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In 2021, in Côte d'Ivoire, 1737 localities in rural areas were not yet electrified out of a total of 8518. The rural electrification programs initiated by the Ivorian State, with the support of financial institutions and development partners, did not sufficiently support localities with less than 500 inhabitants located more than 20 km from the interconnected electricity grid.To accelerate rural electrification and diligently take into account the electricity needs of these populations, two scenarios are possible. The first will be to accelerate the connection of these localities to the national interconnected grid, by intensifying the construction and extension of the MV/LV networks. The second will be electrification through decentralized mini-grids via renewable energy sources or genset.In Côte d'Ivoire, the current rural electrification policy favours the first scenario. Our thesis focuses on the second scenario, electrification through decentralized mini-grids. To do this, a relevant identification of the needs and uses of electrical energy is necessary for an optimized sizing of these mini-grids.The xlstat software, Energy Sentinel, QGIS, HOMER PRO, allowed us through the collection and analysis of electricity consumption data, from four electrified villages in Côte d'Ivoire, in order to determine daily needs, to identify the load curves of all households, consumption peaks and hourly step profiles. This has resulted in optimised and economically viable solution choices with renewable energy sources.The case study of the ELOKATO village with the HOMER ENERGY software, made it possible to identify thirteen scenarios considered the most profitable, based on the parameterization data in available deposits and energy systems that we entered into the software. The scenario, the most optimal and the most viable, technically and economically, out of the thirteen identified according to our simulations is the configuration constituted by a hybrid photovoltaic/ tidal turbine / storage / generator system. This solution is cost-effective if the distance between the locality to be electrified and the interconnected network is more than 1.90km. This solution will cost approximately US$620,000 with a discounted energy cost of US$0.203/kWh.Power generation systems, along with renewable energy sources, require high initial investments but relatively low operating costs. Today, initial investment costs are on a downward trend, thanks to technological advances.Our thesis made it possible to develop, for the first time, in Côte d'Ivoire, a load profile with hourly steps for rural areas and to set up a mapping of specific daily consumption by locality (kWh/day/locality). It is also a contribution to the acceleration of rural electrification. It aims to help decision-makers on national rural electrification policies via renewable energy and decentralised mini-grids. This, for the well-being of the populations and for the consolidation of local development initiatives.Keywords: Rural electrification, Renewable energies, energy mapping, XLSTAT, ENERGY SENTINEL, QGIS, HOMER PRO., En 2021, en Côte d’Ivoire, 1737 localités dans les zones rurales n’étaient pas encore électrifiées sur un total de 8518. Les programmes d’électrification rurale initiés par l’Etat ivoirien, avec le soutien des institutions financières et des partenaires au développement, ne prenaient pas suffisamment en charge les localités de moins de 500 habitants situés à plus de 20 km du réseau électrique interconnecté.Pour accélérer l’électrification rurale et prendre en compte avec diligence les besoins en électricité de ces populations, deux scénarios sont possibles. Le premier consistera à accélérer le raccordement de ces localités au réseau national interconnecté, par intensification de la construction et l’extension des réseaux HTA/BT. Le second consistera à l’électrification par des mini-réseaux décentralisés via des sources d’énergies renouvelables ou par des groupes électrogènes.En Côte d’Ivoire, la politique d’électrification rurale actuelle privilégie le premier scénario. Notre thèse porte sur le deuxième scénario, l’électrification par des mini-réseaux décentralisés. Pour ce faire, une identification pertinente des besoins et des usages de l’énergie électrique est nécessaire pour un dimensionnement optimisé de ces mini-réseaux.Les logiciels XLSTAT, Energy Sentinel, QGIS, HOMER PRO, nous ont permis à travers la collecte et l'analyse des données de consommations d'électricité, de quatre villages électrifiés de la Côte d’Ivoire, afin de déterminer les besoins journaliers, d’identifier les courbes de charges de l’ensemble des ménages, les pics de consommations et les profils à pas horaires. Cela a abouti à des choix de solutions optimisées et économiquement viables avec les énergies de sources renouvelables. L’étude de cas du village d’ELOKATO avec le logiciel HOMER ENERGY a permis d’identifier treize scénarios jugés les plus rentables, à partir des données de paramétrage (gisements disponibles et systèmes énergétiques) que nous avons saisis dans le logiciel. Le scénario, le plus optimal et le plus viable, techniquement et économiquement, sur les treize identifiés selon nos simulations est la configuration constituée par un système hybride photovoltaïque/hydrolienne/stockage/groupe électrogène. Cette solution est rentable si la distance entre la localité à électrifier et le réseau interconnecté est au-delà de 1,90km. Cette solution coûtera environ 620 000 dollars US avec un coût actualisé de l'énergie de US 0.203$/kWh.Les systèmes de production d’électricité, avec les sources d’énergies renouvelables, nécessitent des investissements initiaux élevés mais des coûts d’exploitation relativement faibles. Aujourd’hui les coûts d’investissements initiaux ont une tendance baissière, grâce aux progrès technologiques.Notre thèse a permis d’élaborer, pour la première fois, en Côte d’Ivoire, un profil de charge à pas horaires pour les zones rurales et de mettre en place une cartographie des consommations spécifiques journalières par localité (kWh/jour/localité). Elle est aussi une contribution à l’accélération de l’électrification rurale. Elle vise à éclairer les décideurs des politiques nationales d’électrification rurale via les énergies renouvelables et les mini-réseaux décentralisés. Cela, pour le bien-être des populations et pour la consolidation des initiatives de développement de proximité.

L’accès universel à l’électricité à l’horizon de l’année 2030 est l’un des objectifs du 7ème Objectif de Développement Durable des Nations Unies. En 2020, un diagnostic intermédiaire confirme les progrès réalisés par tous les pays en développement dans cette direction. En Afrique subsaharienne (ASS) ces progrès sont lents et fragiles. Le taux d’électrification y atteint à peine 45 %. La pandémie de Covid 19 a effacé en quelques semaines près de la moitié des gains réalisés entre 2013 et 2019.Dans un contexte de changement climatique, les modalités de l’électrification sont cruciales. La baisse des coûts de production de l’électricité à partir des énergies renouvelables a permis le développement massif de solutions locales et portables pour zones rurales, incontestables fer de lance d’une transition énergétique pour l’ensemble du sous-continent. La généralisation du recours aux énergies renouvelables pour une production électrique massive, à l’échelle de celle des réseaux centralisés, reste cependant problématique. C’est ce que soulignent la part marginale des énergies renouvelables dans le mix électrique de l’Afrique subsaharienne aujourd’hui ainsi que les prévisions qui anticipent, sur ce point, de faibles progrès à horizon de 2040. A ce niveau, l’obstacle est moins technologique qu’économique et financier. Les énergies renouvelables supposent d’importants investissements dont la valorisation appelle une amélioration du fonctionnement des réseaux centralisés. Les progrès de l’accès à l’électricité conduisent donc à accorder une grande attention au réseau centralisé. En ASS comme ailleurs, rien ne s’oppose à ce que les surplus dégagés à partir du réseau centralisé soient alloués, via le subventionnement croisé entre ménages urbains et ruraux, à la multiplication de solutions décentralisées, aujourd’hui techniquement possibles grâce aux progrès techniques liés aux énergies renouvelables mais dont les coûts restent encore très élevés. En tout état de cause, ce mouvement suppose au préalable une croissance significative de l’efficacité de la production destinée aux urbains pour disposer d’un surplus transférable pour le financement de l’électrification rurale. Or, en ASS, aucun surplus de financement n’est dégagé en raison d’un ensemble de défaillances de l’offre centralisée. L’objet de cet article est de dégager les éléments saillants des limites de l’accès à l’électricité à partir de l’examen des tarifications pratiquées par les opérateurs nationaux des réseaux centralisés. Ces tarifications sont à l’interface entre les conditions globales de production de l’électricité, d’une part, et le consommateur final, d’autre part, tout en portant les politiques publiques d’accès à l’énergie. Cette question est traitée tout d’abord par l’analyse des tarifications résidentielles, qui représentent 95 % des clients des services publics d’électricité. Le caractère anti-redistributif des tarifications existantes est mis en avant. Ensuite, l’analyse des différentes subventions soutenant la consommation énergétique montre qu’elles constituent des entraves sérieuses à l’instrument tarifaire et aux objectifs qui lui sont attachés en termes d’accès. Des pistes de réflexions pour une contribution plus inclusive des tarifications en matière d’accès à l’électricité sont enfin évoquées.

