports reconstitués du réservoir de Lom Pangar (1972 - 2002)
Apport moyen annuel (243.8 m3/s)
Apport moyen mensuel
Apport mensuel minimal
Apport mensuel maximal
I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII
Figure 12 : Apports reconstitués du réservoir de Lom Pangar (1972 – 2002)
Tableau 9 : Apports au barrage de Lom Pangar – Période 1972 – 2002 (m 3 /s)
Mois Moyenne
mensuelle
Minimum mensuel Maximum mensuel
I 90.13 47.3 134.1
II 51.84 20.4 86.9
III 36.95 15.5 72.2
IV 60.52 23.5 141.4
V 102.3 39.2 184.9
VI 176.9 68.9 332.6
VII 270.8 120.2 470
VIII 431.9 253.3 708.4
IX 598.6 416.2 802.9
X 585.1 332.6 968.8
XI 350.6 134.5 582
XII 159.9 76.9 304
Moyenne annuelle 243.8
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Les principales caractéristiques hydrologiques au site de Lom Pangar sont résumées dans le
tableau ci-après :
Tableau 10 : Caractéristiques hydrologiques au site de Lom Pangar
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Bassin versant 19 700 km²
Apport moyen annuel (1972/2002) 7 700 hm 3
Module spécifique 13 l/s/ km²
Module inter-annuel 244 m 3 /s
Apport année sèche (2001) 5 375 hm 3
Apport année humide (1980) 10 400 hm 3
Crue décennale 1 820 m 3 /s
Crue de projet 2 840 m 3 /s
Nota : Des apports bruts on devra déduire les pertes par infiltration et évaporation et le débit
réservé pour déterminer le volume net de stockage disponible et garanti.
5.3.2 Evaporation à Lom Pangar
Le bilan annuel moyen « Evaporation-Précipitation » pour la retenue de Lom Pangar est de
-77 mm par an (sans fluctuation du plan d’eau). En première approximation, on peut donc
considérer, et en prenant en compte la gestion du réservoir, que l’évaporation annuelle est
négligeable par rapport aux apports à la retenue de Lom Pangar ; ce qui n’est pas tout à fait le
cas des autres retenues existantes du Cameroun.
Les valeurs mensuelles et annuelles en mm sont données pour les quatre réservoirs dans le
tableau ci-après :
Tableau 11 : Evaporation aux barrages
Lom Pangar Mapé Bamendjin Mbakaou
Janvier 199 126 126 133
Février 210 123 113 130
Mars 111 55 54 89
Avril -35 -12 -20 -4
Mai -74 -47 -66 -73
Juin -100 -26 -42 -102
Juillet -75 -103 -110 -110
Août -115 -108 -113 -9
Septembre -144 -69 -102 -66
Octobre -103 26 -19 -2
Novembre -97 119 126 121
Décembre 150 130 133 121
Moyenne (en mm) - 73 + 214 + 80 + 228
Source : modélisation de la Sanaga en 1995 (Coyne et Bellier)
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5.3.3 Débit réservé à Lom Pangar
Un débit réservé écologique minimal de 25 m 3 /s (correspondant au dixième du module interannuel
des apports naturels de Lom Pangar ) est préconisé à l’aval de la retenue.
Ce débit réservé est une contrainte forte sur la régularisation de la Sanaga pendant les années
déficitaires (comme pour l’année 2001 avec des apports de 5400 hm 3 ) en réduisant le transfert
d’environ 400hm 3 ce qui réduit le volume garanti.
5.4 Rappel des caractéristiques principales de la retenue
L’aménagement du barrage réservoir de Lom Pangar est constitué principalement des
ouvrages suivants ( voit le thème12) :
41/135
o un réservoir,
o un barrage en BCR,
o des ouvrages de restitution et d’évacuation des crues,
o un ouvrage de dérivation,
o des digues de fermeture,
o une réservation pour une usine de pied de barrage de 25 à 50MW.
5.4.1 Localisation et accès
Le site de Lom Pangar se trouve sur la rivière Lom à environ 4 Km à l'aval de sa confluence
avec le Pangar, environ 120 Km au Nord de la ville de Bertoua dans la province de l'Est.
Les coordonnées géographiques sont : latitude Nord 5°24' et longitude Est 13°30'.
5.4.2 Caractéristiques de l'ouvrage
Le barrage est du type mixte, comportant une section en béton sur la rivière regroupant les
fonctions hydrauliques du barrage et deux ailes en terre assurant la fermeture sur les rives. Il
est complété par une digue de col fermant une dépression topographique en rive droite du
barrage.
Le projet actualisé de 1999 prévoit la réalisation des ouvrages amont de l’usine de pied mais
pas la construction du génie civil de l’usine, ni son équipement, qui pourront aisément être
réalisés en différé par rapport à la construction du barrage.
La restitution des eaux à la rivière est assurée par trois pertuis de fond vannés. Dans la
gamme 0-100 m 3 /s on utilise le pertuis supérieur et dans la gamme 100 à 1000 m3/s les deux
pertuis de fond entrent en service. Les seuils de ces pertuis sont calés à la cote 643,50 et
640,00, soit respectivement 21 et 24,5m sous la cote de retenue normale.
L’évacuation des crues est assurée par un évacuateur de surface vanné. La crue de projet, de
période de retour 1000 ans, est évacuée sous la cote 674,55 m sans surélévation significative
de la retenue. Le débit restitué par l’évacuateur de surface est égal à 2675 m3/s sous cette
cote.
La crête du barrage est calée à la cote 677,55 assurant une revanche de 3 m par rapport aux
Plus Hautes Eaux.
Les principaux éléments descriptifs de l’aménagement sont présentés dans la fiche synoptique
ci-après.
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Etude des Alternatives : Révision et Actualisation – Juillet 05
Fiche synoptique de l’aménagement de Lom Pangar
Tableau 12 : Caractéristiques du réservoir
Cote de retenue normale (RN) 674,5 m
Cote des plus hautes eaux (PHE) 674,9 m
Superficie de la retenue (RN) 590 km 2
Capacité totale sous RN 7 500 hm 3
Tranche morte 250 hm 3
Cote de tranche morte 649 m
Capacité utile 7 250 hm 3
Pour la visualisation de la retenue, se reporter en annexe à la « Carte du projet de retenue et des
infrastructures » qui reporte la cote 675 m.
Tableau 13 : Caractéristiques principales du barrage
Type Mixte : poids en BCR et ailes en terre
Cote de crête 677,55 m
Longueur totale en crête 1 260 m
Hauteur maximum sur fond de fouilles 45 m
Volume total de béton 80 000 m 3
Volume total de BCR 170 000 m 3
Volume de remblai latéritique y compris la digue de col 1 770 000 m 3
Volume de matériaux granulaires (filtres et drains) y
compris digue de col
42/135
310 000 m 3
Volume d’enrochement 303 000 m 3
Type de la section poids
Fruits amont vertical
Fruit aval 0,85/1
Type de la section en remblai en terre
Talus amont 3,5/1
Talus aval 3/1
Zones de transition (RG et RD) Terres puis enrochements s’appuyant sur un mur
de soutènement en béton armé et BCR
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Tableau 14 : Fonction évacuation des crues
Débit maximum restitué pour la crue de projet (sou
674,55)
43/135
2 675 m3/s
Type Evacuateur de surface vanné - seuil Creager
Nombre de pertuis 4
Type de vanne Clapet manœuvré par vérin hydraulique
Débit maximum par pertuis 450 m3/s
Largeur de chaque pertuis 8,75 m
Cote du seuil 665,75 m
Charge d’eau maximum 9,15 m
Contrôle des corps flottants des vannes segment 1 clapet au dessus d'une
Largeur x hauteur : 20 m x 2 m
Debit maximum 50 m3/s
Tableau 15 : Fonction de restitution
Gamme 0 -100 m 3 /s 1 pertuis blindé (3 m x 2 m)
Vanne wagon de garde (3,5 m x 2 m)
Vanne segment de réglage (3 m x 2 m)
Cote du seuil de prise 643,5 m
Charge d’eau maximum 31 m
Gamme 100 - 900 m 3 /s 2 pertuis de fond blindé
Vanne wagon de garde (8 m x 4,2 m)
Vanne segment de réglage (5,0 m x 4,2 m)
Cote du seuil de prise 640 m
Charge d’eau maximum 34,5 m
Fonction prise usinière
Nombre de prises 4
Débit maximum par prise 45 m 3 /s
Débit maximum de l'usine 180 m 3 /s
Puissance installée maximale 51 MW
Largeur 3,75 m
Hauteur 3 m
Niveau minimal de production 660 m
Cote du seuil 646
Diamètre des conduites forcées 3,4 m
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Tableau 16 : Caractéristiques de la digue de col
Type remblai en terre
Cote de crête 677,55 m
Longueur totale en crête 420 m
Hauteur maximum sur fond de fouilles 16,5 m
Talus amont 3,5/1
Talus aval 3/1
La figure ci-dessous, réalisée à partir des plans de l'APS actualisé de 1999, précise la localisation des
infrastructures liées au barrage et les coupes types principales.
Figure 13 : Localisation des infrastructures liées au barrage et coupes types principales
Les caractéristiques « Hauteur/Superficie/Capacité » ont été établies par une planimétrie
des courbes de niveaux de la retenue, issues du levé topographique de la retenue réalisé
en 1994 par Satet et Montillet pour le compte de la Sonel.
Cette topographie a été établie par levé au sol. L’équidistance des courbes de niveau est
de 5 mètres.
Le tableau et la figure ci-après donnent ces caractéristiques pour quelques cotes
caractéristiques.
44/135
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La nouvelle loi Surface/Capacité de la retenue de Lom Pangar (recalculé en 2005) donne une
capacité à la RN674,5 de 7000 hm 3 pour une surface de 591 Km².
La courbe est résumée dans le tableau ci-après :
Tableau 17 : Caractéristiques topographiques de la retenue
45/135
Cote Surface
(en km²)
Capacité totale
(en hm 3 )
Capacité utile
(en hm 3 )
649 62 262 0
650 71 309 5
655 136 827 566
660 226 1 733 1 472
665 336 3 139 2 877
670 447 5 120 4 859
674,5 (RN) 591 7 500 7 240
675 602 7 770 7 505
680 751 11 150 10 885
A la cote RN674,5 le volume utile qui est de 7240 hm 3 a été arrondi à 7000 hm 3 (compte tenu
du volume des végétaux immergés dans la retenue) pour une surface inondée de 591 Km² et
pour un volume mort de 260 hm 3 (62 Km²) .
.
Figure 14 : Courbe hauteur/volume/superficie de la retenue
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5.4.3 Le productible complémentaire apporté par la retenue de Lom Pangar
Les productions supplémentaires (en espérance) apportées par la retenue de Lom Pangar aux
ouvrages existants ( Song Loulou et Edéa) et aux futurs ouvrages de la Sanaga (Nachtigal
et/ou Song Dong à 280MW ) ont été estimées au chapitre 9 et sont résumées dans le tableau
ci-dessous :
Tableau 18 : Production complémentaire apportée par la retenue Lom Pangar (7000hm 3 )
Song Loulou et Edéa :
46/135
• Production en espérance
• Production « Maximale »
• Et, « 90% du temps »
• Plus Nachtigal (en espérance)
• Plus Nachtigal et Song Dong (en espérance)
250 GWh
840 GWh
600 GWh
675 GWh
775 GWh
La production complémentaire en moyenne apportée par le réservoir de Lom Pangar sur toute
la chaîne de la Sanaga, qui n’a pas été calculée, est estimée à long terme entre 2 et 2,5 GWh.
Elle concerne principalement les suréquipements possibles de Nachtigal et de Song Loulou de
100 à 150 MW et la réalisation des deux ouvrages de Kikot (650 MW) et Song Bengué
(950 MW).
5.4.4 Volume garanti de remplissage de la retenue de Lom Pangar
Le volume garanti de remplissage au barrage de Lom Pangar est compris entre 5600 et
6000 hm 3 (suivant que l’on retient ou non un débit réservé de 25 m 3 /s).
En effet, pour deux années sèches successives à Lom Pangar, comme par exemple les
années 2000 et 2001 (respectivement de 6200 et 5400 hm 3 d’apports au barrage) encadrées
des années 1999 et 2002 (avec chacune 7000 hm 3 d’apports) on obtiendrait :
• Si l’objectif de gestion est de fixer un remplissage à 7000 hm 3 en fin d’année, alors on
ne pourra pas lâcher plus de 5400 hm 3 en 2001 soit 700GWh (sans compter la
déduction du déstockage des 400 hm 3 ou 60 GWh pour le débit réservé de 25 m 3 /s),
• Si l’objectif est de saturer l’année 2001 (année déficitaire) alors il manquera dans le
réservoir 2400hm 3 au début l’année 2002. On sera alors déficitaire en 2002 et il ne
sera donc pas possible de lâcher plus 4200 hm 3 (si on ne veut pas reporter le
problème en 2003).
Par contre, pour une retenue réduite à 6000 hm 3 on aurait un déficit de remplissage entre 1000
et 600 hm 3 en fin 2001 plus facilement compensable en 2002.
Le volume compris entre 5600 hm 3 et 7000 hm 3 correspond à une capacité supplémentaire de
stockage inter-annuel (et de sécurité) utilisable dans le cas de plusieurs années sèches
successives.
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5.5 Coûts de construction et Délais de réalisation de Lom Pangar
5.5.1 Coûts de construction de la retenue de Lom Pangar
La dernière estimation du coût de construction du projet de Lom Pangar a été faite en 1999 par
Coyne et Bellier à 50,2 GFCFA comprenant les études, les dépenses de MO et la réservation
pour l’usine de pied de barrage (mais pas sa réalisation) mais excluant les dépenses
environnementales (mesures compensatoires) estimées à 5 GFCFA par INGEROP. Le coût
total (hors usine de pied) était donc de l’ordre de 55 GFCFA aux conditions économiques de
1999 comprenant le coût des mesures compensatoires.
Un montant de 56,7 GFCFA aux conditions de 2002 a été annoncé dans l’étude de Coyne et
Bellier d’octobre 2002 pour le projet à 7000 hm 3 comprenant la réservation pour une usine de
pied à 51 MW.
Pour mettre à jour le montant, il est proposé de mettre à jour les coûts de l’étude de 2002
considérant une inflation de 3% de 2002 à 2005 pour tenir compte, ces dernières années,
d’une forte dérive des prix des carburants, du ciment et des aciers de construction.
Le coût de construction actualisé du projet de Lom Pangar à 7000 hm 3 sans l’usine de pied
aux conditions économiques de 2005 serait de 62 GFCFA.
5.5.2 Planning des travaux et de la mise en eau
L’échéancier résulte du planning des travaux donné au thème 12.
L’échéancier des dépenses en % des coûts de construction (62 GFCFA aux conditions
économiques de 2005) de la retenue sans l’usine de pied et les mesures compensatoires
serait donc le suivant:
Tableau 19 : Echéancier des dépenses des coûts de construction de la retenue
47/135
Année 1 2 3 4 5
Echéancier des dépenses 14% 26 % 34 % 26 % 0 %
5.5.3 Coût des mesures environnementales
Les coûts environnementaux liés à la réalisation de la retenue de Lom Pangar à prendre en
compte sont issus de la synthèse de l’EIE de juillet 2005.
Les coûts directs affectés au projet de Lom Pangar correspondant aux mesures
compensatoires strictes des différents impacts de la construction de la retenue sur
l’environnement ont été est chiffrés à 9,7 GFCFA.
Ces dépenses échelonnées dans le temps correspondent principalement aux indemnisations,
à la construction d’un pont en remplacement du bac du Touraké sur le Lom, à la mise hors
d’eau du pont et de la route à Mali, à l’amélioration de l’hygiène par le développement de
l’hydraulique villageoise sans oublier une provision de 1 GFCFA pour le fond d’investissement
afin de compenser l’ennoiement des terres agricoles.
L’échéancier des dépenses en % des coûts environnementaux (9,7 GFCFA aux conditions
économiques de 2005) pour la retenue serait donc le suivant :
Tableau 20 : Echéancier des dépenses des coûts environnementaux
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Année 1 2 3 4 5 6 7 8
Echéancier des dépenses 2% 19 % 23% 40 % 4 % 4% 4% 4%
5.5.4 Coût total de construction de Lom Pangar (à prendre en compte)
Le total des coûts du projet de Lom Pangar à 7000 hm 3 (sans l’usine de pied) incluant les
coûts directs des mesures compensatoires serait de 71,6 GFCFA arrondi à 72 GFCFA
exprimés aux conditions économiques de 2005.
Les charges annuelles d’exploitation seraient égales à 0,5 GFCFA/an (i.e. à 0,8% du CC hors
mesures compensatoires).
5.6 Usine de pied de barrage
Plusieurs dimensionnements sont possibles pour l’usine de pied du barrage de Lom Pangar
raccordée au réseau Est (et à la Localité de Bertoua) avec les deux options suivantes :
• Sans interconnexion au RIS ( option A) ; pour une puissance installée de 25,5 MW à
51 MW en deux phases (de 180 à 300 GWh), en fonction de la demande.
Malheureusement cette option implique inévitablement de turbiner (jusqu’à 90m 3 /s
pour 25 MW ) en saison humide au détriment du volume garanti de Lom Pangar et de
la régulation des ouvrages sur la Sanaga.
• Avec interconnexion au RIS (option B) ; par une ligne en 225 kV jusqu’à Yaoundé
via Bertoua et pour une puissance installée de 75 à 125 MW (turbinant les débits
restitués essentiellement pendant la saison sèche tout en respectant un débit réservé
de 25 m 3 /s toute l’année). Dans cette plage de dimensionnement, la production est
comprise entre 400 et 450 GWh pour une puissance garantie de l’ordre de 80 MW en
saison sèche.
Option A : Etudes de 1999 et 2002 faites par « Coyne et Bellier »
Dans les études d’actualisation de l’APS de l’aménagement de Lom Pangar de 1999
l’installation d’une usine en pied du barrage était optionnelle, avec un raccordement direct à la
localité de Bertoua.Ccette option (A) n’était envisageable que dans l’hypothèse d’une forte
demande sur le réseau Est (sans une interconnexion avec le RIS).
La faisabilité et la justification économique de ce projet impliquent une étude « Offre-
Demande » associée à une étude de développement du réseau Est (dont la pointe actuelle
est de 5 MW) avec ou sans un certain nombre d’interconnexions aux autres centres isolés de
consommation de la région pouvant aller jusqu’en RCA. Il a été recensé en 2004 dans la
région un potentiel de 38 MW parmi les producteurs autonomes pouvant être raccordé au
réseau. Mais seuls les plus proches pourront être raccordés économiquement.
Des variantes de 6,5 à 76,5 MW ont été proposées en fonction de la capacité de la retenue et
donc de la RN. Une usine de pied à 51 MW avec un débit d’équipement de 180 m 3 /s a été
proposée par Coyne et Bellier à la RN 674,5 pouvant assurer un débit restitué constant à l’aval
de 90m 3 par seconde.
Le coût de construction (aux conditions de 2002) pour cette centrale à 51MW est de
23 GFCFA (y compris la ligne de transport de 120km en 90kV jusqu’à Bertoua) ; ce qui donne
pour un productible d’environ 300 GWh, un coût de revient économique du kWh aux conditions
de 2005 (et au taux d’actualisation de 10%) compris entre 11 et 12 FCFA/kWh, si toute la
production est placée. Ces dernières conditions, économiquement intéressantes, permettront
certainement d’envisager des extensions.
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Les débits déstockés (en moyenne de 200 m 3 /s par an) à la retenue de Lom Pangar, le seront
essentiellement pendant la saison sèche, pour réguler la Sanaga. La gestion du réservoir pour
la régulation imposera, les années déficitaires, de turbiner le débit réservé de 25 m 3 /s en
saison humide et environ 300 à 350 m 3 /s en saison sèche ; ce qui implique que les années
déficitaires et en saison humide, on sera amené à limiter la production journalière ( 7 MW) sur
le réseau Est.
Nota : Il est important de rappeler que pour cette option A, un turbinage imposé pendant les
périodes de remplissage, impliquera certaines années un risque de non-remplissage et par
voie de conséquence une diminution de la production en saison sèche à Song Loulou et Edéa.
Seule une interconnexion entre Yaoundé et Bertoua permettrait d’éliminer cette contradiction
49/135
Option B : Interconnexion au RIS
Une interconnexion au RIS de 250 Km (de Yaoundé à Bertoua) permettrait des économies
substantielles d’énergie fossile en saison sèche, pour un coût supplémentaire de raccordement
de l’ordre de 25 GFCFA. Dans ce schéma, il est possible (sans contrainte sur la gestion du
réservoir) de transférer en saison sèche le surplus d’électricité de l’usine de pied vers le RIS et
l’inverse en saison humide (pour éviter de déstocker prématurément de l’eau). Pour le passage
de 50 à 125 MW, un surcoût de construction de l’ordre de 27 GFCFA est à prévoir.
Ainsi pour une production d’environ 400 à 450 GWh (dont 350 GWh garantis) et un coût total
compris entre 75 et 80 GFCFA, le coût de revient du kWh pour cette usine de pied de barrage
de 125 MW serait de l’ordre de 20 à 22 FCFA/kWh (au taux d’actualisation de 10%) livré aux
deux postes principaux de Yaoundé et de Bertoua.
La mise en service partielle ou totale de cette usine interconnectée au RIS serait possible pour
2013.
Pour le système, cette option A (125 MW) pourrait être complémentaire, en terme de
production saisonnière, d’un suréquipement hydroélectrique (Song Loulou ou Nachtigal) ou
d’un ouvrage intermédiaire non complètement régulé (Noun1 et 2, Memve’Elé, etc.).
La réalisation de cette usine de pied à 125 MW permettrait d’améliorer fortement le ratio « CO2
/ kWh » pour le projet de Lom Pangar, vis à vis de ses concurrents thermiques.
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6 COMPARAISON AVEC LES OUVRAGES DE RETENUE
CANDIDATS SUR LA SANAGA
La Sanaga est le fleuve le plus important du Cameroun, avec un bassin versant de
140 000 Km² de superficie et un module inter-annuel d’environ 2100 m 3 /s à son embouchure.
Son potentiel théorique représente environ 50 % du potentiel du pays qui s’élève à 250 TWh.
Les principaux affluents du fleuve sont le Mbam avec son tributaire le Noun, le Ndjéké, le
Djérem avec ses affluents et le Lom avec son tributaire le Pangar. L’exploitation du potentiel
de la Sanaga a débuté en 1949 par la construction de la première centrale dans la région
d’Edéa. Plusieurs sites ont été identifiés comme économiquement très intéressants lors de
l’inventaire de 1983 qui représente un ensemble d’ouvrages qui a peu d’équivalent en Afrique.
La chaîne d’équipement de la Sanaga avec ses principaux aménagements hydroélectriques et
réservoirs existants et futurs est représentée par le schéma ci-dessous pour permettre une
meilleure compréhension de la régularisation du fleuve.
50/135
NOUN
Bamendjin
(1675hm 3 )
Schéma
de la
SANAGA
Noun-Wouri
(1200MW)
Mapé
( 3115hm 3 )
MBAM
Bankim
Nyanzom
(375MW)
Bayomen
(470MW)
Song
Loulou
(394MW)
Kikot (630MW)
Mbakaou
( 2500hm 3 )
Nachtigal
(280MW)
Song Dong (280MW)
DJEREM
Edéa
(273 MW)
SANAGA
Pangar
Lom
Pangar
( 7000hm 3 )
Figure 15 : Chaîne d’équipement de la Sanaga avec ses principaux aménagements
hydroélectriques et réservoirs existants et futurs
T
Parmi les ouvrages potentiels de la Sanaga qui ont été passé en revue, les ouvrages de
stockage qui ont été sélectionnés pour cette étude comme pouvant constituer une alternative
à Lom Pangar sont les suivants :, Litala, Bankim (dérivation dans la Mapé) et la surélévation
de Mbakaou.
Comparaison des retenues de régularisation sur la Sanaga
Pour établir un classement entre les différents projets de stockage d’eau par des barrages
réservoir ou de production mixte comprenant un ouvrage de régularisation, les critères de
comparaison ont été retenus à partir des coûts de réalisation ou des surfaces inondées ayant
un impact fort sur l’environnement lié aux émissions de gaz à effet de serre.
Lom
Litala
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Les autres critères jugés comme secondaires n’ont pas été retenus comme par exemple les
distances par rapport aux chutes existantes ou aux postes de raccordement, et les délais
d’études et de réalisation.
Remarque : Les coûts de différents projets sont exprimés aux conditions économiques de
2002 (sans une mise à jour aux c.e. de 2005).
Tableau 21 : Comparaisons entre différents réservoirs de stockage sur la Sanaga :
Retenues Volume
utile (hm 3 )
51/135
Superficie
( km² )
Coût de
construction
( GFCFA2002)
Capacité /
superficie
Coût du
m 3
stocké
(FCFA)
Temps de
remplissage
mois
Lom Pangar 7000 569 55 12 8 10
Litala 2 000 120 29 17 15 7
Mbakaou
(surélévation)
Bankim-Mapé
(Dérivation)
Nyanzom
(retenue)
1 000 80 25 12,5 25 1
1000/2250 100 25-35 10/ 22,5 25-35 /
11-16
5 à 6
2 700 220 105 (sans usine) 12 40 2 à 3
La comparaison entre les principales caractéristiques des retenues sélectionnées et celles de
Lom Pangar (voir le tableau ci-dessus) montre (sous réserve de validité des coûts annoncés
dans les différents dossiers) :
• qu’avec un coût du m 3 d’eau stocké de 8 FCFA2002, le projet de Lom Pangar apparaît
bien comme le projet de stockage le plus intéressant (en terme économique) et bien
avant celui de Litala (15 FCFA2002),
• et, qu’à l’inverse c’est le projet de Litala (après celui de Lom Pangar) avec le meilleur
ratio « volume stocké par rapport à la surface inondée » qui devrait émettre
proportionnellement le moins de gaz à effet de serre.
Par contre, une comparaison du coût du m 3 par rapport au volume stocké « garanti », donne
toujours un avantage au projet de Lom Pangar mais uniquement pour la retenue de 5000 hm 3
avant le projet de Bankim, car la prise en compte dans la comparaison du volume stocké
supplémentaire de l’ordre de 1250 hm 3 garanti à La Mapé (par la dérivation de Bankim)
améliore le ratio du coût du m 3 d’eau stocké garanti.
Concernant le dernier critère, qui est le temps de remplissage de la retenue, c’est le projet de
Lom Pangar à 7000 hm 3 qui présente le plus de risque de remplissage (et donc de défaillance
en terme de gestion) comme pour les deux retenues existantes de Badmendjin et La Mapé.
Remarque : Le projet de la surélévation de Mbakaou bien que posant de nombreux problèmes
techniques difficiles d’étanchéité de la digue à régler a été conservé dans cette comparaison.
Le projet du barrage réservoir de Litala seul n’apparaît pas comme une solution alternative
économique à Lom Pangar car le volume de stockage de 2000 hm 3 est nettement insuffisant
pour régulariser la Sanaga. Cet ouvrage réalisé avec celui de Bankim serait compétitif par
rapport à Lom Pangar pour une capacité de 5700 hm 3 .
L’ensemble des trois stockages de Litala, Bankim-Mapé et de la surélévation de Mbakaou, qui
disposerait d’une capacité proche de 7000 hm 3 , présenterait un coût du m 3 stocké supérieur de
75% au seul projet de Lom Pangar.
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7 MOYENS DE PRODUCTION THERMIQUE DU RIS
52/135
Centrales thermiques existantes
La puissance installée des centrales thermiques du RIS s’élève à 170 MW en 2005.
Une puissance installée totale d’environ 53 MW a été répartie sur les sites de Yaoundé et de
Douala avant la première période critique de 2000-2001 et en 2003, la centrale de Méfou
(Yaoundé) a été déclassée. En 2004, la centrale de Limbé de 85 MW fonctionnant au fioul
lourd (HFO) a été mise en service et une partie des groupes de la centrale d’Oyomabang a été
transformée pour fonctionner plus économiquement aussi au HFO.
Figure 16 : Vue de la centrale de Limbé
Ces centrales sont réparties principalement sur les quatre localités de Douala, Yaoundé,
Bafoussam et Limbé :
- La centrale de Douala - Bassa 2 et 3, équipée de deux groupes diesel identiques de
4,8 MW, totalisant une puissance continue nette de 9 MW et fonctionnant au gasoil
(consommation spécifique de 215 gr. par kWh) et de trois groupes de 3,3 MW plus récents,
- La centrale de Bafoussam équipée de 2 groupes diesel identiques à ceux de Douala
Bassa 2 et d’un groupe de 4,7 MW plus récent,
- la centrale de Douala - Logbaba équipée de onze groupes diesel de 1,6 MW,
- La centrale de Yaoundé - Oyomabang équipée de dix groupes diesel de 1,6 MW et de trois
groupes de 6,5 MW qui ont été transformés en 2004 pour fonctionner au HFO,
- Et, la centrale de Limbé équipée de cinq groupes « Wärstila 18V46» de 17 MW.
ISL – OREADE-BRECHE – SOGREAH

