Optimisation Des Coûts Dans La Centrale Thermique (JLEC)

JORF LASFAR ENERGY COMPAGNY

GROUPE ISCAE

MASTERE SPECIALISE EN CONTROLE DE GESTION Année Universitaire (2008-2009) OPTIMISATION DES COUTS DANS LA CENTRALE THERMIQUE ( JLEC)

Réalisé par L.ELMALZOUMI

Encadré par : Pr. M.BOUMESMAR (ISCAE) Mr. O.ALAOUI M’HAMDI (JLEC)


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REMERCIEMENTS Au terme de mon travail, je tiens à exprimer ma profonde gratitude à mon encadrant Monsieur le professeur M.BOUMESMAR pour avoir encadré ma thèse professionnelle. Sa disponibilité, ses conseils qu’il n’a cessé de me prodiguer et ses qualités humaines ont été d’une grande importance pour la définition et l’orientation de cette thèse

Que Monsieur O.ALAOUI M’HAMDI directeur du pole support à JLEC trouve l’expression de mes sincères remerciements pour l’honneur qu’il m’a fait en acceptant de me parrainer et pour l’intérêt qu’il a porté à notre projet.

Tous mes remerciements vont également à l'ensemble des responsables et cadres de JLEC et à Mr M. Raquy particulièrement pour son soutient permanent

Pour la même occasion, je tiens à exprimer ma gratitude tout particulièrement à l'ensemble de l'équipe pédagogique du mastère spécialisé en contrôle de gestion de l’I.S.C.A.E. qui n'a pas manqué de contribuer à la qualité des études et de la formation des étudiants.

Pour tous ceux qui ont contribué à l’élaboration de ce travail veuillent accepter nos sincères remerciements

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PLAN DU SOMMAIRE Introduction________________________________________________________________4 Problématique _____________________________________________________________ 5 Partie I: Diagnostic de la structure des coûts_______________________________________7 Chapitre I : Présentation de JLEC et de son environnement_____________________8 Section I-1: Aperçu sur le secteur Electrique au Maroc___________________8 Section I-2: Présentation de JLEC__________________________________11 Section I-3: Processus de fonctionnement d’une centrale thermique________14 Section I-4: Contraintes de JLEC et leurs impacts sur le coût_____________16 Chapitre II : Etude de la structure des coûts_________________________________19 Section II-1: Structure du coût du kWh______________________________19 Section II-2: Analyse de l’historique des dépenses_____________________25 Section II-3: Audit général et identification de risques__________________33 Section II-4: Diagnostic des pratiques de management des coûts__________40

Partie II: Solutions d’optimisation______________________________________________45 Chapitre I : Analyses des coûts par responsabilité___________________________46 Section I-1: Analyse des coûts de la maintenance courante_______________46 Section I-2: Analyse des coûts de la maintenance systématique___________57 Section I-3: Analyse des coûts des pièces de rechange__________________69 Section I-4: Analyse des coûts d’exploitation et de quelques frais généraux_75

Chapitre II: Proposition de solutions et recommandations d’améliorations________83 Section II-1: Optimisation du coût des maintenance____________________83 Section II-2: Optimisation du coût des pièces de rechanges______________92 Section II-3: Optimisation du coût de l’exploitation____________________98 Section II-4: Optimisation de la gestion_____________________________103 Conclusion_______________________________________________________________109 Bibliographie_____________________________________________________________110 Glossaire_________________________________________________________________111 Annexes_________________________________________________________________113

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Introduction La mondialisation et la libéralisation du commerce au Maroc notamment international n’ont épargné aucun secteur d’activité quelque soit son importance et plus particulièrement les secteurs stratégiques jusqu’alors considérés comme intouchables et souverains. Dans cette catégorie on y trouve le secteur d’énergie auquel l’activité de la production et de la commercialisation de l’électricité sont entièrement liés, et par conséquent soumise à des fluctuations continuellement arbitraires et imprévisibles dictées par la géographie, le climat, l’environnement social et économique et surtout politique.

Conscients, du rôle important que joue ce secteur dans le développement économique et social du pays, les pouvoirs publics semblent résolus à poursuivre la démarche de libéralisation de cette activité. Ce projet de réforme, en instance d’application, se fixe comme principaux objectifs d’assurer la compétitivité des prix pour les clients industriels, d’établir un équilibre économique durable du secteur et d’attirer les investissements privés.

Pour survivre, aux contraintes générées par la libéralisation et la concurrence, JLEC doit être régulièrement performante par l’emploi optimal de ses ressources. Ainsi, depuis l’acquisition de JLEC par TAQA, deux axes de développements ont été tracés : les ressources humaines et la gestion des coûts. Un pole support a été positionné dans l’organigramme car JLEC est consciente que la survie et le développement ne peuvent être assumés que par une gestion qui permettra de relever les défis engendrés par cette libéralisation et qui sont principalement : la production du KWh à moindre coût avec une meilleure qualité et le maintien de la position de leader sur le marché.

Dans ce contexte, nous avons proposé, à travers la présente thèse, d’étudier l’optimisation des coûts dans l’objectif d’optimiser les dépenses (et maximiser la marge ) et assurer une bonne fiabilité des 4 unités de la centrale.

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Problématique L’électricité produite par JLEC est fournie à l’ONE dans le cadre d’une concession de 30 ans géré par un contrat appelé « PPA »; Selon les termes de ce contrat, le prix de vente du KWH est fixe et l’ONE prend en charge les coûts du charbon (la matière première) selon un rendement de production contractuel (appelé aussi consommation spécifique contractuel). Ainsi, la marge d’exploitation de JLEC dépend ,en plus de la disponibilité de ses équipements (pour augmenter le CA) , de la maîtrise et l’optimisation des dépenses. De ce fait, l’avenir de JLEC ne peut être assuré que par une maîtrise des coûts qui contribuera à la production du KWh à moindre coût avec une meilleure qualité dans le but de garatir sa pérennité, d’augmenter son bénéfice et de maintenir sa position de leader sur le marché.

Pour faire face à l’impact économique de la libéralisation du secteur d’électricité et aux risques qui en découlent, assurer sa pérennité et garder son rang de leader dans le domaine de production d’électricité, JLEC doit se poser les questions dont les réponses et la mise en oeuvre constitueront les clefs de sa réussite : •

Qui suis je aujourd’hui ? Et qu’ils sont les risques associés ?

•

Qu’est ce que je veux être ?

•

Quelle sont les outils pour y arriver ?

Le sujet proposé analysera l’état du système actuel et proposera des solutions concrètes d’optimisation adaptées à l’environnement de l’entreprise selon les principales attentes du management.

Pour atteindre l’objectif de l’optimisation des coûts, il faut concevoir un système de contrôle qui permettra de : •

Fiabiliser l’outils de production pour maximiser la production;

•

Optimiser les rendements (Consommation spécifique) des unités pour éviter les pertes (charbon, eau déminéralisé, ...) ;

•

Optimiser les frais d’exploitation (Maintenance, Pièces de rechanges,…) ;

•

Contrôler les frais généraux et éviter les pertes de resources;

•

Bien orienter le dépenses d’investissements (Capital budget);

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•

…

La Méthodologie de travail qui sera suivie est : •

Étude et analyse de l’historique des dépenses;

•

Diagnostic général & état des lieux avec une analyse des risques;

•

Interviews et collectes d’informations auprès du staff et des cadres de JLEC;

•

Audit des procédures d’engagements des dépenses

•

…

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Partie I: Diagnostic de la structure des coûts

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I- Présentation de JLEC et de son environnement : I-1/ Aperçu sur le secteur Electrique au Maroc : L'électricité est présente dans la quasi-totalité des foyers marocains avec un taux d'électrification du pays de près de 94% grâce aux efforts déployés sur cette dernière décennie par l'Office National de l'Electricité (ONE). L'électricité contribue à la fois au bien être et à l'amélioration du cadre de vie des marocains, mais également représente un facteur essentiel pour le développement économique et social du pays. Actuellement, le secteur de l'électricité au Maroc se caractérise par une diversité d'acteurs à la fois publics et privés à savoir : •

l'Office National de l'Électricité (ONE), en charge du développement des moyens de production, du transport et de la distribution de l'électricité sur une partie du territoire marocain;

•

les producteurs privés liés avec l'ONE par des contrats d'achats d'électricité de longue durée;

•

les régies municipales de distribution;

•

les sociétés privées de distribution à Casablanca, Rabat, Tanger et Tétouan.

L'activité de ces acteurs s'effectue dans un cadre réglementé supervisé par différents départements ministériels.

Durant les 3 dernières années, la consommation d’électricité a connu un taux de croissance moyen de 8% par an passant de 16 779 GWh en 2003 à 21 104 GWh en 2006.Aujourd'hui, le Maroc consomme annuellement plus de 22.000 GWh et c'est l'équivalent de la consommation électrique d'une ville comme Rabat qui s'ajoute à la consommation chaque année.

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FIG :1 - Demande nette d’électricité au Maroc en Gwh [Source: Ministère de l’Energie et des Mines] 5.292

5.292

2006

2007

5.252

4.410

4.508

4.621

5%

2002

2003

2004

2005

FIG :2 - Capacité de production d’énergie au Maroc en MW [Source:Ministère de l’Energie et des Mines] Le parc de production National est constitué de plusieurs types de centrales toutes confondues : centrales thermiques à vapeur (charbon, fioul), centrale à turbines à gaz, centrales diesel , centrales hydroélectriques, éolienne et des centrales à cycle combiné. Ces centrales se trouvent réparties sur tout le territoire du Royaume. La majorité de ces centrales est exploitée directement par l’ONE sauf la Centrale à charbon Jorf Lasfar (1360MW), Centrale à cycle combiné de Tahaddart (450Mw), Parc Eolien Abdelkhalek Torres (49Mw). Aussi, en tant que pays non producteur de ressources énergétiques, le Maroc est vulnérable de part sa dépendance de l'extérieur pour la quasi-totalité de son approvisionnement. Et le choix

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du charbon comme combustible de base repose sur des critères techniques, économiques et environnementaux. En effet : Ce combustible combine entre performance et efficacité énergétique : •

Il permet un bon rendement énergétique

•

Il est disponible sur le marché international

Certains problèmes de pollution liés au charbon peuvent être résolus en traitant les fumées de combustion. Cette technologie est appelée " charbon propre ".

La demande d’électricité au Maroc n’est pas constante durant la journée (Ci-après un exemple d’illustration- [FIG : 3] ). La période de la pointe de la journée dépend des saisons. Le record de la consommation a été

enregistré le 26 décembre 2006. Il fait suite

essentiellement à la vague de froid qui a sévi sur l’ensemble du pays. Un pic de consommation, entre 19 heures et 20 heures, qui a atteint 3.760 MW.

FIG : 3-Variation de la demande d’électricité durant une journée [Source : ONE]

Faute de politique en amont visant à diversifier les sources d’énergie, servant à chauffer les habitations, la courbe de consommation électrique et celle des températures restent intimement liées, générant des pics de consommation en période de grand froid.

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I-2/ Présentation de JLEC : Afin de développer ses moyens de production d’énergie électrique, l’Office National de

l’Électricité du Maroc ( ONE) a décidé en 1990 de construire la Centrale Thermique de JORF LASFAR comportant deux unités de 330 MW chacune. Le 13 Septembre 1997, suite à un appel d’offres international du gouvernement Marocain

qui

souhaitait

ouvrir

la

production d’électricité aux investisseurs étrangers,

l ‘ONE

et

le

consortium

ABB/CMS (deux leaders mondiaux de l’énergie) signent un contrat de concession pour 30 ans pour l’extension, l’exploitation et le transfert de la centrale thermique à charbon de Jorf Lasfar ainsi que le terminal charbonnier. Le consortium ABB/CMS crée JLEC, une société en commandité par action de droit marocain qui est chargée du financement du projet, de l’exploitation de la centrale y compris le quai charbonnier ( reprise des deux unités existantes U1 et U2 de 330MW chacune, approvisionnement

en charbon et construction de deux nouvelles unités de capacités

similaires U3 et U4). La centrale de Jorf Lasfar est composée de 4 unités pour une puissance totale de 1360MW, assurant 50% de la demande totale d’électricité du royaume. Premier

producteur

indépendant

d’électricité au Maroc et la plus grande centrale thermique indépendante de la région Mena , JLEC a mis en œuvre une structure de financement lui permettant de vendre l’énergie électrique à un client unique, en l’occurrence l’ONE.

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La centrale consomme environ 3,6 millions de tonnes de charbon par an (10.000 tonnes par jour), importé à 100%. JLEC entretient un stock de sécurité couvrant 35 jours de consommation.

Port

Unités

Parc charbonier

FIG : 4- Vue générale sur JLEC

Durant les 10 dernières années, JLEC a offert des niveaux de disponibilité, en moyenne, de plus de 92%. Le taux d’arrêts forcés est maintenu à un niveau très bas de 2,98% en 2007 et à 3,1% pour 2008, la moyenne internationale étant de 4%.

FOR%

Forcedoutage rate( FOR) 5,00 4,50 4,00 3,50 3,00 2,50 2,00

2002 2003 2004 2005 2006 2007 Achieved FOR (%)

World refe

FIG :5 – Variation de la disponibilité et du taux d’arrêt forcé

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En 2007, l’entreprise a changé de main. C’est le Groupe EMIRATI ABU DHABI NATIONAL ENERGY COMPAGNY (TAQA) qui est devenu le principal actionnaire de JLEC en rachetant le groupe CMS et les parts d’ABB. Deux ans après (En Mai 2009), un accord a été signé ente l'Office national d'électricité (ONE), TAQA et la société Jorf Lasfar Energy company (JLEC) pour la réalisation, à l'horizon 2013, de deux unités de 350 MW chacune à Jorf Lasfar. Les cahiers de charges sont déjà établies

et l’appel d’offre

international est lancé. Une vingtaine de consortium internationales ont manifesté leurs intérêt pour la construction de ce projet. Un contrat de garantie d'achat par l'ONE de l'électricité qui sera produite par le projet sera signé en conséquence.