This research work addresses a subject of great acuteness, the question of electrification in rural areas in Côte d'Ivoire. In a country, and a continent, where a significant part of the population does not yet benefit from "the electricity fairy", it is of course a major development issue. A challenge that undeniably has a geographical dimension, given the existing socio-spatial disparities, particularly between rural and urban areas. Disparities that also have a different impact on men and women, hence the gender issue that is increasingly taken into account by research and international organizations. This need for electrification therefore implies a better distribution of electricity coverage, as well as an increase in production to satisfy a growing population. Moreover, this need for electrification is expressed in a period where we are more demanding in terms of mobilized energy, by granting an increased share to renewable energies compared to fossil energies called to a significant reduction. This new context brings new opportunities, with the deployment of new decentralized systems, for example, but also new constraints: finding new sources of investment, meeting the commitments made at COP 21 to limit greenhouse gas emissions. More broadly, the aim of this work was to see what these commitments imply in a country where a large part of the population has little access to modern energies and particularly to electricity, even if the combination of these different challenges raises multiple issues., Ce travail de recherche aborde un sujet d’une grande acuité, la question de l’électrification en milieu rural en Côte d’Ivoire. Dans un pays, et un continent, où une part notable de la population ne bénéficie pas encore « de la fée électricité », c’est bien sûr un enjeu majeur de développement. Un enjeu qui a indéniablement une dimension géographique, au vu des disparités socio-spatiales existantes, particulièrement entre espace rural et urbain. Des disparités ayant aussi un impact différent chez les hommes et les femmes, d’où la question du genre de plus en plus prise en compte par la recherche, comme par les organisations internationales. Ce besoin d’électrification suppose donc une meilleure répartition de la couverture électrique, tout autant qu’une augmentation de la production pour satisfaire une population en croissance. En outre, ce besoin d’électrification s’exprime dans une période où l’on est plus exigeant en matière d’énergie mobilisée, en accordant une part accrue aux énergies renouvelables par rapport aux énergies fossiles appelées à une réduction significative. Ce nouveau contexte suscite de nouvelles opportunités, avec par exemple le déploiement de nouveaux systèmes décentralisés, mais aussi de nouvelles contraintes : trouver de nouvelles sources d’investissement, respecter les engagements pris à la COP 21 pour limiter les émissions de gaz à effet de serre. Plus largement, il s’agissait de voir dans ce travail, ce qu’impliquaient ces engagements dans un pays où une grande partie de la population a peu d’accès aux énergies modernes et notamment à l’électricité même si la conjonction de ces différents défis, soulève des enjeux multiples.

Les travaux de recherche ont pour objectif l'amélioration des performances d'une centrale électrique à biomasse, en intégrant un système de production d'hydrogène par électrolyse de l'eau. Le système est composé d'électrolyseurs alimentés par des panneaux solaires photovoltaïques, un gazogène à lit fixe co-courant et un groupe électrogène. Afin d'augmenter l'autonomie de cette centrale, l'hydrogène, produit par l'électrolyse de l'eau, est mélangé avec du syngaz obtenu par gazéification de la biomasse. Les conditions météorologiques du site d'implantation de la centrale électrique et les caractéristiques de la balle de riz de Madagascar sont les données de simulation des productions d'hydrogène et de syngaz. Par rapport à l'alimentation de la centrale en syngaz pur, et en prenant comme hypothèse un stock initial de 60 Nm 3 de syngaz en vue de délivrer une puissance de 5 kW d'électricité, l'ajout d'hydrogène dans le syngaz permet d'augmenter deux heures d'autonomies avec 150 modules panneaux-électrolyseurs, et six heures avec 250 modules. Ainsi, l'hybridation de la gazéification, de l'électrolyse et de l'énergie solaire photovoltaïque apporte des améliorations à la production d'électricité. Le système d'alimentation proposé contribue à l'indépendance énergétique des zones isolées du réseau électrique national, et à l'amélioration du niveau de vie de la population rurale à Madagascar.