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Tableau 22 : Centrales thermiques (LFO) du RIS en 2005 :
Centrales Diesel (LFO) Oyomabang Bassa 2 &3 Logbaba Bafoussam Total RIS
Localité Yaoundé Douala Douala Bafoussam
Puissance installée 10 x 1,6 2x4,8 3x3,3 11x1,6 2x4,8 1x4,7 66 MW
Puissance disponible 16 MW 18 MW 15 MW 9 MW 59 MW
Date de mise en service 2000/01 1979 &2001 2000/01 1986 &2004 -
Tableau 23 : Centrales thermiques (HFO) du RIS en 2005 :
53/135
Centrales Fioul lourd (
HFO)
Oyomabang Limbé Total RIS
Localité Yaoundé Douala
Puissance installée 3 x 6.5 5 x17 MW 105 MW
Puissance disponible 18 MW 80 MW 98 MW
Date de mise en service Transformée au HFO en 2004 2004 -
D ‘autres groupes (12/14 MW) fonctionnant au fioul lourd seront aussi installés prochainement
à la centrale de Logbaba, ce qui permettra de disposer en 2007 de 117 MW de groupes
thermiques fonctionnant au fioul lourd, auxquels s’ajoutent les 66MW de groupes Diesel
fonctionnant au LFO.
En 2005, les coûts variables pour ces petites centrales thermiques fonctionnant au LFO sont
de 110 FCFA/kWh, et pour les deux centrales thermiques fonctionnant au HFO de Limbé et
Oyomabang ils sont respectivement de 35 et 40 FCFA/kWh.
Ces dernières valeurs ont été retenues pour les simulations faites au § 9.
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8 COMPARAISON DES DIFFERENTES ALTERNATIVES
8.1 Les candidats possibles autres qu’hydroélectriques
8.1.1 Energies renouvelables
Les énergies renouvelables comme le solaire, l’éolien ou la biomasse ne peuvent répondre
qu’à des besoins limités et ponctuels au Cameroun comme pour l’électrification rurale ou
décentralisée. Ils ne constituent donc pas des alternatives envisageables au projet de Lom
Pangar.
8.1.2 Energies fossiles
Le Cameroun qui est un producteur de pétrole, dispose d’une raffinerie pouvant fournir les
besoins actuels en fioul lourd du pays et des ressources gazières importantes, non encore
exploitées (100 Gm 3 ), pour l’utilisation domestique ou industrielle. Deux champs « offshore »
situés à 25-30 Km de la localité de Kribi (Sanaga-Sud et Ebome-Kribi) sont susceptibles
d’alimenter une centrale de production électrique, à un prix plus intéressant que le fioul lourd
avec l’avantage de réduire les émissions polluantes.
Les centrales thermiques pouvant être développées économiquement au Cameroun sont
essentiellement:
54/135
• les Groupes Diesel fonctionnant au fioul lourd « HFO »,
• les Moteurs à Gaz pouvant fonctionner au fioul lourd ou au gaz (si disponible) comme
pour la centrale de Limbé, de taille unitaire de 15 à 25 MW,
• les Turbines à Gaz fonctionnant au gaz naturel ou torché, de taille unitaire de 25 à
50 MW,
• et, les Centrales « Cycle-Combiné » fonctionnant au gaz, de taille unitaire de 100 MW.
Après la réalisation de la centrale de Limbé en 2004, il est prévu de construire pour 2007 (ou
2008) une nouvelle centrale thermique de 150 à 200 MW à Kribi, fonctionnant au gaz naturel
(NG) provenant du champ de la Sanaga Sud.
Ce projet thermique pourrait être développé par AES-Sonel.
Le prix du gaz naturel livré à Kribi qui est en cours discussion (SNH), dépendra très largement
du facteur de charge moyen sur les premières années d’exploitation.
On considérera comme hypothèse pour l’instant, que le prix de NG est fixé à 3 $/Mbtu et que
la centrale de Kribi pourra disposer en 2008 d’une puissance installée de 155 MW, raccordée
au RIS par une ligne simple terne en 225 kV de 110 Km.
Prix des combustibles de 2010 à 2025
Pour le Cameroun et pour cette étude, on retiendra pour les combustibles des prix constants
(rendu centrale et hors TVA), déterminés soit à partir de prix moyen constaté pour le Gasoil
(LFO) à Douala et Yaoundé en début 2003, soit à partir de valeurs annoncées par AES-Sonel
comme pour le Fioul lourd (HFO) ou d‘hypothèses pour le gaz naturel livré à Kribi à partir du
développement des champs gaziers situés à proximité :
• Gasoil (LFO) pour les petites centrales : 343 FCFA/litre,
• Fuel lourd (HFO ) à Limbé et Logbaba : 100 000 FCFA/t (190 $ /t hors taxe), ce qui
correspond à environ 2 500 FCFA/GJ (40 GJ /tonne) et avec les taxes 135 000 FCFA/t
(260 $/t ),
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• Gaz naturel (NG) livré à Kribi : 3 $/Mbtu (taxes comprises) ce qui correspond à environ
1500 FCFA/GJ (1 Mbtu = 1,055 GJ).
Il est important de noter que le prix du gaz naturel, livré à Kribi correspond à une quantité de
gaz calculée pour un facteur de charge de 50% ; dans ces conditions il est moitié prix en
FCFA/GJ par rapport au HFO.
Le taux de change retenu est de 520 FCFA/$.
55/135
Prix de la centrale de Kribi ( Référence thermique)
La future centrale de Kribi sera équipée de 4 turbines à gaz pour une puissance installée totale
de 155 MW (aux conditions de site) et mise en service en 2007. Elle sera raccordée donc au
RIS par une ligne simple terne en 225 kV pouvant transiter 150 MW.
Le budget global avec sa ligne de raccordement au réseau principal (estimé pour un taux de
change de 520 FCFA/$) serait estimé à environ 85 GFCFA (aux conditions économiques de
2005).
Elle comprendrait quatre turbines de taille unitaire de 39 MW (ou éventuellement de MAG de
15 à 17 MW disposant d’un meilleur rendement proche de 43%).
Les caractéristiques et les prix de cette centrale de Kribi serviront de « Référence » pour les
comparaisons à venir.
Les caractéristiques probables de cette centrale de Kribi fonctionnant au NG sont les
suivantes :
Tableau 24 : Caractéristiques probables de la centrale de Kribi
Centrale thermique de Kribi (155 MW) Unités
Puissance installée ( ISO ) 168 MW
Puissance unitaire (ISO) 42,1 MW
Puissance sur site (28C°) 155 MW
Puissance disponible 147 MW
Disponibilité 95 %
Coût « Centrale et Lignes » 85 GFCFA
Coût de raccordement au RIS (225kV) 16 GFCFA
Coût de construction (ISO) 500 kFCFA/kW
Prix du gaz : 3$/Mbtu 16,6 FCFA/kWh
Coût O&M ‘variable’ 1,4 FCFA/kWh
Total Coût ‘variable’ 18,0 FCFA/kWh
Consommation de gaz (32% de rendement) 11 225 kJ/kWh
Pouvoir calorifique du gaz 1 250 GJ/m 3
Coût ‘ Fixe’ d’O&M 15 500 FCFA/kW/an
Coût ‘Fixe’ d’O&M (a) 2.4 GFCFA/an
Annuités de remboursement économiques (b) 8,9 GFCFA/an
Total coûts ‘Fixes’ annuels (a+b) 11,3 GFCFA/an
Durée de vie 25 ans
Taux d’actualisation 10 %
Coût de revient économique : 1300 GWh (95%) 27 FCFA/kWh
Coût de revient économique : 680 GWh (50%) 36 FCFA/kWh
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Nota : Le doublement de cette centrale impliquerait la construction d’une seconde ligne de
raccordement en 225 kV pour évacuer l’énergie.
56/135
Alternative thermique à Lom Pangar
L’alternative thermique de référence à Lom Pangar serait une centrale fonctionnant au gaz
naturel et comparable aux caractéristiques de celle projetée à Kribi.
8.2 Les candidats hydroélectriques possibles
8.2.1 Centrales Hydroélectriques sur la Sanaga
La réalisation de la retenue de Lom Pangar, va permettre la valorisation d’un ou plusieurs
nouveaux aménagements projetés en aval (tels que Nachtigal, Song Dong, Kikot, etc.)
procurant par la régularisation de la Sanaga un accroissement significatif de production.
Les deux aménagements de Nachtigal (280 MW) et Lom Pangar (7000 hm 3 ) sur la Sanaga
permettront ensemble de fournir économiquement une énergie 13 supplémentaire d’environ
2,2 TWh sur le réseau du Sud pour une puissance de plus de 300 MW disponible en 2010.
Ils forment ainsi un complexe hydroélectrique très intéressant pouvant répondre, au moindre
coût, à l’évolution de la demande dans le futur programme d’expansion à long terme du
système électrique du Sud du Cameroun et dans l’hypothèse ou non d’un doublement de la
production d’aluminium.
Cette étude comparative des alternatives à Lom Pangar, qui se limite principalement aux
projets de la Sanaga, constitue une étape importante de réflexion dans le processus de
décision concernant l’engagement de ces investissements au Cameroun. Elle doit aussi
permettre de redéfinir le projet optimal en ce qui concerne les capacités des différents
ouvrages et leurs mises en service respectives.
La comparaison entre les différents projets hydroélectriques concurrents a été faite à partir de
quelques critères ou ratios entre caractéristiques et coûts issus des différentes études
réalisées dans le passé ou plus récentes comme celles d’AES-Sonel.
13 après réhabilitation et modernisation de la centrale d’Edéa
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57/135
NOUN
Bamendjin
(1675hm 3 )
Schéma
de la
SANAGA
Noun-Wouri
(1200MW)
Mapé
( 3115hm 3 )
MBAM
Bankim
Nyanzom
(375MW)
Bayomen
(470MW)
Song
Loulou
(394MW)
Kikot (630MW)
Mbakaou
( 2500hm 3 )
Nachtigal
(280MW)
Song Dong (280MW)
DJEREM
Edéa
(273 MW)
SANAGA
Figure 17 : Les projets hydroélectriques concurrents sur la Sanaga
Pangar
Lom
Pangar
( 7000hm 3 )
Parmi tous ces projets, la dérivation du Noun-Wouri serait le seul aménagement qui
détournerait une partie des eaux du bassin versant de la Sanaga vers un autre bassin versant
à partir de la rivière Noun. Cette dernière réalisation nécessiterait pour compenser le réservoir
de Bamendjin une réserve de régularisation de 1700 hm 3 . qui pourrait être apportée en partie
par la retenue de Lom Pangar. Dans ce cas Lom Pangar atténuerait les effets négatifs de ce
projet.
8.2.2 Comparaison des deux complexes hydroélectriques sur la Sanaga
L’autre alternative au complexe de Lom Pangar/Nachtigal pouvant aussi répondre
économiquement à la demande d’Alucam est actuellement le complexe hydroélectrique de
Bankim (dérivation dans La Mapé) et de Nyanzom, au vu des études sommaires déjà réalisées
et des réflexions menées actuellement. La mise à niveau des études de ces deux derniers
projets serait indispensable pour une comparaison plus pertinente.
La comparaison des coûts de revient économique du kWh aux conditions économiques de
2002 entre les deux projets de Lom Pangar/Nachtigal (183 GFCFA) et Nyanzom-Bankim
(233 GFCFA) respectivement de 12 et 14 FCFA/kWh, donne un avantage au complexe de
Lom Pangar/Nachtigal qui ne devrait pas être remis en cause par une plus grande précision
sur les devis des ouvrages de Nyanzom et Bankim.
Par contre on obtient des ratios « volume stocké par rapport à la surface inondée » assez
proches pour les deux complexes, avec un petit avantage au projet de Nyanzom-Bankim dans
le cas d’une capacité utile relativement plus faible (4800 hm 3 ) à Lom Pangar.
Lom
Litala
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Tableau 25 : Comparaisons des deux complexes hydroélectriques concurrents sur la Sanaga
58/135
Complexe hydroélectrique Lom Pangar &
Nachtigal
Bankim/Mapé & Nyanzom
Volume utile ( km 3 ) 7 000 2250 & 2700
5000 (Mapé : 1250)
Superficie ( km²) 590 320
Coût de construction (c.e. 2002) 183 GFCFA 233 GFCFA
Capacité /superficie 11,8 15/12
Coût du volume stocké 30 47 (58)
Coût de revient sec (en
FCFA/kWh)
10 11/ -
Puissance Installée 280 MW 375 MW
Production en 2018 2 000 GWh 2 500 GWh
En GWh/ km² 3.4 7,8
En GWh/ m 3
0,3 0,5 / 0,6
Globalement les deux projets concurrents de Lom Pangar/Nachtigal et Nyanzom-Bankim sont
assez comparables mais avec un avantage primordial au premier, concernant l’avancement
des études ; pour obtenir pratiquement le même niveau d’études trois années seront
nécessaires.
Nota : Le projet de Bayomen dimensionné à 300 MW pourrait se substituer au projet de
Nyanzom. Il bénéficie de la régulation de la retenue de Badmendjin (1675 hm 3 ) ce qui permet
de compenser en partie sa faible capacité de stockage (250 hm 3 ).
8.2.3 Autres aménagements hydroélectriques sur la Sanaga
D’autres aménagements d’envergure sur la Sanaga pourraient alimenter économiquement le
réseau du Sud mais ils présentent soit une puissance installée trop importante au regard des
besoins actuels, soit une capacité de stockage insuffisante pour permettre une amélioration de
la régulation de la Sanaga.
On notera que le projet « Noun-Wouri » qui dérive les eaux de la Noun dans le Wouri
diminuerait le productible à Song Loulou et Edéa (seul un nouveau réservoir permettrait de
compenser ce déficit).
Concernant le projet de Bayomen, une réflexion est à mener pour un dimensionnement plus
adapté, qui permettrait de minimiser les impacts sur l’environnement du projet et de réduire
l’influence du projet de dérivation du Noum dans le Wouri.
Le projet de Kikot (680 MW) qui semble être le plus intéressant, avec un productible estimé à
4,5 TWh dont 0,4 TWh provenant de la régularisation de la retenue de Lom Pangar, est
certainement, après les aménagements de Nachtigal et de Song Dong, l’investissement le plus
prometteur sur la Sanaga.
Les coûts de construction annoncés proviennent du rapport d’AES-Sonel et sont des ordres de
grandeur qui nécessiteront d’être mis à jour ; ils sont précis à plus ou moins 20%, sauf pour le
projet de Nachtigal qui a été étudié en 2000.
Pour l’instant seul le projet de Nachtigal (275/280 MW) a été étudié au niveau d’APD par
Coyne et Bellier : Etudes pour la Sonel en 2000 avec une capacité de modulation de 5hm 3 et
Etudes pour Alucam pour un fonctionnement au fil de l’eau en 2002 sans modulation.
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Le choix entre les deux ouvrages de Nachtigal et de Song Dong, comparables en puissance
installée (280MW) et en énergie, résulte principalement du niveau des études engagées et
aussi de la position géographique de Nachtigal plus proche au centre de consommation de
Yaoundé.
L’influence de la retenue de Lom Pangar, en terme d’énergie complémentaire, est beaucoup
plus importante pour le projet de Nachtigal.
Les deux projets de Nachtigal et de Song Dong bénéficient tous les deux de la possibilité
d’être potentiellement suréquipable en capacité jusqu’à 400 MW pour l’un et 500 MW pour
l’autre.
La possibilité de faire de la modulation à partir des ouvrages hydroélectriques est primordiale à
partir de 2014, pour éviter d’investir dans des moyens thermiques onéreux pour satisfaire aux
besoins de pointe.
La réalisation du projet de Song Dong seul (sans la réalisation de la retenue de Lom Pangar)
pourrait paraître plus intéressante économiquement que le complexe Lom Pangar-Nachtigal
dans l’option d’un développement « Statu quo » pour l’aluminium à 145/165 MW grâce à sa
capacité de modulation hebdomadaire de 150hm 3 et son devis apparemment plus bas. Mais à
ce jour comme il n’existe pas d’études d’APS sur ce projet, il serait difficile, pour un
investisseur, de s’engager sur un projet de cette envergure, sans des études préliminaires et
de planifier une mise en service avant 2012. Le risque d’un surcoût pour cette opération n’est
donc pas négligeable d’autant qu’elle nécessite la réalisation d’une retenue de 150 hm 3 .
Les principaux aménagements hydroélectriques concurrents sur le bassin versant de la
Sanaga sont les suivants :
Tableau 26 : Principaux aménagements hydroélectriques concurrents sur le bassin versant de
la Sanaga
Aménagements sur la
Sanaga :
59/135
Kikot Song-Dong Bayomen Song-Bengue Nachtigal
Rivière Sanaga Sanaga Mbam Sanaga Sanaga
Bassin versant 124 400 km² 131 500 km² 35 000 km² 129 500 km² 73 320 km²
Module inter-annuel 1 890 m 3 /s 2 000 m 3 /s 640 m 3 /s 1 975 m 3 /s 1 044 m 3 /s
Capacité réservoir 305 hm 3
150 hm 3
250 hm 3
130 hm 3
5 à 13 hm 3
Puissance Installée 630 MW 280 MW 470 MW 950 MW 280 MW
Débit d’équipement 1 575 m 3 /s 1 250 m 3 /s 715 m 3 /s 1 460 m 3 /s 780 m 3 /s
Producible 4100 GWh
+400GWh
1840 GWh
+100 GWh
2 500 GWh 4000 GWh
+1100 GWh
1575 GWh
+350 GWh 14
Coût de construction 350 GFCFA 165 GFCFA 240 GFCFA 410 GFCFA 165/175 GFCFA
Coût de revient économique (au taux d’actualisation de 10%) : 10 à 11 FCFA /kWh
Le montant annoncé de 165 GFCFA pour le projet de Nachtigal est celui du dossier « Sonel »
avec une capacité de modulation de 5hm 3 . Il est de 135 GFCFA aux conditions de 2002 dans
le dossier d’Alucam (Coyne et Bellier) au fil de l’eau et donc sans retenue de modulation.
14 si Lom Pangar
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8.2.4 Aménagements hydroélectriques hors Sanaga
D’autres aménagements en dehors du bassin versant de la Sanaga sont possibles à plus long
terme, avec en particulier les deux projets de Mouila de 200 MW et de Njock de 120 MW (sous
réserve de l’exactitude des coûts et productibles) avec des coûts de revient économique
proches de ceux étudiés précédemment.
Ces projets ne pourront jamais être mis en service raisonnablement avant 2010/12, le temps
d’achever les études de reconnaissance et d’APS/APD, excepté pour le projet de Memvé’Elé
qui est le plus avancé.
Les coûts de construction annoncés proviennent essentiellement du rapport des alternatives
d’AES-Sonel et mériteraient aussi une actualisation et une mise en cohérence.
Les principaux aménagements compétitifs (hors Sanaga) seraient :
Tableau 27 : Principaux aménagements compétitifs (hors Sanaga)
Aménagements
60/135
hors Sanaga
Njock
(en 2 étapes)
Mouila
Mougue
Makai Mpoumé Memve’Elé
Rivière Nyong Nyong Nyong Nyong Ntem
Bassin versant 21 600 km² 20 800 km² 20 700 km² 20 300 km² 26 350 km²
Module inter-annuel 282 m 3 /s 259 m 3 /s 257 m 3 /s 251 m 3 /s 400 m 3 /s
Capacité réservoir
(superficie )
125 hm 3
(14 km² )
10 hm 3
(3 km² )
20 hm 3
(10 km² )
200 hm 3
(45 km² )
8 hm 3
(19 km² )
Puissance Installée 120/270 MW 200 MW 120 MW 120 MW 200 MW
Débit d’équipement 185 /430 m 3 /s 160 m 3 /s 370 m 3 /s 260m 3 /s 450 m 3 /s
Producible 925/1400 GWh 2000 GWh 930 GWh 800 GWh 1140 GWh
Coût de
construction
Coût de revient
économique (10%)
68/161 GFCFA 143 GFCFA 78 GFCFA 76 GFCFA 219 GFCFA (a)
10/ 14
FCFA /kWh
10
FCFA /kWh
(a ) : devis réactualisé aux conditions économiques de 1998
11
FCFA /kWh
12
FCFA /kWh
24
FCFA /kWh
Nota : Les projets sur le Nyong font apparaître globalement des coûts de revient intéressants
(hors raccordement au réseau) mais ils présentent deux inconvénients majeurs : une absence
d’études d’APS avec des risques de surcoût important et un manque de régulation sans la
réalisation du barrage de tête coûteux.
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9 JUSTIFICATION ECONOMIQUE DE LA RETENUE DE LOM
PANGAR
9.1 Méthodologie proposée
Pour justifier économiquement l’intérêt de Lom Pangar dans le système électrique à long
terme, une comparaison sur une période donnée doit être effectuée entre un plan de
développement dit de référence (et purement thermique) et le plan de développement optimal
associé au projet.
Les différences en terme de production et de coût entre ces deux scénarii de développement
permettront de déterminer les gains apportés et notamment les coûts évités par le projet, dans
le système.
La différence des coûts (actualisés à une date donnée) correspond aux économies
d’investissement de moyens de production thermique et de combustible, procurées par le
projet, que l’on peut comparer aux coûts d’investissement du projet.
L’intérêt de la retenue de Lom Pangar sera justifié économiquement pour les deux scénarii de
développement de l’industrie de l’aluminium probables actuellement :
61/135
• Une option sans changement par rapport à la situation actuelle ou Scénario « Statu
quo » qui est contractuellement de 145/165 MW jusqu’en 2010,
• Et, une option de doublement de la production d’aluminium nécessitant en base, une
future consommation de 450MW ou Scénario « Développement ».
Pour la première option, on se posera la question de l’intérêt de la réalisation de Lom Pangar
seul en 2010 (c’est à dire sans aucun autre aménagement hydroélectrique) associée à la
réalisation quelques années après (et au plus tôt en 2014) d’un deuxième aménagement
hydroélectrique, Nachtigal sur la Sanaga et régulé par Lom Pangar.
Car à ce jour le seul aménagement « étudié » pouvant être réalisé dans les délais relativement
courts est le projet de Nachtigal (280 MW). La réalisation pour 2014 d’un aménagement
hydroélectrique équivalent sur la Sanaga comme le projet de Song Dong à 280 MW disposant
par contre d’ une capacité de 150 hm 3 n’est pas envisageable dans les délais).
Nota : La réalisation de Nachtigal en 2010 (et avant Lom Pangar) est envisageable mais
comme son énergie garantie est fortement dépendante du réservoir de régulation de Lom
Pangar ceci obligerait rapidement à la mise en service de Lom Pangar pour garantir la
puissance.
Pour la seconde option, on se posera la question de l’intérêt de la réalisation du complexe
« Lom Pangar-Nachtigal » en 2010 par rapport à un développement purement thermique
« gaz » suivi par la réalisation en 2014 d’un second aménagement de puissance comparable
sur la Sanaga comme Song Dong.
Les différentes simulations proposées seront effectuées avec le logiciel « Parsifal » de gestion
annuelle optimale d’un parc de production mixte « hydroélectrique et thermique ». Il a été
développé par Electricité de France et utilisé par AES-Sonel. Un résumé des caractéristiques
de ce logiciel est fourni en annexe.
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9.2 Scénario « Statu quo »
9.2.1 Production complémentaire et Puissance garantie
Pour déterminer l’énergie complémentaire apportée par la retenue de Lom Pangar aux
centrales de Song loulou et Edéa on doit simuler (scénario de développement « Statu quo »)
l’ensemble du parc du système électrique pour les différentes années de demande de 2010 à
2024 croisées aux années hydrologiques (chroniques de 1972 à 2003) pour les deux situations
suivantes (A) et (B) :
62/135
• Poursuite du développement par une production uniquement thermique fonctionnant
au gaz et identique à la construction de la centrale de 155 MW à Kribi qui sera mise en
service en 2007/2008 (A).
• Mise en service en 2010 du réservoir de Lom Pangar à 7000 hm 3 sans aucun nouvel
aménagement hydroélectrique sur la Sanaga sur la période considérée et complétée
par une production thermique (B).
La différence de production (et des coûts de gestion) entre ces deux situations permet
d’estimer en espérance, les gains annuels apportées par la retenue de Lom Pangar au
système (i.e. la production thermique évitée par cet ouvrage hydraulique) par rapport à un parc
purement thermique sur la période considérée. Les résultats sont résumés dans le tableau cidessous.
Tableau 28 : Production complémentaire moyenne apportée par la retenue de Lom Pangar à
partir de 2010 à Song Loulou et Edéa calculée sur les années hydrologiques de 1972 à 2003 :
RIS Développement « Statu quo » 2 010 2 012 2014 2 016 2 018 2 020 2 022 2 024
Demande en GWh « SP & Alucam à 145MW » 4 882 5 287 5 779 6 276 6 801 7 350 7937 8 571
(A) - Scénario thermique « Gaz »
Production Hydro (en GWh)
En espérance (A) 4 407 4 565 4 728 4 832 4 861 4 864 4864 4 862
Maximale 4 755 5 042 5 377 5 606 5 681 5 694 - -
Minimale 3 715 3 776 3 837 3 895 3 883 3 886 - -
Production thermique (en GWh) 475 722 1050 1444 1940 2486 3073 3709
(B) - Scénario « Lom Pangar seul en 2010 »
Production Hydro (en GWh)
Moyenne (B) 4 647 4 825 4 982 5 086 5 116 5 113 5104 5 096
Maximale 4 755 5 042 5 377 5 606 5 681 5 694 - -
Minimale 3 791 3 915 3 980 4 022 3 976 4 017 - -
Production thermique (en GWh 235 462 797 1190 1685 2237 2833 3475
Différence entre (B) et (A )
En espérance : (B) - (A) 240 260 253 254 255 248 240 234
L’énergie complémentaire moyenne apportée par la retenue de Lom Pangar à 7000 hm 3
« seule » aux ouvrages de Song Loulou et Edéa est de 250 GWh.
Ce montant correspond à la moyenne des énergies annuelles obtenues en simulant pour
chaque année étudiée toutes les années hydrologiques successives de 1972 à 2003. Pour les
années les plus humides la retenue n’apporte rien car il y a assez d’apports (on déverse à
Song Loulou). Par contre pour l’année la plus sèche conjuguée avec un aléas de la demande,
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l’énergie maximale apportée au système est de 840 GWh ce qui correspond à une puissance
garantie hydraulique de 165 MW.
Tableau 29 : Production complémentaire et puissance garantie apportée à Edéa & Song
Loulou par Lom Pangar seul
Scénario « Statu
Quo »
63/135
Production complémentaire apportée à
Edéa & Song Loulou par Lom Pangar
seul
Puissance garantie
correspondante en période
sèche
En espérance 250 GWh 50 MW
Production
maximale
840 GWh 165 MW
90 % du temps 600 GWh 117 MW
50 % du temps 225 GWh 45 MW
Le réservoir de Lom Pangar pourrait donc garantir 90 % du temps une énergie complémentaire
à Song Loulou et Edéa de 600 GWh correspondant à une puissance d’environ 120 MW
pendant les années déficitaires.
Nota : Une énergie complémentaire de 840 GWh à Song Loulou et Edéa correspond à un
volume net turbiné de 6150 hm 3 : 8,5 x [40 m+ 24,5 m] / 3600 x 6150 hm 3 x 0,90 (pertes).
La répartition des énergies complémentaires classées et apportées par le réservoir de Lom
Pangar à 7000 hm 3 est donnée par le graphique suivant pour les années de 2010 à 2024
croisées aux années hydrologiques.
Figure 18 : Monotone des productions annuelles supplémentaires apportées à SLL & Edéa par
le réservoir de Lom Pangar
La répartition des énergies complémentaires en fonction des années hydrologiques montre
(voir graphique ci-après) que l’année la plus défaillante pour le système est l’année1983 et que
la période de 1990 à 2000 globalement peu déficitaire (parce que certainement plus régulière
en apports) est suivie des années de 2001 à 2003 par contre déficitaires.
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Etude des Alternatives : Révision et Actualisation – Juillet 05
Figure 19 : Productions annuelles complémentaires à SLL & Edéa apportées par Lom Pangar
9.2.2 Comparaison économique
Des simulations ont été effectuées dans Parsifal de 2010 à 2024, pour les trois options
suivantes dans le cas du Scénario « Statu quo » pour l’aluminium à 145/165 MW :
64/135
1. Développement thermique « Gaz naturel » à Kribi
2. Aménagement de Lom Pangar à 7000hm3 « seul » en 2010 puis du gaz en
complément
3. Aménagements de Lom Pangar en 2010 et de Nachtigal en 2014
La comparaison par différence entre les deux options (1) et (2) permet de montrer ce
qu’apportera au système électrique la retenue de Lom Pangar sur la période étudiée.
Entre le projet de Lom Pangar seul et un développement purement thermique au gaz à partir
de 2010 la comparaison montre que le projet hydroélectrique permet d’éviter sur la période un
investissement thermique de 120 MW et en énergie, annuellement, 250 GWh de production
thermique au gaz.
Pour déterminer le Bénéfice net actualisé et la rentabilité relative (TRR) du projet
hydroélectrique de Lom Pangar par rapport au gaz, il suffit de comparer les sommes des
dépenses actualisées (à une date donnée) des investissements, des charges fixes, des coûts
de combustibles et des charges variables pour les deux options et sur la même période.
ISL – OREADE-BRECHE – SOGREAH