Avec ce projet, la centrale électrique de Jorf Lasfar comptera désormais 6 unités qui permettront d'augmenter la production et de sécuriser l'approvisionnement du Maroc en électricité, dans le cadre de la mise en oeuvre du plan d'équipement en matière d'énergie électrique. Taqa dispose d’autres projets dans le domaine énergétique au Maroc. Elle a récemment acquis 50% de la Compagnie éolienne du détroit et elle est pré-qualifiée pour la construction du parc éolien de Tarfaya pour 300 MW et la nouvelle centrale de 1200MW à Safi.

L’entreprise compte actuellement 316 salariés avec un pourcentage d’encadrement d’à peu près 25% . L’organigramme général de JLEC est présenté dans la figure 5 ci-après :

FIG:5- Organigramme générale de JLEC

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I-3/ Processus de fonctionnement d’une centrale thermique Les centrales aux charbons ont connu quelques progrès techniques au XXe siècle, dont la combustion sur lit fluidisé puis les cycles supercritiques, qui ont permis d'en améliorer les rendements (passant d'environ 35 % pour les centrales mises en service dans les années 1970 à 46 % pour des procédés supercritiques disponibles au début des années 2000, tout en diminuant leur pollution.

Le processus de fonctionnement d’une centrale thermique à charbon est très complexe et fait appel à plusieurs transformations d’énergies;

L’énergie chimique du fossile est

transformé à une énergie électrique à travers des transformations intermédiaires thermiques et mécaniques. Un aperçu sur les quatre (4) principaux étapes de ce processus à savoir la combustion, la production de vapeur, la production d’électricité et le recyclage a été décrit dans la figure 5 et les explications ci-avant :

FIG : 5- Processus simplifié d’une centrale thermique

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1

: La combustion :

Le combustible (Le charbon pour JLEC) brûle via les brûleurs dans une chaudière en dégageant de la chaleur. Le charbon est d'abord réduit en poudre, le fioul est chauffé pour le rendre liquide puis vaporisé en fines gouttelettes et le gaz est injecté directement sans traitement préparatoire.

2

: La production de vapeur :

La chaudière est tapissée de tubes dans lesquels circule de l'eau froide. En brûlant, le combustible dégage de la chaleur qui va chauffer cette eau. L'eau se transforme en vapeur, envoyée sous pression vers les turbines.

3

: La production d’électricité :

La vapeur fait tourner une turbine qui entraîne à son tour un alternateur. Grâce à l'énergie fournie par la turbine, l'alternateur produit un courant électrique alternatif. Un transformateur élève la tension du courant électrique produit par l'alternateur pour qu'il puisse être plus facilement transporté dans les lignes à très haute tension.

4

: Le recyclage :

À la sortie de la turbine, la vapeur est à nouveau transformée en eau grâce à un condenseur dans lequel circule de l'eau froide en provenance de la mer ou d'un fleuve. L'eau ainsi obtenue est récupérée et re-circule dans la chaudière pour recommencer un autre cycle. L'eau utilisée pour le refroidissement est restituée à son milieu naturel ; Les fumées de combustion sont dépoussiérées grâce à des filtres et sont évacuées par des cheminées.

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I-4/ Contraintes de JLEC et leurs impacts sur les coûts : La raison d’être de JLEC, à l’instar de toutes les firmes, est de créer de la valeur malgré un environnement plein de contraintes internes et externes qui engendrent un impact direct et indirect sur les coûts. Ces contraintes ont été schématisées ci-dessous :

Cadre contractuel

Ressources Humaines

Client

Politiques de Sécurité et environnement

Contraintes stratégiques

Contraintes réglementaires

Contraintes techniques

JLEC

Contraintes financières

Produit

Objectif

Assurance

Création de la valeur

• Client : Toute l’électricité produite est fournie à l’ONE dans le cadre d’une concession de 30 ans. La prospection d’autres clients n’est pas possible. • Cadre contractuel : La concession est gérée par un contrat de fourniture d’électricité CFE ou PPA (Purshase Power Agreement). Selon ce contrat:

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Le prix de vente est fixe ; Ceci présente un avantage et un inconvénient à la fois. Il présente une garantie contre les chutes de prix mais il ne permet pas de profiter des opportunités du marché. Les frais d’achat du charbon est pris en charge par l’ONE selon un rendement standard contractuel ; La différence de consommation de charbon par rapport à ce standard est imputée à JLEC. La montée mondial des coûts des matières premières pénalise la marge de JLEC dans le cas de la dérive des rendements; •

Produit unique (KWH) : La centrale thermique a vocation de produire un seul produit à savoir l’énergie

électrique ou autrement dit le kWh ( Kilo Watt Heure); La diversification de ses produits n’est pas possible. •

Ressources Humaines : Le personnel de JLEC est composé de 2 catégories, la première appelé Statutaire est

régit par le statut de l’électricien de l’ONE , la deuxième partie appelé contractuel est régit par des contrats de travail normales. Cette diversification présente souvent des conflits d’intérêt ce qui impactent souvent la masse salariale. • Contraintes techniques : JLEC fait face à plusieurs contraintes techniques à savoir : L'électricité

est un produit non stockable techniquement car c’est un

phénomène énergétique associé à la mobilité ou au repos de particules chargées positivement ou négativement. Elle est ainsi consommée au moment même où elle est produite. Une centrale thermique (à travers son processus de production complexe et pointue) assemble tous les domaines de l’ingénierie, ce qui ne facilite pas la maîtrise de son exploitation (& sa maintenance) et par conséquent la maîtrise et le contrôle de dépenses. La centrale Thermique de JLEC est composée de 4 unités indépendantes. Les unités N°1&2 construites en 1994 sont de conception ALSTOM , et les unités N° 3&4 construites en 2000 sont de conception ABB. Le principe générale de

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fonctionnement est presque similaire mais les équipements et les technologie sont différentes. Cette situation complique d’avantage l’exploitation (& la maintenance) et par conséquent la gestion de dépenses. • Contraintes Stratégiques : L’électricité est un produit de souveraineté ce qui engendre des contraintes stratégiques pour le ROYAUME du MAROC : La satisfaction des besoins en électricité est liée à la souveraineté du pays. Les pouvoirs public (à travers l’ONE) ont l’obligation de garantir le service public qui inclut l'accès à l'électricité pour tous les Marocains, ce qui exige une très bonne fiabilité des outils de production pour répondre aux besoins. Ceci se caractérise par des dépenses supplémentaires (Production à n’importe quel coût). Malgré la croissance de la demande en énergie électrique au MAROC (Voir FIG

),

on note un manque (ou un retard) d’investissements pour la construction de nouvelles centrales, ceci impacte la stabilité du réseau national et surtout que les performances des outils de production de l’ONE ne cessent de baisser à cause de leurs vieillissement. Les dernières coupures et délestages témoignent de la fragilité du réseau. Cette situation critique engendre des coûts supplémentaires ou des manques à gagner causé par des impacts sur le programme de maintenance. •

Contraintes d’une politique environnementale et sécurité très exigeante : JLEC est certifiée ISO9001 pour la qualité de l’exploitation, ISO14001 pour la gestion

de l’environnement et OSHAS 18001 pour la gestion de la sécurité. Le respect des exigences de l’ensemble de certifications engendre des coûts supplémentaires et des contraintes d’exploitation coûteuses. • Contraintes financières : JLEC a des contraintes financières liées aux bayeurs de fond et surtout le ratio de la couvertures de la dette; Elle a ainsi l’obligation de réaliser des résultats pour créer de la valeur. • Exigences des assureurs : Les assureurs imposent annuellement à JLEC des exigences et des actions de prévention. Ce qui engendre souvent des coûts importants.

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• Contraintes réglementaires : Les chaudières de la centrale fonctionnent à des pressions atteignant les 200bars et des températures vapeurs supérieurs à 500°C. Elles sont ainsi soumises à une réglementation très sévère en point de vue contrôles réglementaires annuels par des organismes agrées par l’état engendrant des impacts sur les coûts.

II- Structure des coûts II-1/ Structure du kWh de JLEC : Comme signalé auparavant, JLEC est liée avec l’ONE par un contrat de fourniture d’électricité CFA ou PPA : Power Purchase Agreement) dans le cadre d’une concession. Selon les termes de ce contrat, tout le processus des achats du charbon, en l’occurrence le cahier de charge, l’appel d’offres, la logistique se font par un département de JLEC sauf le l’ouverture et le jugement des offres qui se fait conjointement avec l’ONE et le coût du charbon est imputé à l’ONE selon un standard de rendement contractuel. Le charbon acheté doit répondre à des caractéristiques techniques spécifiques exigées par le design des chaudières des unités de production mais En effet, Mensuellement JLEC soumis à l’ONE une facture dont le montant globale dépend essentiellement de la puissance disponible (MWhs ) et les frais d’énergie (GJ). Le calcul des MWhs disponibles est basé sur les déclarations de puissance de JLEC et les compteurs de puissance « FAG ». Les frais d’énergie sont calculés en utilisant les courbes contractuelles dont les principaux paramètres sont les MWhs livrés, et la consommation spécifique (Heat Rate) PPA contractuelle : ∑HRPPA X MW.

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Unit 1, 2, 3 & 4 Heat Rate PPA 11 100

Unit HR KJ/KWh

10 600

10 100

Unit 1 HR Unit 2 HR Unit 3&4 HR

9 600

9 100

00 0 34 0

00 0

00 0 32 0

00 0

30 0

28 0

00 0

00 0

26 0

00 0

24 0

22 0

00 0

00 0 20 0

00 0

18 0

16 0

14 0

12 0

00 0

00 0

8 600

Load KW

FIG:6 - Consommation spécifique contractuel On distingue les éléments suivants : •

Les GJ réalisés sont proportionnelles à la quantité du charbon consommée (Mesurés par RAMSEY) et au pouvoir calorifique du charbon (PCI) (2).

•

Les GJ facturés ou contractuels sont fonctions des MWh produits (Courbes contractuelles)

•

La quantité du charbon contractuelle notée « Charbon_PPA » est calculée à partir des GJ facturés (ou contractuels) en divisant ces GJ facturés par le pouvoir calorifique du charbon.

•

L’excès en charbon « Coal_diff » est calculé par la différence entre la quantité mesurée par les bascules RAMSEY est la quantité contractuelle ( Charbon_PPA).

•

Le quantité du charbon consommée par inventaire physique noté « Charbon_Inventaire » est égale à la somme des quantités déchargées par les bateaux entre deux date d’inventaires dont la quantité est évaluée par la méthode « Draft survey ».Cette quantité est utilisée pour correction du coal_diff.

La courbe de la figure 7 ci-avant montre l’historique de l’excès en charbon en %.

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4.00% 3.50% % d'excès

3.00% 2.50% 2.00% 1.50% 1.00% 0.50% 0.00% 2005

2006

2007

2008

Année

FIG 7 : Variation de l’excès de charbon

D’après le graphe de la figure 7 ci-avant, l’excès en charbon a connu une baise considérable en 2006 et 2007 qu’est certainement dû aux résultats des révisions systématiques majeurs respectivement des unités N°3&4 effectuées durant ces deux années. Mais, un grand effort reste à faire pour le réduire davantage car 1% représente une grande opportunité à saisir.

L’excès en charbon dépend de plusieurs paramètres, à savoir: •

Le pouvoir calorifique du charbon (PCI).

•

Le rendement des unités.

•

L’incertitude des bascules de mesure des quantités consommées en charbon.

•

L’incertitude du connaissement ( Jaugeage des bateaux) : L ‘excès en charbon est corrigée en fin d’année selon le nombre de cargaison consommées.

Ses paramètres sont expliqués individuellement ci-après : •

Pouvoir calorifique du charbon. Lors de déchargement des bateaux, des échantillons sont prises par un échantillonneur

automatique afin de contrôler la qualité du produit. En effet les caractéristiques du charbon

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(Carbone, Soufre, Humidité ,PCI, etc.…) doivent être dans la fourchette contractuel tel que spécifié par le PPA. JLEC a mis en place un laboratoire d’analyse charbon certifié 17025 pour le suivi de la qualité du charbon. •

Le rendement des unités ou consommation spécifique Le rendement des unités est mesuré quotidiennement et toute déviation du rendement

entre le jour J et le jour J-1 est expliquée dans le rapport qui est communiqué aux services concernés pour entreprendre les actions nécessaires. Un model de ce rapport est présenté en annexe [1]. Les paramètres ayant un impact significatif sur le rendement des unités sont présentés dans le tableau de la figure 8 ci-apres. La sensibilité de chaque paramètre est exprimée en terme du KJ /KWh par unité (paramètre). Une schématisation simplifiée des circuits vapeurs a été mise en annexe [ 2 ] pour aider à comprendre ce tableau. Pour mettre en valeur l’impact de la degradation de la consomation spécifique, il est à noter que même uniquement une dégradation d’un KJ /KWh sur une longue période présente une perte financière significative. Elle équivalente à environ 125 000 MAD par an.