The joint achievement of the United Nations sustainable development goal n°7 aiming at access to clean and reliable energy for all by 2030 and the climate objectives of the Paris agreement requires the development of microgrids (MG) powered by local renewable energy resources for isolated areas that cannot be connected to the grid. This is particularly the case in Sub-Saharan Africa where 600 million people, mainly in remote rural areas, do not have access to electricity. This thesis focuses on the analysis of solar MG not connected to the grid to meet the challenges of electricity generation in isolated areas in Africa. The socio-technical feasibility specific to these MG is based on a strong temporal adequacy between the solar resource and the demand while limiting the cost of the electricity supplied to the consumers.We first explore the multiscale temporal variability of the local solar resource in Africa and its implication on the MG sizing, using high-resolution satellite data of global horizontal irradiance for a 21-year period (1995-2015). The low percentile values of the solar resource give a first guess on the size of the solar panels surface required for the microgrid to achieve a given quality service. We show that the usual sizing of microgrids based on the average solar resource is underestimated. Taking into account low resources periods leads to oversizing the photovoltaic (PV) surface by a factor of 1.3 to 4. With such an oversizing, it is possible to ensure a good quality of service without relying on a large amount of storage. For certain areas, some demand flexibility during low resource periods would make it possible to reduce significantly the sizing.We then analyze how the potential seasonality of electricity demand impacts the size of fully solar-powered microgrids, through the analysis of the co-variability structure between solar resource and demand. We consider that the MG has to meet total daily demand at least 95% of days and a seasonal variation in demand of up to 30%. While in some parts of Africa the size required to meet seasonal demand is 20% lower than what is needed to meet non-seasonal demand, it may also be 20% higher. We also explore to what extent the effect of PV panels tilt angle could reduce the resource supply-demand mismatch and the sizing. Usually the tilt angle is equal to the latitude. For a constant daily demand, the gain in size achieved by optimizing tilt angle is generally less than 4%, but for specific seasonal demand patterns, it may reach 9%. In a number of locations, focused surveys and analysis to estimate the temporal structure of demand would nevertheless yield significant gains in MG size.Finally, the cost of electricity required to ensure a good quality of service is a determining factor of the potential deployment of solar MG. We evaluate the sensitivity of the levelized cost of electricity (LCOE) and of the MG optimal configuration (i.e. with the lowest LCOE) to solar panels and battery costs and to other economic parameters. If the sensitivity of the LCOE to updated costs is obviously large, the optimal configuration (surface of PV panels and storage capacity) is very robust. The optimal configuration is almost only determined by the temporal co-variability structure between the resource and the demand. It is thus dependent on the one hand on the regional climate, and on the other hand on the temporal structure of the demand. The adjustment variable is essentially the PV panels oversizing, which is based on the low solar resource days while storage has the main function of managing the resource-demand mismatch at sub daily level. One interesting result is the significantly lowest LCOE to ensure productive uses compared to domestic uses only because of the lower storage capacity required for productive uses. Such results have direct implications for all operational and institutional actors involved in the deployment of energy access in remote areas in Africa.; La réalisation commune de l'objectif du développement durable n°7 des Nations Unies visant à l'accès à une énergie propre et fiable pour tous d'ici 2030 et aux objectifs climatiques de l'accord de Paris nécessite le développement de micro-réseaux (MG), alimentés par des ressources énergétiques renouvelables locales, pour les zones isolées qui ne peuvent pas être connectées au réseau. C'est particulièrement le cas en Afrique subsaharienne où 600 millions de personnes, principalement dans les zones rurales reculées, n'ont pas accès à l'électricité. Cette thèse se concentre sur l'analyse des MG solaires non connectés au réseau (MGSI) pour répondre aux enjeux de la production d'électricité dans les zones isolées du continent africain. La faisabilité technico-économique propre à ces MG repose sur une forte adéquation temporelle entre la ressource solaire et la demande tout en limitant le coût de l'électricité fournie aux consommateurs.Nous explorons d'abord la variabilité temporelle multi-échelle de la ressource solaire en Afrique et son implication sur le dimensionnement des MGSI, en utilisant des données satellitaires à haute résolution de l'irradiance horizontale globale pour une période de 21 ans (1995-2015). La prise en compte des périodes de faibles ressources conduit à surdimensionner la surface photovoltaïque (PV) d'un facteur 1,3 à 4. Avec un tel surdimensionnement, il est possible d'assurer une bonne qualité de service sans dépendre d'un volume de stockage important. Pour certaines zones, une flexibilité de la demande pendant les périodes de faibles ressources permettrait de réduire significativement le dimensionnement.Nous analysons ensuite comment la saisonnalité potentielle de la demande électrique affecte la taille des MGSI, à travers l'analyse de la structure de co-variabilité entre la ressource solaire et la demande. Nous considérons que le MG doit répondre à une demande quotidienne totale d'au moins 95% des jours et à une variation saisonnière de la demande pouvant aller jusqu'à 30%. Alors que dans certaines régions d'Afrique, la taille requise pour répondre à la demande saisonnière est inférieure de 20% à ce qui est nécessaire pour répondre à la demande non saisonnière, elle peut également être supérieure de 20%. Nous explorons également dans quelle mesure l'effet de l'angle d'inclinaison des panneaux PV pourrait réduire l'inadéquation offre-demande et le dimensionnement. Généralement, l'angle d'inclinaison est égal à la latitude. Pour une demande quotidienne constante, le gain de taille obtenu en optimisant l'angle d'inclinaison est inférieur à 4%, mais pour des schémas de demande saisonniers spécifiques, il peut atteindre 9%.Enfin, le coût de l'électricité nécessaire pour assurer une bonne qualité de service est un facteur déterminant du déploiement potentiel des MGSI. Nous évaluons la sensibilité du coût actualisé de l'électricité (LCOE) et de la configuration optimale MG (c'est-à-dire avec le LCOE le plus bas) aux coûts des panneaux PV, des batteries et à d'autres paramètres économiques. Si la sensibilité du LCOE aux coûts actualisés est évidemment importante, la configuration optimale (surface des panneaux PV et capacité de stockage) est très robuste. La configuration optimale est presque uniquement déterminée par la structure de co-variabilité temporelle entre la ressource et la demande. Elle est donc dépendante d'une part du climat régional, et d'autre part de la structure temporelle de la demande. La variable d'ajustement est essentiellement le surdimensionnement des panneaux PV, qui est basé sur les faibles jours de ressource solaire tandis que le stockage a pour fonction principale de gérer l'inadéquation entre demande et ressource au niveau infra-journalier. Un résultat intéressant est que le LCOE est plus faible pour des utilisations productives de l’électricité comparé aux utilisations domestiques uniquement du fait de la capacité de stockage inférieure requise pour les utilisations productives.

