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Rapport d’Évaluation Préalable - Projet Centrale PV du Grand Bara
Projet de construction de la centrale solaire au Grand Bara
Présentation générale
L'exploitation de l'énergie solaire constitue aujourd'hui une solution d'énergie renouvelable face
au défi énergétique connu par notre pays. En effet, Djibouti est riche en potentiel d'énergie
solaire pouvant être exploité pour le réseau national ou utilisé par les mini-réseaux.
Le projet de la centrale photovoltaïque du Grand Bara est le fruit de l'offre spontanée soumise le
26 Février 2020 par la société française ENGIE souhaitant mettre en place un partenariat entre le
gouvernement djiboutien et Engie, experte en énergie renouvelable à l'échelle mondiale. Ce
partenariat permettra à cette compagnie de développer, construire et exploiter une centrale
photovoltaïque dont la première phase serait de 30 MW situé sur le site du Grand Bara.
ENGIE prévoit également l’utilisation de batteries pour réguler les fluctuations de production de la
centrale et faciliter son intégration dans le réseau djiboutien. Le design final des batteries doit
satisfaire les besoins évoqués par l'EdD pour la gestion du réseau et satisfaire les exigences du
Grid Code.
Une seconde phase est envisagée afin d’augmenter les capacités de production en cohérence
avec la hausse des besoins énergétiques de Djibouti. Les études et le design technique du
raccordement au réseau prennent en compte la seconde phase du projet.
Présentation du partenaire public, porteur du projet
Le Ministère de l’Énergie chargé des Ressources Naturelles constitue le porteur du projet. Le
MERN, par le biais de l'Électricité de Djibouti (EdD) et de la Direction de l'Énergie, porte ce projet
de contrat de concession pour la production d’électricité afin d’accroitre la part des énergies
renouvelables dans le mix énergétique à Djibouti (technologie solaire photovoltaïque). L’EdD sera
le partenaire public pour le contrat d'achat d’électricité dans ce projet.
Contextualisation du projet
Objet, historique, contexte et enjeux du projet, place dans la
stratégie du partenaire public, intérêt socio-économique.
Le Grand Bara est un désert au sud de Djibouti d'une superficie d'environ 105 km². Il présente
un potentiel en énergie solaire considérable. Cela a fait l'objet de plusieurs études menées par le
gouvernement djiboutien et ses partenaires au développement et a attiré l'intérêt de plusieurs
porteurs de projets.
Intérêt général du projet : Ce projet répond à la croissante demande énergétique causée par
l'augmentation de la population et du taux de croissance considéré parmi les meilleurs du
continent africain. Cette centrale sera la première de cette taille dans le pays et apportera un
plus considérable au mix énergétique fourni aux consommateurs étant donné que la
diversification des sources de production électrique permet de garantir une continuité en
Rapport d’Évaluation Préalable - Projet Centrale PV du Grand Bara
approvisionnement d'électricité. Ainsi, l'énergie solaire produite au Grand Bara s'ajoute à
l'électricité produite par les centrales thermiques, à l'électricité importée d'Éthiopie et à la future
énergie éolienne du Ghoubet.
Cette centrale s’inscrit aussi dans la politique du pays en matière de production énergétique mais
aussi dans les directives de la Vision 2035. D’une première phase de 30 MW, ladite centrale
produira une énergie fiable, propre, respectueuse de l’environnement.
Enfin, ce projet participera à l’indépendance énergétique de Djibouti et permettra de réduire la
dépendance du pays au prix et à la disponibilité des matières premières.
Le souhait de l'EDD est que les volumes de ventes puissent évoluer au rythme de la croissance
de la consommation djiboutienne. ENGIE pourrait ainsi décider de construire les équipements en
plusieurs phases de manière à satisfaire cette exigence et d’accompagner durablement la
République de Djibouti.