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Les résultats sont résumés dans le tableau ci-dessous :
Tableau 30 : Bénéfice net actualisé et la rentabilité relative (TRR)- Scénario statu quo
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Scénario "Statu quo" de 2010 à 2030
Demande à 145/165MW pour la Production Aluminium
Bilan de 2010 à 2030 Somme actualisée (au taux d'actualisation de 10 %)
Options :
Annuités
d'investissement
s et Charges
fixes
Coûts de
Combustibles
et Variables
Gaz (Réf. thermique) 249 GFCFA 414 GFCFA 663 (B)
Total B-C B/C TRR
Lom Pangar « seul » 270 GFCFA 384 GFCFA 654 (C) 9 1,01 11,5%
Lom Pangar et Nachtigal
(2014)
330 GFCFA 209 GFCFA 538 (C) 124 1,23 17%
Le bénéfice net (B-C) actualisé en 2010 au taux d’actualisation de 10% est pour le projet
Lom Pangar de 9 GFCFA (aux c.e. de 2005); ce qui montre que ces deux options sont assez
comparables en terme économique avec un TRR de 11.5% mais avec un avantage pour le
projet de Lom Pangar.
La comparaison entre les deux scénarios (1) et (3) permet de montrer l’intérêt économique
cette fois du complexe « Lom Pangar-Nachtigal » mais avec une mise en service décalée en
2014 de l’aménagement de Nachtigal.
Le projet de Nachtigal à 280 MW avec une capacité de modulation de 5hm 3 disposera d’une
puissance de 268 MW pour un débit de 670 m 3 /s. Son productible serait de 1925 GWh si Lom
Pangar est réalisé.
Le complexe devrait permettre d’éviter en investissement thermique environ 300 MW sur la
période et à long terme au maximum 2,2 TWh de production thermique gaz.
Le bénéfice net (B-C) actualisé en 2010 au taux d’actualisation de 10% est pour le complexe
« Lom Pangar-Nachtigal » de 124 GFCFA (aux c.e. de 2005); ce qui montre que le complexe
est meilleur en terme économique que le « Gaz à 3 $/Mbtu» avec un TRR est 17%.
Le Taux de Rentabilité Relative (TRR°) correspond à une rentabilité interne par rapport à une
production thermique en l’occurrence ici une centrale thermique au gaz équipée de turbines à
gaz
Remarque importante : La mise en service de Nachtigal en 2014 réduira fortement la
production thermique (et le facteur de charge du gaz) compte tenu du surplus disponible sur
quelques années. On sera obligé de continuer à payer le gaz (contrat de type «Take or Pay» )
pendant quelques années même non consommé ce qui peut dégrader la rentabilité du
complexe de l’ordre de 20 à 30 GFCFA (au maximum). Une mise en service progressive des
groupes de Nachtigal permettrait certainement de limiter cette contrainte financière pour
l’exploitant.
Rappel : Le coût de construction de l’ensemble du complexe « Lom Pangar-Nachtigal » est de
237 GFCFA (aux c.e. de 2005) pour un coût d’investissement total de 282 GFCFA (taux
d’actualisation de 10%).
Le tableau ci-dessous présente à titre indicatif les résultats des simulations de 2010 à 2024
entre les scénarii de développement gaz et de développement de Lom Pangar et Nachtigal. Ils
montrent l’effet positif annuel de l’engagement de Nachtigal en 2014. On notera aussi qu’une
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anticipation de Nachtigal en 2013 pourrait être profitable au système mais en pénalisant le
facteur de charge du gaz.
Le tableau ci-dessus résume les résultats annuels pour les différentes simulations pour le
scénario « Statu quo » en production (en GWh) et en coût (GFCFA):
Tableau 31 : Résultats annuels pour les différentes des simulations pour le scénario « Statu
quo »
RIS 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
Service Public MW 631 667 705 753 796 842 887 934 983 1033 1084 1137 1192 1249 1309
Alucam-Soc. MW 147 147 147 147 147 147 147 147 147 147 147 147 147 147 147
Total MW 778 814 852 900 943 989 1034 1081 1130 1180 1231 1284 1339 1396 1456
Service Public GWh 3 433 3 630 3 838 4 098 4 330 4 585 4 827 5 085 5 352 5 623 5 901 6 189 6 488 6 797 7 122
Alucam-Soc. GWh 1 433 1 433 1 433 1 433 1 433 1 433 1 433 1 433 1 433 1 433 1 433 1 433 1 433 1 433 1 433
Auxiliaires GWh 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16
Total GWh 4 882 5 079 5 287 5 546 5 779 6 034 6 276 6 534 6 801 7 072 7 350 7 638 7 937 8 246 8 571
66/135
Scénario 3 : Développement de Lom Pangar en 2010 et Nachtigal en 2014
Annuités GFCFA 8,8 8,8 8,8 8,8 29,4 29,4 29,4 29,4 29,4 29,4 42,5 42,5 48,0 48,0 56,1
Combustible GFCFA 6,1 9,5 13,0 30,4 0,1 1,5 3,0 7,2 11,4 14,9 18,3 24,1 29,8 35,6 41,4
Coût Total GFCFA 14,9 18,3 21,8 39,2 29,5 30,9 32,4 36,6 40,8 44,3 60,8 66,6 77,8 83,6 97,6
Actualisé à 10% GFCFA 0,95 0,87 0,79 0,72 0,65 0,59 0,54 0,49 0,44 0,40 0,37 0,33 0,30 0,28 0,25
Total actualisé GFCFA 14,2 15,9 17,1 28,1 19,2 18,3 17,4 17,9 18,2 17,9 22,4 22,3 23,6 23,1 24,5
Scénario 1 : Développement gaz
Annuités GFCFA 2,7 2,7 6,0 6,0 12,6 12,6 22,5 22,5 32,5 32,5 37,9 37,9 41,2 41,2 43,9
Combustible GFCFA 12,7 14,9 17,1 20,4 23,5 26,4 29,2 32,4 36,9 41,6 46,3 52,3 58,2 65,3 72,3
Coût Total GFCFA 15,4 17,6 23,1 26,5 36,1 39,0 51,7 54,9 69,4 74,1 84,2 90,2 99,4 106,5 116,2
Actualisé à 10% GFCFA 0,95 0,87 0,79 0,72 0,65 0,59 0,54 0,49 0,44 0,40 0,37 0,33 0,30 0,28 0,25
Total actualisé GFCFA 14,7 15,2 18,2 18,9 23,5 23,1 27,9 26,9 30,9 29,9 30,9 30,1 30,2 29,4 29,2
ECART : (3) –
(1)
GFCFA -0,5 0,6 -1,1 9,1 -4,4 -4,8 -10,4 -9,0 -12,7 -12,1 -8,6 -7,9 -6,6 -6,3 -4,7
Ainsi la somme actualisée des différences de coût annuel entre le scénario 3 (Développement
de Lom Pangar en 2010 et Nachtigal en 2014) et le scénario 1 (Développement gaz) donne le
montant « B-C ».
9.2.3 Sensibilité aux coûts
Une augmentation de 10% du devis de Lom Pangar impliquerait mécaniquement une perte de
l’ordre de 8 à 9 GFCFA ; ce qui rendrait pratiquement équivalent les deux options de Lom
Pangar seul et du gaz.
Une dérive des prix des combustibles de 20% aurait pour conséquence d’augmenter le gain
d’environ 6 GFCFA au profit de Lom Pangar seul et de 40 GFCFA au profit du complexe
« Lom Pangar-Nachtigal » dans les bilans précédents.
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9.3 Scénario « Développement »
9.3.1 Comparaison économique
Dans le cas du scénario de « développement » à 450 MW pour l’aluminium, deux autres séries
de simulations ont été effectuées dans Parsifal de 2010 à 2024 pour les deux options de
développement suivantes :
67/135
1. Développement thermique « Gaz naturel » à Kribi
2. Aménagements de Lom Pangar et Nachtigal en 2010 puis Song Dong en 2014
La comparaison par différence entre les deux options (4) et (5) permet de monter ce
qu’apportera au système électrique le complexe hydroélectrique « Lom Pangar-Nachtigal par
rapport à une option de développement gaz sur la même période.
En 2014, le choix de l’engagement d’un deuxième projet hydroélectrique a été celui de Song
Dong à 280 MW mais il aurait pu être celui par exemple du suréquipement à 140 MW de
Nachtigal.
Le Bénéfice net (B-C) actualisé en 2010 au taux d’actualisation de 10% est pour le
complexe « Lom Pangar-Nachtigal » de 414 GFCFA (aux c.e. de 2005) soit ; ce qui montre
l’intérêt de l’hydraulique avec un TRR supérieur à 25%.
Tableau 32 : Bénéfice net actualisé et la rentabilité relative (TRR)- Scénario Développement
Scénario de « Développement" de 2010 à 2030
Demande à 4505MW pour la Production Aluminium
Bilan de 2010 à 2030 Somme actualisée (au taux d'actualisation de 10 %)
Options :
Annuités
d'investissement
s et Charges
fixes
Coûts de
Combustibles
et Variables
Gaz (Réf. thermique) 470 GFCFA 826 GFCFA 1 296 (B)
Lom Pangar - Nachtigal &
Song Dong (2014)
Total B-C B/C TRR
626 GFCFA 255 GFCFA 881 (C) 415 1,47 > à 25%
Remarque identique au Scénario « Statu Quo » : La mise en service de Song Dong en
2014 réduira fortement la production thermique (et le facteur de charge du gaz) compte tenu
de son surplus ; un montant de 20 à 30 GFCFA (au maximum) devrait être pris en compte en
défaveur de l’hydraulique et pour ce scénario.
9.3.2 Coût de revient économique du Complexe « Lom Pangar-Nachtigal »
Coûts de construction de la retenue de Lom Pangar
Le coût de construction (CC) du projet de Lom Pangar à 7000 hm 3 sans l’usine de pied mis à
jour aux conditions économiques de 2005 serait de 71,7 GFCFA dont 9,7 GFCFA de mesures
compensatoires.
• L’échéancier des dépenses en % des coûts de construction de la retenue sans l’usine
de pied et les mesures compensatoires égaux à 62 GFCFA aux conditions
économiques de 2005 serait donc le suivant:
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Tableau 33 : Lom Pangar - Echéancier des dépenses en % des coûts de construction
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Année 1 2 3 4 5
Echéancier des dépenses 14% 26 % 34 % 26 % 0 %
• L’échéancier des dépenses en % des coûts des mesures compensatoires directes
(9,7 GFCFA aux conditions économiques de 2005) pour la retenue serait donc le
suivant :
Tableau 34 : Lom Pangar - Echéancier des dépenses en % des coûts des mesures
compensatoires directes
Année 1 2 3 4 5 6 7 8
Echéancier des dépenses 2% 19 % 23 % 40 % 4 % 4% 4% 4%
Le coût d’investissement de Lom Pangar pour un taux d’actualisation de 10% serait de
87,4 GFCFA et les charges annuelles de 0,5 GFCFA/an (0,75% du CC).
Coûts de construction de l’aménagement de Nachtigal (280 MW)
Le coût de construction (CC) du projet de Nachtigal (280 MW) avec une capacité de 5hm 3 et le
raccordement au réseau serait aux conditions économiques de 2005 de l’ordre de
165 GFCFA.
• L’échéancier des dépenses en % des coûts de construction (165 GFCFA aux
conditions économiques de 2005) serait le suivant :
Tableau 35 : Nachtigal - Echéancier des dépenses en % des coûts de construction
Année 1 2 3 4 5
Echéancier des dépenses 8% 27 % 34 % 31 % 0 %
Le coût d’investissement pour un taux d’actualisation de 10% serait de 194 GFCFA et les
charges annuelles de 2,1GFCFA/an (1,25 % du CC).
Coût de revient économique du complexe « Lom Pangar-Nachtigal »
Le coût de revient économique pour l’ensemble du complexe « Lom Pangar-Nachtigal » serait
de l’ordre de 13 FCFA/kWh (aux c.e. de 2005) et pour un taux d’actualisation de 10%,
considérant une production annuelle supplémentaire de 2,2 TWh.
Le détail du calcul du coût de revient économique du complexe est donné dans le tableau cidessous
:
Tableau 36 : Coût de revient économique du complexe« Lom Pangar-Nachtigal »
Pour un Taux
d’actualisation de 10%
Coût
Investissement
(GFCFA)
O&M
actualisées
(GFCFA)
Coût
Total
(GFCFA)
Production
en GWh
Coût de revient
économique (en
FCFA/kWh)
Lom Pangar (seul) 88 5 93 250 35
Nachtigal (seul) 194 21 215 1575 13
Lom Pangar-Nachtigal 282 26 308 2200 13,3
Nota : Ce prix de revient de l’hydraulique est approximativement deux fois plus faible qu’une
production gaz pour un prix cible du gaz de 3 $/Mbtu.
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9.4 Conclusion
En conclusion, Les résultats et bilans des comparaisons précédentes (faites sur la période de
2010 à 2024) mettent clairement en évidence l’intérêt économique du projet de Lom
Pangar à long terme par rapport à une production thermique au gaz.
Dans l’hypothèse d’un développement minimal de la production de l’aluminium au Cameroun
et quelque soit l’orientation prise ultérieurement selon la conjoncture, l’engagement de cette
opération restera toujours profitable économiquement.
En effet dès sa réalisation en 2010 (et sans aucun autre aménagement sur la Sanaga) il
permettra non seulement d’éviter un investissement thermique de 120 MW mais aussi, et
surtout, d’offrir l’opportunité d’engager ou non (en fonction des besoins du RIS) un autre
aménagement hydroélectrique dont la rentabilité est assurée par le supplément de
régularisation apporté par Lom Pangar.
La réalisation de l’aménagement de Nachtigal (en 2014 ou 2015) permettrait de satisfaire
seule à l‘accroissement de la demande du RIS sur plusieurs années (de 5 à 6 années) sans
l’appui d’aucun autre investissement et pour un coût de revient de l’énergie beaucoup plus bas
qu’une production thermique
Par contre dans l’hypothèse en 2010 du doublement de la production de l’aluminium au
Cameroun, 300 MW de production supplémentaire essentiellement en énergie de base seront
nécessaires avec un prix plafond ne dépassant pas le seuil de 2 c$/kWh (prix de référence
mondial pour la production de l’aluminium) que seul un ouvrage hydroélectrique complètement
régulé peut apporter. Le projet de Nachtigal à condition d’être régulé par le réservoir de Lom
Pangar peut répondre seul dans les délais à cette condition de compétitivité.
69/135
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10 EVALUATION ENVIRONNEMENTALE
10.1 Introduction
L'examen environnemental, objet du présent chapitre, s'intéresse aux effets environnementaux
que les différents scénarios d’alternatives au projet de Lom Pangar pourraient engendrer.
L'objectif est de détecter les impacts potentiels sur l'environnement naturel et humain qui
pourraient influencer l'analyse technico-économique réalisée dans les chapitres précédents.
Cette analyse a été menée en parallèle avec le diagnostic du système électrique du RIS
existant, et la définition d'un programme de développement possible des moyens de
production. La mission environnementale a disposé de deux semaines au Cameroun pour
recueillir toutes les informations nécessaires à la présente analyse et pour formuler les
premières recommandations.
Conformément aux spécifications des termes de référence, l’analyse a été basée uniquement
sur les données disponibles remises par AES-Sonel et l'ARSEL et pour l’actualisation à partir
des données de l’étude EIE 2004-2005
Il est important de noter que pour certaines alternatives (ex : aménagements de Litala ou de
Nyanzom), la localisation des sites d'implantation n'était pas connue en février 2004 rendant
toute visite de terrain impossible.
Le contexte opérationnel dans lequel s’inscrit le présent mandat imposait donc certaines
restrictions. Il est évident que l'absence de documentation détaillée sur la plupart des
alternatives étudiées (peu d'APS ou d'étude de faisabilité, aucune EIE) obligeait à restreindre
l’ampleur et le contenu de l’évaluation. Cette restriction a affecté particulièrement la description
du milieu dans lequel les différentes infrastructures s’inscriraient. Il aurait fallu davantage de
ressources en effet pour que les spécialistes puissent se rendre dans les différentes régions
visées par les travaux pour y effectuer les inventaires de base.
Ces limitations obligent donc à adopter une approche qui permette malgré tout d’atteindre les
objectifs visés, à savoir d’identifier pour chaque alternative au projet de Lom Pangar, les
impacts environnementaux qui pourraient modifier la hiérarchisation proposée par la
mission technique dans la définition du programme de développement possible des moyens de
production.
Pour chaque alternative au projet de Lom Pangar, les deux questions auxquelles la mission
environnementale s'est donc attachée à répondre sont les suivantes :
70/135
- impact par impact, le projet de Lom Pangar est-il plus préjudiciable que son alternative
ou au contraire est-il plus avantageux ?
- parmi ces impacts, existe-t-il un ou plusieurs aspects environnementaux "fatals", c'està-dire
dont la compensation exigerait un coût tel que l'équilibre de l'alternative
considérée ou le projet de Lom Pangar pourrait être menacée ?
En termes méthodologiques, les différentes sources d’énergie déjà discutées d'un point de vue
technique et économique dans ce rapport sont présentées sous leur angle environnemental.
Les principales alternatives au projet de Lom Pangar sont ensuite comparées. Celles-ci
incluent l'utilisation du gaz naturel, du potentiel hydroélectrique du projet de Lom Pangar sous
différentes options de conception, et de plusieurs autres aménagements hydroélectriques.
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La première étape dans la comparaison des alternatives sera d'étudier les émissions de GES
de l'alternative thermique, et de les comparer à un projet hydroélectrique tel que Lom Pangar.
Des évaluations d'émissions d'une centrale thermique ont été réalisées afin d'estimer les
quantités de GES qui seraient évitées par l'exécution d'une source alternative d'énergie
propre.
Certaines alternatives hydroélectriques considérées dans cette étude sont à première vue plus
rentables que les solutions thermiques. Il est cependant admis, et ce depuis récemment, que
les projets hydroélectriques avec de grands réservoirs ne devraient pas être automatiquement
considérés comme plus propres en termes d'émissions de GES que leurs alternatives
thermiques. Pour cette raison, une comparaison quantitative des émissions de GES entre la
retenue de Lom Pangar et un moyen équivalent de production thermique fonctionnant au gaz
naturel sera effectuée avec pour objectif de vérifier si les émissions du projet de Lom Pangar
sont inférieures à ses alternatives thermiques.
Après avoir estimé l’importance de ces émissions (hors phase de construction) une réflexion
sera menée pour les minimiser par des actions spécifiques comme par exemple le
défrichement (partiel ou total) avant le remplissage de la retenue.
La seconde étape dans la comparaison des alternatives porte sur les autres facteurs
environnementaux et socio-économiques, qui seront analysés pour permettre cette
comparaison :
71/135
– Les aspects socio-économiques,
– L’environnement naturel,
– Le développement régional,
– La qualité de l'eau, et
– L'oléoduc Tchad Cameroun.
La plupart des impacts environnementaux du projet de Lom Pangar ont fait l'objet d'une
analyse préliminaire dans le cadre de l'EIE du projet de Lom Pangar réalisée par Ingérop en
1998. Des mesures compensatoires ont été proposées avec une évaluation sommaire des
coûts. Par contre pour les autres projets alternatifs hydroélectriques, il n’a été fait
aucune EIE et très peu d’information existe.
Néanmoins, basé sur une analyse générale des conditions environnementales biophysiques et
socio-économiques dans chacune des zones des projets alternatifs, une comparaison
qualitative a été menée avec les conditions et impacts associés de Lom Pangar. Les
avantages et inconvénients de Lom Pangar face à ses alternatives ont ainsi été identifiés.
Cette approche s'appuie sur des hypothèses émises pendant la réalisation de la présente
étude.
10.2 Les sources d’énergie au Cameroun
10.2.1 Introduction
Diverses études ont été effectuées pour examiner les options de sources d’énergie pour le
Cameroun. Les possibilités au niveau de la production thermique ont déjà été présentées dans
ce rapport où quatre sources potentielles ont été introduites: gasoil, fioul lourd, gaz naturel et
charbon.
Il existe également des sources d'énergie dites renouvelables, comme l’énergie solaire et
éolienne.
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10.2.2 Production Thermique
D’un point de vue économique et technique, les équipements de production candidats et les
combustibles disponibles ont déjà été discutés dans les chapitres précédents. L’utilisation du
gaz est nettement moins chère que le recours au diesel et environ deux fois moins
chère que le recours au fioul lourd. L'avantage offert par l’utilisation de diesel et du fioul
lourd est qu’ils sont mobilisables facilement et rapidement, et peuvent donc offrir des solutions
à court terme. En termes d'émissions, (le sujet sera abordé plus en détail dans les sections
suivantes), le Tableau ci-dessous donne des ordres de grandeur d'émissions de CO2 pour
différents combustibles.
Tableau 37 : CO2 émis en moyenne par les centrales thermiques
Centrales Thermiques
72/135
Source Emissions (g CO2-équivalent par kWh)
Lignite 1150 - 1270
Charbon (moderne) 790 - 1200
Fioul lourd 690 - 730
Diesel 555 - 880
Cycle combine (au Gaz) 460 - 760
Turbine à Gaz (site de Kibi) 675
Cogénération (au Gaz) 300
Piles à combustion 290 - 520
• Fioul Lourd (HFO)
Le fioul lourd (HFO) est souvent impopulaire pour des raisons environnementales. Les
émissions de gaz à effet de serre des installations au fuel lourd sont plus
importantes que celles des installations fonctionnant au gaz mais moins
importantes que celles des centrales à charbon. De plus, le fioul lourd ne se
transporte pas facilement et doit être chauffé pour prévenir le phénomène de
sédimentation. Cependant, le fioul lourd a déjà été sélectionné comme source d'énergie
pour le site de Limbé, avec une mise en service en 2004. Sur le site de Limbé, il n’y
aura pas de problèmes de transport puisque l’usine est située à côté de la raffinerie
SONARA. Dans la documentation disponible sur ce projet, il est mentionné que le fioul
lourd représente la meilleure solution à cause de l’urgence des besoins en électricité et
du fait de la disponibilité du combustible à un prix raisonnable. Il est également spécifié
que l’équipement pourra être remplacé dans le futur par des turbines à gaz 15 (plus
efficientes et moins polluantes).
En conclusion, le fioul lourd est une solution aux problèmes de court terme. Dans ce
contexte le fioul lourd ne peut pas être considéré comme une alternative à Lom Pangar
ou aux autres projets répondant à des objectifs de moyen et long terme.
15 Source : AES-Sonel (2003). Limbe Power Project; Environmental Impact Statement. Douala, AES-Sonel
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Etude des Alternatives : Révision et Actualisation – Juillet 05
• Gasoil (LFO)
73/135
Les centrales thermiques du Cameroun n’utilisent actuellement que du gasoil. Les
émissions des générateurs à moteur diesel sont, en termes globaux, équivalentes
à celles issues des installations au fioul lourd mais généralement légèrement plus
importantes que celles liées aux installations fonctionnant au gaz naturel.
Concernant les NO2, les centrales utilisant le gasoil ont le même niveau d'émissions que
celles utilisant le fioul lourd, mais produisent moins de SO2. Les autres impacts
environnementaux associés à l'utilisation du gasoil incluent la sécurité routière (livraison
de grandes quantités de gasoil sur le site de génération d'électricité). Le gasoil est donc
généralement utilisé pour les opérations de petite taille, où les investissements en
équipement restent limités.
Les coûts d'exploitation sont cependant très élevés. Il est généralement conseillé,
lorsque les centres de consommation sont loin du réseau, de considérer la possibilité
d’utiliser des sources d’énergie renouvelable (surtout la petite hydraulique, l’énergie
solaire et/ou énergie éolienne), y compris en association avec une usine diesel. Une
trop lourde dépendance vis-à-vis du diesel en tant que source d'énergie, résulterait dans
l'obligation d'importer le carburant et donc, d'accentuer le risque économique et
politique. 16
Dans ce contexte, le gasoil ne peut être considéré comme une alternative à Lom
Pangar ou aux autres projets répondant à des objectifs de moyen et long termes.
• Gaz Naturel
C’est l’alternative thermique la plus compétitive en terme d’émissions de GES
comparée aux autres sources à bases d'hydrocarbures. L'investissement de base est
également compétitif et le Cameroun possède des gisements. Les principaux champs
gaziers au Cameroun sont offshore. Comme pour les autres sources combustibles, le
point le plus négatif est le niveau d’émissions. La production d'électricité à partir d'une
centrale fonctionnant au gaz naturel étant l'une des alternatives les plus
sérieuses au projet de Lom Pangar, ses impacts environnementaux, émissions
incluses, sont considérés plus en détail dans les sections suivantes.
• L'oléoduc Tchad - Cameroun
L'oléoduc Tchad-Cameroun, accostant à Kribi, a deux stations de pompage
intermédiaire sur la partie camerounaise: la première près de Dompla et la seconde
près de Bélabo. Elles opérerent en utilisant une partie de l'hydrocarbure transporté dans
l'oléoduc, dont la partie la plus volatile sera utilisée pour alimenter une turbine à gaz
couplée à la station de relevage. Il est possible que d'autres centrales soient alimentées
à partir de l'oléoduc. Ainsi, il existerait des opportunités de synergie à partir de la
seconde station près de Bélabo. Cependant, ce type de production d'électricité ne peut
être mis en œuvre que sur une certaine durée (la durée de vie de l'oléoduc qui est celle
des gisements au Tchad), et ne produit pas des puissances comparables à celle de
Lom Pangar. A ce titre, il ne peut être considéré comme une alternative à Lom Pangar.
• Charbon
L’utilisation d’une filière charbon a déjà été écartée pour des raisons techniques et
économiques (acheminement, manutention et stockage). D’un point de vue
environnemental, l’utilisation du charbon est l'option la moins désirable du fait des
niveaux d'émissions de GES.
16 AES-Sonel (2003). Limbe Power Project. Douala, AES-Sonel
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10.2.3 Energie solaire et Energie Eolienne
L’énergie solaire et l’énergie éolienne sont deux options qui pour le moment, et dans l’avenir
immédiat, sont trop chères pour être mises en œuvre dans les pays en développement qui ne
possèdent pas toujours ces ressources en abondance (au contraire de la Mauritanie par
exemple, qui peut compter sur de très nombreux sites ventés). Elles ne seront donc pas
considérées ci-après.
10.2.4 L’hydroélectricité
Le Cameroun a un potentiel important pour la génération d'hydroélectricité (potentiel brut
annuel de 294 TWh). Seulement 5 à 6 % de cette capacité a été exploitée. Comme dans
d'autres pays de la sous-région, l’urbanisation rapide et une croissance de population élevée
ont entraîné une demande croissante en énergie. Pour les populations les moins favorisées
cette énergie doit être livrée à un prix le moins élevé possible.
En dépit des préoccupations récentes sur le développement de l’hydroélectricité, des initiatives
majeures, incluant le Sommet Mondial sur le Développement Durable de Johannesburg
(2002), le Forum Mondial sur l'Eau ( (Kyoto, 2003), la Commission Mondiale des Barrages
(1997-2002), et le Programme sur les Barrages et le Développement du PNUE ont réaffirmé
l'engagement de nombreux gouvernements et institutions internationales (y compris la Banque
Mondiale) en faveur du développement hydroélectrique mais d'une manière qui intègre
complètement les préoccupations environnementales modernes 17 .
Jusqu’à récemment, l’hydroélectricité était considérée comme une source d’énergie
renouvelable et propre. Il est désormais admis que des problèmes sont associés à
l'exploitation de cette ressource. La plupart de ces problèmes étaient liés à l’environnement
socio-économique, notamment au risque de déplacement involontaire de population. Ainsi, et
traditionnellement (jusqu'il y a 5 - 10 ans), les aménagements hydroélectriques étaient
considérés comme apportant les avantages suivants :
74/135
– Renouvellement continuel (énergie renouvelable)
– Aucune pollution par émission (ni chaleur ni gaz nocifs émis)
– Aucun coût de combustible
– Coûts de fonctionnement et d’entretien faibles
– Fonctionnement fiable et souple
– Longue durée de vie des centrales hydroélectriques
– Développement socio-économique associé aux retenues (ex : pêche,
tourisme)
17 Source : G. Ledec., J. Quintero ; 2003 ; Good dams and bad dams : Environmental criteria for hydroelectric
projects site selection ;
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Et pouvant induire les impacts négatifs suivants :
75/135
– Répercussions sur les zones terrestres et aquatiques (dérivation des
cours d’eau)
– Accroissement de la sédimentation dans la retenue et de l’érosion des
rives à l'aval du barrage
– Influence sur la migration, la reproduction et l’habitat des poissons
– Disparition d’habitats fauniques terrestres
– Destruction de la ressource végétale, et notamment des meilleures
terres exploitables pour l'agriculture (celles situées en fond de vallée)
ainsi que des forêts
– Contamination de la faune aquatique par les polluants capturés par les
sédiments où la flore aquatique et rendus bio-assimilables, et
– Déplacement involontaire de populations.
En conséquence, dans certaines conditions, notamment lorsque les déplacements de
populations n’étaient pas significatifs, les aménagements hydroélectriques n’ont pas eu
beaucoup d’impacts identifiés comme majeurs à l'époque de leur réalisation.
Cependant, dans la dernière décennie, la recherche sur les émissions des gaz à effet de
serre des retenues, a montré que ces émissions peuvent être significatives sous certaines
conditions climatiques. Ceci est complètement contraire aux positions tenues auparavant qui
considéraient que les émissions résultant des projets hydroélectriques étaient insignifiantes.
En juin 2000, la Commission Mondiale des Barrages (CMB) a présenté ses observations sur la
question. La discussion, qui est centrale pour la présente évaluation environnementale, se
focalise sur :
– la quantité de dioxyde de carbone (CO2) et de méthane (CH4) qui est
émise par les retenues créées par les barrages,
– les effets de ces émissions sur le réchauffement climatique de la
planète, et
– la façon dont ces émissions et impacts se comparent aux émissions
d'autres sources d'énergie.
Cette problématique est discutée plus en détail ci-après.
10.2.5 Détermination et comparaison des GES émises par Lom Pangar
L’objectif de la comparaison quantitative menée ci-après est de calculer la production de GES
par le projet de Lom Pangar sur une période donnée et de comparer ce résultat à la production
de GES d'un autre projet de référence, en l'occurrence une centrale thermique fonctionnant au
gaz naturel.
L’un des effets négatifs de la retenue de Lom Pangar (comme tous les projets inondant une
surface importante dans les régions tropicales ou subtropicales) est l’impact sur
l’environnement suite à la suppression de la végétation existante par ennoiement. Cette
suppression implique d’une part, la baisse de la production d'oxygène durant la photosynthèse
et d’autre part, l’augmentation de la production de dioxyde de carbone ainsi que d’autres GES
comme le méthane due à la décomposition des végétaux noyés.
Les principaux GES dans l’atmosphère sont à 98 % le dioxyde de carbone, l’oxyde nitreux et le
méthane, tandis que les SF6, HFC et PFC ne représentent que 2 %.
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La comparaison de la production cumulée des GES émis par le projet de Lom Pangar avec
une alternative thermique au gaz naturel permettra d’évaluer le temps à partir duquel le projet
hydroélectrique induira moins d’émissions de CO2 et de CH4. Les quantités seront exprimées
en tonne de CO2-équivalent.
76/135
Emissions de CO2-équivalent pour une centrale au gaz naturel
Les paragraphes ci-dessous présentent les étapes du calcul des émissions de GES par une
centrale thermique au gaz naturel permettant une production électrique identique à celle du
projet de Lom Pangar. Les hypothèses de calcul sont les suivantes 18 :
– Pouvoir calorifique (PC): 45- 43 Gj/tonne ou 34 à 38 MJ/m 3
– Densité : 0,89 (kg/m 3 ),
– Rendement des TAC : 11 GJ/kWh ou 11 TJ/ GWh ; 0,29 Nm 3 /kWh.
On considère une perte de 0,5% de CH4 rejeté dans l’atmosphère. Pour les gaz à effet de
serre, les équivalences en CO2 du CH4 et NO2 sont respectivement de 21 et de 310. Le
tableau ci-dessous détaille le calcul des émissions de CO2-équivalent pour 1 GWh de
production annuelle.
Tableau 38 : Emissions de CO2-équivalent pour une centrale au gaz naturel
Calcul du contenu en Carbone pour 1 GWh/ an (gaz naturel) :
TJ/an x tC/TJ = tC/an
11 15,3 168,3
Ajustement du contenu en Carbone :
tC/an x % = tC/an
168.3 99,5 167,5
Calcul des émissions de Dioxyde de Carbone :
tC/an x CO2 /C = t CO2/an
167.5 44/12 614
Calcul des émissions de CO2-équivalent (plus équivalence Méthane)
t CO2/an x CH4 /CO2-équivalent = t CO2/an équivalent
614 10% 675
Nota 1 : L’émission normative de CO2 pour un gaz naturel est de 200 gr/kWh de PCI. Pour une
TAC ayant un rendement de 32.5 % on retrouve bien la valeur calculée précédemment.
18 Nm 3 = m 3 mesuré à 0°C & 1013 mbar (1Nm 3 =1.057m3 à 15 °C et 1+(25/ 273) m3 à 25°C )
PCI/PCS = 0.92 et masse volumique = 0.89
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Nota 2 : Gagnon a écrit 19 que "les émissions liés à l'exploitation du Gaz naturel doivent être
augmentées substantiellement (de l’ordre de 25 %) pour prendre en compte les quantités
émises lors de l'extraction et la distribution de ce gaz". Il devrait également noter que la
combustion du gaz naturel émet du CO2 (CH4 négligeable). Cependant, les fuites de gaz
naturel pendant l'extraction et le transport sont presque entièrement du CH4. Le principe de
pénaliser le gaz en ajoutant 25% est donc discutable pour le projet de Kribi. Ajouter 25% ferait
passer les émissions de 614 à 765 tCO2 par an. Dans le cas de l’exploitation du gaz naturel à
Kribi, les puits de gaz seront nouveaux et la distance pour le transport limitée. Pour cette
comparaison, une majoration de 10% a été retenue.
Sous les hypothèses énoncées ci-dessus, le taux d’émission de CO2-équivalent (CO2 + CH4)
pour une production d’électricité de 1 GWh par an à partir d’une turbine de type TAC
fonctionnant au gaz naturel à partir d’un champ gazier offshore est de 675 g/kWh.
Dans les chapitres précédents, une simulation a été effectuée pour connaître la production
d'énergie d'une centrale thermique (gaz naturel) de même capacité que Lom Pangar. Ces
simulations, combinées au taux d'émission de CO2e. calculé plus haut, permettent d'estimer
les quantités cumulées de GES produites par une turbine TAC au Gaz Naturel utilisée en
remplacement du projet de Lom Pangar, associé à Nachtigal 280:
Le tableau ci-dessous montre sur 100 ans l’évolution de la production thermique évitée (en
GWh) par le complexe Lom Pangar-Nachtigal et sur toute la période le total des émissions
évitées de GES en millions de tonnes de CO2e dans le cas des deux scénarii de
développement étudiés.
Tableau 39 : Evolution de la production thermique évitée
19 L Gagnon in « IRN Statement on Emissions from Hydropower Reservoirs : a Case of misleading Science »
Hydropower and Dams ; Issue Four ; 2002
77/135
Production en GWh
par lom Pangar et Nachtigal
Années «Statu quo» «Développement»
2010 à 2013 250 2,175
2014 1,047 2,175
2015 1,194 2,175
2016 1,342 2,175
2017 1,479 2,175
2018 1,615 2,175
2019 1,698 2,175
2020 1,782 2,175
2021 1,862 2,175
2022 1,942 2,175
2023 1,971 2,175
2024 2,001 2,175
2025 à 2109 2,175 2,175
Production totale sur 100 ans, en GWh 203,8 217,5
GES équivalent, en MTonne CO2 137,6 146,8
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Une alternative thermique fonctionnant au gaz naturel et de même capacité que le projet de
Lom Pangar aura émis environ 140 millions de tonnes de CO2e au bout de 100 ans de
fonctionnement.
La production thermique évitée par la retenue de Lom Pangar « seul » serait sur 100 ans
d’exploitation d’environ 17 millions de tonnes de CO2e pour une production annuelle de
250 GWh.
Nota : Ces deux estimations sont légèrement surestimées car sur 100 ans les rendements des
centrales thermiques sont forcément croissants dans le temps.
78/135
Emissions de CO2-équivalent pour une production hydroélectrique
A- Les mécanismes
Dans la plupart des barrages réservoirs construits en zone tropicale 20 , il a été observé que la
composition chimique de l’eau était caractérisée, les premières années, par un important
déficit en oxygène dans les couches profondes, par des concentrations élevées en sels azotés
et phosphorés et en général par des basses valeurs du pH. La principale cause de cette
situation est la décomposition de la végétation noyée, processus qui utilise l’oxygène dissous
dans l’eau. La reminéralisation concomitante est à l’origine de la libération des éléments
chimiques constitutifs de la biomasse végétale immergée. Les processus sont d’autant plus
durablement marqués que la biomasse végétale ennoyée est importante et comme le montre
le retour d’expérience, que le temps de renouvellement est long.
En profondeur, la décomposition anaérobie 21 de la matière organique submergée conduit à la
formation d’éléments dissous comme l’ammonium (NH4 + ) le fer ferreux (Fe++), le méthane
(CH4), le gaz carbonique (CO2), et l’hydrogène sulfuré (H2S). La quantité de gaz à effet de
serre (CH4 et CO2), émise à l’atmosphère dépend des cinétiques d’évolution de ces éléments
dans le réservoir.
Pendant la dernière décennie, un grand nombre de données ont été collectées sur les
réservoirs tropicaux ce qui a permis de mieux connaître les mécanismes causant ces
émissions. En outre, des modèles ont été élaborés pour estimer les émissions potentielles.
En résumé, les émissions de GES des réservoirs résultent de trois processus différents,
décrits ci-après:
• Diffusion à la surface du lac :
Ce phénomène atteint rapidement son intensité maximale après le remplissage du
réservoir. Ceci peut diminuer après une période d'environ 12 mois en raison de l'action
des bactéries méthantrophique à l'oxycline. La raison de cette activité retardée des
bactéries est que, bien que l'oxycline soit toujours disponible près de la surface, leur
activité est ralentie par la lumière du soleil.
• Bouillonnement des zones peu profondes :
20 Gregoire A ., Richard S. Les Emissions de gaz à effet de Serre par le réservoir de Petit Saut en Guyane ; 2003
21 CH4 + CO2 CH2O + O2 (Equilibre en milieu oxygéné ou aérobie) et 2CH2O CO2 + CH4 (décomposition
anaérobie)
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Les données sur ce mécanisme manquent, mais il a été montré que les émissions
diminuent fortement au cours des premières années après le remplissage de retenue.
On pense que le processus peut continuer à un niveau bas et constant dans les années
qui suivent.
• La décarburation de l'eau par l'aération :
Quand l’eau passe par les turbines, le méthane est libéré. Il a été montré que la quantité
de méthane libérée augmente et diminue au cours de l'année (selon la saison) et qu'il y
a une réduction générale avec le temps.
Les deux graphiques ci-dessous résument schématiquement la problématique des émissions
de CO2 et CH4 dans l’atmosphère et des effluents dès la création d’une retenue sur un cours
d’eau :
Construction
Exploitation
Affluents:
O 2 , CO 2 & CH 2 O
Matière organique Effluents :
Blocage par le
barrage
Affluents:
O 2 dissous
Matière organique
CO 2 , CH 2 O & O 2
Epilimnion oxygéné:
Photosynthèse
Dissolution d'O 2
atmosphérique
> Dégradation aérobie
CO 2
CO 2
CO 2 + CH 4
oxycline
Écoulements des matières
CO 2 + CH 4
Hypolimnion anoxyque:
Milieu réducteur
Forte demande en O 2
> Dégradation anaérobie
Figure 20 : Problématique des émissions de CO2 et CH4 dans l’atmosphère
CO 2
O 2
CO 2
CH 4
Effluents:
Relargage CO 2 et CH 4
Dissolution O 2
Matière organique
CO 2 + CH 4
Pour la Commission Mondiale des Barrages 22 , la liste suivante représente actuellement un
consensus en ce qui concerne la compréhension et les avis sur la question des émissions de
GES par les retenues. Elle représentera donc la base de notre analyse :
– Les gaz à effet de serre (CH4 et CO2) ont été émis pendant des décennies par
une trentaine de réservoirs sur lesquels des mesures ont été faites. Ces
réservoirs se trouvent dans les régions tropicales et boréales. Ceci vient en
22 WCD Press Release ; Hydropower and Climate Change ; 10 June 2000
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contradiction avec l'idée répandue que de telles émissions sont négligeables ou
nulles.
– Les émissions peuvent varier énormément d'un réservoir à l'autre. Pour dix
barrages étudiés au Brésil, une différence de 500 entre le plus bas et le plus haut
taux a été trouvée. On signale que les valeurs les plus basses sont semblables à
celles des réservoirs situés sous des climats boréaux, alors que les plus hautes
peuvent se comparer (cumul sur leur cycle de vie) à celles des usines d'énergie
thermiques.
– La biomasse inondée seule n'explique pas les émissions de gaz observées. Le
carbone coule dans le réservoir du bassin entier et par conséquent d'autres
activités de gestion et de développement des ressources dans le bassin versant
peuvent influencer les entrées futures de carbone dans le système (et par
conséquent, les émissions du réservoir).
– Puisque les écosystèmes naturels émettent également des gaz à effet de serre,
c'est l'apport supplémentaire (valeur nette) dû à la mise en eau et à la submersion
de la végétation qui doit être considéré pour l'évaluation, et non les émissions
brutes du réservoir.
– De même, les valeurs nettes des émissions des sources alternatives d'énergie
doivent être examinées en utilisant une analyse de cycle de vie.
– On ne peut pas automatiquement supposer que l'hydroélectricité émet moins de
GES que les alternatives thermiques. Les émissions nettes doivent être évaluées
au cas par cas.
– Une période de 100 ans est appropriée pour le calcul de la durée de vie des
émissions par les réservoirs.
Il est à noter que la quantité de biomasse inondée et décomposée est trop faible pour
expliquer le niveau des émissions mesuré à long terme. Après les premières années, les
émissions de GES des réservoirs sont semblables à celles des lacs naturels voisins. Ces
émissions, soit de réservoirs naturels soit de vieux réservoirs artificiels, sont principalement
provoquées par le carbone organique qui est amenés dans les réservoirs par les bassins
versants. Le calcul des émissions nettes dont les barrages sont responsables doit donc tenir
compte des émissions des écosystèmes avant la construction du barrage.
B - Estimation des émissions potentielles de GES
Les mesures des émissions des réservoirs non boréaux sont très limitées, mais elles
représentent la base de données sur laquelle les évaluations théoriques peuvent être
examinées. Elles incluent 23 :
80/135
• Petit Saut (Guyane Française): des mesures ont été faites pendant la mise en
eau en 1994 et en exploitation de 1995 à 1997.
• Buyo, Ayame I, Ayame II et Taabo en Côte d'Ivoire: seule une campagne
réalisée en décembre 1995 au début de la saison sèche, est exploitable. À
cette date, ces retenues avaient entre 15 (Buyo) et 34 années (Ayame I).
À cette liste, doit s'ajouter le cas de Nam Theun 2 au Laos. Bien qu'aucune émission de GES
n'ait pu encore être mesurée (le barrage n’était pas encore construit), un expert dans le
domaine (R. Delmas et son équipe), a employé une approche empirique basée sur ses
résultats de Petit Saut afin de faire des évaluations pour le potentiel de Nam Theun 2. Notons
que Nam Theun 2 est, sous certains aspects, plus proche de la retenue de Lom Pangar que de
celle de Petit Saut.
23 C Galy-Lacaux, R Delmas, G Kouadio, S Richard, P Gosse ; Long-term greenhouse gas emissions from
hydroelectric reservoirs in tropical forest regions
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Remarque : Les données des réservoirs boréaux sont abondantes, mais elles ne sont que très
peu exploitables pour les zones tropicales. Les paramètres qui ont un impact important sur les
émissions (ex : température ambiante) sont trop différents.
L'approche suivie dans la présente étude a donc été d'analyser les conclusions des études
effectuées et mentionnées ci-dessus, pour obtenir une idée précise des relations entre les
caractéristiques et l'environnement des aménagements et leurs émissions de GES. Puisque
aucune mesure n'a été réalisée au Cameroun ou dans des réservoirs existants ayant des
caractéristiques semblables à celle de Lom Pangar, l'approche suivie sera d'estimer comment
Lom Pangar se situe sur l'échelle des émissions de GES, en se basant sur une évaluation des
paramètres causatifs qui sont connus ou ont été estimés pour le projet de Lom Pangar.
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B.1. Le barrage de Petit Saut:
Petit Saut est un réservoir construit en Guyane française sur le fleuve de Sinnamary. Il a été
achevé en 1994, et a une profondeur maximum d'eau de 35 m, stockant 3500 Mm 3 . 310 Km²
de forêt tropicale primaire ont été inondés. La quantité totale de biomasse submergée, incluant
la végétation aérienne et le carbone du sol a été estimée à environ 8 millions de tonnes de
carbone 24 .
Les émissions brutes du réservoir de Petit Saut 25
Une analyse détaillée des émissions de CH4 et de CO2 a été réalisée. Elle résulte de
l'exploitation de 3,5 années de mesures effectuées à Petit Saut, ainsi que de mesures prises
sur des réservoirs plus anciens construits il y a environ 20 ans dans la zone forestière de la
Côte d'Ivoire. Les données de Côte d'Ivoire ont aidé à confirmer les valeurs prévues pour Petit
Saut à l'avenir. Les caractéristiques de ces réservoirs sont présentées dans le tableau cidessous.
Tableau 40 : Caractéristiques des Barrages étudiés par R. Delmas
Caractéristiques Petit Saut
(Guyane)
82/135
Nam Theun
(Laos)
Taabo 26
(Côte
d’Ivoire)
Buyo
(Côte
d’Ivoire)
Ayame I
(Côte
d’Ivoire)
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Ayame II
(Côte
d’Ivoire)
Puissance installée 115 MW 1000 MW 165 MW 165 MW 22 MW 30 MW
Volume totale ( hm 3 ) 3 500 3 500 630 8300 900 69
Volume utile ( hm 3 ) 1 000 1 000
Surface ( km² ) 310 450 69 895 180 1
Mise en service Janv. 1994 N/A Août 1979 Août 1980 1959 1965
Ratio Volume /Surface 11,3 7,7 9 9 5 69
Bassin versant 5 927 km² 4 000 km²
Débits d’apport naturel 267 m 3 /s
8400 hm 3
239 m 3 /s
7540 hm 3
Energie moyenne 560 GWh 6000 GWh
Ratio MW/ km² 0,4 0,4
Ratio GWh/ km² 1,8 13
Type de biomasse inondée Forêt
équatoriale
Végétation : carbone tC ha -1
Sol : carbone, tC ha -1
Biomasse inondée
Carbone (Mt)
Forêt tropicale,
savane, zones
agricoles
118 m 3 /s 398 m 3 /s 40 m 3 /s 50 m 3 /s
Forêt, savane,
macrophytes
Forêt
équatoriale
Forêt et
macrophytes
Forêt et
macrophytes
160 40 90-120 200 90-120 90-120
120
(86-160)
70
(66-97)
8,680 4,950
70 70 70 70
Précipitation (mm) 3000 1400 1800 1500 1600
Durée de stockage 6 mois 6 mois 2 8 8,7 0,5
MTCO2-équivalent brut (100ans) 42,3 23/37
MTCO2-équivalent net (100ans) 30 15/24
24
Source : A Gregoire, S Richard ; 2002 ; Les Emissions de gaz à effet de serre par le réservoir de petit Saut en
Guyane
25
Source : C Galy-Lacaux, R Delmas, G Kouadio, S Richard, P Gosse ; 1999 ; Long-term greenhouse gas
emissions from hydroelectric reservoirs in tropical forest regions
26
Data for Taabo, buyo, Ayame I and II Reservoirs comes from Galy-Lacaux et al