The joint achievement of the United Nations sustainable development goal n°7 aiming at access to clean and reliable energy for all by 2030 and the climate objectives of the Paris agreement requires the development of microgrids (MG) powered by local renewable energy resources for isolated areas that cannot be connected to the grid. This is particularly the case in Sub-Saharan Africa where 600 million people, mainly in remote rural areas, do not have access to electricity. This thesis focuses on the analysis of solar MG not connected to the grid to meet the challenges of electricity generation in isolated areas in Africa. The socio-technical feasibility specific to these MG is based on a strong temporal adequacy between the solar resource and the demand while limiting the cost of the electricity supplied to the consumers.We first explore the multiscale temporal variability of the local solar resource in Africa and its implication on the MG sizing, using high-resolution satellite data of global horizontal irradiance for a 21-year period (1995-2015). The low percentile values of the solar resource give a first guess on the size of the solar panels surface required for the microgrid to achieve a given quality service. We show that the usual sizing of microgrids based on the average solar resource is underestimated. Taking into account low resources periods leads to oversizing the photovoltaic (PV) surface by a factor of 1.3 to 4. With such an oversizing, it is possible to ensure a good quality of service without relying on a large amount of storage. For certain areas, some demand flexibility during low resource periods would make it possible to reduce significantly the sizing.We then analyze how the potential seasonality of electricity demand impacts the size of fully solar-powered microgrids, through the analysis of the co-variability structure between solar resource and demand. We consider that the MG has to meet total daily demand at least 95% of days and a seasonal variation in demand of up to 30%. While in some parts of Africa the size required to meet seasonal demand is 20% lower than what is needed to meet non-seasonal demand, it may also be 20% higher. We also explore to what extent the effect of PV panels tilt angle could reduce the resource supply-demand mismatch and the sizing. Usually the tilt angle is equal to the latitude. For a constant daily demand, the gain in size achieved by optimizing tilt angle is generally less than 4%, but for specific seasonal demand patterns, it may reach 9%. In a number of locations, focused surveys and analysis to estimate the temporal structure of demand would nevertheless yield significant gains in MG size.Finally, the cost of electricity required to ensure a good quality of service is a determining factor of the potential deployment of solar MG. We evaluate the sensitivity of the levelized cost of electricity (LCOE) and of the MG optimal configuration (i.e. with the lowest LCOE) to solar panels and battery costs and to other economic parameters. If the sensitivity of the LCOE to updated costs is obviously large, the optimal configuration (surface of PV panels and storage capacity) is very robust. The optimal configuration is almost only determined by the temporal co-variability structure between the resource and the demand. It is thus dependent on the one hand on the regional climate, and on the other hand on the temporal structure of the demand. The adjustment variable is essentially the PV panels oversizing, which is based on the low solar resource days while storage has the main function of managing the resource-demand mismatch at sub daily level. One interesting result is the significantly lowest LCOE to ensure productive uses compared to domestic uses only because of the lower storage capacity required for productive uses. Such results have direct implications for all operational and institutional actors involved in the deployment of energy access in remote areas in Africa.; La réalisation commune de l'objectif du développement durable n°7 des Nations Unies visant à l'accès à une énergie propre et fiable pour tous d'ici 2030 et aux objectifs climatiques de l'accord de Paris nécessite le développement de micro-réseaux (MG), alimentés par des ressources énergétiques renouvelables locales, pour les zones isolées qui ne peuvent pas être connectées au réseau. C'est particulièrement le cas en Afrique subsaharienne où 600 millions de personnes, principalement dans les zones rurales reculées, n'ont pas accès à l'électricité. Cette thèse se concentre sur l'analyse des MG solaires non connectés au réseau (MGSI) pour répondre aux enjeux de la production d'électricité dans les zones isolées du continent africain. La faisabilité technico-économique propre à ces MG repose sur une forte adéquation temporelle entre la ressource solaire et la demande tout en limitant le coût de l'électricité fournie aux consommateurs.Nous explorons d'abord la variabilité temporelle multi-échelle de la ressource solaire en Afrique et son implication sur le dimensionnement des MGSI, en utilisant des données satellitaires à haute résolution de l'irradiance horizontale globale pour une période de 21 ans (1995-2015). La prise en compte des périodes de faibles ressources conduit à surdimensionner la surface photovoltaïque (PV) d'un facteur 1,3 à 4. Avec un tel surdimensionnement, il est possible d'assurer une bonne qualité de service sans dépendre d'un volume de stockage important. Pour certaines zones, une flexibilité de la demande pendant les périodes de faibles ressources permettrait de réduire significativement le dimensionnement.Nous analysons ensuite comment la saisonnalité potentielle de la demande électrique affecte la taille des MGSI, à travers l'analyse de la structure de co-variabilité entre la ressource solaire et la demande. Nous considérons que le MG doit répondre à une demande quotidienne totale d'au moins 95% des jours et à une variation saisonnière de la demande pouvant aller jusqu'à 30%. Alors que dans certaines régions d'Afrique, la taille requise pour répondre à la demande saisonnière est inférieure de 20% à ce qui est nécessaire pour répondre à la demande non saisonnière, elle peut également être supérieure de 20%. Nous explorons également dans quelle mesure l'effet de l'angle d'inclinaison des panneaux PV pourrait réduire l'inadéquation offre-demande et le dimensionnement. Généralement, l'angle d'inclinaison est égal à la latitude. Pour une demande quotidienne constante, le gain de taille obtenu en optimisant l'angle d'inclinaison est inférieur à 4%, mais pour des schémas de demande saisonniers spécifiques, il peut atteindre 9%.Enfin, le coût de l'électricité nécessaire pour assurer une bonne qualité de service est un facteur déterminant du déploiement potentiel des MGSI. Nous évaluons la sensibilité du coût actualisé de l'électricité (LCOE) et de la configuration optimale MG (c'est-à-dire avec le LCOE le plus bas) aux coûts des panneaux PV, des batteries et à d'autres paramètres économiques. Si la sensibilité du LCOE aux coûts actualisés est évidemment importante, la configuration optimale (surface des panneaux PV et capacité de stockage) est très robuste. La configuration optimale est presque uniquement déterminée par la structure de co-variabilité temporelle entre la ressource et la demande. Elle est donc dépendante d'une part du climat régional, et d'autre part de la structure temporelle de la demande. La variable d'ajustement est essentiellement le surdimensionnement des panneaux PV, qui est basé sur les faibles jours de ressource solaire tandis que le stockage a pour fonction principale de gérer l'inadéquation entre demande et ressource au niveau infra-journalier. Un résultat intéressant est que le LCOE est plus faible pour des utilisations productives de l’électricité comparé aux utilisations domestiques uniquement du fait de la capacité de stockage inférieure requise pour les utilisations productives.

International audience; Rural electrification aims to support unconnected areas in “development” dynamics. It helps to accelerate a certain number of changes in receiving societies. This text deals with the arrival of electricity in the Wayana territory (Guyana) and questions the way in which the health and feeding of the population is impacted by the spread of domestic access to the cold.; L’électrification rurale vise à accompagner les territoires non connectés dans des dynamiques de « développement ». Elle contribue à accélérer un certain nombre de changements dans les sociétés réceptrices. Ce texte concerne l’arrivée de l’électricité en territoire Wayana (Guyane) et interroge la manière dont la santé et l’alimentation des populations est impactée par la généralisation du froid domestique.

L’électrification rurale vise à accompagner les territoires non connectés dans des dynamiques de « développement ». Elle contribue à accélérer un certain nombre de changements dans les sociétés réceptrices. Ce texte concerne l’arrivée de l’électricité en territoire Wayana (Guyane) et interroge la manière dont la santé et l’alimentation des populations est impactée par la généralisation du froid domestique. Rural electrification aims to support unconnected areas in “development” dynamics. It helps to accelerate a certain number of changes in receiving societies. This text deals with the arrival of electricity in the Wayana territory (Guyana) and questions the way in which the health and feeding of the population is impacted by the spread of domestic access to the cold.