Aspect socio-économique : Le projet sera créateur d’environ 200 emplois et aura un impact
socio-économique positif sur le territoire djiboutien. Les études d’impact social et
environnementales permettront de maximiser les bénéfices locaux du projet en phase de
construction et d’opération. Les coûts de production de l'EdD seront réduits et fixes grâce à la
mise en place d’un tarif non indexé entre ENGIE et EdD.
Soutenabilité du projet et avantage du partenariat PPP: Le recours à un PPP permet aux
autorités djiboutiennes de faire porter sur ENGIE les risques de développement, de financement,
de construction, d’opération, de production, d’indexation, des différentes phases de la centrale.
L’endettement n’est donc pas porté par la République de Djibouti qui devra juste émettre des
garanties classiques des projets de ce type. Le tarif fixe et compétitif du projet pendant toute la
durée de concession permettra d’améliorer les résultats économiques de l'EdD et la visibilité de
ses coûts de production.
Périmètre du projet
Le projet de la centrale du Grand Bara prend en compte la construction de la centrale et du
raccordement entre cette centrale et le réseau national, l'exploitation de la centrale par une
société locale vendant l'électricité produite à l'EdD.
La centrale solaire photovoltaïque sera construite dans la région d’Ali-Sabieh. La superficie
disponible est de 690 Ha.
État d’avancement du projet
Dans le cadre du projet de construction de la centrale solaire dans le désert de Grand Bara,
financée par ENGIE (IPP), les avancements et négociations entre les différentes parties
prenantes se présentent comme suit :
Parcelle de terrain de 690 Ha octroyé au MERN (Arrêté 2016-360/PR/MB) ;
ENGIE a réalisé les études hydrologique, topographique et géotechnique du site
(HYDROTERRA)
ENGIE a réalisé les études techniques pour le design de la centrale
(ENGIE/TRACTEBEL)
Rapport d’Évaluation Préalable - Projet Centrale PV du Grand Bara
ENGIE a réalisé la première phase de l’étude d’impact social et environnemental du
projet (ERM/INSUCO)
La soumission finale de l'offre spontanée par ENGIE a été réalisée le 26 février 2020 ;
Partie juridique
Présentation des différents schémas juridiques envisageables
Le schéma juridique sélectionné pour ce projet est l’IPP.
L’IPP est un PPP contrairement au contrat de fourniture EPC qui était un autre
chemin juridique envisageable. Ce choix aurait fait porter de nombreux
risques sur EDD et aurait eu un impact négatif sur le taux d’endettement de
EDD.
Le projet serait financé à 100% par ENGIE accompagné ou non de partenaires grâce à la création
d’une société de projet. Une garantie PRI sera prise auprès de la banque mondiale pour couvrir
les investissements en fonds propre d’ENGIE et de ses potentiels partenaires.
Le contrat d’achat d’Énergie (PPA) sera signé entre EDD et la société de Projet.
Le contrat pour la construction de la centrale solaire sera signé entre la société de projet et
ENGIE SOLAR, filiale d’ENGIE spécialisée dans la construction de centrale solaire.
Le contrat d’Opération et Maintenance sera signé entre la société de projet et la société d’O&M
détenu à 100% par Engie accompagné ou non de partenaires potentiels.
Rapport d’Évaluation Préalable - Projet Centrale PV du Grand Bara
Les partenaires potentiels d‘ENGIE pour ce projet seront préalablement approuvés par le MERN
et EDD.
Enfin une garantie souveraine viendra couvrir des risques de défauts de paiement, etc. La
matrice des risques détaille les garanties du projet.
Analyse comparative
Analyse comparative des principaux termes des contrats par rapport aux
dispositions obligatoires du contrat PPP
N˚ Éléments requis dans un contrat
de PPP (Art. 37 à 42 de la Loi PPP)
Termes dans le projet d’Accord de Mise
en Œuvre et/ou du projet de Contrat
d’Achat d’Électricité (« CAE »)
1. Clause permettant d’organiser les
conséquences des évènements
susceptibles d’affecter l’équilibre
financier du PPP et introduisant des
mécanismes d’ajustement
automatiques (Art. 37de la loi PPP).