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Etude des Alternatives : Révision et Actualisation – Juillet 05
Le paramètre le plus critique en ce qui concerne les émissions de GES est la quantité de
biomasse submergée. La biomasse est divisée en deux types : le carbone présent dans la
végétation aérienne, et celui trouvé dans le sol.
On estime que la végétation inondée par Petit Saut avait une teneur en carbone de 160 t par
hectare, alors que la teneur en carbone du sol est estimée à 120 t par hectare. Cela
correspond à une biomasse inondée totale de 8,7 Mt.
Figure 21 : Vue aérienne du barrage et de la retenue de Petit Saut
83/135
Le Barrage et Retenue de Petit Saut
Les résultats du travail de Delmas à Petit Saut ont permis d'évaluer les émissions cumulées
totales (en CO2-équivalent) sur une période de 100 ans à 42,3 millions de tonnes (émissions
brutes). Il a été montré que ces émissions sont à leur taux le plus élevé pendant les trois
premières années, puis diminuent.
Les émissions nettes du réservoir de Petit Saut 27
A Petit Saut, des mesures des émissions naturelles de CH4 et de NO2 ont été conduites sur
des sols du bassin versant du réservoir. A partir de ces mesures, les émissions naturelles ont
été estimées entre 6 et 18 millions de tonnes de CO2-équivalent.
En utilisant la valeur moyenne, Delmas a conclu que les émissions nettes seraient de l'ordre
de 30 millions de tonnes de CO2e. sur une période de 100 ans. C'est la valeur qui sera utilisée
dans cette étude pour les comparaisons avec Nam Theun et Lom Pangar.
B.2. L'aménagement de Nam-Theun 2
Les études effectuées pour le futur réservoir de Nam Theun 2 au Laos incluent une évaluation
des GES potentiels. La retenue de Nam Theun 2 diffère de celle de Petit Saut parce que la
partie inondée n'est pas recouverte de forêt primaire mais plutôt par une combinaison de forêt
tropicale, de savane et de terres cultivées.
La biomasse de la végétation arienne et celle comprise dans le sol sont donc moins
importantes qu'a Petit Saut. Ce sera également le cas pour Lom Pangar. La zone de marnage
saisonnier de Nam Theun 2 sera également beaucoup plus marquée que pour Petit Saut. Une
partie de la matière organique sera donc probablement oxydée en CO2 plutôt qu'en méthane.
Cet avantage peut être partiellement compensé par le fait que le méthane est également
produit dans les sols humides.
27 Source : C Galy-Lacaux, R Delmas, G Kouadio, S Richard, P Gosse ; 1999 ; Long-term greenhouse gas
emissions from hydroelectric reservoirs in tropical forest regions
ISL – OREADE-BRECHE – SOGREAH

