SENELEC : La Cour des Comptes fouille, deux rapports d’audits déjà publiés

Le présent rapport commandité par la Commission de Régulation du Secteur de l’Electricité (CRSE), entre dans le cadre des missions qui lui sont dévolues, notamment celles d’assurer la sécurité ainsi que la continuité et la qualité de service. Il a été préparé sous la direction technique de Arona Rachid Niang, Expert en Ingénierie électrique (Consultant principal et Chef de Mission) avec la participation des consultants que sont Moustapha Ndiaye, Expert en Ingénierie électrique, Saliou Diop, Expert en Electromécanique, Adama Diallo, Expert en Electromécanique, Cheikh Bâ, Expert en Système de Réseaux électriques, Abdoulaye O. Djibo, Expert en Sécurité industrielle. Depuis prés d’un mois, la Cour des comptes fouille la Sénélec. Rappelons qu’entre 2004 et 2009, cette société nationale a connu prés de (03) trois Directeurs généraux.

Le rapport dont nous avons copie, explique dans les plus petits détails, la situation actuelle que vit la Sénélec depuis l’échec de sa privatisation. Selon ce rapport, «le programme d’électrification adopté par la Sénélec de 1993 à 2001 n’a pas permis d’atteindre la moitié des ménages sénégalais ». «En effet, poursuit il, en 2000, seuls 28% de ces ménages sont desservis par le réseau électrique de la Sénélec contre plus de 65% dans la région de Dakar ».

Toujours selon le rapport, «le taux de desserte des ménages a connu une évolution assez timide depuis le début de la période d’ajustement ». Estimé à 20,4% en 1985, il est passé à 21,4% en 1992, 23% en 1993 et 25,3% en 1995. Ainsi, entre la période d’ajustement et la période post-dévaluation, soit 10 ans, le taux de desserte des ménages en électricité n’a augmenté que de 5 points.  Cette situation caractérise plus la zone rurale.Le document atteste que «durant la période d’ajustement, la consommation d’énergie électrique par habitant urbain est restée presque stationnaire ». L’année du plan d’urgence 1993 correspond à une année de reprise dans la consommation d’énergie, avec une hausse de 7 points par rapport à 1992. Cependant cette amélioration reste éphémère. En effet, l’année du changement de parité du franc CFA est marquée dans les villes par un tassement du taux de consommation d’énergie électrique par habitant. En outre, on note une progression de ce taux en 1995 qui reste maintenue jusqu’en 2000.

Cela se traduit entre 1995-2000, en zone urbaine, par une consommation moyenne d’énergie de 82 kWh par an/hab. Sur le plan institutionnel, la Lettre de Politique de Développement du Secteur de l’énergie (LPDSE) signée par le Gouvernement du Sénégal en janvier 1997 avait identifié les contraintes majeures dans le secteur de l’énergie. Dans le sous secteur de l’électricité, il s’agissait notamment, du manque de ressources publiques requises par l’effort d’investissement nécessaire au renouvellement et à la maintenance des installations, de la qualité insuffisante des services d’électricité avec une demande non satisfaite par manque de production et du faible taux d’électrification en 1997. Par ailleurs, prés de 75 % de la population n’avaient pas accès à l’électricité contre une moyenne mondiale de 40 %. Le taux d’électrification en milieu urbain était, en effet, estimé à 50 %, contre 5 % en milieu rural.

Pour répondre à toutes ces préoccupations, l’Etat a pris les mesures consacrant la réforme du secteur de l’électricité actée par la loi n° 98-29 du 14 avril 1998 relative audit secteur. Le cadre institutionnel du secteur a également été rénové avec la création d’une Commission de Régulation. Le principal opérateur en matière de production, transport, distribution et vente d’énergie électrique est la Sénélec qui est une entreprise à caractère industriel et commercial. Son capital social était de 119.433.859.000 Fcfa en 2005. Sur le plan interne, les effectifs de la Sénélec au 30 Septembre 2004 étaient composés de 269 Cadres, de 1070 Maîtrises, 509 Exécution. Au total l’effectif est de 1848.