Les conséquences d’un changement de loi ou
changement de fiscalité affectant l’équilibre
économique sont couverts dans les contrats et
un mécanisme d’indemnisation de la société de
projet est prévu.
2. Clause fixant les objectifs de
performance que la société de projet
doit atteindre et les indicateurs
permettant de mesurer ces objectifs
(Art. 38 de la Loi PPP).
Une garantie de disponibilité sera ajoutée au
CAE et des paramètres techniques et critères
minimum de performance sont également
inclus avec des essais pour tester la
performance avant la mise en service de la
centrale.
3. Conditions du partage des risques
entre l’autorité contractante et la
société de projet en particulier en ce
qui concerne l’imprévision et la force
majeure (Art. 39 de la Loi PPP).
Le CAE et l’Accord de Mise en Œuvre
prévoiront de façon générale un partage des
risques entre les parties.
En ce qui concerne l’imprévision, les
conséquences d’un changement de loi ou de
fiscalité affectant l’équilibre économique seront
envisagées et le risque alloué entre les parties.
En ce qui concerne la Force Majeure, le risque
sera également alloué entre les parties.
4. La durée est limitée dans le temps et
toute clause de reconduction
automatique est prohibée et réputée
nulle (Art. 40 de la Loi PPP).
La durée des contrats sera de 25 ans sans
clause de reconduction automatique.
5. Le régime des biens (Art. 41 Loi PPP). Le régime des biens est prévu en conformité
du code de l'investissement
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6. Clause relative à l’objet (Art. 42 de la
Loi PPP).
Sera cité dans le préambule de l’Accord de
Mise en Œuvre et le préambule du CAE.
7. Clauses relatives aux obligations de la
société de projet (Art. 42 de la Loi
PPP).
La société de projet aura pour obligations
principales la construction, l’exploitation et la
maintenance de la centrale. Dans le cadre du
CAE, la société de projet aura pour obligation
principale la vente d’électricité à l’acheteur.
8. Clause relative à sa durée (Art. 42 de
la Loi PPP).
Voir le point n˚ 4 ci-dessus.
9. Clauses relatives aux objectifs de
performance (Art. 42 de la Loi PPP).
Voir le point n˚ 2 ci-dessus.
10. Clauses relatives au partage des
risques (Art. 42 de la Loi PPP).
Voir le point n˚ 3 ci-dessus.
11. Clause relative à la rémunération de la
société de projet (Art. 42 de la Loi
PPP).
La société de projet aura rémunérée pour la
vente d’électricité.
12. Clause relative aux engagements
financiers de l’autorité contractante
(Art. 42 de la Loi PPP).
L’autorité contractante s’engagera à payer le
prix de l’électricité et fournira une garantie de
paiement au vendeur. L’État garantira
également le paiement par EDD au sein de
l’Accord de Mise en Œuvre.
13. Clause relative aux garanties
d’exécution (Art. 42 de la Loi PPP).
Une garantie d’exécution de la société de
projet sera fournie pour un montant de
[500,000 USD].
14. Clause relative aux modalités de
contrôle de l’autorité contractante et
aux obligations de reporting de la
société de projet (Art. 42 de la Loi PPP)
EDD aura la possibilité de contrôler la
construction et l’exploitation de la centrale et la
société de projet devra mettre à disposition
toute information relative au contrat après
demande écrite de l’autorité contractante.
15. Clauses relatives aux sanctions,
défaillance de la société de projet et
pénalités (Art. 42 de la Loi PPP).
La société de projet devra verser des pénalités
de retard en cas de retard de la Date de Mise
en Service Commercial. Elle sera aussi tenue
de verser des pénalités lorsque la disponibilité
de la centrale est inférieure au minimum
garanti. Une clause d’indemnisation pour faute
ou négligence sera aussi ajoutée dans l’Accord
de Mise en Œuvre et le CAE.