Ite

Paramètre

Unité

Sensibilité

Unité

1 Température vapeur surchauffée

(Deg C)

1.918091784

KJ/kWh Per Deg C

2 Température vapeur resurchauffée

(Deg C)

1.870614264

KJ/kWh Per Deg C

3 Rendement turbine corps HP

(%)

12.97718863

KJ/kWh Per %

4 Rendement turbine corps MP

(%)

11.15679163

KJ/kWh Per %

5 Rendement turbine corps BP

(%)

45.04849017

KJ/kWh Per %

m

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6 Vide condenseur

(mBar)

-4.468133496

KJ/kWh Per mBar

7 Débit de fuite vanne de contrôle HP

(Kg/s)

-4.138178948

KJ/kWh Per Kg/s

8 Réchauffeur LP-1 DCA

(Deg C)

-0.056973023

KJ/kWh Per Deg C

9 Réchauffeur LP-1 TTD

(Deg C)

-0.854595349

KJ/kWh Per Deg C


(Deg C)

-0.009495504

KJ/kWh Per Deg C


(Deg C)

-0.658354936

KJ/kWh Per Deg C


(Deg C)

-0.02373876

KJ/kWh Per Deg C


(Deg C)

-1.323040207

KJ/kWh Per Deg C


(Deg C)

-0.063303359

KJ/kWh Per Deg C


(Deg C)

-1.120469458

KJ/kWh Per Deg C

16 Réchauffeur DA – TTD

(Deg C)

-0.58872124

KJ/kWh Per Deg C

(Kg/s)

-4.714336168

KJ/kWh Per Kg/s

(%)

1.80155969

KJ/kWh Per %

19 BFP recirculation

(Kg/s)

-1.791110285

KJ/kWh Per Kg/s

20 Boiler recirculation

(Kg/s)

-8.537754374

KJ/kWh Per Kg/s

21 CRH steam usage

(Kg/s)

-22.03953264

KJ/kWh Per Kg/s

(Deg C)

-0.126606718

KJ/kWh Per Deg C

17 Reheat spray flow 18 Rendement pompe alimentaires

22 Réchauffeur HP-6 DCA

Lahcen ELMALZOUMI

23


GROUPE ISCAE

MSCG (2008-2009)

23 Réchauffeur HP-6 TTD

(Deg C)

-1.709190698

KJ/kWh Per Deg C

24 Réchauffeur HP-7 DCA

(Deg C)

-0.203248244

KJ/kWh Per Deg C

25 Réchauffeur HP-7 TTD

(Deg C)

-2.696723102

KJ/kWh Per Deg C

26 Réchauffeur HP-6a TTD

(Deg C)

-3.394228921

KJ/kWh Per Deg C

(%)

-19.6

KJ/kWh Per %

(Deg C)

-4.9194

KJ/kWh Per Deg C

(%)

-49.366

KJ/kWh Per %

(kW)

-0.026790769

KJ/kWh Per kW aux

31 Taux de fuite réchauffeur d’air

(%)

-4.866

KJ/kWh Per %

32 Humidité charbon

(%)

-12.466

KJ/kWh Per %

33 Température de combustion

°C

4

KJ/kWh Per Deg C

27 Taux des imbrûlés 28 Température des gaz sortie 29 Taux d’Oxygène 30

Consommation auxiliaires électriques

FIG :8- Impact de la variation des paramètres sur la consommation spécifique

Ainsi, à titre d’exemple pour l’item N°1, si la température de la vapeur surchauffée est en dessous de la valeur de consigne de 1 °C, la consommation spécifique augmentera de 1.918091784 kJ/kWh.

NB : La consommation spécifique est inversement proportionnelle au rendement : [Rendement% =360000/consommation spécifique(KJ/KWh)]

Lahcen ELMALZOUMI

24


GROUPE ISCAE

MSCG (2008-2009)

a. L’incertitude des bascules de mesure des quantités consommées en charbon. L’étalonnage périodique des bascules est nécessaire pour assurer une meilleure précision. Ces bascules sont utilisés pour la facturation mensuelle. Une incertitude de +0.5% peut générer un excès fictif de 1600 Tonnes par mois

b. L’incertitude du connaissement ( Jaugeage des bateaux) : Le connaissement ou « Draft survey » est utilisé pour corriger la quantité mesurée par les bascules. L’opération doit être effectuée selon une procédure internationale. A titre d’exemple une incertitude de +0.5% peut générer un excès fictif de 20 000 Tons par an. Le processus de production d’électricité est entièrement automatisé. La main d’œuvre ne varie pas avec la production et le personnel d’exploitation est permanent quelque soit le niveau de production. Le kWh de JLEC dépend principalement de l’excès de charbon, de la disponibilité et des dépenses de fonctionnement. Nous proposons d’analyser le budget de fonctionnement.

II-2/ Analyse de l’historique des dépenses : Le budget de fonctionnement de la centrale est composé de Trois (3) parties indépendantes : a. La 1ére partie est le budget de fonctionnement de la centrale appelé PLANT O&M BUDGET (O&M : Operating & Maintenance); b. La 2éme partie est le budget de fonctionnement du port appelé PORT O&M BUDGET ; c. La 3éme partie est le budget d’investissement appelé CAPITAL BUDGET.

a/ PLANT O&M BUDGET: Il est composé de plusieurs rubriques reparties selon l’organisation de JLEC: Code budgétaire

Désignation

C-1

Expatriates (including benefits)

C-2

Labor

C-4

Incentive Plan

C-5

Overtime

C-6

Training

C-7

Travel

Lahcen ELMALZOUMI

Ensemble de code budgétaire

Labor Expenses

Business Expenses

25


GROUPE ISCAE

MSCG (2008-2009)

C-8

Operator Insurance

C-9

Other

C-10

Mail Services

C-11

Office Supplies

C-12

Computer Supplies

C-13

Office Equipment

C-14

Repairs & Maintenance

C-15

Vehicle Cost

C-16

Laboratory Supplies

C-17

Purchased Power

C-18

Water

C-19

Aux Boiler / Fuel Oil

C-20

Propane

C-21

Ash Disposal

C-22

Environmental Monitoring

C-23

Domestic waste

C-24

Security

C-25

Buildings/Grounds/Sanitary

C-26

Laboratory Analysis

C-27

Outside Services

C-28

Technical Services

C-29

Telephone Services

C-30

Generator

C-31

Turbine

C-32

Boiler

C-33

Auxiliary

C-34

Fuel Handling

C-35

Buildings

C-36

Commons

C-37

Personnel Supplies

C-38

Chemicals

C-39

Sulfur

C-41

Common Budget Yearly

C-42

24 Month Maintenance

C-48

Boiler Insurance Inspection

C-51

Axial Fan Maintenance

C-50

Materials

C-57


C-58


C-64


Lahcen ELMALZOUMI

Occupancy expenses

Utilities

Suncontracts

Normal Maine Materials

Unit 1

Unit 2

26


GROUPE ISCAE

MSCG (2008-2009)

C-65

Axial Fan Maintenance

C-66

7 Year Turbine Outage Materials

C-70


C-73M

7 Year Turbine U3 Outage - Material

C-73S

7 Year Turbine U3 Outage - Service

C-71


C-77


C-81


C-82M


C-82S


C-88


Unit 3

Unit 4

FIG :9-Rubriques du budget O&M de la centrale

b/ PORT O&M BUDGET : Il est composé de plusieurs rubriques selon le type des dépenses. Code budgétaire

Désignation

D-1

Labor

D-2

Overtime

D-3

Training

D-4

Travel

D-5

Other

D-6

Mail Services

D-7

Office Supplies

D-8

Computer Supplies

D-9

Office Equipment (Bat Port)

D-10

Repairs and Maintenance

D-11

Vehicle Cost

D-12

Building Leases

D-14

Purchased Power

D-15

Water

D-16

Miscellaneous Fuels

D-17

Laboratory Analysis

D-18

Technical Services

D-19

Outside Services

D-21

Security

D-22

Telephone Services

D-23

Buildings/Grounds/Sanitary

D-24

Unloader Services

D-25

Mobile Crane Services

Lahcen ELMALZOUMI

Ensemble de code budgétaire Labor Expenses

Business Expenses

Occupancy expenses

Utilities

Subcontracts

27


GROUPE ISCAE

MSCG (2008-2009)

D-26

Calibration Services

D-27

Equipment Rentals

D-28

Ship Hold Cleaning Services

D-29

Draught Surveys

D-32

Forwarding Agent

D-33

Unloading Cranes

D-34

Electronic Controls

D-35

Electrical Controls

D-36

Buildings

D-37

Personnel Supplies

D-39

Safety Equipment

D-40

Oils/Greases

D-41

Miscellaneous Repairs

D-42

Magnetic Separator Repairs

D-43

Sampling System Repairs

D-44

Environmental Compliance

D-45

Consumables

D-46

Lighting

D-49

14 Million Tonne Overhaul

D-50

7 Million Tonne Overhaul

D-53

Yearly Common Budget

D-54

Dredging

D-55

Provisional Unloading

D-61

Demurrage Costs

Normal Maint Materials

Unloader 2

Common Budget

FIG :10- Rubriques du budget O&M du port

c/ CAPITAL BUDGET : Annuellement, un coût important de plusieurs dizaines de millions de dirhams est consacré au capital budget sous forme de projets d’investissement pour : •

Des modifications au niveau du processus;

•

Des améliorations des installations de la centrale;

•

Des nouvelles installations;

•

Des acquisitions de pièces de rechanges de securité;

•

…;

A chaque projet est affecté un code budgétaire unique.

Lahcen ELMALZOUMI

28


GROUPE ISCAE

MSCG (2008-2009)

Pour faire une analyse pertinente des dépenses, nous allons traités ceux relatifs aux sept (7) dernières années : 2002, 2003, 2004, 2005, 2006, 2007 & 2008. Les analyses que nous proposons de faire sont : •

Evaluation des écarts de réalisation de chaque rubrique par rapport au prévisionnel;

•

Fragmentation de dépenses par fournisseur;

•

Fragmentation par nature de prestation;

•

…

Analyse global : Le budget O&M (Port & Plant) a progressé de 2002 à 2008 de plus de 140%. Cette augmentation est dû surtout à la progression du budget de la centrale Plant O&M sachant que le budget O&M du port ne représente que moins de 10% du budget global. Ci-après, un tableau (Figure 11) et un graphe (Figure 12) montrant l’évolution des budgets du port et de la centrale durant ces années :

Année

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

Plant & Port Budget réel par rapport au budget prévisionnel

95%

97%

96%

101%

102%

102%

107%

Port O&M Budget réel par rapport au budget prévisionnel

91%

92%

75%

72%

76%

99%

79%

FIG 11: Budget réel par rapport au budget prévisionnel

Lahcen ELMALZOUMI

29


GROUPE ISCAE

MSCG (2008-2009)

500 000 000 450 000 000 400 000 000 350 000 000 300 000 000 250 000 000 200 000 000 150 000 000 100 000 000 50 000 000 0 2002

2003

2004

Plant & Port O&M Budget reel Plant O&M Budget prevu

2005

2006

2007

Plant & Port O&M Budget prevu Port O&M Budget reel

2008

Plant O&M Budget reel Port O&M budget prevu

FIG:12 – Variations des budgets Nous constatons que le budget réel global n’a pas beaucoup dérivé par rapport aux prévisions sauf pour l’année 2008 ou la dérivation a atteint 107% causé par la dérivation de l’O&M Budget qu’a atteint 110%. Le graphe montre que la valeur du budget global a diminué légèrement durant les années 2004 à 2006 puis il a beaucoup augmenté dans les années 2007 & 2008. Ceci est dû au fait que les années 2002 , 2003, 2007 & 2008 ont connu de grandes travaux de Maintenance (Des révisions systématiques majeures des unités). Une analyse globale n’est pas significatif car le budget (et surtout O&M budget) est composé de rubriques qui ne se répètent pas forcement chaque année budgétaire. Pour le budget O&M du port, a part quelques fluctuations, le budget réel est souvent inférieur aux prévisions pour toutes les rubriques sauf pour les rubriques « Outside service » et « Yearly common budget » dont les réalisations dépassent souvent les prévisions. Le tableau qui analyse la variation du budget O&M du port par le ratio entre les rubriques du budget engagés (Réel) par rapport au mêmes rubriques du budget prévisionnel est exposé dans l’annexe [ 3]. Cependant, pour le budget O&M de la centrale - qui présente 90% du budget global - le ratio entre les rubriques du budget engagés (Réel) par rapport au mêmes rubriques du budget prévisionnel est représenté dans le tableau de la figure 13 ci-après :

Lahcen ELMALZOUMI

30


GROUPE ISCAE

MSCG (2008-2009)

Rub. C-1 C-2 C-4 C-5 C-6 C-7 C-8 C-9 C-10 C-11 C-12 C-13 C-15 C-16 C-17 C-18 C-19 C-20 C-21 C-22 C-23 C-24 C-25 C-26 C-27 C-28 C-29 C-30 C-31 C-32 C-33 C-34 C-35 C-36 C-37 C-38 C-39

C-41 C-42 C-44 C-48 C-51

Rubrique Operator Staff Expatriates (including benefits) Plant Staff Labor Incentive Plan Overtime Total Labor Expenses Training Travel Operator Insurance Other Total Business Expenses Mail Services Office Supplies Computer Supplies Office Equipment Vehicle Cost Laboratory Supplies Total Occupancy expenses Purchased Power Water Aux Boiler / Fuel Oil Propane Total Utilities Ash Disposal Environmental Monitoring Domestic Waste Security Buildings/Grounds/Sanitary Laboratory Analysis Outside Services Technical Services Telephone Services Total Subcontracts Generator Turbine Boiler Auxiliary Fuel Handling Buildings Commons/Safety Personnel Supplies Chemicals Sulfur Total Normal Maintenance Materials UNIT 1 Common Budget Yearly 24 Month Maintenance 7 Year Turbine Outage Boiler Insurance Inspection Axial Fan Maintenance Subtotal UNIT 1 UNIT 2