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Nam Theun 2 présente une plus grande surface inondée par la retenue (450 Km²) que Petit
Saut (310 Km²). Par contre, Nam Theun 2 aurait une charge de carbone considérablement
inférieure: la biomasse a été estimée en moyenne à 40 tonnes par hectare dans le sol
(160 t/ha pour Petit Saut) et à 70 t/ha pour la végétation apparente (120 t/ha pour Petit Saut).
Dans ce cadre, la quantité totale de biomasse inondée est approximativement de 5 millions de
tonnes pour Nam Theun 2. Les détails du calcul sont montrés dans le Tableau 11.5 ci-après.
En terme d'émissions de GES, la conclusion 28 est que Nam Theun 2 représente de 50 % à
80 % des émissions estimées à Petit Saut.
Ce résultat a été obtenu en considérant le rapport de la biomasse inondée (57 % de Petit
Saut). Cependant, une marge d’erreur existe du fait que :
84/135
– une plus haute fraction de végétation ligneuse est présente à Nam Theun 2 qu'à
Petit Saut. Ceci pourrait accentuer la différence estimée entre les deux
aménagements puisque cette partie ligneuse a une contribution inférieure à la
production de méthane en raison de sa biodégradation plus lente.
– une plus grande zone de marnage existe à Nam Theun 2.
B.3. La retenue de Lom Pangar
Les informations sur la répartition et la densité de la biomasse à Lom Pangar ont été fournies
par le Thème 2 (végétation):
Tableau 41 : Répartition et densité de la biomasse à Lom Pangar
Forêt
biomasse sèche
tonnes / ha
Pourcentage de la surface noyée 54,1 %
tonnes C / ha
(45 % de la
biomasse sèche)
biomasse aérienne, tonnes /ha 270 121.50
biomasse au sol (incluant végétation basse, bois
mort et litière), tonnes /ha
78 35.10
biomasse racinaire, tonnes /ha 67 30.15
biomasse totale, tonnes /ha 415 186.75
Savane
Pourcentage de la surface noyée 40,3 %
biomasse aérienne, tonnes /ha 22 9.9
biomasse au sol, tonnes /ha 10 4.5
biomasse racinaire, tonnes /ha 5.5 2.475
biomasse totale, tonnes /ha 37.5 16.875
Eau, sol nu et marécages 5,6 %
La surface noyée étant de 59 200 ha, on déduit du tableau précédent que la biomasse totale
noyée à Lom Pangar représentera 6 385 000 tonnes de Carbone.
28 R Delmas ; 2001 ; Estimate of Greenhouse Emissions from the Projected Nam-Theun reservoir compared to
Emissions from thermal alternatives, at a 100 year time-scale
ISL – OREADE-BRECHE – SOGREAH

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Sur cette base, le retour d’expérience sur les données d’émissions de CO2 et de CH4 de
l’aménagement hydroélectrique de Petit Saut en Guyane (3500 hm 3 pour 310 Km²) ainsi que
sur les études faites sur l’aménagement proposé de Nam Theun, permet de donner un ordre
de grandeur pour le projet de Lom Pangar, en comparant, ici aussi, le rapport de la biomasse
inondée aux émissions de GES.
Le tableau ci-dessous compare les caractéristiques de la future retenue de Lom Pangar avec
celles de petit Saut et Nam Theun 2, et présente les résultats des estimations des émissions
de GES:
Tableau 42 : Situation de Lom Pangar par rapport à Petit Saut et Nam Theun
85/135
Caractéristiques de la
retenue
Petit Saut
(Guyane)
Volume total ( hm 3 ) 3 500 hm 3
Volume utile ( hm 3 ) 1 000 hm 3
Nam Theun
(Laos)
3 500 hm 3
1 000 hm 3
Lom Pangar
(Cameroun)
7 000 hm 3
Surface ( km² ) 310 km² 450 km² 590 km²
Mise en service Jan 1994 N/A
Ratio Volume /Surface 11.3 7.7 12.3
Bassin versant 5 927 km² 4 000 km² 19 700 km²
Débits d’apport naturel 267 m 3 /s
8400 hm 3
239 m 3 /s
7540 hm 3
Type de biomasse inondée Forêt équatoriale Forêt tropicale, savane,
terres cultivées
Végétation : carbone tC ha -1
Sol : carbone, tC ha -1
Biomasse inondée
Carbone (Mt)
244m 3 /s
7 693 hm 3
savanes, forêts
tropicales
160 40 10 à 120
120
(86-160)
70
(66-97)
7 à 65
8,680 4,950 6,385
Durée de stockage 6 mois 6 mois 11 mois
MTCO2-équivalent brut
(100ans)
42,3 29
23/37 31
MTCO2e. net (100ans) 30 15/24 21
En utilisant la même approche suivie par Delmas pour l'évaluation des émissions de Nam
Theun, on estime que les émissions de Lom Pangar sur une période de 100 ans seraient de
l'ordre de 21 millions de tonnes de CO2e. pour un réservoir de 590 Km².
Cette approche est certainement prudente et tend plutôt à surestimer les émissions de GES
qu'à les sous-estimer, car le marnage très important à Lom Pangar va probablement favoriser
la dégradation aérobie plutôt qu'anaérobie de la biomasse. Toutefois, en l'absence de données
plus précise ou de modélisation des émissions de GES, l'approche retenue est la plus
raisonnable qui soit envisageable.
29 Delmas et al.
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La profondeur moyenne du réservoir jouera un rôle. Tandis que les caractéristiques de
profondeur de Lom Pangar et de Petit Saut sont semblables, une différence entre les deux
aménagements est que la zone en amont direct du réservoir de Lom Pangar (moins profonde)
est davantage couverte par de la savane que par de la forêt.
La température ambiante de l'eau du réservoir aura également un effet certain, tendant à
augmenter les émissions. Les températures annuelles moyennes à Lom Pangar devraient être
plus basses que pour Petit Saut.
La durée de stockage aura probablement un effet sur les émissions. Pour Petit Saut, elle est
de seulement 6 mois, alors que pour Lom Pangar, elle devrait être comprise entre 10 et 7 mois
en fonction de la taille de la retenue.
Toutes choses étant égales par ailleurs, plus le débit annuel moyen est grand, plus la quantité
de carbone entrant et se déposant dans la retenue sera importante. Le débit annuel moyen
pour le projet de Lom Pangar et pour l'aménagement de Petit Saut sont de même ordre.
La fraction ligneuse à Petit Saut devrait être plus élevée que dans l'emprise du futur réservoir
de Lom Pangar.
L’évolution des émissions brutes à Petit Saut a été estimée par Delmas 30 sur une période de
cent années. Nous avons supposé que les émissions cumulatives de GES de la future retenue
de Lom Pangar suivront la même évolution. La tendance des émissions nettes de GES pour le
projet de Lom Pangar est donnée sur la même Figure
Millions tonnes CO 2 Equivalent
25
20
15
10
5
86/135
0
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Années
Figure 22 : Emissions cumulées de GES par Lom Pangar 7 sur 100 ans
La reprise des émissions, prédite par Delmas au bout de 80 années, s'explique par une
augmentation possible des émissions de bulles de méthanes à partir de cette période. Seul un
modèle précis permettrait d'affiner ces résultats.
30 Delmas : C Galy-Lacaux, R Delmas, G Kouadio, S Richard, P Gosse ; Long-term greenhouse gas emissions
from hydroelectric reservoirs in tropical forest regions
ISL – OREADE-BRECHE – SOGREAH

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87/135
Comparaison thermique contre hydroélectrique en terme d'émissions de CO2équivalent
La Figure ci-dessous montre l'évolution de ces émissions de GES sur une période de 100 ans
(cycle de vie) comparée à celle des émissions d'une usine thermique à production identique.
Pour une centrale thermique, les émissions de GES sont proportionnelles à la production et
sont donc linéaires dans le temps (courbes vertes). Ce n'est pas le cas pour une retenue. La
courbe bleue ci-dessous reprend les prévisions d'émissions nettes déjà présentées pour Lom
Pangar. Dans la réalité, l'introduction probable de nouveaux ouvrages tels que Kikot ou
l'extension de Song Loulou permettra, sans émissions supplémentaires (il s'agit d'ouvrages au
fil de l'eau) d'augmenter les quantités de GES évitées grâce à Lom Pangar.
Millions tonnes CO 2 Equivalent
140
120
100
80
60
40
20
Thermique (Statu Quo)
Thermique (Développement)
Lom Pangar 7
0
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Années
Figure 23 : Evolution des Emissions de GES de Lom Pangar comparée à son alternative
thermique
Pendant les 7 ou 15 premières années qui suivraient la mise en eau, le projet de Lom Pangar
pour les deux scénarii émettrait plus de CO2-équivalent qu'une alternative thermique
remplissant le même rôle. Les décennies suivantes, la tendance s'inverserait : l'alternative
thermique continuerait à émettre des GES alors que les émissions de la retenue
s'infléchiraient.
En terme quantitatif et sur une durée de 100 ans, le projet de Lom Pangar aura contribué à
l'effet de serre en produisant environ 21 millions de tonnes de CO2e. alors que son
alternative thermique aura elle aussi contribué à l'effet de serre en produisant environ 140
millions de tonnes de CO2e.
Des actions peuvent être entreprises pour réduire les émissions de GES. Elles sont de deux
natures. Les premières agissent sur les quantités de GES émises en début d'exploitation
(défrichement ciblé, mise en eau partielle). Les secondes concernent l'optimisation de la
chaîne de production sans rajouter d'émissions de GES (ex : usine de pied ou barrage aval au
fil de l'eau).
ISL – OREADE-BRECHE – SOGREAH

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L'optimisation de la chaîne de production consiste à exploiter le potentiel supplémentaire
de régulation de la Sanaga apporté par Lom Pangar, en construisant des ouvrages au fil de
l'eau (donc sans émission significative de GES) qui permettent de réduire fortement le ratio
GES/kWh.
Dans la situation actuelle, les projets les plus avancés sont:
88/135
– L'usine de pied de Lom Pangar
– Les extensions de Song Loulou et de Nachtigal,
– Les créations de Song-Dong, Kikot et Song Bengué.
Le défrichement d'une partie de la retenue avant le remplissage est discuté en tant que
mesure d'atténuation à la fin de cette section. Le rendement d'un travailleur manuel est de 0.5
hectare/mois. Le déboisement de la retenue (57 000 ha) en 6 mois (pour limiter les
repousses), nécessiterait la mobilisation de plus de 18 500 travailleurs, hors moyens
logistiques : cela est illusoire. Seul un déboisement partiel est faisable : la limite de ce qu'il est
techniquement possible d'éliminer à Lom Pangar peut raisonnablement être évaluée aux
environs de 10% de la biomasse noyée.
Le déboisement est généralement accompagné d'un brûlage de la biomasse abattue. Brûler
de la biomasse qui se serait décomposée selon des processus aérobie dans la retenue
n'apporte strictement rien en terme de GES, si ce n'est une accélération néfaste du processus
de dégradation de la biomasse. Par contre, comme le CH4 a un impact en tant que GES 20 à
30 fois supérieur au CO2, il est intéressant de brûler la biomasse susceptible de fermenter
(décomposition anaérobie) de façon à relarguer dans l'atmosphère préférentiellement du CO2.
Comme le CH4 sera essentiellement produit dans les eaux profondes anoxiques, le
déboisement aura un impact bénéfique en terme de GES uniquement s'il est effectué dans les
zones les plus basses de la retenue.
Conclusion : Un déboisement sur les rives aura un effet pratiquement nul sur les GES. Un
déboisement localisé en fond de retenue permettrait un gain probable en GES mais très
difficile à quantifier.
10.2.6 Conclusions
Les émissions de GES des réservoirs varient considérablement selon la géographie, l'altitude,
la latitude, la température, la taille, et la profondeur moyenne de la retenue, ainsi que la
profondeur des prises d'eau, les opérations du barrage, et les procédures de construction. Les
données sur les émissions sont limitées pour des réservoirs dans des régions tropicales et par
conséquent il est difficile faire des évaluations précises.
Néanmoins, et en considérant l'information disponible à ce jour, l'analyse menée au cours de
la présente étude montre que les émissions de GES, pour un cycle de vie de 100 ans, issues
du projet du projet de Lom Pangar seraient inférieures aux émissions d'une centrale thermique
de capacité équivalente dans un rapport de l'ordre de 6,7.
Les valeurs estimées sont en grande partie basées sur des mesures réalisées à Petit Saut, un
réservoir mis en eau en 1994. A l'époque où le réservoir a été conçu, on ne connaissait que
très peu de choses sur la question des émissions de GES par les retenues.
Les consignes d'exploitation du futur barrage de Lom Pangar, particulièrement durant les
premières années lorsque les émissions sont à leur plus haut niveau, devront faire l'objet d'une
attention particulière.
Défricher dans les parties basses réduirait de manière substantielle les émissions de GES. La
faisabilité de cette mesure doit être précisée.
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10.3 Facteurs environnementaux et socio-économique
10.3.1 Introduction
Un certain nombre d'alternatives possibles a été présenté et discuté dans les chapitres
précédents de ce rapport, incluant l'alternative thermique la plus compétitive (gaz naturel) et un
certain nombre de projets et de combinaisons de projets hydroélectriques. On a montré que la
production hydroélectrique devrait être moins chère et plus propre (en termes d'émissions de
GES) que l'alternative au gaz naturel.
L'objectif principal de la présente section est de faire une comparaison qualitative des impacts
environnementaux des alternatives hydroélectriques retenues comme possibles par la mission
technique.
Il n'y a pas de règle simple pour comparer deux aménagements hydroélectriques. Un article 31
écrit pour la Banque Mondiale a identifié un certain nombre "d'indicateurs clés des impacts
probables" qui peuvent être employés comme critères pour la comparaison de projets :
89/135
1. Superficie du réservoir
2. Durée de stockage
3. Biomasse inondée
4. Longueur de rivière inondée
5. Longueur de rivière en aval laissé sec
6. Nombre d’affluents en aval
7. Probabilité de stratification du réservoir
8. Longévité du réservoir
9. Routes d’accès traversant les forêts
10. Nombre de personnes à déplacer et à recaser
11. Habitats critiques affectés
12. Diversités des poissons et endémisme
13. Propriété culturelle affectée.
Certains de ces indicateurs seront pris en compte dans cette analyse, mais il est important de
considérer également les impacts positifs (particulièrement la génération de revenu et le
développement local et régional).
En comparant les impacts sur l'environnement dans les pages suivantes, le terme
"environnemental" est pris dans son sens large, et couvre autant les aspects écologiques que
sociaux.
Il convient de noter que l'EIE de Lom Pangar réalisée en 1998 a déjà identifié les impacts
potentiels du projet et a défini des mesures d'atténuation. Celles-ci seront incorporées dans les
rubriques qui suivent.
Les points qui seront discutés incluent les aspects suivants :
• Les aspects sociétaux et socioéconomiques
31 Ledec, G., Quintero, J.D. & Mejia, M.C. 1997. Good Dams and Bad Dams: Environmental and Social Criteria for
Choosing Hydroelectric Project Sites. Sustainable Development Dissemination Note #1. A report produced for the
World Bank. 22pp
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90/135
• Déplacement de population ; expropriation.
• Impacts sur les populations non-déplacées
• Impacts sur chaque secteur économique
• Impacts sur la santé
• L’environnement naturel
• Dégradation d’habitats aquatiques et de leur biodiversité
• Dégradation d’habitats terrestres et de leur biodiversité
• Impacts sur des zones écologiquement sensibles
• Le développement Régional
• Général
• Potentiel pour l’électrification rurale
• Potentiel pour le développement industriel
• Bénéfices résultant des voies d’accès
• Qualité de l'eau et oléoduc Tchad Cameroun
• Qualité d’eau
• Présence de l'Oléoduc Tchad-Cameroun.
L'évaluation technico-économique réalisée en parallèle à la présente évaluation
environnementale et présentée dans les chapitres précédents, a permis de dégager un
nombre limité d'alternatives. Ce sont ces alternatives qui sont considérées dans les
paragraphes suivants. Elles sont :
• Lom Pangar (Nachtigal réalisé) avec une retenue à de 7000 hm 3 .
• Le complexe "Bankim-Nyanzom". Cette alternative consiste en la
construction d'un barrage avec une retenue de volume 2 600 hm 3 et
une surface noyée de 100 km² à Bankim, et un barrage avec une
retenue de 4 000 Mm 3 et une surface noyée de 220 km² à
Nyanzom. Le principe est de transférer de l’eau de la retenue de
Bankim dans le réservoir de Mapé. Les lâchers contrôlés à partir du
barrage de la Mapé pourraient alors être augmentés et un nouveau
barrage à Nyanzom sur le fleuve de Kim pourrait générer de
l’électricité. A cette nouvelle production s'ajouterait une contribution
à la saturation de Edéa et à Song Loulou. Aucune étude
environnementale n'a été effectuée sur ce projet.
• Surélévation de Mbakaou associé à l’aménagement de Nachtigal
et le projet de barrage-réservoir de Litala. Le réservoir de
Mbakaou a une capacité utile de 2500 hm 3 pour une superficie de
348 km² . Il a été mis en service en 1974 et pourrait être surélevé
de 3 m permettant ainsi d’augmenter sa capacité de 1000 hm 3 .
Cette surélévation est justifiée par la trop petite capacité du
réservoir au regard du volume des apports annuels (4 à 5 fois plus
importants). La Figure 11.6 montre la situation de la retenue.
L’aménagement hydroélectrique de Litala, constitué d’un réservoir
d’une capacité utile de 2000 hm 3 pour une superficie de 120 km²,
est situé sur le Lom au Nord de Bétaré Oya à proximité de la
frontière avec la RCA. Il est aussi destiné à garantir, en période
d’étiage, un débit minimal à Song Loulou.
ISL – OREADE-BRECHE – SOGREAH

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Cette dernière alternative incluant la surélévation de Mbakaou a été conservée malgré de
fortes réserves sur la faisabilité de cette surélévation.
10.3.2 Niveau de connaissance pour chaque alternative
L'aménagement de Lom Pangar à 7000hm 3 est le projet le mieux documenté. Ce constat est
valable pour les aspects techniques (APS, 1999) mais aussi pour les aspects
environnementaux (EIE, 1998).
Toutes les autres alternatives hydroélectriques considérées dans ce chapitre (Bankim-
Nyanzom, Mbakaou-Litala) n'ont fait l'objet ni d'études de faisabilité ni d'études
environnementales. Les informations utilisées dans cette étude des alternatives sont issues de
l'inventaire général des ressources hydroélectriques du Cameroun réalisé en 1983 pour la
Sonel avec l'aide d'ELECTRICITÉ DE FRANCE. Le niveau d'information disponible dans ce
document est celui de la préfaisabilité (en particulier, la topographie a été évaluée à partir des
cartes existantes), et aucune référence n'est faite aux aspects environnementaux.
En ce qui concerne les alternatives thermiques, seules les installations de Limbé sont
documentées. Les installations au gaz naturel de Kribi n'ont pas fait l'objet d'étude de
faisabilité.
10.3.3 Aspects socio-économiques
91/135
A - Le déplacement de personne et le risque d'expropriation
• Introduction
Le déplacement involontaire des personnes est souvent l'impact social négatif principal des
projets hydroélectriques. Il peut également avoir des implications environnementales majeures
telles que la transformation des habitats naturels pour accepter les populations rurales
relogées. Pour le déplacement physique, la mesure principale d'accompagnement est le
relogement des populations déplacées (nouveaux logements, compensation des terres
perdues et toute autre aide matérielle identifiée comme nécessaire). Ces mesures peuvent
être coûteuses et socialement perturbatrices, particulièrement quand les gens sont éloignés de
leurs terres héréditaires. La question du relogement est une question sensible, notamment à
cause d'un certain nombre de cas dans le passé où elle a été très mal effectuée. Ainsi, pour
qu'un projet soit financé par la Banque Mondiale, le processus doit être accompagné de
consultations et de prise de décision participatives avec les populations relogées et les
populations hôtes. Les impacts de Nachtigal dans ce domaine seront à priori minimum
(barrage au fil de l'eau avec surface de 2,1 Km² pour une capacité du réservoir de 4,6 hm3).
Par ailleurs, une seule alternative n’inclut pas le projet de Nachtigal. Pour ces raisons, le projet
de Nachtigal n'a pas fait l'objet d'une attention particulière pour ce critère socio-économique
dans la présente étude des alternatives.
• Lom Pangar
Dans l’EIE Lom Pangar de 1998, l'ensemble de la zone d’étude couvre plus de
4 000 Km². Il n’y a pas de population permanente dans la zone du barrage et de la
retenue, sauf à l’amont de celle-ci, autour de Bétaré Oya. Selon l’étude, la présence
d’une dizaine de campements temporaires de pêcheurs et la présence, en saison
sèche, de troupeaux bovins itinérants a été notée.
L’étude de la population a été faite sur une zone plus vaste en fonction de la position
des zones habitées susceptibles d’être influencés par le chantier de l’ouvrage et
l’emprise ultérieure de la retenue.
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La faiblesse du peuplement constitue un atout pour le projet du barrage de Lom Pangar
qui ne devrait pas être confronté à des déguerpissements. En fait, aucun déplacement
de la population n'est envisagé du secteur de réservoir et il n'y a donc aucun coût ou
impact lié au déplacement de population.
• Complexe Bankim-Nyanzom
Cette alternative impliquerait la construction de 2 réservoirs dont la surface serait
importante (surface totale à inonder serait de 320 Km²). Aucune information fiable n'est
disponible sur les centres de population pouvant exister dans les zones à inonder. Etant
donnée la proximité de l'emplacement de Bankim à la route principale entre FoumDan
et Banyo, et également du réservoir de La Mapé qui a attiré une grande population de
pêcheurs, il est probable qu'il y ait un nombre significatif de foyers et d'habitations
risquant d'être inondés. Les photos ci-dessous ont été réalisées en 2002 lors d'une
visite de terrain par ISL. Lors de cette visite, il a été noté qu'un village d'éleveurs existait
en rive gauche et des cultures étaient présentes en rive droite.
Site du barrage de Bankim - Vue vers l'amont Site du barrage de Bankim - Vue vers l'aval
Site du barrage de Bankim - Vue depuis la rive droite Site du barrage de Bankim - Vue vers l'aval
Figure 24 : Site du barrage de Bankim
Le réservoir de Nyanzom devrait être situé dans une zone relativement peu habitée ; le
nombre de personnes affectées devrait donc être limité (mais probablement pas nul).
Cette information ne pourra être précisément connue que lorsque l'emplacement du
barrage le sera.
ISL – OREADE-BRECHE – SOGREAH

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• Surélévation de Mbakaou associés à l’aménagement de Nachtigal et Réservoir de
Litala
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La ville de Tibati qui jouxte le réservoir, poserait des difficultés. Par ailleurs, depuis la
construction du barrage en 1974, des centres de pêche et des villages associés se sont
développés le long des rivages du lac actuel. Une partie d'entre eux serait donc affectée
par une surévaluation. La probabilité qu'un déplacement de personne soit nécessaire
serait donc forte.
Remarque : Le nombre de foyers potentiellement affectés dépend de la hauteur de la
surévaluation. Or la faisabilité d'une telle opération n'est pas assurée. Aucune analyse
concernant la faisabilité et les options de hauteur de surévaluation n'a été effectuée.
L'information sur le nombre de foyers potentiellement affectés ne peut donc qu'être
qualitative et imprécise.
L’aménagement hydroélectrique de Litala n’a pas été étudié en détail par AES-SonelL
ou d'autres entités. En particulier rien n'a été fait au niveau des études
environnementales. L'étendue de la retenue dépend de la hauteur du barrage, qui sera
elle-même l'objet d'une évaluation lors des études de faisabilité. En prenant comme
hypothèse la plus pessimiste que la retenue s'étendra jusqu'à la limite avec la RCA, la
route entre Garoua Boulai et Werdoka devrait être inondée, ainsi que le pont existant
sur le Lom et une partie des villages situés le long de cette route. L'occupation des sols
dans la retenue elle-même est inconnue : elle devra faire l'objet de reconnaissances
spécifique si décision est prise d'approfondir la faisabilité de ce projet.
• Production thermique au gaz : la situation de référence
L'emplacement exact d'une usine thermique à Kribi n'a pas été décidé. Mais déterminer
un emplacement dont l'impact soit minimal sur la population locale est faisable pour une
installation dont la localisation n'est pas un critère absolu, comme cela peut l'être pour
un aménagement hydroélectrique.
• Conclusions
Les différentes alternatives ont été comparées sur le critère "Risque d'expropriation et
de déplacement de personne" sur une échelle allant de R -- (impact rédhibitoire négatif
significatif) à A ++ (impact acceptable significatif) :
Tableau 43 : Risque d'expropriation et de déplacement de personne
Risque d'expropriation et de
déplacement de personne
Lom Pangar Bankim -
Nyanzom
A R --
B - Impacts sur les populations non déplacées
Mbakaou +
Litala
R -
Gaz naturel
La construction d’un barrage et la présence d’une retenue auront des conséquences
importantes sur l’ensemble des activités des populations et l’équilibre actuel entre l’homme et
le milieu sera profondément modifié. Que l'impact soit globalement positif ou négatif dépend
d'un certain nombre de facteurs incluant :
• La perception que les autorités gouvernementales, régionales et
locales ont du projet et des changements qui en résulteront. Si ces
autorités sont en faveur du projet et désireuses d'entreprendre les
efforts d'adaptation aux difficultés qui ne manqueront pas de se
produire, alors l'effet sur les populations locales sera minimal. Si,
ISL – OREADE-BRECHE – SOGREAH
A