International audience

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Dans sa quête d'un accès universel à l'électricité, le Sénégal a mis en place un système pionnier en matière d'électrification rurale par le biais de concessions d’électrification rurale (CER) et de projets d’électrification rurale d'initiative locale (ERIL). Si l'électrification rurale progresse depuis dix ans, les projets qui la portent rencontrent un problème de soutenabilité qui entrave la réalisation de l’objectif du pays d’atteindre un taux d'électrification de 100% d'ici 2025.En 2017, le taux d'électrification national était de 60% contre 53% en 2010. Le taux d'électrification dans les zones urbaines du Sénégal atteignait déjà 90% en 2009 alors que, dans les zones rurales, il demeurait proche de 30% en 2015, en raison des résultats décevants du plan d’action pour l’électrification rurale (PASER) qui reposait sur la création de 10 zones de concession d’électrification rurale à gérer par le secteur privé. Ce modèle, bien qu'innovant et malgré les promesses découlant de l'attribution de 6 zones de concession au départ, a rencontré de nombreuses difficultés et obstacles.L’objectif de cette étude est donc d’analyser la pertinence de la politique énergétique actuelle du Sénégal au regard de ses ambitions d’accès universel à l’électricité et des principaux défis auxquels le pays doit faire face, comme l’indépendance énergétique et la sécurité d’approvisionnement face à la croissance de la demande, le besoin d’investissement massif en infrastructures et le changement climatique.Pour ce faire, l'étude a été divisée en 4 parties. La première présente un aperçu du pays, y compris de ses fondamentaux macroéconomiques. La seconde est un résumé de la situation actuelle de l’offre et de la demande d’électricité du Sénégal. La troisième explore sa stratégie pour un accès universel durable à l'électricité, y compris ses objectifs, les stratégies déployées et les cadres institutionnels et réglementaires qui la sous-tendent. La dernière est une analyse critique détaillée de cette stratégie, de l’évaluation des résultats aux suggestions d'amélioration après avoir mis en évidence les obstacles et les risques auxquels elle est confrontée.

Dans sa quête d'un accès universel à l'électricité, le Sénégal a mis en place un système pionnier en matière d'électrification rurale par le biais de concessions d’électrification rurale (CER) et de projets d’électrification rurale d'initiative locale (ERIL). Si l'électrification rurale progresse depuis dix ans, les projets qui la portent rencontrent un problème de soutenabilité qui entrave la réalisation de l’objectif du pays d’atteindre un taux d'électrification de 100% d'ici 2025.En 2017, le taux d'électrification national était de 60% contre 53% en 2010. Le taux d'électrification dans les zones urbaines du Sénégal atteignait déjà 90% en 2009 alors que, dans les zones rurales, il demeurait proche de 30% en 2015, en raison des résultats décevants du plan d’action pour l’électrification rurale (PASER) qui reposait sur la création de 10 zones de concession d’électrification rurale à gérer par le secteur privé. Ce modèle, bien qu'innovant et malgré les promesses découlant de l'attribution de 6 zones de concession au départ, a rencontré de nombreuses difficultés et obstacles.L’objectif de cette étude est donc d’analyser la pertinence de la politique énergétique actuelle du Sénégal au regard de ses ambitions d’accès universel à l’électricité et des principaux défis auxquels le pays doit faire face, comme l’indépendance énergétique et la sécurité d’approvisionnement face à la croissance de la demande, le besoin d’investissement massif en infrastructures et le changement climatique.Pour ce faire, l'étude a été divisée en 4 parties. La première présente un aperçu du pays, y compris de ses fondamentaux macroéconomiques. La seconde est un résumé de la situation actuelle de l’offre et de la demande d’électricité du Sénégal. La troisième explore sa stratégie pour un accès universel durable à l'électricité, y compris ses objectifs, les stratégies déployées et les cadres institutionnels et réglementaires qui la sous-tendent. La dernière est une analyse critique détaillée de cette stratégie, de l’évaluation des résultats aux suggestions d'amélioration après avoir mis en évidence les obstacles et les risques auxquels elle est confrontée.

Ce mémoire étudie le lien entre la fécondité et l’électricité en milieu rural en Afrique de l’ouest. L’étude quantitative se base sur les enquêtes démographiques et de santé en provenance de trois pays : le Ghana, le Nigéria et le Burkina Faso. La fécondité est étudiée au travers de l’indice synthétique de fécondité, du nombre idéal d’enfants ainsi que par deux déterminants proches de la fécondité : l’âge au premier mariage et l’utilisation de la contraception. Les résultats obtenus vont dans le sens de la littérature sur le sujet et révèlent un effet négatif de l’accès à l’électricité sur la fécondité en milieu rural. Master [120] en sciences de la population et du développement, Université catholique de Louvain, 2018

This thesis aims to develop a performance assessment methodology of power generation systems based on biomass gasification in a rural area case in developing countries. The general methodological framework of this thesis is described in the approaches as follow: (i) defining performance assessment criteria, (ii) selecting methods or models for assessing the criteria, and (iii) choosing the method of analyzing the reliability of the assessment. Based on this methodological framework, a methodology for the assessment of electricity generation by biomass gasification systems in West Africa is developed. Fourteen assessment criteria are defined by taking in account technical, economic, environmental and social aspects. Models are developed for the calculation of each criterion considered. The models are then applied to carry out a performance assessment of the electricity generation by biomass gasification project in Burkina Faso. Twelve (12) system configurations are studied to satisfy the same load profiles. Simulation results allowed identifying from the point of view of the operator and the consumers the configurations which give better valorization of biomass available with an affordable electricity cost and which offer to operator a relative flexibility to adapt to changes in electricity demand., Le but de cette thèse est de développer une méthodologie permettant d’évaluer les performances et la durabilité des systèmes de production d’électricité par gazéification de biomasse en milieu rural en pays en développement. Cette thèse propose un cadre méthodologique général qui décrit les démarches visant: (1) à définir les critères d’évaluation de performance, (2) à choisir les méthodes ou modèles d’évaluation des critères et (3) à choisir la méthode permettant d’analyser la fiabilité de l’évaluation. A partir de ce cadre méthodologique, une méthodologie d’évaluation des systèmes de production d’électricité par gazéification de biomasse en Afrique de l’Ouest est développée. Quatorze (14) critères d’évaluation sont définis en prenant en compte les quatre dimensions de la durabilité (technique, économique, environnemental, social). Des modèles sont élaborés pour l’estimation de chacun des critères considérés. Le modèle d’évaluation global est appliqué sur un projet de système de production d’électricité par gazéification de biomasse au Burkina Faso. Douze (12) configurations de système sont évaluées pour satisfaire les mêmes profils de charge. Les résultats de simulation ont permis d’identifier d’un point de vue de l’opérateur et des consommateurs, la configuration qui permet de valoriser au mieux la ressource en biomasse locale disponible avec un coût d’électricité abordable et qui offre à l’opérateur une flexibilité relative pour s’adapter aux évolutions de la demande en énergie électrique

International audience; When studying development projects, some anthropologists refuse to investigate symmetrically " developed " and " developers ", with the same weberian comprehensive postulate they claim for the populations they usually study. Analyzing two cases, this paper shows that this leads to non rigorous demonstration and biased interpretation. While they claim such a symmetric methodology, numbers of studies in French development anthropology tend to neglect the institutional frameworks of development projects and developers' concrete practices and representations. Important parts of what are concretely development projects, such as institutional configurations, practitioners' reflexivity, pro-jects as socio-technique processes, are thus left under analyzed, even if they give new light on the reality of development projects.; Dans leurs analyses de projets de développement, certains anthropologues refusent le principe de symétrie consistant à interroger les " développeurs " avec la même posture compréhensive qu'ils accordent aux populations qu'ils étudient d'habitude. A partir de deux cas, cet article montre que cela aboutit à des démonstrations peu rigoureuses et des interprétations biaisées. Tout en affirmant un tel principe de symétrie, nombre de travaux français en anthropologie du développement tendent à négliger les dispositifs institutionnels et l'analyse des pratiques et des représentations des développeurs. Une telle omission laisse dans l'ombre des parts importantes de ce qui constitue l'intervention de développement (les configurations institutionnelles, la réflexivité des agents de développement, les projets comme dispositifs socio-techniques, etc.), dont l'analyse éclaire pourtant la réalité des interventions et de leurs effets.