Lahcen ELMALZOUMI

2002

2003

2004

2005

2006

2007

100%

119%

91%

100%

89%

0%

104% 115% 84% 104% 119% 37% 100% 137% 121% 206% 89% 125% 92% 93% 123% 110% 79% 78% 93% 117% 81% 94% 78% 122% 79% 107% 84% 123% 113% 121% 105% 222% 146% 114% 225% 103% 77% 94% 96% 119% 98% 131%

98% 77% 100% 98% 86% 72% 78% 133% 103% 148% 100% 94% 77% 73% 96% 88% 112% 108% 140% 106% 111% 67% 127% 241% 110% 131% 44% 145% 97% 102% 103% 101% 226% 108% 104% 102% 90% 100% 42% 96% 55% 103%

98% 123% 97% 101% 48% 182% 100% 107% 78% 139% 68% 68% 102% 96% 122% 99% 96% 101% 26% 119% 98% 63% 116% 53% 125% 131% 160% 114% 80% 98% 95% 225% 114% 115% 146% 72% 31% 91% 95% 129% 29% 107%

105% 75% 107% 101% 85%

100% 98% 117% 100% 75%

104% 61% 148% 94% 105%

97% 65% 158% 94% 50%

100% 200% 131% 190% 56% 104% 44% 106% 89% 94% 95% 114% 0% 57% 99% 117% 92% 48% 83% 101% 94% 97% 120% 85% 102% 266% 51% 191% 158% 81% 50% 77% 79% 148% 33% 126%

100% 191% 122% 160% 87% 90% 141% 170% 118% 129% 90% 112% 33% 86% 96% 134% 98% 93% 117% 111% 96% 105% 160% 93% 122% 150% 13% 97% 229% 83% 51% 100% 145% 71% 114% 112%

0% 148% 128% 241% 51% 52% 16% 239% 70% 123% 90% 111% 0% 64% 94% 123% 125% 81% 103% 112% 76% 139% 108% 118% 117% 213% 31% 108% 245% 131% 34% 128% 70% 63% 65% 135%

0% 102% 70% 72% 47% 90% 14% 187% 116% 126% 89% 108% 0% 63% 92% 109% 110% 123% 98% 140% 106% 214% 205% 116% 152% 151% 53% 123% 189% 105% 65% 112% 44% 83% 90% 120%

142%

127% 86%

97%

87% 105%

205%

24% 93%

11%

205%

15% 52% 84%

102%

22% 96% 100%

190%

10% 79%

2008

237%

31


GROUPE ISCAE

MSCG (2008-2009)

C-57 C-58 C-60 C-64 C-65 C-66 C-67

C-70 C-71 C-72 C-77

C-81 C-82 C-84 C-88

Common Budget Yearly 24 Month Maintenance 7 Year Turbine Outage services Boiler Insurance Inspection Axial Fan Maintenance 7 Year Turbine Outage Materials Forced Draft Fan Subtotal UNIT 2 UNIT 3 Common Budget Yearly 24 Month Maintenance 7 Year Turbine Outage Services & Materials Boiler Insurance Inspection Subtotal UNIT 3 UNIT 4 Common Budget Yearly 24 Month Maintenance 7 Year Turbine Outage Services & Materials Boiler Insurance Inspection Subtotal UNIT 4 Total Major Maintenance & Repairs Total Plant O&M Budget

581% 310% 0% 0% 31% 141% 57%

92%

96% 11% 39%

82% 98%

65%

231%

22% 12%

68% 129%

34%

92%

100%

81%

65%

242%

114%

86%

20% 91%

238%

67%

468%

52%

153%

892%

0% 81%

41% 171%

64% 98%

43%

114% 63% 26% 74% 95%

0% 92% 88% 98%

89% 111%

140%

92%

56%

12% 94%

131%

185% 97%

154% 92% 98%

53% 95% 105%

87% 96% 106%

346% 95% 103%

104% 108% 110%

FIG :13- Variation des rubriques du budget O&M de la centrale Dans le tableau

ci-avant, on constate des fluctuations dans les variations du budget

réel par rapport au prévisionnel sauf pour les lots de rubriques :total occupancy expenses, total subcontracts & total normal maintenance matériels pour qui le budget réel dépasse souvent le budget prévisionnel : •

Total occupancy expenses :Elle représente le total des rubriques support. Ce sont les dépenses liées aux moyens de transport qui pénalisent cette rubrique.

•

Total subcontracts :Elle représente le total de rubriques diversifiés entre des fonctions annexes de la production et les besoins de main d’œuvre. Les ecarts de budget des rubriques C27 et C28 sont toujours au dela des budgets prévisionnels mais en 2008, toute les rubriques (à l’exception du budget de la sécurité) ont dépassées leurs budgets prévisionnels.

•

Total normal maintenance matériels :Elle représente surtout des rubriques de dépenses d’approvisionnement de pièces de rechange pour la maintenance des unités et du parc à charbon. Elle est toujours influencée par la rubrique des dépenses des pièces de rechanges des auxiliaires des unités C33 qu’est souvent eu dessus de son prévisionnel avec des proportions très élevées.

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GROUPE ISCAE

MSCG (2008-2009)

II-3/ Audit général et identification des risques : Pour avoir une idée claire sur la gestion des coûts, une analyse des pratiques de gestion des dépenses a été faite selon notre propre expérience. Celle-ci a fait sortir des constats parfois surprenants. Une synthèse de cette audit est résumée dans les points ci-dessous :

Non respect des codes budgétaires : Les créateurs de réquisitions d’achat (les demandeurs) ne respectent pas les affectations des dépenses selon leurs natures ou les Equipements « maîtres » concernés (Boiler, Generator,..).

Manque de moyen de suivi régulier du budget : Souvent, les états budgétaires ne sont communiqués qu’à la moitié de l’année et parfois déjà en ce moment on retrouve des rubriques budgétaires qui sont soldées ou ont dépassé les prévisions.

Budget imposé et non basé sur des estimations : Les déférents services élaborent avant chaque année des estimations budgétaires basé sur leurs besoin mais malheureusement le budget est imposé et partagé entre les directions sans tenir compte ni de l’historique, ni du retour d’expérience et ni des estimations faites par les services.

Procédures d’achats non existantes ou non communiquées : Le processus des achats commence par la création d’une demande d’achats (par généralement un préparateur), puis sa signature par un ou plusieurs personnes avant son approbation par un directeur, puis le lancement d’un appel d’offre, l’ouverture des offres, le jugement et l’approbation des offres et enfin l’établissement d’un bon de commande qui sera signé par les directeurs (sans être vue par les signataires du niveau hiérarchique en dessous). Ce processus même s’il est formalisé ( procédure non communiquée), il ne definit pas les relations entre ses déférents intervenants et il ne spécifie pas leurs rôles et leurs missions.

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GROUPE ISCAE

MSCG (2008-2009)

Absence de contrôle interne : Le contrôle des dépenses se limite au contrôle de la conformité des documents à savoir par exemple la conformité du montant et du libellé de la facture par rapport au bon de commande et l’existence d’un PV de réception signé par des agents habilités.

Budget non fragmenté jusqu’au niveau du service opérationnel : Le budget de la centrale est repartit par direction. Les services opérationnels n’ont pas connaissance du montant budgétaire qui leur a été alloué. Les responsables des services signent (pour avis) les demandes d’achats sans certitudes sur leurs aboutissements.

Absence de coordination budgétaire entre les déférents départements : Un directeur de département a le droit et l’autorité d’engager les dépenser du budget de son département indépendamment des autres directions.

Absence de prise de risque lors d’établissement des réquisitions des achats : Les personnes responsables d’initier les dépenses par des réquisitions d’achats prennent souvent de la marge lors des estimations des besoins pour éviter toute réclamation causé par manque d’une prestation ou d’une pièce de rechange.

Aucune obligation de spécifier l’imputation des dépenses sur un équipement : L’affectation d’une dépense à un équipement que ça soit une prestation de service ou l’acquisition d’une pièce de rechange n’est pas obligatoire. Il est ainsi très difficile d’identifier le coût d’un équipement et par la suite une unité.

Absence de suivi des demandes d’achats : Une demande d’achat parcourt un processus de signature et le bon de commande parcourt un processus de signature. Il n y pas aucune communication sur les étapes de ses processus.

Absence de communication sur les prestation de service : Dernièrement, une application sur la GMAO a été développé pour la réception et la déclaration des états d’avancement des prestations de service. Cependant, l’évaluation de la

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34


GROUPE ISCAE

MSCG (2008-2009)

prestation par rapport aux objectifs attendus et l’établissement d’un rapport ne se font pas fait systématiquement.

Aucune évaluation du retour d’investissement des dépenses : Plusieurs investissements sont faits que ça soit dans le cadre du capital budget ou dans le cadre du budget de fonctionnement mais aucune évaluation de l’apport de l’investissement ne se fait systématiquement.

Absence de négociation systématique lors des achats : Le processus d’achat ne fait pas intervenir une négociation systématique des offres. Or le retour d’expérience de tentatives de négociations a permet souvent de récupérer des remises sur les offres d’un certain pourcentage.

Retard de traitement des dossiers d’achats : Quelques dossiers d’achat prennent des mois avant d’être traité et parfois les délais de validité des offres d’achats sont dépassés.

Des achats se font gré à gré : Des achats se font parfois ( et même pour des montants importants) directement avec un seul fournisseur sans appel à la concurrence.

Liste de fournisseurs limités et non mise à jour périodiquement : Les consultations sont envoyés aux mêmes fournisseurs et dans certains type de prestations deux fournisseurs se relient sur les prestations ! (Par exemple les travaux de peinture)

Les limites de responsabilités entre chef de service et directeur non claires : Le processus d’achats prévoit la revue des réquisitions et des jugements des offres par les chefs de service avant leurs approbations par le directeur concerné. Cependant, le but et le rôle du visa ou le non visa du chef de service ne sont pas connus.

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GROUPE ISCAE

MSCG (2008-2009)

Les responsabilités d’engagement des achats ne sont pas bien définies : Ce problème est posé surtout pour les achats des pièces de rechanges. Un préparateur doit « normalement » demander l’achat d’une quantité d’une pièce selon le besoin et sans excès d’achats mais l’expérience a montré que des reproches ont été faites aux préparateurs pour la non achats d’une quantité plus importante.

Le système GMAO « Gestion de Maintenance par ordinateur » n’est pas bien exploité : En plus des bases de données qui ne sont pas bien organisées, il y a plusieurs fonctions qui ne sont pas bien utilisées. (Module Maintenance préventive par exemple)

Excès à l’appel à la main d’œuvre étrangère : Dans les achats de prestations de service, le pourcentage des prestations étrangères ne cesse d’augmenter et parfois pour des travaux normaux.

Absence ou insuffisance de contrats des besoins requérantes : En effet, le processus d’achat est très long et très lourd. Or, le recours à un certain nombre de prestations (Service & fourniture) se répètent plusieurs fois par ans. Aussi, l’exploitation et la maintenance de la centrale implique à faire appel à certains prestations urgentes sans un cadre contractuel malheureusement.

Absence de relance systématique des appels d’offres: A chaque consultation est désignée une date limite de réception des offres mais passée cette date aucune action n’est faite d’une façon systématique.

Absence de critères de choix de prestataires : Les acheteurs , parfois, envoient des consultations à des fournisseurs sans avis du service demandeur de la prestation ou sans vérification de la compétence du fournisseur consulté.

Absence d’évaluation des risques : L’évaluation des risques lors de l’expression des besoins et l’engagement des besoins n’est pas faite systématiquement.

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Absence de suivi de délais de livraisons contractuelles : Les délais d’exécution des prestations de service et les délais de livraisons des matériaux ne sont pas vérifié systématiquement sachant que parfois les délais sont parmi les éléments prises en compte lors des jugements des offres.

Gestion des urgences non formalisé : En effet, les demandes d’achats urgentes suivent le même parcours d’une demande d’achat normal.

Une identification des risques associé à ses constats a été faite et synthétisé dans le tableau de la figure 14 ci-après : Item

Constat

1

Non respect des codes budgétaires

2

Manque de moyen de suivi régulier de budget

3

Budget imposé et non basé sur des estimations

4

Procédures d’achats non existantes ou non communiquées

Risque Perte d’historique. Suivi erroné. Sur budget. Pertes de ressources. Sur ou sous budget Fraude Faute professionnelle Déséquilibre de traitement Fraude

5

Absence de contrôle interne

Perte des ressources Gaspillage Mauvaise communication

6

Budget non fragmenté jusqu’au niveau du service

Mauvaise gestion

opérationnel

Dilution des responsabilité

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7

8

9

Absence de coordination budgétaire entre les déférents départements

Déséquilibre des budgets

Absence de prise de risque lors d’établissement

Sur budget

des réquisitions des achats

Sur stock

Aucune obligation de spécifier l’imputation des

Perte d’historique.

dépenses sur un équipement

Suivi erroné. Mauvaise planification.

10

Absence de suivi des demandes d’achats

Pertes de production. Pertes de ressources.

11

12

13

14

Absence de communication sur les prestation de

Mauvaise évaluation des fournisseurs.

service

Perte de la qualité

Aucune évaluation du retour d’investissement des

Gaspillage

dépenses

Pertes de ressources

Absence de négociation systématique lors des

Pertes de ressources

achats

Sur budget

Retard de traitement des dossiers d’achats

Pertes de production Fraude

15

Des achats se font gré à gré

Sur budget Coûts élevés des achats

16

Liste de fournisseurs limités et non mise à jour périodiquement

Monopole Fraude Non Qualité Pertes de production.