A la Senelec, il y a des catégories de cadres qui ne paient pas l’électricité depuis fort longtemps. Et ainsi, peuvent se permettre d’utiliser des appareils électriques à très grande consommation de courant dans leurs foyers. Leur facture est prise en charge par le contribuable. Toujours sur le plan interne, il n’y a aucune politique de dégraissement du personnel,,susceptible de rendre la boite plus performante. En général, les employés sont des agents qui ont fait toute leur carrière dans la boîte avec des avantages colossaux et qui ont pris la Sénélec en otage. Certains ont démissionné pour rejoindre GTI où ils continuent d’entretenir des relations sombres avec la boîte d’origine. Et toujours selon le dit rapport, les activités de la Sénélec portent sur différentes zones géographiques se répartissant ainsi : Délégation Régionale Dakar 1 englobant Dakar Plateau et environs jusqu’au croisement Cambérène, Délégation Régionale Dakar 2 s’étendant du croisement de Cambérène à Kayar, Délégation Régionale Centre Ouest comprenant les régions de Thiès et Diourbel, Délégation Régionale Centre Est comprenant les régions de Kaolack, Fatick et Tamba, Délégation Régionale Nord : Régions de Saint Louis, Louga et Matam, Délégation Régionale Sud : Régions de Ziguinchor et Kolda. Dans toutes ces villes, les populations se plaignent de la Sénélec à cause de la qualité et de la cherté du service.

Le second opérateur national en matière de production d’énergie électrique est la société G.T.I filiale de Greenwich Turbine Inc). La centrale électrique de cette société est en fonctionnement depuis mai 2001.Elle est située au Cap des Biches (23 Km de Dakar). Elle occupe une superficie de 5 ha appartenant à Sénélec, sur le même site que les centrales C3 et C4. Cette centrale à cycle combiné, composée d’une turbine à gaz associée à une turbine à vapeur, peut fonctionner soit en cycle simple à 34 MW, soit en cycle combiné avec une puissance maximale de 54 MW.  La centrale GTI est la première unité technique indépendante, productrice d’électricité au Sénégal. Sa réalisation faite suite à un appel d’offres international lancé par la Sénélec, pour la réalisation par le soumissionnaire, d’une centrale de 50 MW connecté au réseau 90 kV suivant la formule BOOT (Build, Own, Operate and Transfer).

La Sénélec et G.T.I ont conclu en 1996 un contrat d’achat d’énergie, contrat stipulant que la Sénélec devra annuellement acheter un minimum de 300 GWh pendant quinze ans. Cette centrale est rentrée dans sa phase finale de fonctionnement, c’est à dire en cycle combiné avec comme combustible le naphta ou le diesel. Notons cependant que le combustible utilisé plus fréquemment par GTI depuis 2002 est le Diesel oil, le naphta n’étant pas toujours disponible chez le fournisseur Shell. Il faut également noter que plusieurs Cadres de la Sénélec auraient rejoint GTI.

Le producteur GTI lié à la Sénélec par un contrat du modèle TAKE OR PAY représente en moyenne pour les deux dernières années (2002-2003), 20% de la production totale des groupes du réseau interconnecté. Le rang de GTI (6è en placement du parc de production en 2003) a été conforté par sa bonne disponibilité (85%). En outre, GTI a respecté l’arrêt annuel (10 au 27 avril 2003) évitant ainsi d’être à l’origine d’une quelconque perturbation du réseau interconnecté. L’écueil principal réside cependant dans la répartition des charges aux périodes creuses. Le contrat avec la Sénélec requiert en effet, le maintien d’une puissance minimale de 40MW à GTI, ainsi qu’une réserve tournante pour la reprise de charge. En matière de sécurité, il est reproché à GTI, un îlotage «volontaire » et prolongé lors des perturbations sur le réseau, l’argument développé par GTI étant surtout le respect des normes de protection (système de relais) et le souci de pouvoir disposer d’une unité saine de production pour la remise de la tension sur le réseau interconnecté. Les discussions au sein du groupe technique de réflexion dont GTI est membre, peuvent aider à trouver les solutions idoines.

Pourquoi ont-ils choisi cette option ? Quel rapport entretiennent-ils avec la société la Sénélec ? Y a t il un deal entre la Sénélec et ses Cadres qui ont rejoint la GTI. Dans tous les cas, il y aurait beaucoup de zones d’ombre dans les rapports entre la Sénélec et le GTI. A quand la révision du contrat entre la Sénélec et le GTI ? La SOGEM fait aussi partie des partenaires de la Sénélec dans la fourniture d’électricité.

Les travaux nouveaux prévus en 2004 pour un coût global de 432.500.000 FCfa consistent essentiellement à la remise en état des circuits, des condenseurs et des réfrigérants des groupes 101 et 103 ainsi que la réparation des ramoneurs des chaudières. A cela s’ajoutent les prévisions de travaux nouveaux inscrits dans un Programme de Recouvrement de Puissance et de Fiabilisation appelé PRPF d’un coût global de 15.905.000.000 FCfa inscrits pour mémoire (PM) en 2004.