16. Clause relative aux conditions de
validité et d’entrée en vigueur du PPP
(Art. 42 de la Loi PPP).
Le CAE prévoira un certain nombre de
conditions suspensives avant l’entrée en
vigueur du CAE. L’Accord de Mise en Œuvre
Rapport d’Évaluation Préalable - Projet Centrale PV du Grand Bara
entrera en vigueur à sa date de signature.
17. Clause relative au régime des biens
(Art. 42 de la Loi PPP).
Le régime des biens sera prévu dans l’Accord
de Mise en Œuvre. Les trois types de régime
des biens seront considérés (régime des biens
de reprise, régime des biens de retour, régime
des biens propres).
18. Clause relative au régime fiscal et
douanier (art. 42 de la Loi PPP).
Les éléments relatifs au régime fiscal et
douanier seront prévus dans l’Accord de Mise
en Œuvre conformément au code des
Investissements.
19. Clause relative aux conditions de sous-
traitance (art. 42 de la Loi PPP).
Une clause relative aux conditions de sous-
traitance notamment en ce qui concerne la
construction (sous-traitant EPC) et
l’exploitation et la maintenance (sous-traitant
O&M) sera prévue.
20. Clause relative à l’obligation pour la
société de projet de disposer d’une
assurance adaptée (Art. 42 de la Loi
PPP).
La société de projet devra mettre en place un
certain nombre d’assurance pendant la durée
du CAE.
21. Clause relative aux conditions dans
lesquelles il peut être procédé à la
modification ou à la résiliation du PPP
(Art. 42 de la Loi PPP).
Pour une résiliation anticipée des contrats, un
certain nombre de cas de résiliation sera prévu,
notamment (i) le cas de résiliation pour défaut
de la société de projet, (ii) le cas de résiliation
pour défaut d’EDD, et (iii) le cas de résiliation
pour force majeure prolongée. Les contrats
prévoiront également les conséquences de
chaque cas de résiliation et les méthodes de
calcul du montant d’indemnisation pour chaque
cas de résiliation.
22. Clause relative aux modalités
d’indemnisation en cas de survenance
d’évènements extérieurs aux parties
(Art. 42 de la Loi PPP).
Des clauses de force majeure seront ajoutées
dans le CAE et l’Accord de Mise en Œuvre.
L’indemnisation en cas de résiliation des
contrats pour force majeure prolongée sera
prévue.
23. Clause relative aux conditions de
cession totale ou partielle du PPP (Art.
42 de la Loi PPP).
Une clause relative à l’interdiction de la cession
totale ou partielle du projet ou des contrats,
sauf accord écrit préalable d’EDD (exception
faite de la cession aura une société affiliée ou
dans le cadre de sûretés mises en place pour
les besoins du financement) sera prévue dans
le CAE et l’Accord de Mise en Œuvre.
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24. Clause relative aux conditions de
transfert d’un intérêt majoritaire dans
la société de projet (Art. 42 de la Loi
PPP).
Une clause de changement de contrôle
interdisant à la société de projet de transférer
un intérêt majoritaire dans la société de projet
au cours des deux années suivant la Date de
Mise en Service Commerciale, sauf accord écrit
préalable de l’État.
25. Clause relative à la continuité du
service en cas de défaillance de la
société de projet (Art. 42 de la Loi
PPP).
Le CAE inclura une clause permettant à EDD,
sous réserve des droits des prêteurs au titre de
l’accord direct, d’intervenir en lieu et place de
la société de projet en cas d’abandon du projet
par la société de projet après la Date de Mise
en Service Commerciale.
26. Clause relative au respect de la
législation sociale (Art. 42 de la Loi
PPP).