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• Lom Pangar
94/135
par contre, ces autorités ne sont pas particulièrement pour le projet,
il est peu probable que les populations locales perçoivent les
impacts positifs du projet.
• La planification anticipée (et l'exécution) des mesures d'atténuation
et du plan d'action environnemental. L'arrivée d'un grand nombre
d'ouvriers lors de la construction, de pêcheurs, de commerçants
d'autres parties du pays et de l'étranger, causeront des troubles si
ce phénomène n'est pas soigneusement prévu et géré d'une façon
appropriée,
• Un financement suffisant pour exécuter les mesures d'atténuation et
d'accompagnement du Plan d'Action Environnementale (PAE),
• L’attitude des populations résidentes et la sensibilisation de la
population. Même si un projet est soutenu par gouvernement local
et régional, il est indispensable qu'il soit bien perçu également par la
population affectée.
La zone d’étude considérée par l'EIE Lom Pangar de 1998 est entièrement située dans
la Province de l’Est, département Lom-et-Djérem. Le département comprend 2
arrondissements, celui de Bétaré Oya et celui de Bélabo.
Les axes routiers ont été améliorés récemment avec le bitumage de la route entre
Bertoua et Bétaré Oya, mais en général les routes ne sont pas nombreuses et en
mauvais états. Par exemple, il n’existe aucune liaison entre Mbitom, un canton dans
l’Ouest et son centre administratif Bétaré Oya. Pour rejoindre Mbitom, l’autorité
administrative doit faire le détour par Bertoua, à 165 Km au Sud.
Les activités dans la zone sont essentiellement agricoles avec des activités secondaires
qui varient en fonction des zones écologiques et des groupes ethniques. L’EIE (1998)
constate que chez les Baya, localisés essentiellement en savane (à l’Est et Nord-Est),
l’agriculture vivrière est dominante (manioc, maïs, arachide) et occupe l’ensemble des
actifs du ménage. Il y a des activités secondaires, surtout l’élevage du petit bétail,
l’élevage extensif de bovins, la chasse au piège, la recherche de l’or et le tabac. Pour
les Kékére et les Pol qui sont des peuples de la forêt, le manioc demeure la principale
spéculation (base de l’alimentation), mais on relève la présence croissante de la banane
et du macabo dans les exploitations vivrières. Les activités secondaires sont
constituées par la chasse, l’élevage du petit bétail et la pêche.
L’agriculture, donc, est essentiellement vivrière et destinée à l’autoconsommation. Dans
la partie forestière, en raison de la proximité de la voie ferrée et la ville de Bertoua, la
commercialisation de produits vivriers se développe. La population résidente est
généralement une population habituée à une vie en autosuffisance et le nombre de
salariés dans le secteur est très limité. La construction d'un grand projet tel que le
barrage du Lom Pangar, la création d'une retenue et l'arrivée d'une population allogène
marqueront certainement profondément les populations résidentes.
La construction du barrage entraînera, durant les périodes de chantier, un important
afflux de population de toutes origines dans la région de Deng-Deng. Les mouvements
de population sont appelés à s’accentuer avec l’immigration des populations les plus
proches, la présence permanente sur une longue période d’étrangers travaillant dans
les entreprises mobilisées sur le chantier et l’apport probable de populations
camerounaises plus lointaines, encore peu présentes dans la région, aux mœurs et
habitudes de vie différents.
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95/135
Il est estimé que les travaux nécessiteront la présence permanente d’environ 1000
employés de diverses entreprises, soit environ 3000 personnes en tenant compte des
membres de leurs familles. Les activités commerciales d’approvisionnement des
travailleurs entraîneront l’installation d’au moins 200 promoteurs de petites entreprises
(avec leurs familles, soit en tout environ 1000 personnes). S’y ajouteront des migrants
divers, colporteurs, chômeurs en quête de travail, etc. Dans l’environnement immédiat
du site, ce sont ainsi quelques 6000 personnes qui pourraient affluer pendant la période
de construction.
Par ailleurs, l’EIE Lom Pangar de 1998 a considéré que la demande en produits
agricoles, de chasse et de pêche se répercutera sur les villages le long de la voie ferrée
et de la route de Deng-Deng à Bertoua. La population de cette partie Sud-ouest de la
zone d’étude pourrait doubler et peut-être tripler passant de 3200 aujourd’hui à au
moins 5000 personnes et pouvant, par moment, approcher 7000 à 8000 personnes.
Il parait inévitable que cette augmentation de population aura un impact très important
sur la population résidente. Certains des effets probables incluront :
• Augmentation des prix des produits alimentaires dus à une augmentation
soudaine de la demande.
• Multiplication des abris et logements précaires, sans assainissement particulier
et donc avec un risque sanitaire non négligeable ;
• Les besoins en main-d'œuvre du chantier amèneront des agriculteurs locaux à
abandonner leur travail dans les champs, à un moment où l’afflux de population
exigera une production agriculture plus importante.
• Augmentation des cas de SIDA et MST.
• Impacts sur les centres urbains qui supporteront le chantier, Bertoua et Bélabo.
Bélabo est dernière ville qui devrait ressentir le plus fortement l’impact du
chantier. Même si cette ville n’est pas la gare la plus proche du chantier, il est
probable qu’elle deviendra la gare de débarquement en raison de son
équipement de manutention et de l’ensemble de ses infrastructures. Bélabo
dispose également d'un potentiel de main-d’œuvre déjà familiarisé avec le travail
de chantier dans lequel pourront puiser les entreprises.
L’EIE de 1998 analyse plusieurs aspects en détail. Ce qui doit être noté est que la zone
d’influence du projet est une zone peu peuplée et peu développée. La conséquence de
ces deux faits est l'augmentation des effets d’un grand chantier et d’un nouvel
environnement.
Dans le cas de Lom Pangar, la population et les autorités locales (chefs de canton, des
maires, des préfets au gouverneur régional) considèrent le projet comme fortement
souhaitable et appréhendent correctement les changements très importants qui en
résulteront. C'est un aspect fortement positif.
• Complexe Bankim-Nyanzom
En raison de l'existence du réservoir de la Mapé près de Bankim, il est probable que les
impacts négatifs du deuxième réservoir (situé sur la Mbam) sur la population locale
seront moins importants que sur celle proche du projet Lom Pangar. De plus, le niveau
d'infrastructure de la zone du futur réservoir de Bankim, et notamment le réseau routier
utilisable pour la construction du barrage est mieux développé et en meilleur état
qu’autour de Lom Pangar.
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Le réservoir proposé de Nyanzom est situé dans une zone plus isolée que le site
potentiel de Bankim. En ce sens, la situation est plus semblable à Lom Pangar.
Cependant, Nyanzom reste beaucoup plus proche des centres régionaux principaux
(Bafoussam, Bafia) que ne peut l'être Lom Pangar. Une visite de terrain serait
nécessaire pour confirmer ce diagnostic si décision était prise de procéder plus en avant
dans la faisabilité du complexe de Bankim-Nyanzom.
Les deux sites composant le complexe Bankim-Nyanzom sont, comparativement à celui
de Lom Pangar, situés dans des zones plus développées. Les impacts négatifs sur la
population non déplacée devraient donc être moindres qu'à Lom Pangar (changements
socio-économiques de moindre intensité). Les bénéfices des projets en terme de
développement de la région (impacts positifs) seraient par contre plus importants sur la
zone de Lom Pangar que sur les deux sites du complexe Bankim-Nyanzom.
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• Surélévation de Mbakaou associés à l’aménagement de Nachtigal et Réservoir de
Litala
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Le réservoir de Litala, comme pour Lom Pangar, est dans une partie sous-développée
de la région de l’Est. Cependant, bien que plus loin de Bertoua que Lom Pangar, la
route entière entre Bertoua et Bétaré Oya est asphaltée. Trente à quarante kilomètres
de nouvelle route seront nécessaires pour aller de Bétaré Oya au site du barrage. Les
impacts sur la population résidente du projet à Litala seront donc semblables à ceux de
Lom Pangar. Bétaré Oya serait la localité la plus touchée. Une étude détaillée du projet
de Litala pourrait en indiquer les inconvénients et les avantages avec plus de précision.
L'aménagement de Litala devra être combiné avec la surélévation de Mbakaou. Si cette
surévaluation devait affecter sérieusement les foyers vivants dans l'emprise de la future
zone inondée, elle devrait avoir un effet beaucoup moins significatif sur les populations
non déplacées (ex : pression foncière plus importante). La comparaison ne peut être
menée plus loin car trop peu de données sont disponibles sur la zone. Une visite de
terrain sera nécessaire pour préciser l'intensité de cet impact.
• Conclusions
L'avantage ou l'inconvénient du projet de Lom Pangar en ce qui concerne les impacts
sur les populations locales ou résidentes est entièrement lié à la perception d'un projet
de cette nature. Les ateliers de lancement organisés en janvier 2004 dans le cadre de
l'EIE globale de Lom Pangar ont confirmé l'intérêt de la population résidente pour le
projet de Lom Pangar.
Tableau 44 : Impact sur les populations non déplacées
Impact sur les populations
non déplacées
Lom Pangar Bankim -
Nyanzom
Mbakaou
+ Litala
L'impact est évalué sur une échelle allant de R -- (rédhibitoire) à A ++ (acceptable)
A ++
C - Les impacts sur les activités économiques
A +
A +
Gaz
naturel
Des impacts sur les divers secteurs d’activité économiques seront ressentis pendant la
construction du barrage, quand un grand afflux d’ouvriers augmentera la demande sur
les produits alimentaires et autres articles et après la période de construction, avec
l'influence de la retenue (tel le cas de Lom Pangar) et ses effets permanents. Comme
déjà souligné, ces changements majeurs peuvent avoir des résultats positifs importants
s'ils sont correctement anticipés et contrôlés.
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A

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• Lom Pangar
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• Agriculture
La mise en eau du barrage va provoquer un rétrécissement des espaces disponibles
pour l’agriculture. Cependant, la densité actuelle de population est faible. L’ennoiement
des forêts-galeries réduira la superficie de terres appréciées ; par contre la zone de
marnage pourra localement faire l’objet de cultures de contre-saison à rendement
économique plus élevé. Même s’il n’y a pas un manque de terre, on peut s'attendre à ce
que les conflits agropastoraux soient plus fréquents et plus ardus en raison de la
réduction des terres disponibles que ce soit pour les parcours ou pour la culture.
Des impacts positifs sur le développement seront observés, mais pour en bénéficier,
une planification minutieuse sera nécessaire. La production agricole de la région est en
grande partie actuellement définie par la demande. Cette production n'augmente que
légèrement puisqu'il n'y a aucun marché significatif. Cependant, la présence d’une
importante population nouvelle et l’arrivée de nouveaux commerçants provoqueront une
demande plus importante et donc une amélioration potentielle des revenus. Pour que la
communauté bénéficie de ces avantages, un plan de développement agricole doit être
mis en œuvre avant que les travaux de construction ne commencent.
• Elevage
L’essentiel des activités d’élevage est le fait de transhumants arrivant du Nord et
utilisant la savane du Nord-Est et de l’Est de la zone d’étude.
La création de la retenue favorisera l’abreuvement du bétail et le maintien d’une
végétation active sur les rives. Par contre, les espaces pâturables et les pistes à bétail
seront modifiées mais surtout le franchissement à gué du Lom ne sera plus possible
pour rejoindre les zones de consommation au Sud. Ceci risque de désorganiser les
circuits de commercialisation et de perturber les relations établies entre agriculteurs et
éleveurs.
L'EIE Lom Pangar de 1998 a identifié plusieurs actions à mener, notamment d'un point
de vue encadrement et commercialisation du bétail. Même s’il existe des possibilités
pour les éleveurs d’amélioration de leur niveau de vie grâce au projet, le risque est réel
que, comme observé dans d'autres régions du Cameroun et d'autres pays dans la
région, le projet s'accompagne d'une réduction de la transhumance et une
augmentation de l'élevage sédentaire.
• Pêche
Le développement de la pêche dans la future retenue pourrait être l'un des impacts
positifs principaux du projet. Des statistiques existent sur le développement de la pêche
sur d'autres lacs au Cameroun. Sur le lac Mapé, on signale par exemple, que 4 000
tonnes de poissons ont été prises pendant la saison de 2001/2002, soutenant 10 000
pêcheurs (leurs familles y compris) par la génération de 800 millions de FCFA. Si les
revenus des autres services (transport, grossistes, etc..) sont pris en compte le revenu
généré atteindrait un ordre de 2 milliards de FCFA.
Les données diffèrent selon les retenues. On signale que pendant 6 ans, 340kg/ha en
moyenne ont été débarqués à Lagdo (superficie de 700 km²). En comparaison, les
prises à Mapé seraient de 75kg/ha (en considérant que le lac est a son niveau
maximum toute l'année ce qui n'est pas le cas).
Le potentiel halieutique de Lom Pangar sera connu à l'issue de l'étude thématique en
cours sur le même thème. L'EIE Lom Pangar de 1998 avait estimé un coût de mesures
d’accompagnement pour Lom Pangar à 4,8 milliards de FCFA (valeurs de 1998), ce qui
est du même ordre de grandeur que les revenus pouvant être tirés d'une industrie de la
pêche bien établie.
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L'expérience vécue sur le réservoir de la Mapé souligne l'importance de la planification
et l'anticipation dans ce secteur. Le réservoir de la Mapé a attiré des populations
d’origines diverses venues soit pour pratiquer l’agriculture, soit pour l’élevage, mais
surtout les pêcheurs venant des autres plans d’eau de Lagdo, Mbakaou, Bamendjin. On
recense une vingtaine d’ethnies à la Mapé aujourd’hui. Des campements de pêche
naissent en désordre. Il y a 128 campements organisés autour des groupes ethniques
selon des référents identitaires (ethnie d’origine, village d’origine) sans considérations
administratives. Face à cette situation, il devenait urgent de trouver des voies et moyens
pour une gestion durable sur la Mapé. Des études sur ce sujet ont commencé en 2000
et beaucoup de progrès ont été réalisés depuis. L’expérience vécue sur le réservoir de
la Mapé sera prise en compte dans le plan d’action pour Lom Pangar.
• Tourisme
Le tourisme dans la région de l’Est n'est pas tellement développé malgré l'existence de
deux réserves naturelles actives. La plupart des guides de tourisme ne fournissent
aucune information sur la région. Selon l’EIE de 1998, "le tourisme est inexistant mais la
présence du plan d’eau, un meilleur accès à la région, une éventuelle réserve
animalière pourraient être les supports d’une nouvelle activité".
Selon les Statistiques du Tourisme 32 , le total des chiffres d’affaires des établissements
d’hébergements du Cameroun montre qu’à part la région de l’Adamaoua, la région de
l’Est est la moins visitée de toutes les régions du Cameroun.
Pendant la période de construction il y aura une augmentation soudaine de demande
d'hôtel et de tout autre logement. Les investissements dans des développements pour
satisfaire ces demandes seront d'autant plus rentables si une industrie de tourisme se
développe à la fin de la période de construction.
• Sylviculture
Le volume du bois commercial noyé est de l'ordre de 1 million de m 3 (EIE Lom Pangar
de 1998). Or la commercialisation annuelle du Cameroun est entre 3 et 4 millions de m 3 .
Il existe donc un risque que l'exploitation du bois de la retenue perturbe
considérablement l'industrie locale du bois. Ce risque pourrait être atténué pour les
raisons suivantes :
• L'exploitation du bois devrait s'étendre sur 3 ans, par conséquent le
pourcentage de tout le marché annuel n'excéderait pas 10% par an,
• Les compagnies qui possèdent les concessions pour les 3 à 4
millions de m 3 existants pourraient être encouragées par des primes
à venir réaliser leurs opérations dans la zone, de manière
temporaire ou permanente. Etant donné l'accès amélioré qui
résultera de la construction du projet, l’exploitation du bois peut-être
plus rentable que dans le passé dans la région,
• Activités Commerciales et artisanales.
Les activités commerciales et artisanales sont faiblement développées dans la zone
d’étude. L’afflux de populations nouvelles et la croissance de la production primaire
(agriculture, élevage, pêche) devraient provoquer des transformations dans ces
secteurs d’activité qui ont donc besoin d’être soutenus.
• Complexe Bankim-Nyanzom
32 Statistiques du Tourisme, 2000 et 2001, Ministère du Tourisme ; 2001 et 2002
ISL – OREADE-BRECHE – SOGREAH

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100/135
La formation d'un nouveau réservoir à Bankim augmentera assurément la quantité de
poissons produits dans la zone. La présence actuelle d'experts en pêche grâce à divers
projets et des structures nécessaires pour le stockage et la commercialisation des
poissons sur le réservoir de la Mapé signifie qu'il sera plus facile de développer et
d'encadrer l'activité pêche sur le 2 e réservoir (sur la Mbam).
Les bénéfices liés à la construction du projet seront cependant moins structurants à
Bankim qu'ils ne pourront l'être dans la région de Lom Pangar qui est moins
développée, surtout dans ce secteur de la pêche.
• Surélévation de Mbakaou associée à l’aménagement de Nachtigal et au
Réservoir de Litala
Un réservoir à Litala pourrait, comme à Lom Pangar, fournir la base d'une nouvelle
industrie de la pêche dans la région. Les offres d'emploi et le revenu produits seraient
moindres en raison du volume et de la surface plus petits pour la retenue de Litala que
ceux de Lom Pangar. Mais le bénéfice en terme de développement économique
pourrait être de même nature qu'à Lom Pangar (Litala est encore plus excentré).
L’effet de la surélévation du Mbakaou sur la pêche n’est pas connu, mais on peu
s'attendre à une augmentation des prises liées à un volume et une surface d'eau plus
importants.
Les effets sur les autres secteurs économiques d'un barrage à Litala seraient
semblables à ceux de Lom Pangar, mais à une plus petite échelle.
• Conclusions
Tableau 45 : Impacts sur les activités économiques
Impacts sur les activités
économiques
Lom Pangar Bankim -
Nyanzom
A ++
Mbakaou +
Litala
L'impact est évalué sur une échelle allant de R -- (rédhibitoire) à A ++ (acceptable)
D - Impacts sur la santé
A +
A ++
Gaz
naturel
Les travaux du barrage entraîneront une déforestation locale et l’extension des surfaces en
eau. Ces modifications de l’environnement, combinées avec les brassages de population,
auront sur les faunes entomologiques et malacologiques des répercussions susceptibles de
favoriser des phénomènes nouveaux incluant l’extension de pathologies existantes et les
apparitions de pathologies nouvelles.
Le paludisme, les filarioses et la bilharziose sont les principales maladies parasitaires dont la
prévalence et la mobilité seront influencées par les modifications hydrographiques
consécutives à la construction d’un barrage.
Tous les barrages auront tendance à encourager ces effets négatifs, plus le réservoir est
grand, plus l'effet sera étendu.
Cependant, il y a un effet positif qui est plus évident pour les projets situés dans les régions
sous-développées comme à l’Est. Afin de satisfaire les demandes d'une population accrue il y
aura un besoin d'établir des facilités de santé nouvelles et améliorées dans la région. La
construction du barrage pourrait avoir des effets bénéfiques par l’accroissement des
ressources en eau, par la croissance des revenus et par la mise en œuvre de mesures
d’accompagnement d’amélioration du milieu rural, fournissant aux populations une eau saine
et d’accès aisé.
ISL – OREADE-BRECHE – SOGREAH
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Tableau 46 : Impacts sur la santé
101/135
Impacts sur la santé R -
Lom Pangar Bankim -
Nyanzom
Mbakaou +
Litala
L'impact est évalué sur une échelle allant de R -- (rédhibitoire) à A ++ (acceptable)
10.3.4 Environnement Naturel
• Lom Pangar
R -
R -
Gaz
naturel
La retenue constitue l’impact permanent majeur du projet. La savane qui sera inondée
est un milieu peu productif dans l’état actuel des choses et les occupations humaines y
sont limitées. Selon l'EIE de 1998, l’impact de la réduction des espaces de savane
disponibles et du fractionnement de ces espaces par l’ennoiement des vallées
adjacentes sera surtout sensible dans le secteur compris entre les deux rivières, au
Sud-Ouest de Bouli et Mararaba.
Pour la faune, les primates seront les plus négativement affectés. Même avec des
efforts pour secourir des populations, ou les chasser des zones devant être inondées,
les pertes seront substantielles. Les tentatives et efforts déployés pour secourir la faune
sauvage réussissent rarement à restaurer les populations initiales: les animaux capturés
et relocalisés généralement meurent de faim ou sont victimes du braconnage. Ce type
de mesures ne se justifie que dans des aires protégées 33 a) si les espèces sont
menacées ou en voie d'extinction et b) si l'habitat hôte est écologiquement approprié et
efficacement protégé.
Selon l’EIE de 1998, il y a au moins 68 espèces de grands mammifères dans la zone,
représentant 54% des espèces de grands mammifères des forets et des savanes
camerounaises. La spécificité de la zone est sa biodiversité et non son endémisme. Un
caractère remarquable de la zone du projet est la présence d’espèces intégralement
protégées comme l'éléphant, la panthère, le gorille, le chimpanzé, ou le magistrat. Des
mesures particulières devront être prises pour protéger ces espèces.
L’avifaune est très abondante dans la zone d’étude. 221 espèces ont été identifiées. Il a
été signalé un nombre très élevé d'espèces considérées comme caractéristique de la
forêt primaire. La plupart des espèces enregistrées pendant l’EIE de 1998 est
également présente dans des habitats similaires dans d’autres régions du pays.
• Complexe Bankim-Nyanzom
En l'absence d'études environnementales pour les projets de Bankim et de Nyanzom,
seulement des commentaires généraux peuvent être faits.
En ce qui concerne le barrage de Bankim, des secteurs de forêt au Sud de la route
principale seront inondés par le réservoir. Cependant, en raison de la présence du
réservoir de Mapé, des villages associés, et du statut relativement plus développé du
secteur (comparé à Lom Pangar) il est probable que l'environnement biophysique soit
sensiblement dégradé et vidé de sa faune. En conséquence, l'inondation de cette zone
aura très probablement moins d'impact qu'à Lom Pangar. Il en est de même pour la
période de construction, où le braconnage sera moins significatif.
33 G Ledec, J Quintero ; 2003 ; Good Dams and Bad Dams : Environmental Criteria fro Hydroelectric Project Siote
Selection
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A

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102/135
En ce qui concerne Nyanzom, il est probable que le réservoir soit dans une zone
beaucoup moins développée que pour Bankim, et probablement sensiblement moins
développée que Lom Pangar. Selon la carte de végétation du Cameroun, la retenue de
Nyanzom serait presque entièrement dans une zone de la forêt.
• Surélévation de Mbakaou associés à l’aménagement de Nachtigal et Réservoir de
Litala
Impacts sur
l'environnement naturel
Lom Pangar Bankim -
Nyanzom
R -
Alors que la surélévation de Mbakaou
n'entraînera pas d'effets significatifs sur la
faune, la création d’un réservoir à Litala
pourrait avoir des effets similaires à ceux
prévus pour Lom Pangar. La retenue de
Litala est cependant plus dans le savane que
Lom Pangar : pour cette raison et parce que
l'emprise de la retenue de Litala sera moins
importante, les impacts sur la faune seront
moins sévères qu’a Lom Pangar.
• Conclusions
Tableau 47 : Impacts sur l'environnement
naturel
Mbakaou +
Litala
L'impact est évalué sur une échelle allant de R -- (rédhibitoire) à A ++ (acceptable)
10.3.5 Le développement Régional
R -
R -
Gaz
naturel
Figure 25 : Village de Garga Sarali Figure 26 : Route entre Bétaré Oya et le
bac
ISL – OREADE-BRECHE – SOGREAH
A

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Durant la visite faite sur le site du projet de Lom Pangar et une partie du bassin versant en
septembre 2003, des entretiens ont été organisés au bureau du gouverneur de la région de
l’est, le préfet de Bertoua, et des mairies de Bertoua et Bétaré Oya. Le fait que la région est
pauvre et a besoin de se développer a été souligné à plusieurs reprises.
La zone du projet manque de tous les services et infrastructures, particulièrement en termes
de routes. Le projet de Lom Pangar induira la construction d'un certain nombre de routes qui
amélioreront de manière significative les liens entre un certain nombre de centres et de
villages.
Bien que tous les projets alternatifs contribueraient au développement régional, l'argument est
maintenu que du fait de sa situation dans une partie peu développée de la région de l’Est, les
avantages liés au développement régional du projet de Lom Pangar sont susceptibles d'être
les plus significatifs.
Un des avantages possibles d'un réservoir de régulation dans un secteur non relié au réseau
national est que l'installation des turbines plus un réseau local peuvent accroître et sécuriser
l'approvisionnement en électricité.
• Lom Pangar
La réalisation du barrage réservoir de Lom Pangar pourrait permettre l’installation d’une usine
de pied de barrage variant de 13 à 51 MW selon le dimensionnement de la retenue et le débit
restitué à l’aval dans le Lom, et situé à 120 Km de Bertoua.
Dans l’APS de Coyne et Bellier, ce projet optionnel dans sa configuration maximale à 51 MW
pour un débit d’équipement de 180m 3 /s et pour un débit réservé de 90 m 3 /s permettra une
production d’environ 300 GWh.
Cette réalisation serait rattachée au réseau Est avec une connexion à Bertoua en 90 kV. Elle
n’est envisageable que dans l’hypothèse d’une très forte demande locale accompagnée
éventuellement d’une interconnexion avec les réseaux du Sud et/ou du Nord (cela est dû à la
nécessité d'absorber le surplus d'énergie car la production de 51 MW excède largement la
demande locale actuelle de 5 MW).
La faisabilité et la justification économique de ce projet impliqueront une étude Offre-demande
associée à une étude de développement du réseau Est (dont la demande maximale
actuellement n’est que de 5 à 6 MW) ainsi que les interconnexions possibles avec les deux
autres réseaux.
En terme d'électrification, une usine de pied au barrage de Lom Pangar permettrait d'alimenter
Bertoua et les villages aux alentours.
Les villages compris entre Mararaba, Bétaré Oya et Ndokayo pourraient être alimentés a terme
par un petit projet hydroélectrique (Ndokayo, de 4 a 6 MW). Cette électrification pourrait être
proposée comme une mesure compensatoire au projet de Lom Pangar.
• Complexe Bankim-Nyanzom
Bankim est un ouvrage de dérivation dans la Mapé. Cet aspect n'a pas été abordé au cours de
la présente étude, mais l'équipement d'une centrale au pied du barrage de la Mapé pourrait
être faisable, et viendrait donc s'ajouter à la centrale qui elle est prévue au pied du barrage de
Nyanzom. Le potentiel d'électrification des zones d'influence du projet est donc important pour
cette alternative.
• Surélévation de Mbakaou associés à l’aménagement de Nachtigal et Réservoir de
Litala
La faisabilité pour un équipement du barrage de Litala est inconnue. L'installation d'un petit
groupe de restitution en pied de barrage, utilisant les débits réservés est toujours possible,
comme sur Lom Pangar. Cependant, il est très probable que la distance considérable avec le
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Réseau Est rendrait le projet Litala peu attractif pour un développement de l'électrification
rurale.
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• Conclusions
Tableau 48 : Impact sur le développement Régional
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Potentiel pour l'électrification
des zones d'influence du
projet
Bénéfices résultant des voies
d’accès
Lom Pangar Bankim -
Nyanzom
A ++
A ++
Mbakaou +
Litala
L'impact est évalué sur une échelle allant de R -- (rédhibitoire) à A ++ (acceptable)
10.3.6 Qualité de l'eau et contrainte de l'oléoduc Tchad Cameroun
A - Qualité d’eau
A ++
A +
A +
A +
Gaz
naturel
Trois éléments principaux influencent la qualité de l’eau d’une retenue : la stratification de la
masse d’eau, la décomposition d’une masse très importante de végétation, et le temps de
rétention dans la retenue.
Dès la mise en eau des réservoirs tropicaux, les conditions climatiques provoquent l’installation
rapide (même en quelques semaines) d’une stratification thermique bien marquée, surtout en
saison sèche. Cette stratification conduit à un épilimnion oxygène et un hypolimnion totalement
anoxique. Les teneurs en oxygène des couches de surface augmentent en saison sèche où
l’ensoleillement est maximal, la photosynthèse active et les apports du bassin versant réduits.
A l’inverse, en saison des pluies, la stratification est fragilisée par l’effet de dilution. Selon
Gregoire et Richard 34 , à Petit Saut, à partir de la deuxième année suivant la fermeture du
barrage, la qualité de l’eau de la partie supérieure de la masse d’eau n’a pas cessé de
s’améliorer. La chimiocline située à quelques dizaines de centimètres sous la surface la
première année a atteint environ 6m aujourd’hui. Selon Vaquer et al 35 il y a deux causes
principales pour cette tendance :
• la clarification des eaux favorise l’activité photosynthétique
• la mobilisation du matériel réducteur résultant de la matière
organique facilement dégradable s’atténue.
A l'aval, la qualité de l’eau est bien sûr fortement liée aux variations de la qualité de l’eau de la
retenue ainsi qu’à son mode de gestion. A Petit Saut pour pouvoir turbiner de l’eau anoxique
sans perturber le milieu aquatique récepteur, il fallait faire un mélange, à la sortie du barrage,
entre de l’eau oxygénée, restituée par la surface ou les pertuis de fond, et l’eau désoxygénée,
transitant par les turbines. Pour Petit Saut il a été montré que l’oxydation du méthane d’origine
hypolimnique restitué à l’aval du barrage se faisait en moins 2 jours.
L'expérience de Petit Saut, comme les autres barrages au Cameroun tel que Lagdo et Mapé,
devra être utilisée pour assurer une conception appropriée de la prise d'eau ainsi que
d'éventuelles mesures de ré-oxygénation et une gestion spécifique des niveaux de la retenue.
L'étude thématique sur la qualité de l'eau apportera plus d'éléments sur cette problématique,
34
Source : A Gregoire, S Richard ; 2002 ; Les Emissions de gaz à effet de serre par le réservoir de petit Saut en
Guyane
35
Source : A Vaquer, V pons, J Lautier ; 1997 ; Distribution spacio-temporelle du phytoplancton dans le réservoir de
Petit Saut Guyane française
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A
A