Over the 40 past years, growth of renewable energies benefited of the new world energy frame, which resulted of the questioning about what development of human societies had to be. Furthermore, although human development comes with electricity, the rural condition of many populations of sub-Saharan Africa incites us to look for suitable power supply alternatives. Eventually, in this specific context, renewable energies can represent a reliable solution to the off-grid electrification of rural peoples. However, this solution has to be economical and technical, and not only political.The Republic of Djibouti is a little developing country located in the Horn of Africa which perfectly symbolizes the social and energy challenges of rural populations in Sub-Saharan Africa. Instability and limitation of the existing electrical grid, fuel cost and lack of fossil resources point to the geographically diffused solar resource as probably the best way to improve human development and reduce poverty of Djiboutian rural peoples. Therefore, we have considered the study of photovoltaic (PV) systems within the rural off-grid electrification frame.Firstly, in order to evaluate relevance of these systems, it was necessary to estimate level and repartition of the solar resource across the country. So we developed a solar atlas, i.e. cartography of the hourly solar irradiation reaching the ground, based on satellite-derived irradiance estimates retrieved between 2008 and 2011. For assessing the atlas quality, we compared irradiation estimates with ground measures retrieved on 4 different sites by 2 temporary weather stations deployed between 2010 and 2013. Finally, yearly map extracted from the atlas showed that, with a daily mean irradiation of 5,87kWh/m².day, the solar potential of Djibouti is one of the most significant in the world.Satellite models are useful for determining solar irradiance at ground level but they don’t take into account local topography effects. In order to incorporate these shading effects to the satellite-derived irradiance maps, and so improve irradiance accuracy and spatial resolution, we used a Digital Elevation Model (DEM). Firstly, this disaggregation process was based on the development of a new fast horizon algorithm which was assessed by means of topographic measures in Corsica Island. Then, by correcting irradiance with this horizon for each pixel of the DEM, we improved geographic information of the solar irradiation atlas.Although solar resource is the first indicator of the photovoltaic potential, other elements, as environmental parameters or endogenous characteristics of photovoltaic modules, also have to be taken into consideration for precisely estimating energy produced by a PV system. Hence, by means of different models, we evaluated influence of irradiance and temperature onto the conversion efficiency of a PV generator to finally retrieve the atlas of the PV potential across the country. In conclusion, by combining this cartography to a multi-criteria approach comparing relevance between PV systems and classical power supply systems within the rural electrification scheme, we developed the first photovoltaic decision making tool of the country intended for all officials who are acting in the energy field., La remise en question du mode de développement des sociétés humaines a, sur ces 40 dernières années, profondément transformé le contexte énergétique mondial, instaurant alors un nouveau cadre politique permettant l’essor spectaculaire des énergies renouvelables. Par ailleurs, si l’électricité apparaît comme un vecteur fondamental du développement humain, le contexte des populations majoritairement rurales d’Afrique subsaharienne incite à la recherche d’alternatives énergétiques adaptées. En substance, si les ressources renouvelables peuvent répondre de manière pertinente au défi de l’électrification décentralisée des zones rurales de la région, elles doivent également représenter une solution technique et économique crédible, avant d’être politique.La République de Djibouti, petit pays situé dans la corne de l’Afrique, symbolise parfaitement le défi socio-énergétique de l’ensemble de la région, et des populations rurales en particulier. Avec un pays pauvre en ressources traditionnelles mais présentant a priori un gisement solaire intéressant, nous avons alors privilégié l’étude des systèmes photovoltaïques (PV) dans le cadre de l’électrification décentralisée des populations rurales du pays. Comme d’autres ressources, ces systèmes, bien que reposant sur une technologie relativement ancienne, ont réellement pris leur essor au début des années 2000 avec les mesures incitatives du Protocole de Kyoto.Évaluer la pertinence de la technologie photovoltaïque nécessitait, dans un premier temps, d’estimer le niveau et la répartition de la ressource solaire au sein du pays. Pour cela, nous avons construit un atlas de l’irradiation solaire horaire incidente sur le territoire, pour la période 2008-2011, à partir d’un modèle satellitaire de rayonnement. Afin de valider les estimations issues de cet atlas, nous les avons comparées aux mesures in situ relevées par deux stations météorologiques temporaires déployées, entre 2010 et 2013, sur quatre sites présentant des caractéristiques distinctes. Finalement, la carte annuelle extraite de l’atlas a confirmé que le gisement solaire du pays, avec une irradiation moyenne de 5,87kWh/m² par jour, constituait l’un des plus importants au monde.Si les modèles utilisant des données satellitaires permettent de retrouver le flux solaire incident au sol, ils ne tiennent en revanche pas compte des effets du relief local sur ce dernier. Ainsi, afin de tenir compte des effets d’ombrage engendré par le terrain, nous avons développé une procédure dite de désagrégation, couplant l’utilisation d’un maillage numérique d’altitude aux cartes de rayonnement issues du modèle satellite. Pour ce faire, nous avons élaboré un modèle théorique pour retrouver l’horizon autour d’un point donné, et validé celui-ci à l’aide d’une campagne de mesures topographiques en Corse. En corrigeant ensuite le rayonnement à l’aide de cet horizon pour chaque pixel du maillage d’altitude, nous avons pu enrichir le niveau de l’information fournie par la cartographie de l’irradiation globale.Bien que le gisement solaire soit l’indicateur principal du potentiel photovoltaïque, il est également nécessaire de considérer des paramètres secondaires, éléments de technologie et caractéristiques environnementales, qui permettent d’évaluer avec précision l’énergie électrique produite par un système PV quelconque. En combinant l’utilisation de différents modèles, nous avons ainsi pu intégrer à l’estimation finale du productible l’influence du rayonnement et de la température sur le rendement de conversion d’un module photovoltaïque. Nous avons ainsi construit une cartographie du productible PV qui, couplée à une évaluation multicritère de la pertinence de la technologie PV vis-à-vis des alternatives énergétiques classiques en matière d’électrification rurale, est destinée à faciliter la prise de décision pour les différents acteurs, publics ou privés, du domaine de l’énergie.