17

Retard du traitement et jugement des achats

Non qualité. Mauvaise planification

18

Les limites de responsabilités entre chef de service et directeur non claires

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Dilution des responsabilités

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19

Les responsabilités d’engagement des achats ne sont pas bien définies

Dilution des responsabilités

Mauvaise gestion. 20

Mauvaise exploitation de la GMAO

Perte de l’historique. Analyses erronées.

21

22

23

Excès d’appel à la main d’œuvre étrangère « Expatriés »

Gaspillage. Pertes de ressources. Pertes de savoir-faire techniques

Absence ou insuffisance de contrats des besoins requérantes

Coûts élevés des achats. Retard. Fraude

Absence de relances systématiques des appels

Pertes de production.

d’offres

Mauvaise Planification Fraude.

24

Absence de critères de choix de prestataires

Non qualité Pertes de production, Sur budget.

25

Absence d’évaluation des risques

Mauvaise gestion. Sur stock

26

27

Absence de suivi de délais de livraisons

Fraude

contractuelles

Mauvaise gestion

Gestion des urgences non formalisé

Perte de ressources. Pertes de production

FIG:14 – Risques associées aux résultats de l’audit

On constate que tous les risques décelés présentent des obstacles à

l’esprit des

optimisations. Les pratiques de management pourront l’être aussi et le diagnostique de ses pratiques sera le sujet de la section suivante

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II-4/ Diagnostique des pratiques de management des coûts : « La maîtrise des coûts , la qualité de la production et le respect des délais sont largement fonction de la performance des membres de l’organisation » a ecrit Mr M. Gervais [ Contrôle de gestion 7éme édition], En effet, le mode de gestion de JLEC est basé sur une autonomie de gestion des déférents départements. Ce mode implique que le management des coûts diffère d’un département à un autre. Ainsi, une sélection de cadres de JLEC disponibles a été sélectionnée pour prendre leur avis selon leurs expérience sur l’optimisation des coûts à la centrale. Ses cadres devrons répondre à Questions principales : 1. Quels sont les points faibles de JLEC en matière de gestion de dépenses ? 2. Quels sont les axes d’optimisations possibles ? 3. Quelles sont les dépenses inutiles et les sources de gaspillage ? 4. Comment vous faites pour mieux gérer le budget de votre département?

Le résultat de ses entretiens est synthétisé ci-dessous : 1. Quels sont les points faibles de JLEC en matière de gestion de dépenses ? •

Mauvaise évaluation des besoins.

•

Défaillance de la fiabilité des enregistrements et l’archive du système GMAO.

•

Absence d’une vision globale liée à la standardisation des pièces de rechange et des installations.

•

Diversité des sources de dépense, qui est en liaison avec la nature du métier.

•

Absence d’une stratégie de lute contre l’exclusivité « monopole » imposée par certain fournisseurs et prestataires.

•

Absence d’une stratégie de fabrication local des pièces de rechange « à titre d’exemple » et de recyclage après re-conditionnement des PDR « spécialement les coûteuses ».

•

Mauvaise gestion des stock.

•

Mauvaise diversité des budgets prévisionnels imposée par une mauvaise organisation interne.

•

Non maîtrise des extra horaires .

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•

Insuffisance d’une politique et d’une stratégie claire pour l’analyse des dépenses « utiles » et parfois « nécessaires » notamment en rapport avec les besoins en pièces de rechanges pour un meilleur rapport : « bénéfices/dépenses ».

•

Insuffisance (absence) des analyses systématiques et formalisées des dépenses par activité (mécanique, électrique, etc..), par équipement

ou selon d’autres critères

pertinents. •

Mauvaise exploitation du système de la GMAO.

•

Absence de l’analyse des coûts.

•

Manque de procédures de gestion.

•

Manque de vision partagée entre les déférentes départements.

•

Consommation excessive d’eau brute.

•

Mauvaise politique d’achat du charbon impliquant dégradation des équipements, des limitations de la production et des pertes du rendement (taux élevé du charbon nonbrûlé).

•

Mauvaise gestion des budgets ( le comment).

•

Absence d’une politique claire de maintenance commune.

•

Mauvaise politique générale des achats.

•

Manque d’analyse des impacts des achats de charbon non conforme.

•

Plusieurs prestations de service en régie (Problème de contrôle et suivi).

•

Le budget prévisionnel est désaccouplé de la réalité.

•

Le budget de maintenance ne suit pas un plan de maintenance.

•

Le taux des travaux correctifs est très élève pour certains équipements .

•

Une mauvaise identification des pièces de rechanges qui impliques des achats supérieurs aux besoins.

•

Absence d’ un système de contrôle des coûts (Pas d’analytique).

•

Absence de cellule d’analyses des défaillances des équipements pourrant faire des recommandations objectives.

•

Manque de calcul de simulation de retour d’investissement.

•

Absence de contrôle de gestion.

•

Manque de coordination entre les départements.

•

Défaillance de la politique de la sous-traitance.

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2. Quels sont les axes d’optimisations possibles ? •

hiérarchisation et classement des sujets de dépense en fonction de leurs importances et de leurs apports à la performance global du département. « Priorité à donner aux objectifs stratégiques »

•

Conclusion des contrats cadre après négociation.

•

Regroupement des besoins dans l’objectif de consentir des promotions commerciales.

•

Maîtrise de l’approche d’évaluation des besoins.

•

Enregistrements et le retour d’expérience « Historique »

•

Instauration une vision partagée par tous les intervenants pour une optimisation des dépenses relatives aux pièces de rechange et aux activités de la maintenance dans le but de : Assurer une meilleure maintenance préventive pour les équipements Assurer une maintenance corrective pour certains équipements non critiques pour lesquels on peut accepter certaines défaillances par ce que les dépenses pour une maintenance préventives sont largement supérieures aux bénéfices attendus » Assurer un stock optimal de pièces de rechange stratégique pour les équipements dont les défaillances pourrait provoquer des pertes relativement importants.

•

Préparation de procédures pour le suivi des dépenses et pour une évaluation systématique des dépenses dans le cadre de l’amélioration continue

•

Etablissement et diffusion de procédures de gestion.

•

Correction des données du système GMAO.

•

Un bon partage des Budgets

•

Instauration de projets de rénovation du processus pour optimiser les rendements( exemple du l’investissement de l’osmose inverse )

•

Dynamisation du suivi et du contrôle budgétaire

•

Prospection de nouveaux fournisseurs

•

Minimisation du stock des pièces de rechanges

•

Analyse des risques

•

Formation et sensibilisation des engageurs de dépenses

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•

Motivation du personnel

•

Détermination des durées de vie des équipements

•

Instauration de tableaux de bord de la maintenance

•

Planification des achats bien à l’avance pour éviter les coûts des achats urgents

•

Préférence de contrats au lieu des bons de commande.

•

Remise en état de certains équipements.

•

Etablissement d’un budget annuel qui reflète les besoins réels

selon le retour

d’expérience et les état des équipements •

Analyse de la situation concernant chaque besoin en dépenses dans l’objectif de choisir la meilleure action qui amènerait forcement à un coût optimal.

•

Evaluation systématique des budgets (une fois par mois) pour possibilité de redressement et pour une meilleure visibilité.

•

Identification des critères des achats des pièces de rechanges.

3. Quelles sont les dépenses inutiles et les sources de gaspillage ? •

Recours exorbitant aux experts externes.

•

Mauvaise optimisation de la consommation d’énergie, d’eau.

•

Salaires et rémunérations exagérés d’une catégorie du personnel

•

Frais de transport et le parc auto

•

Toute dépense sur un sujet non soumis au préalable à une étude peut être inutile ou gaspillée.(Exemple : dépenses pour actions très récurrentes d’évacuation manuelle des refus broyeurs sachant qu’une action bien étudiée pour la requalification du système automatique pourrait coûter moins).

•

Les dépenses occasionnelles.

•

Les régularisations non contrôlées.

•

Les prestations rapides et urgentes.

•

Les extra horaire non justifiés

•

Achats de Sandwich non-maîtrisés

•

L’appel non-justifié à la sous-traitance

•

La consommation téléphonique

•

Défaillances de quelques équipements pour une durée prolongée

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•

Fuites (charbon, vapeur, fioul & eau)

•

Consommation d’électricité.

•

Consommation d’eau.

4. Comment vous faites pour mieux gérer le budget de votre département? •

Approvisionner les besoins uniquement

•

Délégation de la responsabilité de suivi du budget par service.

•

Recours à une gymnastique à travers les fichiers Excel

•

Planifier les achats de pièces de rechanges

•

Achats par priorité

•

Bien suivre les performances des équipements stratégiques et intervenir à temps

Les cadres qu’ont bien voulu subir cette exercice ont eu beaucoup de mal à répondre à la 4éme question. Cependant, pour les autres questions, la collecte d’information a été très utile. Nous allons essayé de ressortir dans la deuxième partie quelques recommandations tangibles en s’appuyant sur des analyses.

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Partie II: Solutions d’optimisation

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I: Analyses des coûts par responsabilité: I-1/Analyse des coûts de la maintenance courante : Selon les normes AFNOR, la Maintenance est « l’ensemble des actions permettant de maintenir ou de rétablir un bien dans un état spécifié ou en mesure d’assurer un service déterminé ». il existe plusieurs types et formes de la maintenance qui différent selon leurs nature mais elles convergent vers le même objectif :

MAINTENANCE

Maintenance PREVENTIVE

Maintenance CORRECTIVE

effectuée dans l’intention de réduire la probabilité de défaillance d’un matériel

Effectuée après défaillance du matériel

Maintenance SYSTEMATIQUE

Maintenance CONDITIONNELLE

Effectuée selon un échéancier établi d’après le temps ou le nombre d’unités d’usage.

Effectuée en fonction d’un type d’événement prédéterminé et révélateur de l’état de dégradation du matériel (Analyses d’huiles, Analyses vibratoires,…etc)

Le budget de la Maintenance des équipements de la centrale est subdivisé en deux catégories : •

La première concerne les dépenses de la maintenance préventive liées aux révisions programmées des 4 unités de la centrale ;

•

La deuxième concerne les dépenses de la maintenance préventive courante, la maintenance correctif et la maintenance préventive des équipements redondants.

Nous allons essayer de traiter dans cette section les dépenses de la deuxième catégorie. Cette catégorie englobe les achats des pièces de rechanges (inclus outillage et consommables) et des prestations de services étrangères et locales. Les rubriques budgétaires qui y sont allouées (partiellement ou totalement) sont les rubriques C25 ( Partiellement ≅18% du

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montant de la rubrique), C27 ( Partiellement ≅ 60% du montant de la rubrique) , C28 ( Partiellement ≅63% du montant de la rubrique), C30, C 31, C32 ,C33, C35

et

C36 (

Partiellement ≅ 80% du montant de la rubrique). Avant d’entamer des analyses approfondies, nous allons procéder à une revue globale du budget et de dépenses de la maintenance : BR par rapport au BP 137%

Année 2002

2003 114% 2004 114% 2005 129% 2006 131% 2007 139% 2008 159% FIG : 15 – Variation des écarts du budget de la maintenance courante Le tableau de la figure 15 ci-avant montre que les réalisations ont toujours dépassé les prévisions et le rapport entre les deux budgets ne cesse d’augmenter depuis 2004 . l’année 2008 a connu un dépassement budgétaire très élevée et très inquiétant de 159% !!?. La figure 16 suivante montre qu’à part les années 2003 & 2006 ou les réalisations ont connu des baisses, toutes les réalisations ont connu une allure croissante.

90 000 000 80 000 000 70 000 000 60 000 000 50 000 000 40 000 000 30 000 000 20 000 000 10 000 000 0 2002

2003

2004

Budget maintenance reel

2005

2006

2007

2008

Budget Maintenance previsionnel

FIG : 16 – Variation du budget de la maintenance

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Pour confirmer cette situation, nous allons comparé les budgets en valeurs entre 2006 & 2008. Le budget réalisé de 2008 est supérieur de 130% par rapport au budget réel de 2006 alors que le budget prévu de 2008 n’est supérieur par rapport au budget prévu de 2006 que de 107% !!. Nous allons procéder à des analyses des rubriques budgétaires importantes de la Maintenance (C27, C28, C32 & C33) :

C27 : OUTSIDE SERVICES : La rubrique C27 comme son nom l’indique est relative aux services externes qui correspondent à des prestations de main d’œuvre (de sous-traitance) de travaux de maintenance sur des équipements de la centrale. L’analyse de l’évolution des budgets de la maintenance de cette rubriques durant les trois dernières montre que le budget réel dépasse souvent le budget prévisionnel. Ce dernier n’a été augmenté que de 2% depuis 2006 jusqu’à 2008 alors que le budget réel a progressé de 88% !! 12 000 000 10 000 000 8 000 000 6 000 000 4 000 000 2 000 000 2006

2007

2008

Buget Réel C27 Maintenanance

Budget Prévisionnel C27 Maintenanance

FIG : 17- Variation du budget de la rubrique C27

Le budget réel de cette rubrique représente 16 % des dépenses de la maintenance, d’ou la nécessité de creuser les investigations.