L’Accord de Mise en Œuvre prévoira que la
société de projet doit respecter le droit
applicable dans la réalisation du projet et plus
particulièrement les règles relatives à la
sécurité et la santé des travailleurs. La société
de projet garantira également qu’elle
respectera toutes les lois nationales.
27. Clause relative aux dispositions
applicables en cas de manquement de
l’autorité contractante à ses obligations
(Art. 42 de la Loi PPP).
Les contrats prévoiront les conséquences du
manquement de l’autorité contractante à ses
obligations avec une liste de cas de
manquement entraînant la possibilité pour la
société de projet de résilier les contrats de
manière anticipée.
28. Clause relative au règlement des litiges
(Art. 42 de la Loi PPP).
L’arbitrage sera selon les règles de la CCI.
Analyse du partage des risques (Implementation Agreement et PPA)
Le tableau ci-dessous permet d’identifier la répartition des risques entre ENGIE et EDD/MERN.
EDD/ MERN ENGIE Evènement possible
Tarif X Tarif fixe et sans indexation sur 25 ans
alors que la base des couts sera
fluctuante
Financement X Hausse des taux d’intérêt lors d’un
refinancement (dette prise sur 15 ans
alors que PPA sur 25 ans)
Construction X Augmentation des couts de construction
durant l’année de construction et délais
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de construction (paiement à l’EDD de
pénalités de retard)
Exploitation &
Maintenance
X Augmentation des couts d’exploitation sur
25 ans
Sous-traitance X Risque lié au défaut d’un sous-traitant
(faillite, malfaçon, etc)
Productible X Risque lié à une baisse du productible lié
à une baisse de performance technique
ou un ensoleillement inférieur à
l’ensoleillement espéré
EDD ne paye que pour le productible livré
Paiement X Non paiement par EDD de la facture
mensuelle pour l’énergie produite et
délivrée
EDD devra mettre en place une lettre de
crédit (6 mois de paiement) et une
garantie du Ministère des Finances
Assurances X Augmentation des couts d’assurance sur
25 ans et non paiement par les
assurances d’un évènement assuré
Force Majeure
Politique
X L’éventualité d’une guerre, boycott,
insurrection, etc à Djibouti ou impactant
Djibouti
Changement de loi X Le parlement djiboutien modifiant la loi et
entrainant un surcout dans la
construction ou l’exploitation de la
centrale (exemple : accroissement des
exigences techniques)
Force Majeure
Naturelle
X X Tout évènement naturel entrainant une
baisse du productible. Une partie sera
couverte par les assurances
Transmission X Cout et risques de construction et
d’exploitation de la ligne
Non disponibilité de la ligne de
transmission à partir du lieu de livraison
de l’énergie produite (paiement à ENGIE
du productible non livré en raison de
l’indisponibilité technique de la ligne)
Rapport d’Évaluation Préalable - Projet Centrale PV du Grand Bara
Mise à disposition des
terrains
X Une contestation par un tiers de
l’occupation du terrain mis à disposition
Etudes X Toute erreur dans les études qui induit
des surcouts ou des baisses de
productible
Permis x X Préparation des demandes de permis et
retard de délivrance au-delà des durées
normales de traitement.
Défaut d'ENGIE X ENGIE se voit notifier la résiliation du PPA
pour défaut majeur
EDD à la possibilité d’acheter la centrale
à la valeur résiduelle au moment de la
résiliation
Défaut d’EDD X EDD se voit notifier la résiliation du PPA
pour défaut majeur
EDD à l’obligation de racheter la centrale
à la valeur d’investissement (dette et
equity non remboursée au jour de la
résiliation, retour sur investissement non-
réalisé au jour de la résiliation et couts de
rupture des financements / contrats de
sous-traitance)
Il est important de noter que dans l’éventualité où EDD serait obligé de racheter la centrale à
ENGIE (cas de défaut d’EDD ou cas perdurant de force majeure), EDD intégrerait à son bilan
la valeur de la centrale et en tirerait à l’avenir les bénéfices de la vente d’électricité qu’EDD
produirait grâce à cette installation.