La R.D. Congo possède l’un de taux de desserte en électricité le plus faible au monde (moins de 1 % en zones rurales) malgré son important potentiel hydroélectrique estimé à 100.000 MW. Pour accroitre le taux de desserte en électricité en construisant des microcentrales hydroélectrique, il est impérieux d’utiliser une technologie simple, fiable, robuste et peu coûteuse. La turbine à vis d’Archimède apparait comme une solution appropriée à ces exigences. Nous avons ainsi conçu et fabriqué localement (à Lubumbashi) un banc d’essai d’une turbine à vis d’Archimède possédant seulement deux hélices et des pas larges (β = 30° et β = 45°). L’objectif étant de simplifier la fabrication et réduire la quantité d’acier utilisé pour la vis par rapport aux vis utilisées en Europe et aux U.S.A. Le banc d’essais nous a permis d’obtenir six configurations combinant la pente de la vis (α = 22,5°, 30° et 37,5°) et les pas. La combinaison la plus optimale est la configuration de la vis inclinée de α = 22,5° par rapport à l’horizontale et dont l’hélice est orientée de β = 45° sur le moyeu (p45H22).En second lieu, vient la configuration de la vis inclinée de α = 30° et dont l’hélice est orientée de β = 45° sur le moyeu (p45H30). Ces deux configurations ont respectivement un rendement à débit nominal de 89 et 86 %./D.R. Congo has an electricity service rate that ranks as the lowest in the world (less than 1% in rural areas) despite its large hydroelectric potential estimated at 100,000 MW. To increase the rate of access to electricity by constructing small hydropower plant, it is imperative to use simple technology, reliable, robust and inexpensive. The Archimedean screw turbine appears to be an appropriate solution to these requirements. We have designed and manufactured locally (in Lubumbashi) a test bench for Archimedean’s screw turbines having two blades only and a large pitch p function of β ( β = 30 ° and β = 45 °, β being the orientation angle of the blade on the screw cylinder). The goal is to simplify manufacturing and reduce the amount of steel used for the screw relative to the screws used in Europe or in USA. The test bench has allowed the experiments with six configurations combining the slope of the screw (α = 22.5 °, 30 ° and 37.5 °) and the pitch p (with varying rotation speed). The optimal combination appeared to be the configuration of the screw inclined at α = 22.5 ° relative to the horizon and with an helix β = 45 ° on the cylinder of the screw. The second best configuration has an inclined screw α = 30 ° and the helix which is oriented β = 45 °. These two configurations each have a global efficiency of 89% and 86%, respectively., Doctorat en Sciences de l'ingénieur, info:eu-repo/semantics/nonPublished

Cette communication propose de suivre des processus innovants déployés dans le cadre des marchés dits "BOP" (Bottom Of Pyramid) ciblant les segments de consommateurs les plus pauvres de la planète et explorés aujourd'hui par de grandes firmes pour leur potentiel à la fois en terme de marchés de masse et d'innovation responsable. Elle s'appuie sur une recherche collaborative menée avec une équipe d'ingénieurs de la R&D de Schneider Electric, firme du secteur de l'énergie dans l'expérimentation concrète de projet d'électrification rurale hors réseau dans des pays en voie de développement. La question qu'elle instruit est celle de la relation entre le développement de ces nouveaux marchés et leur " concernement politique ", dans un contexte où il s'agit d'allier responsabilité et consommation de masse, normes écologiques et low-cost, développement durable et pauvreté. Quel est le poids des médiations d'ordre institutionnel et politique au sein de ces innovations ? Dans quelle mesure la question de la " responsabilité " s'assortit-elle d'un enjeu de " d'accountability " soit de redevabilité ? Comment la firme négocient-elle ces paramètres de l'innovation ? Cette communication propose de suivre le travail d'exploration et d'innovation au sein des marchés BOP par Schneider Electric en examinant la façon dont la firme investit et/ou invente des agencements innovants, à la fois valorisables dans l'ordre économique et responsables dans l'ordre politique.