La prévision des travaux en 2003 s’élève à 2,324 milliards FCfa pour une réalisation effective ou en cours de 524 millions FCfa, soit 22,5 %. En dehors de cette réalisation, aucune autre inscription n’est exécutée et ceci a pour conséquence de détériorer les performances des machines. Un lot de pièces de rechange auxiliaires d’un coût global de 1,368 millions FCfa est reporté en 2003. Dans ce lot, le montant des réalisations effectives et en cours, s’élève à 524 millions FCfa. Suite aux reports successifs du budget, il est prévu pour l’année 2003 le remplacement des bagues de l’alternateur de ce groupe (Groupe 301) pour un montant de 25 millions de FCFA. Toutefois aucun poste n’est inscrit pour la chaudière. L’amélioration du poste de traitement du combustible de la chaudière, prévue pour 25 millions de FCfa n’a pas été exécutée. Il en est de même de la turbine pour laquelle aucune inscription n’est retenue. Le remplacement des tubes de chaudière, du poste de détente et du système de contrôle commande est budgétisé pour 876 millions de FCfa. En ce qui concerne le remplacement des éjectairs de démarrage de la turbine, prévu pour un coût de 30 millions de FCfa, aucune réalisation n’est encore effective sur le groupe. Le Plan de Recouvrement de Puissance et de Fiabilisation prévu pour un montant global de 4,190 millions FCfa, réparti comme indiqué ci-dessous, ne connaît pas encore une réalisation effective. Un lot de pièces auxiliaires d’un montant de 790 millions FCfa est inscrit dans cette rubrique avec une prévision de réalisation de 197,5 millions FCfa en 2003. La remise à neuf de la Chaudière est prévue pour 935 millions FCfa et la modernisation de la turbine pour un investissement de 480 millions FCfa. Les travaux de la chaudière sont prévus pour 460 millions FCfa. Ceux de la turbine pour 757 millions FCfa et enfin ceux des auxiliaires communs pour 790 millions FCfa.

Selon le rapport d’audit, le budget de GTI n’a pas été communiqué à la mission «malgré notre demande insistante». Pour remédier aux insuffisances des réseaux de Transport, la Sénélec définit régulièrement un budget de travaux de maintenance et d’investissement à réaliser.

Parmi ces travaux, nous citerons des cas patents de report qui compromettent dangereusement la sécurité d’approvisionnement en énergie électrique, en l’occurrence : la réhabilitation du poste de Cap des Biches pour 600 millions Fcfa en 2001, qui s’est soldée par un report en 2002 et en 2003 pour les mêmes montants, donc sans réalisation. Cette réhabilitation mentionnée deux fois semble concerner pour le premier point, le poste 30 kV seulement, dont les travaux sont en cours. Cependant le poste 90 kV en lui-même, mérite une réhabilitation après étude du système global. Il y a aussi la réhabilitation du poste 90 kV de Thiona pour 200 millions FCfa en 2002 est reportée en 2003 pour le même montant sans être réalisée. Pour les grands projets, les problèmes de financement constituent souvent un obstacle. Il faut également noter des entraves consécutives aux lourdeurs du système et à son défaut de suivi. En effet la planification des projets inscrits au budget gagnerait à faire l’objet d’un suivi comme celui initié lors du 1er Projet d’électricité dit le rapport

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Le nombre de délestages sur le réseau de distribution s’élève à 2104 et constitue 32% du total des coupures intervenues en 2003, contre près de 58% en 2002. Le réseau 6.6 kV en a le plus souffert avec 75 % des coupures par délestage (1593) dont 74 % (1179) par manque de production et le reste pour divers incidents liés à cette même production. Il y a dans le lot, les coupures pour nécessité d’exploitation. Elles constituent 37% de l’ensemble des coupures intervenues sur le réseau de distribution de Dakar et sont la première cause d’interruption de service sur ce dernier. Le réseau 6.6 kV en est le plus affecté puisque ce type de coupure constitue prés de 46% des interruptions intervenues sur ce réseau (6 coupures par jour). Cela laisse supposer l’existence de sérieux problèmes pour la planification des travaux ou bien une vétusté avancée des installations. L’autre aspect du problème est que 75% des causes d’interruption pour nécessité d’exploitation sont classées dans la rubrique «autres», ce qui peut laisser croire que ces causes ne sont pas bien cernées.

L’exploitation des réseaux de Dakar se heurte à un certain nombre de difficultés qui gênent considérablement son déroulement. On peut citer la vétusté des installations qui entraîne de nombreuses pannes et des interventions de la part du personnel d’exploitation. Ce qui dégrade considérablement la qualité de service. Le schéma de commutation dans certaines sous stations où parfois un sectionneur est utilisé comme appareil de couplage de barres peut également allonger la durée des manoeuvres et partant, altérer sérieusement la continuité de service. Il y a par ailleurs le faible degré d’automatisation du réseau, 44 postes asservis sur près de 1400 que compte le réseau est un facteur aggravant notable de l’indisponibilité du réseau. La vieillesse et l’indisponibilité du parc roulant sont un handicap pour les déplacements des agents d’exploitation etc.