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Pour affiner l’analyse, nous essayons d’affiner le contenu du budget réel de l’année 2008 : •

Répartition de dépenses par métier de la Maintenance (équivalent à la répartition par service maintenance) : 51%

6 000 000 5 000 000

33%

4 000 000 3 000 000

15%

2 000 000 1 000 000

1% 0 Mecanique chaufferie & Chaudronerie

Mecanique Machine

Exploitation (Refus broyeur)

Électrique

FIG :18 – Répartition du budget réel de la rubrique C27 par métier La figure 18 ci-avant montre que les dépenses de la maintenance mécanique (en général) représentent 84% des dépenses enregistré de cette rubrique. La mécanique chaufferie & chaudronnerie représente la moitié du coût total de cette rubrique. •

Répartition de dépenses par type de prestation : 70%

63%

60% 50% 40%

37%

30% 20% 10% 0% Prestation forfaitaire

Prestation en régie

FIG : 19- Répartition du budget réel de la rubrique C27 par type de prestation

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La figure 19 ci-avant montre que les coûts des prestation en régie représentent deux tiers (2/3) des dépenses de cette rubrique. • 50%

Répartition par fournisseur : 47,2%

45% 40% 35% 30%

27,3%

25% 20% 15,1% 15% 10% 4,8% 5%

1,6%

1,4%

1,1%

0,5%

0,4%

0,3%

0,2%

0,1%

0,1%

E

F

G

H

I

J

K

L

M

0% A

B

C

D

FIG : 20- Répartition du budget réel de la rubrique C27 par fournisseur

La figure 20 ci-avant montre que deux (2) sociétés raflent 75% des dépenses de cette rubrique alors que 50% des sociétés ne dépassent même pas 1%. •

Répartition de dépenses par type de maintenance : 70%

65%

60% 50%

35%

40% 30% 20% 10% 0%

Maintenance preventive

Maintenance corrective (Direct & Indirect)

FIG 21 : Répartition du budget réel de la rubrique C27 par type de maintenance

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La figure 21 ci-avant montre que 65% des dépenses de cette rubrique sont imputée sur la maintenance préventive.

C28 : TECHNICAL SERVICE : La rubrique C28 comme son l’indique concerne les prestations de service techniques ; Le recours à cette rubrique est justifié par le besoin de temps à autre à une expertises et un savoir faire pointue. Nous proposons dans la figure 22 ci-après une comparaison entre les budgets de cette rubrique depuis 2006 jusqu’à 2008 : 12 000 000

10 000 000

8 000 000

6 000 000

4 000 000

2 000 000

0

2006 Budget Réel C28 Maintenanance

2007

2008

Budget Prévisionnel C28 Maintenanance

FIG: 22- Variation du budget de la rubrique C28

A l’instar de la rubrique C27, Le constat est le même et le budget réel dépasse souvent le budget prévisionnel. L’année 2008 était flagrante avec 250% de pourcentage. Pour éclaircir la situation, nous avons noté que le budget prévisionnel de cette rubrique n’a été augmenté que de 123% depuis 2006 jusqu’à 2008 alors que le budget réel a baissé de 70% en 2007 avant d’augmenter ; La variation entre 2006 et 2008 est de 147%.

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•

Répartition de dépenses par métier de la Maintenance (équivalent à la répartition par service maintenance) : 64%

70% 60% 50% 40% 30% 20%

9%

8%

10%

7%

6%

Echafaudage

Frais transit des piéces de rechange

3%

2%

Électrique

Contrôle technique

0% Mecanique Machine

Mecanique chaufferie & Chaudronerie

Etude genie civil

FIG: 23- Répartition du budget réel de la rubrique C28 par métier

D’après la figure 23 ci-avant, nous constatons que c’est la maintenance machine qui est la première consommatrice du budget de cette rubrique. •

Répartition de dépenses par type de prestation : 80% 70%

67%

60% 50% 40%

33%

30% 20% 10% 0% Prestations en REGIE

Prestations Forfitaire

FIG : 24- Répartition du budget réel de la rubrique C28 par type de prestation

La figure 24 ci-avant montre que les dépenses des prestations en régie sont deux fois supérieur aux dépenses des prestations forfaitaires.

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•

Répartition de dépenses par fournisseur :

25,00%

20,00%

15,00%

10,00%

5,00%

0,00% A B C D E

F G H

I

J

K

L M N O P Q R S

T

T U V W X Y Z AA AB

FIG : 25 - Répartition du budget réel de la rubrique C28 par fournisseur

On constate dans la figue 25 ci-avant que deux sociétés consomment presque la moitié du budget réel de cette rubrique. •

Répartition de dépenses par type de maintenance :

66%

70% 60% 50% 40% 30%

21% 20%

13%

10% 0% Maintenance Corrective

Maintenance Preventive

Prestations supports aux 2 Maintenanace

FIG : 26 - Répartition du budget réel de la rubrique C28 par type de maintenance

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La figure 26 ci-avant montre que contrairement à la rubrique C27, c’est les dépenses générées par la maintenance corrective qui sont les premières sources de dépenses de cette rubrique.

BOILER & AUXILIARY (C 32 & C33) : Les rubriques C32&C33 sont les rubriques les plus importantes du budget de la maintenance courante. Elles (les deux rubriques ensemble) représentent souvent plus de 50% du budget allouée. La rubrique C32 comme son non l’indique représente les approvisionnements de pièces de rechanges liées au chaudières et la rubrique C33 représente les approvisionnements de pièces de rechanges liées aux auxiliaires de l’unité en dehors des équipements

de la

chaudière.

Les graphes des figures 27 & 28 ci-après indiquent l’évolution des budgets de ses rubriques depuis 2006 jusqu’à 2008 : 30 000 000

300%

250%

229%

245%

25 000 000

189%

200%

150%

123% 97%

20 000 000

15 000 000

108%

100%

10 000 000

50%

5 000 000

0%

-

2006

2007

2008

Rapport B R C32 par rapport au B P C32 Rapport B R C33 par rapport au B P C33

FIG : 27-Variation écart budget C32&C33

2006

2007

2008

Buget Réel C32 Maintenanance Buget Réel C33 Maintenanance

FIG : 28 – Variation budget réel C32&C33

La première constatation est que les budgets prévisionnels depuis 2006 jusqu’à 2008 n’ont évolué que de 5% pour les 2 rubriques malgré que les budgets réels ont souvent dépassé les prévisions par des rapports très alarmant comme montre la figure 27 ;

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Le budget réel de la rubrique C32 a progressé légèrement d’une année à une autre (+ 33% de 2006 jusqu’à 2008) tandis que celui de la rubrique C33 a progressé de 10% jusqu’à 2007 avant de régresser de 20% en 2008.

Les analyses ci-avant des rubriques C31& C32 ne sont pas pertinente car comme signalé dans la section « Audit général & analyse des risques » dans la section II-3 de la première partie, il n’y a pas un respect de l’imputation budgétaire entre ses deux rubriques. En effet, plusieurs dépenses importantes de la chaudière sont imputées sur les auxiliaires et vice versa. Ainsi, une analyse globale des deux rubriques à la fois est suffisante et plus pertinente. Comme on peut déduire de ce qui précède,

le budget prévisionnel des rubriques

C32&C33 a progressé de 5% tandis que le budget réel a progressé en 2007 de 11% avant de régresser en 2008 à presque le même ordre de grandeur de 2006 !! mais en point de vue valeur le budget réel est toujours élevé par rapport budget prévisionnel comme le montre les graphes des figures 29 & 30 ci-après :

40 000 000 35 000 000 30 000 000 25 000 000 20 000 000 15 000 000 10 000 000 5 000 000 2006

2007

Buget Réel C32&C33 Maintenance

2008

Budget Prévisionnel C32&C33 Maintenance

FIG: 29 – Variation des budgets des rubriques C32 & C33 consolidés

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190% 184%

185% 180% 175% 170% 170% 165%

160% 160% 155% 150% 145% 2006

2007

2008

FIG : 30 - Variation des écarts des budgets des rubriques C32 & C33 consolidés

En dépouillant les dépenses de ses deux rubriques , on constate que la répartition est représenté dans la figure 31 ci-après : 94,8%

100,0% 90,0% 80,0% 70,0% 60,0% 50,0% 40,0% 30,0% 20,0% 10,0%

4,2%

1,0%

0,0% Prestation de Service

Prestation mixte (service + piéce de rechange)

Achat de Piéces de rechange

FIG : 31- Répartition des Budgets des rubriques C32 & C33 par nature de dépense

Normalement, et comme signalé auparavant, ses rubriques sont dédiées à l’approvisionnement de pièces de rechanges. Or on constate qu’il y a des prestations de services qui ont été imputées sur ses rubriques.

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Les analyses de toutes ses rubriques budgétaires de la maintenance courante, ne permet pas de faire ni les équipements objet des dépense ni les coûts par unité. Pour le faire, un grand travail de fourmis est nécessaire sans pouvoir arriver un résultat 100% exact.

Les objectifs de la maintenance courante et la maintenance systématique sont les mêmes mais leurs budget sont indépendants. La prochaine section est consacré à l’analyse des coûts des révisions programmées.

II-2/ Analyse des coûts de la maintenance systématique : La Maintenance préventive systématique consiste à fixer un échéancier, basé sur le temps de fonctionnement pour arrêter un équipement ou une unité de production et y effectuer des travaux de Maintenance. La Maintenance préventive se justifie par l’historique des pannes (fréquence / importance défaillances) et par le coût globalement moindre d’intervention systématiques et de remplacement quelques éléments par rapport à un coût de remplacements non systématiques assorti d’un risque de panne et gravité plus important (Le principe d’agir au lieu de subir). Le plan de maintenance appliqué à JLEC est un plan très ambitieux et pointue. En effet, chaque unité de production est arrêtée pour une révision majeure (50 jours) tous les sept (7) ans et pour une révision mineure (21 jours) tous les 2 ans et pour une révision 7 jours tous les ans. Un modèle de plan de maintenance est reporté dans l’annexe 4. Les révisions systématiques sont d’une importance stratégique pour JLEC et les objectifs attendus d’une révision programmée sont : •

Assurer une bonne disponibilité et fiabilité dans le cadre du respect des règles de sécurité et d’environnement.

•

Optimiser la consommation spécifique en réduisant les pertes.

•

Respecter les normes de l’environnement.

•

Améliorer les conditions de sécurité dans la centrale.

•

Optimiser le coût de la maintenance

Une révision majeure (50 jours) consiste à : •

Contrôler l’état exact des équipements ;

•

Changer des pièces fortement sollicitées ;

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•

Démonter le groupe turboalternateur.

Une révision mineure (21 jours) consiste à : •

Inspecter et avoir une idée sur l’état des équipements ;

•

Effectuer les opérations spécifiques d’entretien.

Une révision 7 jours consiste à : •

Faire des expertises et des inspections;

•

Traiter les demandes de travaux (DT) de type attente arrêt.

Ainsi, vu que le plan de maintenance prévoit ces trois types de révisions et que les budgets des révisions diffèrent de chaque type de révision à une autre, les budgets annuels diffèrent d’une année à une autre. En effet et à titre d’exemple, durant l’année 2006 le programme de maintenance consistait en deux révisions mineurs alors que durant l’année 2007, il consistait en une révision majeure et une révision mineure.

Les noms des rubriques budgétaire liées aux révisions sont : • 7 Year Turbine Outage pour une révision majeure. • 24 Month Maintenance pour une révision mineure. • Common Budget Yearly pour une révision 7 jours (inclus les dépenses de renfort de main d’œuvre lors des arrêts et déclenchements des unités de production). Pour chaque unité, un numéro de rubrique est dédié. Les numéros alloués sont mentionnés sur le tableau de la figure 32 ci-aprés : Unité N°1

Unité N°2 Unité N°3 Unité N°4


C-41

C-57

C-70

C-81


C-42

C-58

C-71

C-82

7 Year Turbine Outage

C-44

C-60

C-72

C-84

FIG : 32 –Rubriques budgétaires des révisions systématiques

Depuis l’année 2006, la rubrique "24 Month Maintenance " comprend dorénavant toutes les dépenses aussi bien l’approvisionnement de pièces de rechanges que les prestations de

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service alors que la rubrique

“7 Year Turbine Outage” comprenait toujours toutes les

dépenses (Prestations de services & Pièces de rechanges).

Selon les dates définies des révisions, parfois une dépense d’une révision est engagé l’année précédente et surtout pour l’approvisionnement des pièces de rechanges pour palier aux contraintes de délais de livraison. Nous allons comparer entre les coûts des révisions de 2007 & 2008. En 2007, les unités N°1 et N°4 ont été arrêtées respectivement pour une révision mineure et une révision majeure tandis qu’en 2008, les unités N°2 et N°3 ont été arrêtées respectivement pour une révision mineure et une révision majeure.