This thesis has for object the evolution of the economic optimum in the electric industry under spatial equity constraint that present a strong spatial heterogeneity of its supply conditions. One analyses the evolution of the rural electrification regime in France both in terms of economic and social efficiency. We examine the rationality of extending the sectoral optimization under equity constraint to the rationalization of electricity end-uses in the the heterogeneous space of rural electricity supply. To this question are given two responses. The firsts pertains to modify the incentives in the institutional regime of rural electrification so the MDE may be integrated in the strategies of rural electrification syndicates. One inspire from incentives mechanisms of the anglo-saxon DSM practice. The second is statistical zoning method of demand and distribution grid whose object is to localize action basins for large scale MDE projects., Cette thèse a pour objet l'évolution de l'optimum économique sous contrainte d'équité territoriale de l'industrie électrique, industrie de réseau fixe présentant une hétérogénéité spatiale forte de ses conditions d'offre. Cette problématique porte sur l'analyse de l'évolution du régime de l'électrification rurale en France en termes d'efficacité économique et sociale. Il s'agit de prolonger une longue tradition de recherche du CIRED initiée au début des années 1980 par Louis Puiseux, dont les principaux développements ont été la thèse de Colombier (1992) puis l'évaluation des écarts entre coûts de développement des réseaux ruraux et tarifs par De Gouvello (1996). Ce programme de recherche met en lumière les contradictions entre équité redistributive et équité territoriale, c'est-à-dire entre les visions aspatiales de l'économie théorique (Ponsard, 1988) et les dynamiques territoriales de développement, notamment en mettant l'accent sur les médiations institutionnelles.Notre question de départ porte donc sur la rationalité de l'élargissement de la démarche de l'optimisation sectorielle sous contrainte d'équité à la rationalisation des usages de l'électricité dans l'espace hétérogène de la fourniture d'électricité en zones rurales. La dérive des besoins de renforcement de réseaux ruraux a conduit ainsi à partir de 1995 le régulateur à encourager les collectivités qui sont les propriétaires et investisseurs en réseaux ruraux à rechercher des alternatives moins coûteuses du côté de la demande pour deux raisons économiques. D'abord les réseaux basse tension ruraux sont généralement très longs et comptent peu de clients desservis, par conséquent, l'optimisation des usages chez les clients peut s'avérer beaucoup moins coûteuse que le simple renforcement du réseau. Ensuite cette optimisation permet de rétablir l'équité de la qualité de fourniture entre les clients par le biais de la baisse des besoins d'investissement mais aussi par la réduction du temps d'attente pour les plus défavorisés, autrement dit, les clients situés sur les réseaux les plus coûteux à renforcer.Cette question conduit à analyser d'abord historiquement les institutions de l'électrification rurale dans le contexte évolutif de consolidation de l'industrie électrique en régime de monopole public pour repérer les structures d'intérêts inhérentes à cette organisation qui conduisent à une inefficience sociale à la fois en termes d'efficacité économique et en termes d'équité. Ce qui mène à un double questionnement : - comment compléter les institutions de l'électrification rurale pour modifier les incitations des propriétaires de réseaux ruraux à investir au-delà du compteur chez l'usager ?- comment, dans une situation de forte hétérogénéité spatiale des fonctions locales d'offre et de demande d'électricité dans l'espace rural, repérer les points de réseaux en sous-optimalité économique ?Dans un chapitre liminaire nous définirons précisément l'objet de la thèse à partir du repérage des difficultés d'application de l'innovation réglementaire que constitue la MDE dans la distribution d'électricité en zones rurales. Ce repérage s'effectue par l'analyse de l'organisation de la distribution rurale et de la place du régime d'électrification dont on peut déduire les intérêts des agents économique et des acteurs politiques qui constituent les barrières à cette innovation réglementaire.Dans la première partie on caractérise dans le premier chapitre la trajectoire institutionnelle de l'électrification rurale à partir du projet initial de solidarité nationale sous l'effet de la dynamique des consommations rurales puis de la diffusion des usages thermiques de l'électricité sur les réseaux ruraux induit par des stratégies de développement commercial totalement extérieures au dispositif de solidarité nationale. L'introduction de la MDE s'inscrit dans une mouvement de correction et d'adaptation de ce régime.Dans la seconde partie d'analyse économique normative, le constat précédent conduit à identifier les défauts d'incitation à la MDE qui sont sous-jacents aux institutions de l'électrification rurale et à la structuration de ses acteurs pour repérer comment contourner cet obstacle. Ce constat conduit aussi à imaginer une méthode de calcul économique permettant de prendre en compte les paramètres d'hétérogénéité spatiale de la demande et des coûts de réseau en développement pour répondre à l'évolution de la fonction de demande spatialisée.Au premier niveau d'analyse, on procède dans le quatrième chapitre à une analyse microéconomique du comportement des différents types d'acteurs de l'électrification rurale en partant de leur fonction : régulateur, propriétaire-investisseur ou exploitant, du type de choix qui relève de leurs fonctions et de leurs contraintes pour analyser la structure d'incitations à l'investissement en réseau et à la MDE. On insiste plus particulièrement sur la nature d'acteur politique de l'agent investisseur que sont les collectivités locales, nature qui éloigne du comportement de l'agent économique rationnel. On examine en particulier la relation d'asymétrie d'information entre propriétaires-investisseurs et le régulateur qui répartit les aides à l'investissement. Cette asymétrie porte sur les coûts ex-ante et ex-post des projets. Dans la relation principal-agent, la structure informationnelle est compliquée dans le cas réel par l'imperfection même de l'information que détiennent les agents sur leurs projets. Ces défauts de la structure informationnelle expliquent la dérive du régime d'électrification rurale et les défauts d'allocation des ressources.A ce même niveau d'analyse, on propose dans le cinquième chapitre des correctifs afin d'améliorer l'allocation des ressources du régime d'électrification rurale. On identifie des règles visant à inciter à la MDE les propriétaires investisseurs en recherche récurrente de subventions. Nous utilisons une méthode de calcul du surplus social des actions de MDE et d'identification de sa répartition en termes d'avantages-coûts entre les différents agents parties prenantes : les consommateurs, les propriétaires investisseurs et l'exploitant vendeur d'électricité (ici EDF). L'idée est de sortir du seul mode d'évaluation en cours qui ne regarde que l'avantage net pour les collectivités qui investissent alors que les autres agents bénéficient des actions de MDE. Ceci conduit à définir un mode de réallocation d'une partie des externalités positives des actions de MDE sur l'agent investisseur. On teste ainsi le principe de versements incitatifs à la MDE sous la forme de dotations supplémentaires sous réserve de certification des gains en investissement dégagés par les collectivités.Au second niveau d'analyse normative, dans le sixième chapitre, on se confronte à l'obstacle de l'hétérogénéité des actions de MDE dans le but d'éviter le coût administratif très élevé d'une multitude d'actions dispersées spatialement pour définir une méthode d'évaluation des potentiels de MDE par repérage des configurations les plus intéressantes. Le fondement de cette approche propose de dépasser le caractère aspatial de l'analyse économique (Ponsard, 1986, 1988) par le biais d'une articulation entre deux catégories d'hétérogénéités spatiales : d'une part celle du réseau électrique (Juricic, 1975) et d'autre part celle des déterminants de la demande. Nous supposons que les lieux sont porteurs de sens sur le plan économique, au travers des caractéristiques du réseau et de la demande, ce qui nous conduit à construire un zonage géographique comme moyen de faire apparaître simultanément les attributs économiques pertinents associés aux lieux (Beguin et Thisse, 1979).L'objectif de cette méthode est de permettre de concevoir des projets de MDE d'ampleur significative à l'échelle d'un département. Il s'agit donc d'une méthodologie de recherche des potentiels économiques de MDE qui repose sur une approche d'analyse statistique spatialisée dont le but est de produire un zonage de l'espace pertinent sur le plan des projets de MDE. Le zonage est ensuite mobilisé pour proposer des paniers d'actions et sélectionner des zones d'intervention de MDE dont le montant des économies d'investissement en renforcement de réseaux est calculé.

National audience; L'article propose une procédure qui permet de délimiter précisément des aires pertinentes d'intervention dans l'objectif de la mise en place de programmes de maîtrise de la demande d'électricité (MDE) en milieu rural. La démarche adoptée privilégie les aspects géographiques de la demande, sans pour autant négliger les facteurs fondamentaux qui décrivent la nature des usages et les infrastructures du réseau de distribution d'électricité basse tension. La desserte électrique rurale est achevée en France depuis 1970. Cependant, l'accroissement actuel des besoins d'investissement de l'électrification rurale a conduit les autorités publiques de tutelle à promouvoir la MDE en alternative aux renforcements coûteux des réseaux. Parmi les déterminants de la demande d'électricité et de son augmentation, le contexte géographique semble prépondérant. Il se manifeste par le rôle de l'environnement naturel et par celui des dynamiques locales de population. Suite à ce constat, une classification, utilisant les modèles de mélange et intégrant les contraintes de voisinage spatial, permet de délimiter précisément des bassins de consommation électrique. Statistiquement homogènes et géographiquement cohérentes, ces zones peuvent servir de points d'appui à des projets génériques de MDE.

De 1994 a 1997, une ONG francaise, le GRET (Groupe de Recherche et d’Echanges Technologiques) realise un « projet » d’electrification rurale en Mauritanie dont les schemas « de gestion » peuvent etre retrospectivement associes a la mouvance ideologique de la « bonne gouvernance ». Les premiers resultats d’une serie d’enquetes anthropologiques menees depuis 2002 en Mauritanie a la demande de l’AFD (Agence Francaise pour le Developpement) puis de l’ADER (Agence du Developpement de l’Electrification Rurale) sur le terrain villageois et institutionnel montrent que nombre de pratiques des professionnels du « developpement » recelent le desir de concretiser un modele d’organisation sociale porteur d’un fantasme d’ingerence politique. L’analyse des resistances provoquees par le « projet Alizes-Electrique » permet d’ouvrir quelques pistes de recherche sur l’ensemble du champ social defini par « l’Aide » et de s’interroger sur les logiques structurelles qui sous-tendent ce qu’il est propose de nommer : « le rapport de developpement ».

Dans les années 2000, l’enthousiasme pour la culture du Jatropha en vue de produire des agrocarburants a été effréné, mais avec le recul, irréaliste. Alors qu’au Burkina Faso la filière Jatropha contemple actuellement l’arrêt de ses activités faute de soutien politique et financier, une redynamisation de la filière stimulant les bioénergies se dessine comme pilier de l’électrification rurale décentralisée.