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mais la présence des eaux du Djérem, quelques kilomètres (20 Km) à l'aval du barrage de
Lom Pangar, ainsi que la présence de chutes sur ces quelques kilomètres sont un élément très
positif pour le projet de Lom Pangar.
La création d'un réservoir va considérablement modifier la qualité des eaux aussi bien dans la
retenue qu’à son aval. Ceci sera vrai pour toutes les retenues sous examen sauf Mbakaou ou
la surélévation ne risque trop de changer la qualité d’eau.
Tableau 49 : Impact sur la qualité de l’eau
106/135
Dégradation de la
qualité de l'eau
Lom Pangar Bankim -
Nyanzom
R -
Mbakaou +
Litala
L'impact est évalué sur une échelle allant de R -- (rédhibitoire) à A ++ (acceptable)
B - Le pipeline pétrolier du Tchad-Cameroun
R -
R -
Gaz
naturel
L’oléoduc Tchad-Cameroun, mis en service en 2003, traverse la future retenue de Lom
Pangar.
Le problème de l’interaction des deux projets avait été identifié dans les études d’avant projet
de l’oléoduc et des dispositions particulières devaient être mises en œuvre dans les zones de
franchissement de la retenue.
Cette problématique a également été prise en compte pendant les études environnementales
de l’oléoduc. Ainsi, ce problème est clairement évoqué dans l’étude des alternatives de mai
1999. Il est indiqué que les tracés D, E, F et G traversent la future retenue alors que le tracé H
ne la traverse pas. C’est toutefois le tracé F, pour lequel l’EIE de l’oléoduc mentionne un
traversée de l7 km, qui a été retenue.
L’oléoduc croise la future retenue en deux secteurs distincts. Le premier correspond à la
traversée du Pangar et le second à la traversée du Mbitel, petit affluent rive droite du Pangar,
comme le montre la carte ci-après.
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A