En 2008, le budget de la révision mineure a été revu à la baisse de 5% tandis que le budget réel a augmenté de 31%. Ce qu’a provoqué l’augmentation exorbitante du rapport du budget réel par rapport prévu constatée dans figure C33 ci-après :

Révision

Rapport BR par rapport BP

Révision mineure Unité N°1(2007)

94%

Révision mineure Unité N°2(2008)

130%

Révision majeure Unité N°4(2007)

89%

Révision majeure Unité N°3(2008)

101%

FIG: 33 –Ecarts des budgets des révisions systématiques

Pour les révisions majeures, Malgré que le budget prévisionnel entre les années 2007 et 2008 a été augmenté de 3%, le budget réel a progressé de 17%. Ci-après la figure 34 montrant l’allure de l’évolution des valeurs des budgets évoqués dans le tableau ci-avant :

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160 000 000 140 000 000 120 000 000 100 000 000 80 000 000 60 000 000 40 000 000 20 000 000 0

Revision mineure Unité N°1(2007)

Revision mineure Unité N°2(2008) Budget Réel

Revision majeure Unité N°4(2007)

Revision majeure Unité N°3(2008)

Budget Prevu

FIG : 34- Variation des budgets des révisions systématiques

Nous proposons maintenant une analyse détaillée des coûts de chaque révision ;

Révision mineure Unité N°1 (2007) : Le graphe de la figure 35 ci-après présente la répartition du coût de la révision sur les déférents équipements de l’unité N°1 objet de la révision. REPARTITION DU COUT DES PRESTATIONS DE SERVICE & PIECES DE RECHANGES REVISION MINEURE U1-2007

12%

29%

15% 4% 21%

Groupe Turbo-alternateur Auxiliaires Chaudière Robinetterie

19%

Chaudière et Auxiliaires Equipements BOP Equipements électriques et I&CC

FIG: 35- Répartition du coût rev. Min U 1 2007 Le graphe ci-avant montre bien que la révision du groupe turbo-alternateur a été la première source de dépenses par 29% du coût global de la révision. Lahcen ELMALZOUMI

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Les graphes des figures 36 & 37 ci-après montrent la répartition séparée des coûts prestations de services et pièces de rechanges selon la nature de dépenses :

REPARTITION DU COÛT DES PIECES DE RECHANGE REVISION MINEURE U1 - 2007

10%

19%

27%

16% 4%


24%


FIG : 36- Répartition du coût PDR rev. Min U 1 2007

Pour les coûts des pièces de rechanges, ce sont les pièces de rechanges de la robinetterie qu’ont été la première source de dépenses par 27% du coût global des pièces de rechanges , suivi de près par les coûts des pièces de rechanges des auxiliaires chaudière par une part de 24%.

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REPARTITION DU COÛT DES PRESTATIONS DE SERVICE REVISION MINEURE U1 - 2007

13% 33%

9% 5%

20%


20%


FIG : 37- Répartition du coût des Prestations de service de la rev. Min U 1 2007

Par contre pour les prestations de service, ce sont les prestations de service du groupe GTA qu’ont été la première source de dépenses par 33% du coût global des prestations de service. Le coût des prestations de service représente 66% du coût global de la révision. Le coût des prestations de service étrangères (des spécialistes expatriés) représente 47% du coût global des prestations de service.

Révision mineure Unité N°2 (2008) Le graphe de la courbe 38 ci-après présente la répartition du coût de la révision sur les déférents équipements de l’unité N°2 objet de la révision.

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REPARTITION DU COUT DES PRESTATIONS DE SERVICE &DES PIECES DE RECHANGES REVISION MINEURE U 2-2008

13% 4% 8%

31%

18% 26%

Groupe Turbo-alternateur

Chaudière et ses auxiliaires

Auxiliaires chaudière

Equipements électriques & ICC

Equipements mécaniques

Robinetterie

FIG : 38 - Répartition du coût de la rev. Min U 2 2008 A l’instar de la révision mineure de l’unité N°1, le coût de la révision du groupe Turboalternateur est resté la première source de dépenses avec 31% du budget total suivi cette fois des dépenses de la chaudière au lieu de dépenses des auxiliaires de la chaudière. Ainsi, les dépenses de la chaudière ont progressé de 19% jusqu’à 26% sans oublier comme signalé précédemment que le budget de la révision de l’unité N°2 est supérieur de 130% par rapport à celui de l’unité N°1. Nous proposons, pour affiner l’analyse de découper le budget des pièces de rechanges par equipment : REPARTITION DU COUT DES PIECES DE RECHANGES REVISION MINEURE U 2-2008

22%

18%

5% 2% 34%

19%






Robinetterie

FIG : 39 - Repartition du coût des PDR de la rev. Min U2 2008

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Pour cette révision de l’unité N°2, le graphe de la figure 39 ci-avant indique que ce sont les pièces de rechanges de la chaudière qu’ont été la première source de dépenses par 34% du coût global des pièces de rechanges mais les pièces de rechanges de la robinetterie ont un pourcentage important le classant en seconde place avec 22% . Quand aux prestations de services, c’est les prestations du groupe turbo alternateur qui s’est classé en première place avec un pourcentage très important 38% !! comme apparut dans la figure 40 ci-après. Pour cette révision, le coût des prestations de service représente 63% du coût global de la révision. REPARTITION DU COUT DES PRESTATIONS DE SERVICE REVISION MINEURE U 2-2008

8%

4% 11%

38%

18% 21%






Robinetterie

FIG : 40 - Répartition du coût Prestation de service rev. Min U 22008

Aussi, à l’instar de la révision de l’unité N°1, le coût des prestations de service étrangères (des spécialistes expatriés) représente 47% du coût global des prestations de service !?

Révision Majeure Unité 4 (2007) : Vu l’importance des travaux et la durée d’une révision majeure, le budget alloué est cinq fois supérieur au budget d’une révision mineure. La répartition du coût total de la révision par nature d’équipements est indiquée dans la figure 41 ci-après :

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Révision MAJEURE DE L'UNITE N°4-2007 REPARTITION COUT PRESTATION DE SERVICE & PIECES DE RECHANGES

11%

6%

1%

3%

10%

57% 12%


Chaudière

Auxiliaire mécaniques chaudière

Equipements mécaniques BOP

Robinetterie

Auxiliaires électriques

Instrumentation & CC

FIG : 41 - Répartition du coût Rev. Maj U 4 2007

La figure 41 ci-avant montre que les dépenses du groupe turbo-alternateur sont en tête de dépenses par 57% du coût total de la révision. On retrouve très loin avec un pourcentage de 12% que la deuxième source de dépenses est le coût de la révision de la robinetterie. Pour le coût des pièces de rechanges, le coût des du groupe turbo-alternateur confirme sa position de source de dépense numéro un mais avec seulement 35% du coût total des pièces de rechanges suivi par le coût de la robinetterie avec 21%.

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Révision majeure de l'unité 4 - 2007 REPARTITION COUT PIECES DE RECHANGES

7% 1%3% 35%

21%

7%

13%

Groupe Turbo-alternateur Auxiliaire mécaniques chaudière Robinetterie Instrumentation & CC

13%

Chaudière Equipements mécaniques BOP Auxiliaires électriques Outillage spécial

FIG : 42 - Répartition du coût des PDR de la Rev. Maj U 4 2007

Concernant le coût des prestations de service, les dépense affectées au groupe turboalternateur comme le montre la figure 43 ci-après se sont classées comme la première source de dépenses avec 68,9% suivi par les dépenses de prestations de service de la chaudière avec seulement 11,7% !? Révision majeure de l'unité 4 - 2007 REPARTITION COUT PRESTATION DE SERVICE

0,9%4,8%

5,2% 0,5%

8,1%

11,7% 68,9%


Chaudière Equipements mécaniques BOP Auxiliaires électriques

FIG : 43- Répartition du coût prestation de service de la Rev. Maj U 4 2007

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Révision Majeure Unité 3 (2008) : Comme effectué précédemment, nous allons repartir le coût de la révision sur les déférents équipements de l’unité N°3 objet de la révision. Cette répartition est montrée dans la figue 44 ci-après : Révision MAJEURE UNITE 3 - 2008 REPARTITION COUT DES PRESTAIONS DE SERVICE & PIECES DE RECHANGES 8%

5%

1%

4% 9%

11%


62%

Chaudière Equipements mécaniques BOP Equipements électriques

FIG : 44 - Répartition du coût de la Rev. Maj U 3 2008

En effet, la figure 44 ci-avant montre que la révision du groupe turbo-alternateur représente 62% du coût total de la révision alors que la révision de la chaudière ne représente que 11%.

Pour le coût des pièces de rechanges, la figure 45 ci-après montre que les dépenses des pièces de rechanges du groupe turbo-alternateur sont en tête avec 37% du coût total des pièces de rechanges suivi du coût des pièces de rechanges de la robinetterie avec un pourcentage de 19%.

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Révision MAJEURE UNITE 3 - 2008 REPARTITION COUT DES PIECES DE RECHANGES

6% 2% 3% 37%

19%

8% 13%

12%


Chaudière Equipements mécaniques BOP Equipements électriques Outillage spécial turbine

FIG : 45- Répartition du coût des PDR de la Rev. Maj U 3 2008

Pour compléter l’analyse, la figure 46 représente la répartition du coût des prestations de service. Le coût des prestations de service de la révision du groupe turbo est largement en tête avec 72% du coût total des prestations.

Révision MAJEURE UNITE 3 - 2008 REPARTITION COUT DES PRESTAIONS DE SERVICE 1,9%2,7%

4,7%

0,4%

7,3% 10,7%

72,2%


Chaudière Equipements mécaniques BOP Equipements électriques

FIG : 46- Répartition du coût des prestations de service de la Rev. Maj U 3 2008

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Le coût des pièces de rechanges représente un coût important pour une révision systématique et la majorité de dépenses de la maintenance courante. La section suivante sera consacré à l’analyse des coûts des pièces de rechanges en général.

I-3/ Analyse des coûts des pièces de rechange : Le stock de

JLEC est composé des pièces de rechanges et des consommables

nécessaires à la maintenance des unités de la centrale, des équipements du parc à charbon et des équipements du port ainsi que les produits chimiques et les gaz nécessaires à l’exploitation des unités.Ainsi, plusieurs départements alimentent le stock et par la suite plusieurs rubriques budgétaires sont concernés par l’approvisionnement du magasin générale.

Nous allons essayé d’analyser les coûts des pièces de rechanges en sa globalité incluant les équipements de la centrale et port y compris le parc à charbon. Il existe plus de 36 000 articles déclarés (sur le système) au magasin de JLEC. La figure 47 ci-après montre que la valeur du stock a connu des légers fluctuations. Elle a progressé de 4% en 2007 avant de régresser de 2% en 2008. La valeur est très importante ce qui implique des coûts de possessions qui sont très élevés.

530 000 000 525 000 000

-2%

520 000 000

+4% 515 000 000 510 000 000 505 000 000 500 000 000 495 000 000 2006

2007

2008

FIG :47- Variation de la Valeur du stock des pièces de rechanges à la fin de l'année

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Cette stagnation de la valeur de stock est considéré comme une grande problématique pour JLEC vu que le montant est très important et chaque année des montants importants sont investis dans l’achat de pièces de rechanges.

Nous proposons par la suite l’analyse des mouvements des pièces de rechanges par année. Les figures 48 & 49 ci-après montrent des constats très alarmants avec plus de 50% de valeurs de stock qui n’a jamais été consommées et n’a connu aucun mouvement ou d’une autre façon que 60% d’articles du magasin sont considérés comme un stock mort.

6% 12% 6%

3% 3%

55% 3% 5%

3%

3%

1% 0%

Jamais

Année 1999

Année 2000

Année 2001

Année 2002

Année 2003

Année 2004

Année 2005

Année 2006

Année 2007

Année 2008

Année 2009

FIG:48 - Stock des Pièces Non Mouvementées Par Année

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1 815

2 903 1 766 1 375 1 211 1 130

21 411 1 780 1 559

4 785

427

Jamais

Année 1999

Année 2000

Année 2001

Année 2002

Année 2003

Année 2004

Année 2005

Année 2006

Année 2007

Année 2008

Année 2009

FIG : 49 - Nombre de Pièces Non Mouvementées Par Année Pour affiner l’analyse nous allons procéder à la critique de la gestion des pièces de rechanges. La gestion des pièces de rechange à JLEC est informatisé et un module intitulé « STOCK » est intégré dans le système GMAO (Gestion de la Maintenance Assisté par Ordinateur) de JLEC dénommé UNICHAMPS. [Un aperçu sur la GMAO UNICHAMPS est donné en ANNEXE 5). Dans ce module, les caractéristiques suivantes sont attachés aux pièces de rechanges: Nomenclature Nom Libellé d’achat UM (unité de Mesure) Localité Quantité Disponible Prix Unitaire Type Classe Tribu Famille Quantité Minimale Lahcen ELMALZOUMI

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Quantité Maximale Stratégique Usure Consommable Délai de Fabrication Délai de Livraison Importe Délai Mise Disposition Site Risque Etre Obsolète Obsolète Créateur Date d’insertion Date de la Dernière Entrée Date de la Dernière Sortie

Nomenclature : La nomenclature utilisée n’est pas normalisée et ne respecte pas souvent un enchaînement cohérent et parfois elle très aléatoire. La problématique est très visibles surtout au niveau des pièces de rechanges des équipements des unités N°3&4. En effet, les pièces de rechanges de ses équipements ont une nomenclature qui ne fait référence à aucun système ou équipement ou localisation, la nomenclature est constitué d’un nom alphanumérique composé d’un code de deux lettres qui fait reference au constructeur accompagné d’un chiffre numérique à cinq numéros (PG00194 par exemple). Pour les pièces de rechanges des équipements des unités N°1&2, la nomenclature est au moins liée au système principale du processus de la production ( Par exemple Système APA : Système d’eau alimentaire ; Système GEV : Système d’évacuation d’énergie). Or le problème c’est que le système est composé de plusieurs équipements principaux indépendants. A titre d’exemple, nous proposons de revoir le cas du système d’évacuation d’énergie GEV ; Ce système est composé du transformateur principale, du transformateur de soutirage, du cable 225kv, des compartiments SF6, du disjoncteur coupleur et de l’alternateur ; Or, ses équipements ont des caractéristiques techniques, des fonctions et des tailles déférentes. Donc, ils ont des pièces de rechanges spécifiques !!.