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Coûts et recettes éventuelles de valorisation
Les tableaux ci-dessous récapitulent sous format synthétique les informations contenues ci-
après. Ils mettent en exergue les différences de montant d’investissement, la répartition de
certains risques majeurs ainsi que les dates auxquelles EDD devra mobiliser des ressources
financières pour a mise en œuvre du projet en fonction du choix d’EDD d’opter pour une
structure PPP ou EPC.
Tableau 1 – Comparaison des besoins en CAPEX et OPEX et affectation des risques clés
Tableau 2 - Calendrier indicatif des débours par EDD
PPP EPC + O&M
N-1 Frais de développement 0$ 1-1.5M$
N Capex 0$ 25-30M$
N+1-15 Opex $0.06/KWh 0.6-0.8M$ + index
N15 Capex Batteries 0$ 3M$
N15 Couts de refinancement 0$ ?
N15-25 Opex $0.06/KWh 0.6-0.8M$ + index
N-1 - N25 Couts internes EDD 0$ ?
N-1 - N25 Couts de financement 0$ ?
Grâce au contrat PPP, les principaux avantages pour l’EDD sont les suivants :
- Transfert à ENGIE des risques financiers, industriels et d’exploitation, y compris en rapport avec l’évaluation du potentiel productible dans la mesure ou l’EDD ne paiera que pour l’énergie livrée ;
- Fixation dès le lancement du projet d’un tarif attractif fixe de $0.06/KWh sur 25 ans, ce qui permettra à EDD de prévoir les impacts économiques que le projet aurait sur le bilan de l’Etat (notamment le bénéfice mensuel dégagé par l’EDD entre le prix de vente à ses clients sur une base indexée et le prix d’achat à ENGIE non indexée) ;
- Le projet n’augmente pas le niveau d’endettement d’EDD et permet un lissage des couts d’investissement dans le temps.
EPC + O&M PPP
Coûts de développement 1-1.5M$ 0$
Coûts d’investissement pour EDD 26.5-33M$ 0$
Coûts d’O&M annuel pour EDD 0.6-0.8M$ 0$
Coût de l’énergie ? $0.06/KWh
Risque de Construction OUI NON
Risque production OUI NON
Risque de Change OUI OUI
Inflation OUI NON
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Analyse des coûts d’investissement dans les différents schémas étudiés
Dans le cas d’un PPP, les coûts d’investissement sont portés par ENGIE et intégrés dans le prix de vente de l’énergie.
Dans le cas d’un EPC, Les couts d’investissement pour le développement de la centrale solaire Grand Bara seraient portés par EDD et le MERN et peuvent être divisés en trois phases :
1. Développement : avec un montant entre 1.0 et 1.5M$ comprenant :
a. la phase des études préalables;
b. la phase de préparation de l’appel d’offre EPC et O&M ;
c. la structuration des potentiels modes de financement ; et
d. la négociation des contrats EPC, O&M et de financement
2. Construction : avec un montant compris entre 25 et 30M$ en fonction du design définitif, inclus le période de la construction de la centrale sur une période estimée de 12 mois ;
Analyse des coûts d’exploitation dans les différents schémas étudiés
Dans le cas d’un PPP, les coûts d’exploitation sont portés par ENGIE et intégrés dans le prix de vente de l’énergie qui est fixe et non-indéxé.
Dans le cas d’un EPC, Les couts d’exploitation de la centrale solaire Grand Bara seraient portés par EDD et seraient composés :
a. D’un montant annuel compris entre 0.6 et 0.8M$ sur une durée de 25 année an pour l’exploitation et la maintenance ;
b. D’un montant d’environ 3M$ pour le changement total des batteries en année 15 ; et
c. D’un montant additionnel en année 15 pour les couts de transaction dans le cadre du refinancement obligatoire de la dette.