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La vétusté et l’état de dégradation des ouvrages de distribution illustrent bien du peu de cas qui est fait de la maintenance, en tant que fonction de planification de programmation et d’exécution des opérations de remise en état du matériel défectueux. La maintenance préventive est totalement ignorée et de surcroît difficile à mettre en œuvre, au vu des insuffisances en capacité de transit du réseau et du régime ‘’marche ou crève ‘’ qui constitue le fondement de son exploitation, dit le rapport. Qui précise que «toutes les fonctions devant concourir à une bonne maintenance sont déficientes. Et on a noté le cas du personnel qui présente des insuffisances quant à la formation, de la fonction gestion de stock qui n’est pas prise en compte de façon systématique. La plupart des besoins en pièces de rechange ne se faisant que lorsque de besoin, les moyens logistiques (outillage spécialisé, appareils de mesure, véhicules de liaison et de manutention) se trouvent dans un état dégradé ou font simplement défaut.

En matière de budget, la mission d’audit a mis l’accent sur tout ce qui est afférent à la sécurité d’approvisionnement en énergie électrique, en l’occurrence les investissements relatifs à la sécurité des ouvrages et partant, la continuité de service. A ce titre, les taux de réalisation figurant ci dessous ont été observés dans les différentes Délégations Régionales en fin 2003 (suite au report des différents investissements prévus en 2001 et 2002).

Passage en souterrain des réseaux de Dakar. Un investissement prévu pour 2.600 million Fcfa or aucune réalisation n’a été notée. Il en est de même pour les travaux en passage souterrain de câbles actuellement exécutés à Dakar qui ont trait surtout à la création de nouvelles lignes dont les feeders Sacré Coeur, Université Secours, Puits – Equipement de 418 postes en matériel de sécurité. Une situation identique a été constatée concernant un autre investissement prévu pour 160 millions Fcfa aucune réalisation, le remplacement d’intersecs défectueux dans les réseaux de Dakar.

L’investissement prévu ? : 76 millions Fcfa, mais aucune réalisation. Le remplacement poteaux fissurés sur SIES-VCB et Rufsac : Investissement prévu 10 Millions Fcfa, réalisation aucune. Reprise des réseaux nus de l’exploitation de Rufisque en pré assemblé, investissement prévu 50 Millions Fcfa réalisé à 80 %. Passage en souterrain du feeder Hann Pêcheurs entre s/s Thiaroye et Bona, investissement prévu 74 millions Fcfa, réalisation, néant. Passage en souterrain de ligne surplombant le marché central de Thiès, investissement prévu 40 Millions Fcfa, réalisation aucune.

Reprise réseaux nus dans différentes villes de la région de Thiès, investissement prévu 95 millions Fcfa, aucune réalisation. Réhabilitation départs Nioro et Kafrine, investissement prévu 36 millions Fcfa réalisé à hauteur de 20%. Pour la réalisation des terres et protection de transformateurs, investissement prévu 15 millions Fcfa, aucune réalisation. Passage en souterrain départ 30 kV LEBAR et 6,6 kV SOR, investissement prévu 92 millions Fcfa, aucune réalisation. Pour la pose de 178 parafoudres sur divers postes de DRN, investissement prévu 15 Millions Fcfa, aucune réalisation. Pour le remplacement câbles nus en pré assemblage pour les postes Sikilo et Ancienne Centrale, investissement prévu 4 millions Fcfa, réalisation aucune. Pour la suppression branchement potelet à potelet à Délégation Sud, investissement prévu 8 millions Fcfa, aucune réalisation. Pour le remplacement poteaux termités à DRS, investissement prévu 5 millions Fcfa réalisé à hauteur de 25%.

Au vu des résultats enregistrés ci dessus, nous ferons remarquer que la faible réalisation ou la non réalisation des investissements prévus dans le budget 2001, 2002 et 2003 a engendré des difficultés d’exploitation, source d’énergie non distribuée, note le rapport. Qui remarque par ailleurs, que durant cette période, une dégradation accrue de différents ouvrages dans le domaine de la distribution, suite au manque de moyens adéquats en exploitation et en maintenance. Sans parler de l’état du réseau, qui demeure encore sous dimensionné (prédominance du 6,6 kV), et accentue l’insécurité en matière d’approvisionnement continu en énergie électrique.