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Figure 27 Traversée de la retenue par l’oléoduc
Du fait du tracé rectiligne de l’oléoduc et de la topographie de la région marquée par un réseau
hydrographique dense, chacune des deux zones de franchissement est constituée par
plusieurs tronçons correspondant à la traversée des thalwegs alimentant le Pangar et le Mbitel.
Le nombre total de franchissements est égal à 18 et leur longueur cumulée est égale à 4,1 km
pour une retenue à la cote de retenue normale 674,50 m.
La profondeur maximale d'ennoiement sous la cote de retenue normale du plan d'eau est
voisine de 20 m pour les traversées du Pangar et du Mbitel.
Du point de vue environnemental, ces deux secteurs correspondent à des zones de savanes
arbustives. La zone de franchissement du Pangar est fréquentée par les pêcheurs et on note
la présence de campements de pêche à proximité. La famille du gardien des vannes du
Pangar habite à proximité de la vanne rive gauche.
La zone de franchissement du Mbitel n'est pas habitée.
107/135
Impact de la retenue sur l’oléoduc
L'analyse des documents conformes à l'exécution de l’oléoduc montre qu'aucune disposition
technique particulière n'a été mise en œuvre dans les zones de franchissement. Il convient
également de noter que la retenue de Lom Pangar n'est pas mentionnée dans le Plan Général
d'Intervention en cas de Déversement Accidentel d'Hydrocarbures (PGIDAH).
Par ailleurs, certains équipements de l’oléoduc sont sous le niveau de retenue normale du
projet. Il s'agit principalement des deux vannes de sectionnement de part et d'autre du Pangar
ainsi que leurs équipements annexes.
Enfin, les dispositifs d'auscultation par fibre optique ainsi que les protections cathodiques sont
immergées dans les zones de franchissement.
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Impact de l’oléoduc sur la retenue
L'impact principal de l’oléoduc sur la retenue est le risque de déversement d'hydrocarbure.
Il convient de noter que le risque de déversement accidentel d’hydrocarbures (DAH) existe
déjà pour les franchissements de rivière identifiés.
Le DAH se produira donc à l’intérieur de la retenue et a de fortes chances d’être stoppé en
amont du barrage.
Tableau 50 : Interaction avec l'oléoduc Tchad-Cameroun
Interaction avec l'oléoduc
Tchad-Cameroun
Lom Pangar Bankim -
Nyanzom
R -
Mbakaou
+ Litala
Gaz
naturel
A A A
L'impact est évalué sur une échelle allant de R -- (rédhibitoire) à A ++ (acceptable)
10.3.7 Conclusions de l’évaluation environnementale des alternatives à Lom Pangar
Le tableau ci-après résume la tentative d'appréciation non pondérée (notation allant de R-- à
A++) des différentes alternatives en fonction de leurs impacts potentiels par rapport au gaz (A).
Tableau 51 : Comparaison environnementale des alternatives à Lom Pangar
Les commentaires suivants portent principalement sur la comparaison entre Lom Pangar et
Bankim-Nyanzon qui est son véritable concurrent en terme de service rendu :
Aucun impact R - - rédhibitoire n’est identifié pour le projet Lom Pangar.
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Le concurrent Bankim-Nyanzon induit des déplacements importants de population alors
que cet impact est mineur pour Lom Pangar.
L’impact sur la santé est comparable pour les deux projets qui incluent dans les deux cas
une (Lom Pangar) ou deux grandes retenues (Bankim et Nyanzon). La faible densité
démographique dans la région de Lom Pangar donne de ce point de vue un avantage à
Lom Pangar.
Le critère d’impact sur l’environnement naturel ne permet pas de différencier les différents
projets hydroélectriques, principalement du fait que l’on ne dispose pas d’EIE sur les
concurrents à Lom Pangar. Cet impact est négatif pour tous les projets comportant une
grande retenue.
L’impact socio-économique du projet est d’autant plus positif que la zone est faiblement
développée. Ce critère est à l’avantage du projet Lom Pangar.
Le critère de dégradation de la qualité de l’eau de la retenue, que l’on peut caractériser en
première approximation par l’indicateur du temps de séjour dans la retenue est en faveur
de Bankim (5 à 6 mois) –Nyanzon (2 à 3 mois) par rapport à Lom Pangar (10 mois suivant
la capacité retenue). Cet inconvénient est partiellement compensé par le fait que le
barrage de Lom Pangar est situé à seulement 20 km à l’amont de la confluence avec le
Djerem, faiblement régulé par le barrage de Mbakaou et dont les apports sont deux fois
fois supérieurs à ceux du Lom.
La présence de l’oléoduc est un élément défavorable pour le projet Lom Pangar. L’étude
thématique sur ce sujet a toutefois permis de montrer que les impacts de la retenue sur
l’oléoduc étaient maîtrisables et que le risque de déversement accidentel d’hydrocarbures
dans la retenue ne constituait pas un impact rédhibitoire.
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11 ANNEXES
11.1 Rappel des termes de référence de l’étude des alternatives
Le Maître d’Ouvrage a engagé les premières études d’environnement en partant de la conviction, basée
sur les évaluations techniques et économiques, que ce projet était le plus à même de répondre à la
demande en électricité. Dans ces considérations, les coûts et avantages environnementaux des
différentes alternatives n’ont pas été pris en compte ; c’est pourquoi il paraît nécessaire de reprendre
l’analyse des différentes alternatives en y intégrant les aspects environnementaux, de façon à
démontrer, si c’est bien le cas, que ce projet constitue la meilleure option.
Ces réflexions qui ont conduit au choix du projet de Lom Pangar ont pris en compte les intérêts
techniques et économiques. L’objet de cette analyse des alternatives est de vérifier qu’une réflexion qui
aurait intégré, en plus, les coûts et avantages du point de vue de l’environnement aurait abouti au
même choix, et que la solution retenue est bien le meilleur compromis en termes techniques,
économiques et environnementaux.
Il est proposé de mener la réflexion en plusieurs étapes :
(i) Justification de l’augmentation des capacités de production :
Une meilleure maîtrise de la demande en énergie ne permettrait-elle pas d’éviter d’avoir à augmenter les
capacités de production ?
Une meilleure maîtrise de la gestion des retenues existantes ne permettrait-elle pas de remplir les
fonctions dévolues au projet Lom Pangar ?
(ii) Justification du choix du projet d’hydroélectricité :
Sachant que le projet vise à optimiser l’utilisation d’équipements existants -les usines d’Edéa et de
Song-Loulou- d’autres sources de production d’électricité ne seraient-elles pas plus appropriées :
production thermique au fuel, au charbon, au gaz, biomasse ou les énergies renouvelables du type
solaire ou éolien ?
L’analyse comparative devra tenir compte des rejets de ces différentes énergies (carbone, soufre, etc.),
ainsi que des rejets méthanoïques attendus d’un barrage de retenue. Ces rejets seront évalués sur la
base des connaissances à ce jour sur ce sujet.
(iii) Justification du choix du projet :
Si l’analyse précédente confirme le choix de l’hydroélectricité, le site retenu est-il bien le meilleur ? AES-
Sonel dispose d’une étude comparative des sites potentiels de production hydroélectrique : le site de
Lom Pangar est-il le plus avantageux du point de vue de l’environnement ? N’aurait-il pas été possible
d’équiper les sites de retenue existants pour la production d’électricité ?
Fallait-il choisir un seul site de retenue ou plusieurs sites plus petits ? Les caractéristiques techniques
retenues sont-elles bien celles qui présentent le meilleur bilan coûts/avantages du point de vue
environnement ?
Enfin, une analyse de l’intérêt de l’équipement du pied de barrage par une usine de production sera
menée, en tenant compte également des impacts attendus des lignes de transmission.
Dans les différents bilans coûts et avantages, on intégrera à la fois les impacts en termes
d’environnement local (hydraulique, utilisation du sol, pertes patrimoniales, pollution de l’air) et en terme
d’environnement mondial (rejets de gaz à effet de serre, biodiversité). Parmi les avantages des
différents projets analysés, on tiendra compte des retombées positives des projets (mesures
compensatoires, développement induit par les projets : pêche - éco-tourisme - agriculture).
Dans les évaluations des coûts et avantages, tous les éléments de comparaison n’ont pas de valeur
quantitative ; les bilans devront donc donner lieu à des évaluations qualitatives, intégrant des critères de
pondération. L’établissement de ces critères devra donner lieu à un consensus avec les autorités
publiques, les ONG, etc. au travers d’un processus de concertation et de participation publique.
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Pour ce faire, il consultera tous les documents disponibles et relatifs à l’historique du projet de Lom
Pangar notamment en ce qui concerne les technologies alternatives de production d’énergie électrique
(thermique, autres énergies nouvelles et renouvelables, etc.), les différents sites d’aménagement, les
coûts technico-économiques. Une analyse comparative, utilisant une approche multicritères,
sanctionnera cette phase.
L’analyse économique du projet inclura, sans que cette liste soit exhaustive : le coût de la réhabilitation
des ouvrages existants, l’installation des lignes de transport, la construction des voies d’accès, les
dédommagements, le développement communautaire, les actions pouvant nécessiter des
compensations pour perte de forêt, la restauration des carrières et les coûts liés à la supervision.
Une évaluation précise de la demande et de l’offre d’électricité, sur la base des documents existants
remis par AES-Sonel dans la perspective du développement du secteur de l’énergie, est nécessaire. Le
rapport d'analyse des alternatives tiendra compte de toutes les propositions pour le développement du
secteur de l’énergie à court, moyen et long termes, des lignes de transport associées et des travaux
supplémentaires, de l’impact et de la mise en œuvre de l’oléoduc Tchad-Cameroun, etc.
De manière générale, l’analyse sera basée sur les données disponibles remises par AES-Sonel,
sur les données publiques et la documentation existante. Le consultant remettra à AES-Sonel en
début de mandat un questionnaire listant les données de base nécessaires, en particulier concernant le
système électrique.
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11.2 Plan de Situation de la retenue de Lom Pangar
Figure 28 : La retenue de Lom Pangar et ses Alentours
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11.3 Note de présentation simplifiée du Logiciel de gestion « PARSIFAL »
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Schématisation d’un système
La schématisation d’un nouveau
système ne nécessite aucune
programmation.
L’utilisateur dessine chaque vallée
hydraulique en connectant entre eux
les différents ouvrages et peut ainsi
représenter facilement toute la
complexité hydrologique du système.
Il saisit ensuite les caractéristiques
des aménagements (volumes utiles,
coefficients énergétiques, bornes sur
les débits, ...) et indique les noms des
fichiers de données (demande,
apports,
bornes minimales et maximales, ...).
Le parc thermique est simplement
Optimisation
PARSIFAL calcule la valeur de l’eau
dans les réservoirs,
c’est-à-dire l’espérance mathématique
du gain lié à l’utilisation future
optimale de chaque m3 d’eau.
Cette valeur, comparée au gain
immédiat, permet à chaque
instant de faire objectivement le choix
entre utiliser l’eau tout
de suite et la conserver pour plus tard
défini par les caractéristiques
Utilisation en exploitation
PARSIFAL permet de simuler
l’exploitation optimale d’un
système pour élaborer un programme
de marche prévisionnel
cohérent avec la stratégie élaborée sur
le long terme.
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Prise en compte des autres usages
Classiquement, PARSIFAL optimise la
estion à finalité énergétique tout en
espectant les contraintes imposées par les
utres usages.
Toutes les contraintes habituelles
peuvent être représentées, dès lors
qu’elles portent sur des volumes ou des
débits à fournir ou à retenir.
Les valeurs peuvent être :
• fixes, par exemple : débit minimal
anti à l’aval toute l’année ;
• programmées, par exemple : cote
touristique à maintenir de juillet à
septembre ;
Utilisation en simulation
PARSIFAL permet de simuler
l’exploitation optimale du système face à
des séquences d’aléas en long terme,
pour observer l’allure statistique des
principales variables (défaillance en
années sèches, trajectoires des retenues,
débits déversés, ...).
Un peu de théorie
PARSIFAL est basé sur le couplage de
la programmation
dynamique stochastique (évolution
optimale dans le temps d’un système
frappé par différents aléas) et de la
programmation linéaire (optimisation de
chaque pas de temps en avenir certain).
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11.4 Données des Apports
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1. Apports à La Mapé
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2. Apports à Bamendjin
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3. Apports à Mbakaou
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4. Apports à SONG-LOULOU - EDEA
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5. Apports à Lom Pangar
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11.5 Fiches des projets hydroélectriques concurrents
11.5.1 Aménagement de Nachtigal
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Description du projet
L’aménagement de Nachtigal a fait l’objet d’une étude d’APD en 1987 et d’une révision faite en
juillet 2000 par Coyne et Bellier.
Situé sur la Sanaga, en aval du barrage existant de Mbakaou et du futur barrage de Lom
Pangar dont la mise en service est prévue à partir de 2010, l’aménagement bénéficiera
pleinement de la régulation apportée par les deux réservoirs dés sa construction.
Le site Nachtigal est situé à 65 km environ au nord de Yaoundé et à 200 km de Song Loulou
pour un temps de propagation de 2 jours.
Deux alternatives ont été envisagées dans la dernière étude faite par Coyne et Bellier:
o Puissance installée de 224 MW pour 4 groupes de 56 MW pour un débit de 640m 3 /s
sous une chute de 40m.
o Puissance installée de 280 MW pour 5 groupes de 56 MW pour un débit de 800m 3 /s
sous une chute de 40m.
Nous ne retiendrons pour cette analyse que le projet à 280 MW, qui peut seul satisfaire la
demande supplémentaire d’Alucam à l’horizon de 2010.
Toute fois il n’est pas impossible ultérieurement d’imaginer une centrale de 400 MW pour un
débit d’équipement de 1140 m 3 /s avec une réalisation en deux étapes notamment dans le cas
d’une tarification valorisant la pointe en période sèche.
C’est un ouvrage de type « fil de l’eau » dont le plan d’eau du réservoir à la RN506,8 dispose
d’une surface de 2,1 Km² pour une capacité du réservoir de 4,6 hm 3 qui serait intéressant de
passer à plus de 20 hm 3 (gestion hebdomadaire).
Coyne et Bellier a considéré dans son étude qu’il n’était pas nécessaire de disposer d’une
capacité de modulation pour seulement quelques jours d’utilisation dans l’année occasionnant
un surcoût dû en particulier au passage de la voie de chemin de fer (à la cote 516). Il apparaît
toute fois indispensable de revenir sur cette position pour les deux raisons suivantes; tout
d’abord que pendant la période d’étiage on est 45% du temps en dessous du débit de 640
m 3 /s (et donc sans régularisation) et qu’ensuite le temps de propagation des eaux avec le
réservoir aval qui sera ramené à deux jours permettra une meilleure gestion des réservoirs.
L’aménagement est constitué de :
o Un ouvrage de retenue et d’évacuation avec un seuil déversant en BCR barrant la
quasi-totalité du lit de la Sanaga,
o Un ouvrage de prise d’eau en rive gauche alimentant un canal d’amenée de 3 km,
o Un centrale de production avec une prise et une conduite forcée,
o Et, d’un poste de départ 225 kV et la ligne d’évacuation de 75 km jusqu’au poste
d’Oyomabang.
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Hydrologie
Les principales caractéristiques hydrologiques sont résumées dans le tableau ci-après :
Tableau 52 : Caractéristiques hydrologiques de Nachtigal
Bassin versant 73 230 km²
Apport moyen annuel 33 000 hm 3
Module spécifique 14 l/s/ km²
Module interannuel 1 044 m 3 /s
Crue décennale 4 000 m 3 /s
Crue de projet 6 600 m 3 /s
Nota : Concernant l’hydrologie il semble y avoir quelques incohérences dans les résultats en
comparaison avec les autres données hydrologiques des autres sites.
Productible et production de l’aménagement de Nachtigal
Le productible du projet avec un ouvrage de modulation de 5 hm 3 serait d’environ :
o 1 550 GWh sans le projet de Lom Pangar ,
o 1 950 GWh avec le barrage réservoir de Lom Pangar à 7000 hm 3 .
Coût et durée de réalisation du projet de Nachtigal
Le coût de construction annoncé par Coyne et Bellier aux conditions économiques de 2002
pour le projet de 280 MW (sans capacité de modulation) est de 134 GFCFA pour une durée de
construction de 4 années.
Le coût de revient économique du kWh (au taux d’actualisation de 10%) serait de l’ordre de 11
à 12 FCFA /kWh pour une production de 1,5 TWh sans régulation du réservoir de Lom
Pangar. Avec Lom Pangar le coût du kWh baisserait de 15 à 20%
Suréquipement possible de Nachtigal (336-392 MW)
L’extension de la centrale de Nachtigal avec un seul groupe de 56 MW en 2018 permettrait
pour une capacité de 7000 hm 3 à Lom Pangar une production supplémentaire d’environ
300 GWh.
Dans le cas d’une extension de deux groupes le supplément d’énergie (dans les mêmes
conditions) passerait alors à environ 500 GWh.
Il apparaît donc indispensable pour cet aménagement de prévoir une extension à minima de
deux groupes après 2014 et les réservations nécessaires pour la réalisation de cette deuxième
étape. Ce suréquipement permettrait une pointe de 118 MW (voir le graphique ci-dessous)
pour une capacité de modulation de 5 hm 3 :
- 80m3/s
Débit à 660 m3/s
- 28MW
+ 260m3/s + 90MW
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11.5.2 Complexe „Lom Pangar-Nachtigal“
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Description du complexe « Lom Pangar-Nachtigal »
L’association de ces deux aménagements permettrait de répondre au moindre coût aux
besoins supplémentaires en énergie du secteur public du RIS et au doublement de la
production d’aluminium (Alucam) souhaité par le Gouvernement du Cameroun. Dans ce
contexte la priorité sera donnée à un engagement en premier pour la réalisation de Nachtigal
et ensuite à Lom Pangar.
Une étude d’optimisation de l’ensemble de deux projets permettrait de définir les
dimensionnements les plus appropriés sur le long terme de Lom Pangar entre 5000 et 7000
hm 3 et de Nachtigal entre 280 et 400 MW avec une capacité de modulation comprise entre 5
hm 3 et 10 hm 3 .
Productible et production du complexe « Lom Pangar-Nachtigal »
Avec un réservoir d’une capacité utile de 7000 hm 3 pour Lom Pangar (sans usine de pied) et
une centrale de 280 MW pour Nachtigal il sera possible de fournir une production
supplémentaire comprise entre 2 et 2,2 TWh sur la Sanaga à partir de 2010-2014.
La production supplémentaire apportée par la création du réservoir de Lom Pangar aux
ouvrages de la Sanaga ; c’est à dire pour l’instant Nachtigal, Song Loulou et Edéa , serait de
625 GWh et donc bien en deçà des valeurs annoncées par Coyne et Bellier.
Coût du projet
Le coût de construction de l’ensemble des deux aménagements est de 190 GFCFA
(estimation faite par Coyne et Bellier aux conditions économiques de 2002) pour une durée de
réalisation de 4 années.
Le coût de revient économique du kWh (au taux d’actualisation de 10%) pour une production
de l’ordre de 2TWh serait de l’ordre de 12 FCFA /kWh.
11.5.3 Réservoir de Litala
Description du réservoir de Litala
L’aménagement hydroélectrique de Litala, constitué d’un réservoir d’une capacité utile de 2000
hm 3 pour une superficie de 120 Km² à la RN846, est situé sur la Lom au nord de Bétaré Oya. Il
est aussi destiné à garantir en période d’étiage un débit minimal à Song Loulou.
Il existe une variante à 3600 hm 3 qui n’est pas envisageable actuellement et dont le plan d’eau
de la retenue pénètre assez loin en République de Centre Afrique (RCA) en remontant les
vallées de la Laodenguine sur 18 Km et surtout celle du Mbali sur 45 Km (ainsi que son
affluent le Koundé sur 18 Km). Le pont de la Lom serait sous 20m d’eau! Il est possible aussi
d’y adjoindre une usine en pied de barrage de 40 MW sous une hauteur de chute de 25m.
Ce projet est assez comparable à celui de Lom Pangar pour une même capacité identique.
Les principales caractéristiques hydrologiques sont résumées dans le tableau ci-après :
Tableau 53 : Caractéristiques hydrologiques au site de Litala
Bassin versant 6 700 km²
Apport moyen annuel 3 320 hm 3
Module spécifique 15,7 l/s/ km²
Module interannuel 105 m 3 /s
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Par contre le site est encore plus éloigné de Song Loulou que celui de Lom Pangar (à environ
600 Km) induisant un peu plus de pertes d’eau sur le parcours par évaporation et infiltration.
123/135
Productible et production
Avec un réservoir d’une capacité utile de 2000 hm 3 pour Litala (sans usine) et une centrale de
280 MW pour Nachtigal il sera possible d’augmenter la production d’environ 1,8 TWh sur la
Sanaga à partir de 2010.
La production supplémentaire apportée par le réservoir de Lom Pangar à l’ensemble de la
Sanaga ; c’est à dire Nachtigal, Song Loulou et Edéa , serait de 625 GWh.
La production supplémentaire sur la Sanaga due au réservoir de Litala à 2000 hm 3 serait de :
o 100 à 150 GWh à Song Loulou et Edéa sans Nachtigal,
o 250 à 300 GWh avec l’aménagement de Nachtigal.
Coût du projet de Litala
Le coût de construction du réservoir est de 29,3 GFCFA hors dépenses environnementales et
de l’usine (est. AES-SONEL) pour une durée de réalisation de 3 à 4 années au maximum.
Le coût de revient économique du kWh (au taux d’actualisation de 10%) pour une production
supplémentaire de l’ordre de 125 GWh serait de l’ordre de 30 FCFA /kWh si Nachtigal n’est
pas réalisé.
11.5.4 Dérivation de la Mbam dans la Mapé - Réservoir de Bankim
Description sommaire des Ouvrages
Ce projet d’aménagement consiste principalement à dériver aux environs de BANKIM une
partie des eaux de la rivière du Mbam dans le réservoir de la Mapé par un canal de dérivation
(ou d’un canal de jonction) très proche. Plusieurs solutions ont été envisagées dont celle qui
consiste à réaliser un barrage réservoir de 1100m en crête à la cote RN 719 d’une capacité de
stockage utile de 900 hm 3 (pour une surface noyée réduite de 100 Km²) et un canal de
dérivation de longueur d’un Km.
Le projet proposé par AES-Sonel dans son rapport « Alternatives au Projet de Lom Pangar »
de novembre 2002 est issu de l’étude de 1980 dans le cadre de l’inventaire des ressources
hydroélectriques du Cameroun et consiste en un barrage réservoir de 1500 m en crête (à la
cote RN 730) de 2500 hm 3 pour une superficie de 190 Km² associé à une usine de 40 MW et
d’un canal de jonction.
Le site de Bankim sur le Mbam à l’amont de Magba qui présente une des possibilités de
régularisation de la Sanaga en complément du réservoir de la Mapé, se situe à environ 60 Km
au Nord-Est de Foumban. Les caractéristiques hydrologiques principales au site de Bankim
ont été déduites de celles de la station hydrométrique de Mantoum (14 700 Km²).
Tableau 54 : Caractéristiques hydrologiques du Mbam à Bankim
Bassin versant 7 700 km²
Apport moyen annuel 5 400 hm 3
Module spécifique 22,3 l/s/ km²
Module interannuel 172 m 3 /s
Crue décennale 800 m 3 /s
Crue de projet 1 300 m 3 /s
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La capacité utile à la cote de RN719 serait de l’ordre de 900 à 1000 hm 3 et noierait environ
100 Km² de savane arbustive. En raison de la présence des rapides du Mbam jusqu’à
proximité du confluent du Mayo Djinga, à 60 Km en amont du site de Bankim, la capacité de
retenue maximale envisageable ne dépasserait pas 2 250 hm 3
L’ouvrage de régularisation de Bankim ferme la vallée du Mbam en amont de son confluent
avec la Mapé. Le volume envisageable pour la retenue est faible vis-à-vis des apports et son
exécution est subordonnée à celle du réservoir de Mapé, la jonction des deux réservoirs étant
réalisée par un canal de jonction permettant de transiter un débit de 200 à 220m 3 /s.
L’aménagement proposé serait constitué d’une digue principale d’un évacuateur de crues et
d’un canal de jonction :
• Digue principale
La digue principale est en terre compactée avec noyau central assurant l’étanchéité. Les talus
des remblais amont et aval sont au fruit de 3 pour 1 et la largeur en crête est de 10 m. La
revanche est prise égale à 4 m, ce qui permet d’évacuer la crue de projet en toute sécurité.
Les parements sont protégés du batillage de la retenue par des enrochements séparés des
recharges en terre par des filtres. Un drain prolongé par des bretelles assure le drainage des
percolations à l’aval du noyau.
Les fondations de la digue sont meubles, sauf dans le lit du fleuve.
Une alternative à la digue en terre serait le béton compacté au rouleau servant d’évacuateur
de surface.
• Evacuation de crues et Ouvrage de restitution
L’évacuation de crues est située en rive gauche et fait barrage à un canal excavé dans le
rocher de fondation. Il est du type à pertuis de fond et est dimensionné pour évacuer la crue de
projet estimée à 1 300 m 3 /s. Il comprend 2 passes dont les seuils sont calés à la cote 693 et
chaque pertuis est équipé d’une vanne-segment manœuvrable depuis le masque situé audessus.
La partie supérieure du masque porte un clapet de 3 m de hauteur pour le réglage fin
de la retenue et l’évacuation des corps flottants.
En aval des pertuis, une fosse d’amortissement bétonnée et ancrée au rocher de fondation fixe
le ressaut hydraulique, dissipe l’énergie créée par l’évacuation des crues et limite les
affouillements dans le canal de restitution.
En période de régularisation, les débits sont restitués par les pertuis de fond.
• Canal de jonction Mapé - Bankim
D’une longueur de 1 050 m pour la cote de retenue 716 et 890 m pour la cote de retenue 719,
le canal assure la jonction des deux retenues à environ 6 Km à vol d’oiseau du barrage de
Bankim au point le plus rapproché. Il est dimensionné pour le transit d’un débit de 220 m 3 /s Sa
largeur au plafond est de 15 m et le tirant d’eau de 9 m. Les fruits des talus sont à 0,2 pour 1
dans le rocher et 3 pour 1 dans le terrain meuble et il n’est pas prévu de revêtement sur les
parois.
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Coût du projet de Bankim
On peut estimer sommairement le coût du projet dans une fourchette de 20 à 30 GFCFA par
comparaison au montant annoncé de 45 GFCFA pour le projet à 2500 hm 3 et sans usine par
AES-Sonel dans son rapport sur les alternatives à Lom Pangar.
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11.5.5 Aménagement de Nyanzom
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Description de l’aménagement de Nyanzom
L’aménagement hydroélectrique de Nyanzom sur le Mbam ferma la vallée en aval du confluent
du Kim. Il est situé en amont de la confluence du Noun et du Mbam à environ 240 Km de la
centrale de Song Loulou ( 2 jours de temps de propagation des eaux) et à vol d’oiseau à
environ 200 Km de Yaoundé.
L’aménagement est constitué principalement de:
o Une digue en remblais de 70m de hauteur ,
o Un canal mixte d’une longueur de 2 Km est utilisé en canal de dérivation, en de canal
d’amenée pour l’évacuation de la crue et en canal d’alimentation des groupes de
l’usine,
o Un centrale de production de type extérieure équipée de 5 groupes et de conduites
forcées avec une cheminée d’équilibre, et d’un canal de fuite,
o Et, d’ un poste d’évacuation d’énergie.
La puissance installée est de 375 MW avec 5 turbines Francis de 75 MW pour un débit total de
650 m 3 /s sous une hauteur de chute de 78 m. Le volume utile de stockage du réservoir est
2700 hm 3 à la RN 650 pour une capacité totale de 4000 hm 3.
Le site bénéficiera en plus de la régularisation du réservoir de la Mapé ainsi que celle du futur
réservoir de Bankim s’il est construit.
Les principales caractéristiques hydrologiques au site de Nyanzom ont été déduites de celles
de la station hydrométrique de Mantoum (14 700 Km²) :
Tableau 55 : Caractéristiques hydrologiques du Mbam à Nyanzom
Bassin versant 25 200 km²
Apport moyen annuel 14 190 hm 3
Module spécifique 17,8 l/s km²
Module interannuel 450 m 3 /s
Crue décennale 2 000 m 3 /s
Crue de projet 3 000 m 3 /s
Remarque : Il n’existe pas d’étude d’impact du projet sur l’environnement.
Les études d’impact sur l’environnement porteront sur la faune et la flore de la superficie noyée
par les eaux de la retenue ainsi que la région aval du barrage et sur les populations
(socioéconomiques, santé, etc.).
Productible et production de l’aménagement de Nyanzom
Le productible du projet de Nyanzom avec sa capacité utile de 2700 hm 3 serait d’environ :
o 1 800 à 1 900 GWh sans le projet de Bankim,
o 2 000 à 2 100 GWh avec le barrage réservoir de Bankim à 1000 hm 3 ,
Et, sans oublier une production supplémentaire (selon la réalisation ou non de la retenue de
Bankim) de 350 à 500 GWh à Song Loulou et Edéa.
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Coût du projet
Le coût de construction du projet Nyanzom serait (selon le rapport d’AES-SONEL) de
105 GFCFA sans l’usine et de 203 GFCFA avec l’usine pour une durée de construction de
ouvrages de 4 années. (non compris les AO et les préparations des dossiers ).
Le coût de revient économique du kWh (au taux d’actualisation de 10%) serait de l’ordre de 12
FCFA /kWh pour une production de 2,1 TWh.
11.5.6 Complexe Bankim-Nyanzom
Description du complexe de Bankim-Nyanzom
Le complexe de Bankim-Nyanzom est certainement l’alternative la plus proche au projet de
Lom Pangar/Nachtigal sur la Sanaga. L’association de ces deux aménagements
hydroélectriques sur le Mbam permettrait aussi de répondre au moindre coût aux besoins
supplémentaires en énergie du secteur public du RIS et au doublement de la production
d’aluminium (ALUCAM) souhaité par le Gouvernement du Cameroun.
Avec des capacités de stockage respectivement de 2700 hm 3 et 900 hm 3 pour les barrages de
Nyanzom et de Bankim non compris le supplément de capacité garanti d’environ 1250 hm 3 à
La Mapé et une puissance installée de 375 MW, il est possible d’apporter au réseau de 2,4 à
2,6 TWh dans des conditions économiques satisfaisantes.
Une étude d’optimisation du projet de Nyanzom en fonction de la capacité de Bankim
permettrait face aux impacts sur l’environnement de définir pour Nyanzom la puissance à
installer comprise entre 250 et 400 MW et la puissance unitaire des groupes.
Le marnage certainement important pour cet aménagement de Nyanzom est un inconvénient
par rapport à celui de Nachtigal surtout en période sèche quand les deux ouvrages situés en
amont ont été vidés.
Figure 28 : Vue aérienne de la retenue de La Mapé et du projet de Bankim
Retenue de la Mapé
Bankim
Mbam
Bankim : Dérivation dans le Mapé
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Productible et production des aménagements de Nyanzom et de Bankim
Le productible des projets de Nyanzom et Bankim avec une capacité utile supplémentaire de
3600 hm 3 (non compris le stockage garantie à Mapé ) serait de 2,4 à 2,6 TWh, comprenant la
production supplémentaire de 350 à 500 GWh à Song Loulou et Edéa.
Coût du projet
Le coût de construction du projet de 105 GFCFA sans usine et de 203 GFCFA avec l’usine
plus 20 à 30 GFCFA pour le réservoir de Bankim .
Le coût de revient économique du kWh (au taux d’actualisation de 10%) pour une production
de l’ordre de 2.5 TWh serait de l’ordre de 11 à 12 FCFA /kWh.
11.5.7 Surélévation de Mbakaou
Description du réservoir de Mbakaou
Le réservoir de Mbakaou avec une capacité utile de 2500 hm 3 pour une superficie de 348 Km²
à la RN846 et mis en service en 1974, pourrait être surélever de 3 m permettant d’augmenter
sa capacité de 1000 hm 3 . Cette surélévation est justifiée par la capacité du réservoir trop petit
au regard du volume des apports annuels 4 à 5 plus importants.
La faisabilité de cette réalisation reste toute fois à être démontrée sachant qu’une surélévation
a déjà été effectuée dans le passé et qu’il existe beaucoup de difficultés techniques à
résoudre.
Au niveau environnemental seule la ville de Tibati qui jouxte le réservoir pourrait poser des
difficultés.
Les principales caractéristiques hydrologiques sont résumées dans le tableau ci-après :
Tableau 56 : Caractéristiques hydrologiques de Mbakaou
Bassin versant 20 200 km²
Apport moyen annuel 12 430 hm 3
Module spécifique 19,5 l/s km²
Module interannuel 395 m 3 /s
Productible et production
Avec un réservoir d’une capacité utile supplémentaire de 1000 hm 3 à et une centrale de
280 MW pour Nachtigal il sera possible d’augmenter la production sur la Sanaga
La production supplémentaire apportée par la surélévation du réservoir de Mbakaou à
l’ensemble de la Sanaga ; c’est à dire Nachtigal, Song Loulou et Edéa, serait de 130 à
150 GWh à partir de 2008-2009.
Coût du projet de Mbakaou
Le coût de construction du réservoir est de 25,2 GFCFA (est. AES-Sonel) pour une durée de
réalisation de 2 à 2,5 années.
Le coût de revient économique du kWh (au taux d’actualisation de 10%) pour une production
supplémentaire de l’ordre de 150 GWh serait de l’ordre de 18 FCFA /kWh si Nachtigal est
réalisé.
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11.6 Glossaire
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Abréviations utilisées :
AFD Agence Française de Développement
APS-APD Avant Projet Sommaire et Détaillé
ARSEL Agence de Régulation du Secteur de l’Electricité
BM
Banque Mondiale
WB
World Bank
BTS Basse Teneur en Soufre
BV Bassin Versant
CDM Clean Development Mechanism
CMB Commission mondiale des Barrages
CoB Coyne et Bellier
COTCO Cameroon Oil Transportation Compagny
EIE Etude d’Impacts sur l’Environnement
EdF Electricité de France
GES Gaz à Effet de Serre
GEF
Global Environment facility
FEM
Fonds pour l’Environnement Mondial
GGFR Global Gas Flaring Reduction
IPP Independant Power Producer
Kribi 1 Centrale thermique de Kribi - Phase 1
Kribi 2 Centrale thermique de Kribi - Phase 2
LFO et HFO Light et Heavy Fuel Oil
LP Lom Pangar
MINEPAT Ministère des Mines et de l’Energie
TAG & TAC
Turbine à Gaz ou à Combustion
MAG
Moteur à Gaz
PAE Plan d’Action Environnentale
PPA
Power Purchase Agreement
CAE
Contrat d’Achat d’Electricité
PCI - PCS Pouvoir Calorifique Inf. -Supérieur
RIS Réseau Interconnecté du Sud
SP Secteur Public
SONEL AES –Sonel : Société Nationale d’Electricité
SONARA Société Nationale de Raffinage
SNH Société Nationale des Hydrocarbures
SLL
Unités :
Song Loulou
MBtu Million of British thermal units
GJ Giga Joule
€
FCFA
Euro
Franc CFA
GFCFA Giga Franc CFA
MT Million de tonnes
C02 - C02e.
Dioxyde de Carbone - Dioxyde de Carbone équivalent
CH4
Méthane
NOx
Oxydes d'Azote
NO2
Dioxyde d'Azote
SO2
Dioxyde de Soufre
Aux c.e. du : aux conditions économiques du :
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11.7 Références
1. Plan d’expansion à long terme du réseau interconnecté-Sud - novembre 2002 - ARSEL
2. Etude des alternatives au projet de Lom Pangar - rapport final - novembre 2002 - AES-
Sonel
3. Plan de développement 2003-2007 - version 1.03 - avril 2003 - AES-Sonel
4. Inventaire général des ressources hydroélectriques du Cameroun de 1983 – Electricité
de France
5. Aménagement de Lom Pangar :
• Optimisation du productible - octobre 2002 - Coyne et Bellier,
• Volume 1 - Etudes d’actualisation d’APS - Note de synthèse - août 1999 - Coyne et Bellier,
• Volume 2 - Etudes d’actualisation d’APS - Etudes techniques - août 1999 - Coyne et
Bellier,
• Volume 3 - Etudes d’actualisation d’APS - Cahier de plans - août 1999 - Coyne et Bellier,
• Volume 4 - Etudes d’actualisation d’APS - Annexes - août 1999 - Coyne et Bellier.
6. Aménagement de Nachtigal :
• Optimisation du productible – septembre
e 2002 – Coyne et Bellier,
• Volume 1 - Note de synthèse de juillet 2000 - Coyne et Bellier,
• Volume 2 - Etudes techniques et annexes de juillet 2000 - Coyne et Bellier.
7. Etudes d’impact environnemental de la retenue de Lom Pangar ISL-Oréade-Brèche Sogréah
de juillet2005
8. Autres Références:
• AES-Sonel (2003). Analyse du programme de dépenses en capital par l'ingénieur-conseil
indépendant du prêteur. (Rapport sommaire). Yaoundé.
• AES-Sonel (2003). Capital Investment Programme Description Horizon 2003-2007. Preliminary
Draft. Yaoundé.
• AES-Sonel (2003). Perspectives dans le Secteur de l'électricité au Cameroun 2003-2008.
Yaoundé.
• Comité Internationale des Grands Barrages (CIGB) (1995) - Sur L'aménagement des réservoirs
dans les bassins fluviaux. Yaoundé.
• Coyne and Bellier (1997). Simulation d'Exploitation du Système de la Sanaga; (Mise à jour de
l'étude de janvier 1995. Yaoundé, Sonel. .
• Ingérop (1998). Projet du Barrage de Lom Pangar; Synthèse des Etudes d'environnement.
Yaoundé, Sonel.
• Société Financière Internationale (SFI) -1999-. Privatisation de la Société Nationale d'Electricité
(Sonel), Sections 2,3 & 4. Yaoundé.
• Sonel (1998). Prévision de la demande d'énergie électrique; exercices 1996/97 - 2021/22;
Document de Synthèse. Yaoundé.
• Sonel (1998). Réforme Institutionnelle du Secteur de l'Electricité et Privatisation de la Sonel;
Sections I - X. Yaoundé.
• AES-Sonel AES-Sonel Draft Business Development Plan. Douala.
• AES-Sonel (2003). Limbe Power Project. Douala.
• Augenbraun, H., E. Matthews, et al. (1995). The Global Methane Cycle, Institute on Climate and
Planets.
• Banque Mondiale (2003). Mission Energie de la Banque Mondiale du 20 au 24 juillet 2003.
• Brière P (2003). Generation Planning for AES-Sonel; Indicative Plan for Mid-term Generation.
Douala, AES-Sonel.
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130/135
• Coyne and Bellier (2002). Moyens Energétiques pour le développement Durable a l'Horizon
2007/2015. Douala, ALUCAM
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1980.” Carbon Dioxide Information Analysis Center.
• Cadée, G. (1984). “Particulate and Dissolved Organic Carbon and Chlorophyll A in the Zaire
River, Estuary and Plume.” Netherlands Journal of Sea Research 17: 426-440.
• Centre de Recherche Hydrologiques (CRH) (1998). Qualité de l'eau a Certains Sites sur Le
Pangar, le Lom et la Sanaga. Yaoundé, Ministère de la recherche Scientifique et Technique.
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Science 223: 1290-1293.
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• Cole JC, C. N. (2001). “Carbon in catc hments: connecting terrestrial carbon losses with aquatic
metabolism.” Marine and Freshwater Resources 52: 10.
• Delmas, R., J. Servant, et al. (1992). “Sources and Sinks of Methane and Carbon dioxide
Exchanges in Mountain Forest in Equatorial Africa.” Journal of Geophysical Research 97(D6):
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Cameroun. Yaoundé, Ministère de l'Economie et des Finances.
• Division des Etudes et de la Planification (2001). Statistiques du Tourisme, 2000, Ministère du
Tourisme.
• Division des Etudes et de la Planification (2002). Statistiques du Tourisme, 2001, Ministère du
Tourisme.
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Freshwater Biology 7: 187-206.
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• Richey, J., J. Melack, et al. (2003). “Outgassing from Amazonian Rivers and Wetlands as a
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• Schlunz, B. and R. Schneider (2000). “Transport of Terrestrial Organic Carbon to the Oceans by
Rivers: Re-estimating Flux and Burial Rates.” International Journal of Earth Sciences 88: 599-
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• Tathy, J. and B. Cros (1992). “Methane Emission from Flooded Forest in Central Africa.” Journal
of Geophysical Research 97(D6): 6159-6168.
• World Commission on Dams (2000). Hydropower and Climate Change; Parts 1 to 4. Bonn,
WCD: 5.
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11.8 L’effet de Serre 36
La Terre est une planète qui a la particularité d'être pourvue d'une atmosphère. Cette
atmosphère a une composition homogène, précise et stable dans le temps, à l'échelle de
l'histoire humaine : 78% d'azote et 21% d'oxygène environ 37 , à quoi s'ajoutent des gaz
présents en faible proportion dits gaz traces. Parmi ces gaz traces, on trouve des gaz dont
l'une des propriétés est de piéger une partie de l'énergie solaire.
L'atmosphère agit avec l'énergie thermique produite par les rayons du soleil, de la même
manière qu'une serre. Grâce aux gaz à effet de serre que contient l'atmosphère et qui lui font
jouer le rôle de vitre, elle laisse une partie du rayonnement solaire arriver jusqu'au sol. En
retour, la Terre renvoie vers l'espace une partie de cette énergie sous forme de chaleur que
l'atmosphère piège et rediffuse.
Figure 29 : L’effet de Serre
Agissant comme une sorte de couverture globale, ces gaz induisent un effet de serre naturel
par lequel la température terrestre est accrue de 33°, permettant d'arriver à une température
moyenne terrestre de +15°C, au lieu de -18°C. Cet e ffet de serre naturel est l'une des
conditions de possibilité de la vie. Les gaz à effet de serre sont en quantité suffisante pour que
la température terrestre moyenne reste comprise dans les limites connues de tolérance de la
vie. Sur Vénus, par exemple, un taux plus important de gaz à effet de serre contribue à
maintenir une température moyenne de 250°C, rendant toute forme de vie connue impossible.
Pour mettre les choses en perspective, il est important de noter que le sujet reste partiellement
méconnu. Cependant, certaines explications peuvent être énoncées sans prendre de risque
car elles font l'objet d'un consensus.
On sait que le climat change naturellement à différentes périodes. Sur une période de cent
mille ans, les variations de la température de 5 à 6 degrés de Celsius sont normales, alors que
un degré seulement est la variation à prévoir sur un période de quelques milles années. En ce
qui concerne des variations interannuelles, on observe 0,1 à 0,2 degré. Dans ce contexte des
variations normales, il est difficile d'évaluer les effets des activités humaines.
Les activités de l’homme sont responsables pour environ 7 milliards de tonnes de carbone
sous la forme de CO2 chaque année. Cette valeur est faible en comparaison des masses en
circulation dans le cycle globale du carbone. Cependant, cette émission anthropique de
carbone dans l’atmosphère perturbe l’équilibre du cycle de carbone et contribue à
36 Source : UNEP/ La voie verte 2000
37 Source : GIEC 1995
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l’accumulation de 3.4 milliards de tonne de carbone dans l’atmosphère, égale à une croissance
du taux de carbone atmosphérique de l’ordre de 0.5% par an.
Les principaux gaz à effet de serre (GES) sont : le dioxyde de carbone CO2, la vapeur d'eau
(H2O), le méthane (CH4), le protoxyde d'azote (NO2) et les gaz artificiels de la famille des
composés chlorés (CFC, HCFC, etc.), qui sont par ailleurs des gaz destructeurs de la couche
d'ozone.
Ces GES ne contribuent pas tous de la même façon à l'effet de serre. Leur contribution relative
peut être indiquée par un indicateur appelé "pouvoir de réchauffement global" (PRG), qui est
calculé en fonction des deux paramètres principaux qui entrent en ligne de compte : la quantité
d'énergie qu'une molécule d'un gaz déterminé peut intercepter, et la durée de résidence de
cette molécule dans l'atmosphère. Le tableau ci-dessous se lit de la manière suivante : 1 kg
méthane a un pouvoir de réchauffement de l'atmosphère équivalent à 21 kg de CO2. La durée
de résidence est donnée à titre indicatif.
Tableau 57 : Le Pouvoir de Réchauffement Global (PRG) des différents gaz à effet de serre
132/135
Gaz Séjour minimal dans l’atmosphère
(en années)
Pouvoir de Réchauffement
Global (PRG)
CO2 100 à 200 1
CH4 15 21
NO2 120 310
HCFC-22 12 1 300
CF4 50 000 6 500
SF6 3 200 23 900
CFC-12 102 6 500
Source : GIEC 1995
Malgré ce qui précède, le Panel Intergouvernemental sur le Changement de Climat (IPCC) a
identifié les émissions des gaz à effet de serre des activités humaines comme cause primaire
pour le changement de climat global. Selon la littérature, le secteur d'énergie (souvent, peutêtre
incorrectement pris pour être équivalent à la consommation des combustibles fossiles),
représente 73% de production anthropogène de gaz à effet de serre. Pour cette raison, les
projets d'énergie, sans question importante pour le développement et les pays en voie de
développement, apprécient une attention considérable.
11.9 Global Gas Flaring Reduction (GGFR)
The Bank's Global Gas Flaring Reduction Partnership (GGFR) has come a long way since the
launch at the World Summit on Sustainable Development (WSSD) in August 2002.
Since then, the GGFR has visited client countries and company stakeholders to discuss details
of their cooperation and to identify GGFR activities that could overcome the barriers that
currently inhibit flaring reduction investments through practicable and economic solutions. The
first Steering Committee meeting, which was held in December 2002, approved a three-year
work program and budget.
The existing partners at the time of the WSSD were the Bank, Shell, BP, Sonatrach of Algeria,
and the governments of Ecuador, Nigeria, and Norway. Since then, the Governments of
Angola, Cameroon, Indonesia, and the United States of America, as well as ChevronTexaco,
ExxonMobil, Norsk Hydro, Statoil, and Total have joined the GGFR. Furthermore, we are in
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discussions with new possible partners (for example, ConocoPhillips and Halliburton) and
countries (for example, Canada, Japan, Netherlands, UK).
Also, BP, ChevronTexaco, and Shell have agreed to provide staff secondments to the GGFR.
Early Results
The GGFR recently released the report on Kyoto Mechanisms for Flaring Reductions. The
report contributes to overcoming financial constraints of gas flaring reduction projects through
the design of innovative financing mechanisms, including through carbon credit trading. It
concludes that gas flaring reduction projects starting from the year 2000 onward may be
eligible as projects under the Clean Development Mechanism and Joint Implementation
mechanisms. The report includes specific gas flaring reduction demonstration projects in
Russia, Asia, and West Africa to show how carbon credit trading can improve the viability of
gas flaring reduction projects. The next steps include a guidebook for the preparation of gas
flaring reduction projects to obtain carbon credits.
The GGFR has just started a project to evaluate whether it is possible to establish common
guidelines and standards for gas flaring and venting on a global basis. This project discusses
the suitability of such guidelines and standards, given differences in geology, location, market
access, and economics between hydrocarbon resources around the world. It also analyzes
their relation to baselines established for Carbon Credit Trading under the Kyoto protocol.
Finally, the project raises the question whether a system of voluntary gas flaring certifications
based on common international standards would be feasible and useful. If the answers to
these questions are positive, the study will proceed to a second phase and propose detailed
guidelines, standards and certification.
Another of the GGFR's activities is to improve the legal and regulatory framework for
investments in flaring reductions. A comparison of the regulatory frameworks for gas flaring
regulation in 38 countries will be finalized shortly. The legal and regulatory issues cover a
broader area, ranging from the ownership of associated gas to the development of local
markets and gas distribution systems. The GGFR has been requested to assist partner
countries in reviewing their current framework, for example, Algeria and Angola.
To reduce gas flaring, gas markets need to be developed and the GGFR provides assistance
in developing domestic markets for associated gas, to gain access to international markets,
and to find solutions for remote fields. The GGFR team is facilitating project specific
cooperation and the establishment of a partnership between the relevant parties, as well as
provide advice to those parties. Such advice could be to governments (for example, on
legislation and regulations), to associated gas producers (for example, on emission technical
best practice and obtaining carbon credits), to potential gas customers (for example, on market
development and gas agreements).
Poverty reduction aspects are an integral part of the GGFR and it is developing concepts for
how natural gas and LPG that would otherwise be flared can be used by the local communities
close to the flaring sites. The opportunities for small-scale gas utilization have been evaluated
based on two case studies examined in Ecuador and Chad.
Next Steps
• The GGFR will visit companies and governments in client countries in the near future to
discuss possible projects and activities for flaring reduction that may benefit from the
GGFR Core Group's assistance.
• In addition to the global tasks and dissemination activities described above the work
program specifies deliverables in six to seven countries in the next two years:
• Implementation of the Gas Sector Strategies in Nigeria
• Assistance to draft legislation that will result in clear progress towards the development
of gas markets (Algeria, Angola)
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• Project preparation of for carbon credit financing (Algeria and/or Mexico)
• Feasibility Studies, mainly for local small-scale uses of gas (Chad, Ecuador)
• Other country deliverables are currently being identified together with client countries.
Dissemination of best practices will occur via conferences, workshops, reports,
publications, and presentations. The next Steering Committee Meeting is planned for
end June in Europe, probably preceded by workshop(s) on for example, flaring
standards, guidelines and certification, and carbon credits.
Main Focus Areas
• The main focus of the Partnership is to identify and find ways to overcome barriers that
currently inhibit flaring reduction investments. As the causes and barriers are known,
the challenge is to find practicable solutions that will generate investments. The
Initiative will aim to:
• Improve the political and regulatory framework for investments in flaring reductions.
• Improve market access for gas.
• Disseminate information on international "best practices."
Key Activities
• International consultation with key stakeholders,
• Knowledge improvement and dissemination,
• Development and Dissemination of International Best Practices,
• Maximizing the Poverty Reduction Impact of gas utilization,
• Incorporation of flaring management into petroleum sector governance,
• Introduction of improved contractual and regulatory frameworks dealing with flaring,
• Design of financing mechanisms to reduce flaring by monetising global externalities in
projects,
• Identification of pilot projects for flaring reduction,
• Conferences to provide a framework for international discussion and concrete
agreements on flaring reduction.
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