Dans le cas d’un contrat EPC, les coûts d’exploitation pour EDD seraient dépendants de l’inflation, de la fluctuation du prix des batteries, des coûts de refinancement, de la qualité des équipements choisis et des travaux réalisés, etc.
12
Hypothèses fiscales et comptables retenues
Les hypothèses fiscales et comptables retenues correspondent à la réglementation djiboutienne applicable aux projets PPP de ce type, notamment liées au régime B. ENGIE a envoyé une demande de clarification fiscale auprès du Ministère de l’Énergie et du Ministère du Budget (ANNEXE III) afin de confirmer les dispositions fiscales du projet telles qu’interprété par ENGIE.
Coûts financiers et de montage
En optant pour une structure de contrat PPP, EDD ne supporterait pas de couts financiers ni de montage (hors couts liés a la négociation des contrats de PPP) dans la mesure ou ces couts seront supportés par ENGIE et seront inclus dans le tarif $0.06/KWh.
La situation serait très différente dans le cadre du choix d’une structure EPC + O&M, car EDD devrait supporter :
1) des couts de structuration initiale estimes entre 1 et 1.5M$ ;
2) des couts financiers lies au remboursement de la dette (capital + intérêts) ; et
3) des couts de refinancement de la dette en année 15 (dans la mesure ou les institutions financières ne prêtent pas à un horizon supérieur à 15/16 ans)
Synthèse et recommandations
Ce projet de développement d’une centrale solaire, dont la première phase serait d’une capacité
de 30 MW, à Grand Bara, permettra l’approvisionnement d’une énergie propre, fiable et à un prix
très compétitif. Cette centrale permettra de répondre à la forte croissance de la demande
énergétique nationale liée au développement des projets d’infrastructures sur le long terme.
En vue des exigences techniques du projet, il est recommandé de procéder la signature du
contrat de concession dans les plus brefs délais.
Afin d’accélérer les procédures de la signature, un arbitrage final par les autorités
compétentes est nécessaires dans l’ordre suivant:
avis de la DG PPP ;
avis du ministre en charge des Investissements ;
approbation du projet sous forme de PPP par le Conseil des Ministres.
13
ANNEXE I : Résumé des études sur site
Le Projet serait développé sur le site de la concession indiqué par les autorités djiboutiennes. Les
études géologique, hydrologique, topographique ainsi que la première phase de l’étude d’impact
social et environnemental ont déjà été réalisés. L’étude d’impact sur le réseau du Projet est
également en cours et permettrait de valider les hypothèses de l’Offre. Elle sera partagée dès
réception.
L’étude d’impact social et environnemental sera également partagé à l’ensemble des autorités
djiboutiennes concernées. A titre indicatif, voici les principaux éléments :
Afin de s’adapter au mieux aux conditions et exigences locales, la première phase serait positionnée
au centre de la concession comme indiqué dans le schéma de l’Annexe II
Les études géologique, hydrologique et topographique n’ont pas mis en évidence de danger
particulier qui empécherait la mise en œuvre du Projet. A titre indicatif, voici une description
morphologique du périmètre d’étude et une carte de la conductivité du site :
14
- Secteur A
Surface : 20ha. Exutoire oued Gagabodleh1. Une dépression topographique de 2 m recoupe le secteur du nord-est vers le sud-ouest (lit mineur de l’oued). Ce secteur parait défavorable à la mise en œuvre de panneau photovoltaïque.
- Secteur B urface ha. Plaine herbacée. Surface limono sableuse. Ecoulement diffus (chevelu de petites rigoles, max 10 cm).
- Secteur C
urface ha. ecteur d’épandage de l’oued ambou to2. Dép ts sédimentaires super ciels grossiers ( - mm) entrecoupés d’écoulements di us (orientation sud – nord).
- Secteur D urface ha. Plaine alluviale dépourvue de végéta on matériaux ns et meubles en surface. La par e nord de ce secteur correspond à une des rami ca ons de l’oued
Gagabodleh1.
- Secteur D Surface 8ha. Mont basaltique.
15
Carte : conductivité du site
16
ANNEXE II : Résumé technique de la centrale photovoltaïque et la partie stockage
Centrale PV
Ces éléments sont indicatifs, ENGIE peut en effet choisir de redimensionner à la marge la centrale au
regard des exigences de EDD et du MERN.
Production totale maximale : 91 184 MWh. Dégradation annuelle : la dégradation annuelle moyenne serait d’environ 0,4% par an
EDD souhaite fixer dans le PPA des volumes maximums d’engagement sur la base du ta e or pay. En fonction des négociations en cours, ENGIE pourra si nécessaire phaser la construction de la centrale photovoltaïque de manière à satisfaire la demande de EDD et d’accompagner sur le long-terme l’augmentation des besoins de consommation de Djibouti.
Capacité 30 MWac / 37.2 MWp.
Type de structure Tracker type 1V90, hauteur : 1.8 m
PV Modules type Monocrystallin bifacial, 6x24 cellules 400 Wp.
Le modèle utilisé pour les simulations est le
“Jinko Solar Swan Bifacial HC 72M
380-400 Wp”.
Onduleurs Onduleurs string, configuration : 6.5 x 36
onduleurs. Le modèle utilisé pour
les simulations est le Huawei 185KTL.
Tension de sortie 20 kV.
Point de raccordement Raccordement sur la ligne de EDD de 63 kV
localisé à proximité du site.
xvii
Partie stockage
A la demande de EDD, nous avons conçu une solution de stockage (Energy Storage System -
ESS) complémentaire à la centrale photovoltaique pour lisser la production PV et faciliter ainsi
l’intégration de la centrale sur le reseau djiboutien.
L’Energy Storage System a été dimensionné de man ière à satisfaire le souhait de EDD tout en
minimisant son impact sur le prix du PPA.
La solution proposée (technologie développée par Engie - 5,4 MVA / 3,048MWh) se compose de
trois « hybridHouse containers » de 40 pieds, utilsant des batteries lithium-ion et un système de
conversion 4 quadrants et bi-directionnel.
La fonction Ramp Rate Limitation de l’Energy Management System associée aux équipements
permettra de gérer la charge et la décharge des batteries de manière à limiter à la hausse et à la
baisse les fluctuations de l’injection de la centrale PV dans le réseau.
Le Ramp Rate de référence utilisé pour le dimensionnement est de 15% Pmax/min.
La solution proposée aurait pour objectif de contenir 94% des variations à la hausse et 93% des
variations à la baisse dans la fourchette définie par ce Ramp Rate.
Ces données sont estimatives et sont réalisées sur la base d’une simulation sur un profil minute
et sont fonction de la ressource solaire.
Layout de la centrale PV
xviii
Toutes les informations contenues ci-dessous sont données a titre purement indicatif et ne sauraient
engager ENGIE qui se réserve le droit d’y apporter toute modification utile en cours d’exécution.
Table 1 - Main characteristics of the ESS
Characteristic Value
Installed PCS power 5.4 MVA
Installed nominal battery capacity
@BOL 3.048 MWh
Battery technology Lithium-ion
Battery max continuative C-rate 2C
Considered PoC for providing the
required power 20 kV
N. of containers
N. 3 high cube 40ft containers dedicated to battery banks
and to EEP ’ -quadrant converters C- BESS900
(“ ybrid ouse”)
N. of installed EEP ’ converters C-
BESS900 6
N. of external 2MVA LV/MV oil
transform 3
Figure 1 Layout of the HybridHouse
xix
Figure 2 Single Line Diagram of the ES
ANNEXE III : Demande de clarification fiscale
xx
xxi
xxii
xxiii
xxiv
xxv
xxvi
xxvii
xxviii
xxix
xxx
xxxi