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Cette situation de non-homogénéité de la nomenclature, ne facilite pas le traitement et l’analyse des pièces de rechanges et rend le processus de gestion des pièces de rechange dépendant de l’homme (et surtout des préparateurs de maintenance par corps de métier. Le résultat de cette ambiguïté et cette anarchie est l’existence de nomenclatures doublantes volontaires ou involontaires ( !?) qu’il n’est pas évident à déceler sans oublier les difficultés à identifier les pièces de rechanges ce qui pourrait être l’origine de sur stockage

Nom & Libellé d’achat : La première remarque qui sort en balayant la liste est que parfois ils sont écrit en français parfois en anglais !!. Pour les noms, des fois les descriptifs sont claires mais parfois ils font référence à un nom purement technique que seules des techniciens qualifiés et expérimentés pourront reconnaître ( Par exemple : Coussinet D20). Pour les libellé d’achats, ils ne sont pas souvent remplies et parfois ils le sont uniquement pour la forme. A titre d’exemple un article est nommé « Moteur 6.6kv Ppe alimentaire » et dans le libellé d’achat il est inscrit « Unités N°3&4 » et aucune caractéristique technique n’est notée. En résumé, il n’existe pas une exigence ou une règle à respecter et des fois, il est constaté l’utilisation d’initiaux de mot non conventionnels (Par exemple : Coté MO qui signifie coté moteur)

UM (Unité de Mesure) : La remarque qui se manifeste est que en plus des unités universelles, d’autres unités tel que FORF, LOT, KIT, GRPE sont utilisées. L’utilisation de ses unités est parfois justifiée techniquement car leurs compositions ne sont pas d’utilités s’ils sont séparé mais il faut au moins lister les compositions de ses lots.

Prix Unitaire : L’évaluation du stock est faite par la méthode FIFO.

Localité & Quantité Disponible : Les données sont en général bien inscrites sauf des fois quelques surprises de mauvais stockage ou des erreurs minimes des quantités. Des inventaires physiques se font périodiquement pour vérification.

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Type : Le type de pièces (Electrique, Instrumentation, Mécanique Machine, Mécanique chaufferie,….) n’est pas renseigné dans toute les pièces de rechange (à peu près 50% des articles qui sont renseignés)

Classe : Ces informations sont destiné à renseigner sur la nature de la fréquence de la consommation de la pièce de rechange court, moyenne ou long terme. Les cases sont renseigné mais à titre individuel par le préparateur de chaque corps de métier.

Tribu : L’objectif souhaité de cette information est de regrouper les pièces de rechange par appartenance à un équipement quelque soit son emplacement dans le processus ; à titre d’exemple un code commun pour les disjoncteurs coupleurs des 4 unités malgré qu’il y a une différence entre les disjoncteurs coupleurs des Unités N°1&2 et les unités N°3&4.

Famille (Stratégique, Usure, Consommable) : Les renseignements sur la nature de la consommation de la pièce (Stratégique, Usure, Consommable) ne sont pas renseignés obligatoirement. Les données renseignées ne sont pas souvent acceptables par tous le monde par la simple raison qu’il n’y a pas eu de définitions claires. Ainsi, chaque préparateur, s’il le fait, il renseigne selon sa propre définition et selon sa vision personnelle.

Quantité Minimale & Quantité Maximale : Les informations relatives à ses quantités (Stock min & Stock Max) ne sont pas souvent définies. Les informations sont renseignés par les créateurs d’une façon subjective en tenant compte de la quantité installé et leur mémoire de retour d’expérience et non pas sur des statistiques et des analyses chiffrés sur l’historique.

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Délai de Fabrication ; Délai de Livraison Importe ; Délai Mise Disposition Site ; Risque Etre Obsolète ; Obsolète : Les informations relatives à ses cases ne sont pas renseignées ( !?) d’ou la complexité de d’évaluation et de prise d’une éventuelle décision d’engagement de dépenses.

Créateur ; Date d’insertion ; Date de la Dernière Entrée ; Date de la Dernière Sortie : Ses informations sont enregistrées d’une façon automatique sur le système.

Apres avoir effectué l’analyse des pièces de rechanges, nous avons compléter les analyses de toute les dépenses liées à la maintenance mais une analyse des dépenses de l’exploitation et autres s’impose pour ressortir dysfonctionnements et des points pourront être des opportunités d’optimisations.

I-4/ Analyse des coûts d’exploitation et de quelques frais généraux : Pour le fonctionnement de la centrale, l’exploitation des unités nécessite des dépenses liées à la production et des dépenses de frais généraux. Ainsi, pour compléter notre analyse des coûts, nous allons procéder à l’analyse de quelques rubriques budgétaires liées à l’exploitation ou aux frais généraux.

Consommation d’eau ( C18): L’eau brute est approvisionnée auprès de la Régie de distribution de l’eau d’EL JADIDA (La RADDEJ). L’eau est utilisée dans sa nature brute pour alimenter le circuit antiincendie et pour alimenter quelques auxiliaires des unités. La principale utilisation est au niveau des unités après un traitement chimique spécifique pour la rendre une eau déminéralisée. Les figures 50 & 51 ci-après montrent bien que les dépenses ( équivaut à la consommation d’eau ) dépassent les prévisions toute en notant que depuis 2007, le budget a été revu à la baisse suite à l’investissement au niveau du processus du traitement d’eau. En effet, une station d’osmose inverse a été ajoutée dans le processus de traitement de l’eau ce qu’a permet d’améliorer le rendement du traitement d’eau brute vers une eau déminéralisée de 50% à 75%.

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113%

112% 112%

111%

111%

110%

109%

108%

108%

107%

2006

2007

2008 106%

Consomation

2006

Prevision

FIG : 50- Variation du budget C18

2007

2008

FIG :51-Variation écart budget C18

Les compteurs d’eau sont installés uniquement au branchement avec le réseau de la RADEEJ pour l’eau brute et à l’alimentation des unités 1, 2, 3 & 4 pour l’eau déminéralisée ; chaque unité a son propre compteur. En 2008, la consommation d’eau de brute etait de 1 239 976 m3 et la consommation en eau déminéralisée pour chaque unité est indiquée dans le tableau de la figure 52 ci-après :

Unité Consommation en m3

Unité 1

Unité 2

Unité 3

Unité 4

Total

76 208

73 818

59 780

70 811

280 617

FIG:52 - Consommation d’eau brute des unités

Comme signalé auparavant, le rendement de l’opération de déminéralisation de l’eau est de 75%. On en déduit que la quantité d’eau brute nécessaire pour l’alimentation des unités est 374 156 m3. Aussi, il est à noter que la consommation en eau potable est estimée (puisque pas de compteurs installés ) à 45m3/jour soit 16 425 m3/an. Et sachant que le traitement d’eau brute vers eau potable est de presque 100%, la quantité d’eau brute nécessaire pour l’eau potable et l’eau déminéralisée est de l’ordre de 390 581 m3 ; On en déduit de ce qui précède que 849 395 m3 d’eau brute ont été consommées en 2008 en dehors de l’alimentation des unités en

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eau déminéralisée et l’alimentation en eau potable ; soit 68% du total de l’eau brute approvisionnée auprès de la RADEEJ !!?

Consommation d’électricité (C 17) : Les unités de production alimentent leurs propres équipements ainsi que les auxiliaires communs par leurs besoins en électricité. Cependant lors des démarrages ou lors d’indisponibilité des équipements d’alimentations propres à la centrale (Transformateur de soutirage, câble 6.6kv ou cellules d’arrivée ), les équipements des unités sont alimentés à partir des réseaux de l’ONE par deux options : Soit à partir du réseau 225 kV par l’intermédiaire du transformateur principal et soit à partir du réseau 60kV par l’intermédiaire du transformateur auxiliaire. La 2éme option est largement la plus économique. Les figures 53 & 54 ci-après montrent que le coût d’achat d’électricité était toujours inférieur au budget prévisionnel pendant les dernières années (2006, 2007 & 2008) et il est resté presque stable ce qui est un peu bizarre car les taux de disponibilités, le nombre de déclenchements durant ces année ne sont pas identiques lors de ces années.

95%

90%

90%

2006

2007

90%

89%

85%

80%

75%

70%

2006 Budget réel

2007

2008

Budget Previsionnel

FIG:53- Variation du budget d’électricité

2008

BP par rapport BR

FIG :54- Variation écart budget C 17

La quantité d’électricité consommée auprès de l’ONE durant l’année 2008 est représentée dans le tableau 55 ci-après :

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Réseau

225kV

Unité

60kV

Unité 1 Unité 2 Unité 3 Unité 4

Consommation d’électricité en MWH

856,3

3738

Total

Total

Unités 1,2,3&4

1696,2 1576,2 7866,7 4579,05 12445,75

FIG :55- Consommation électricité en 2008

Malheureusement, il est difficile (Voir très difficile) de faire une analyse approfondie pour quelques cas de consommation et surtout pour les possibilités des choix entre les deux options cités ci-avant. Les tableaux électriques ne sont pas équipés de compteurs d’énergie pour faire un suivi rigoureux des consommations électriques. Des mesures de consommations se font uniquement périodiquement par des mesures directes.

Consommation du Propane (C20) Le propane est utilisé dans les unités N°1&2 pour l’allumage chaudière lors des démarrages alors que c’est système d’allumage électrique qu’est utilisé dans les chaudières N°3&4. L’évolution des coûts de cette rubrique est présentée dans les figures 56 & 57 ciaprès : 86%

2006

Budget réel

2007

2008

Budget Previsionnel

FIG :56 Variation du budget C20

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2006

64%

63%

2007

2008

BP par rapport BR

FIG :57- Variation écart budget C20

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Les dépenses ont pris une tendance décroissante et ont été toujours en dessous du budget prévisionnel. Nous allons tout de même essayer d’analyser le contenu des dépenses de cette rubrique. Les dépenses sont engagées par un seul département ( Pole technique). Les résultats de la répartition du coût de cette rubrique sont explicités dans la figure 58 ci-après :

1% 2% 2%

7% 8%

80%

Location bouteille

Epreuve cadre azote

Azote

Propane

Gaz carbonique

Hydrogéne

FIG :58- Répartition de la rubrique C20 par article

Il est constaté est que les achats de propane ne représentent que 7% du montant de cette rubrique (!?) alors que les achats d’hydrogène est la source de dépenses majoritaire de cette rubrique avec 80%. Ce dernier ,malgré qu’il classé comme un gaz très dangereux, il est utilisé pour le refroidissement des bobinages des alternateurs pour ses qualités d’échanges thermiques (Dans le cas de l’utilisation de l’air, une perte de 50% de la production de l’alternateur à cause des echauffements).

Dépenses de la rubrique C36(Common / Safety ) : Comme son nom l’indique, la rubrique C36 regroupe des dépenses liées à la sécurité (Safety) et les dépenses des communs. Les dépenses globales de cette rubriques de l’année 2006 jusqu’à l’année 2008 sont analysées dans les figures 59 & 60 ci-après :

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140%

-11%

+30%

128% 112%

120% 100% 100% 80% 60% 40% 20%

2006

2007

Budget réel

2008

Budget Previsionnel

FIG :59 Variation du budget C36

0%

2006

2007

2008


Le budget réel était égale au budget prévisionnel en 2006 mais en 2007, les dépenses ont progressées de 30% alors que les prévisions n’ont été augmentées que de 2%; En 2008, les dépenses ont régressées uniquement de 11% alors que le budget prévisionnel a été augmenté de 2%. D’ou, on a eu 2n 2008, les dépenses qui dépassent les prévisions de 112%.

Pour mieux comprendre le coût de cette rubrique, nous allons analysé le détail des dépenses pendant l’année 2008 :

Analyse par responsabilité : La figure 61 ci-après montre que les dépenses engagées par le département Maintenance sont largement en tête avec 64% du montant réel de la rubrique alors que les dépenses engagées par le département HSE (Hygiène – Sécurité –Environnement) ne représentent que 22% de ce montant total :

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5%

22% 1% 8%

64%

Departement HSE

Pole Ressources Humaines

Direction Port & Parc à Charbon

Pole Maintenance

PoleSupport (Department Achats)

FIG :61- Répartition des coûts par responsabilité

Analyse par nature : La figure 62 ci-après révèle les déférentes natures de prestations imputées sur cette rubrique et leurs importances. Les dépenses relatives à l’approvisionnement des consommables représentent 34% du coût de cette rubrique et le plus frappant est que en dépouillant la nature de ce consommable, on constate qu’uniquement un coût inférieur à 1% est affecté à la sécurité. Il est constaté que des coût de main d’œuvre en régie et des achats de pièces de rechanges ont été imputés sur cette rubrique !!?. 4% 1% 3% 21% 34%

7% 1% 4%

5%

18%

2%

Audit securité Contrôles reglementaires Fourniture consomables Fourniture de PDR Fourniture materiel de securité Fourniture Medicament & Prestation medicale Fourniture outillage Frais des festivités Mise à disposition personnel Prestation de service Transport Macheferes

FIG :62- Répartition des coûts par nature

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Dépenses de la rubrique C26( Laboratoray supplies): Le département technique dispose d’un laboratoire chimique pour les déférentes analyses chimiques (charbon, eau, Gaz, …etc). La rubrique budgétaire C16 est destinée à approvisionner ces besoins. Les figures 63 et 64 ci-après indiquent que les dépenses de cette rubrique sont instables et ont connu un décroissement en 2007 avant de croître en 2008 jusqu’au même niveau de 2006. 118%

116%

70%

2006 Budget réel

2007

2006

2008

2008

BP par rapport BR

Budget Previsionnel

FIG :63- Variation du budget C26

2007


Cette variation nécessite un dépouillement de dépenses de cette rubrique mais malheureusement l’analyse des détails des engagement ne permet pas sortir avec des résultats car par exemple pour 2008, 92% dépenses de cette rubriques sont des consommables dont l’analyses nécessite d’être faite par un chimiste !!.

Apres avoir effectuer toute les analyses possibles, nous allons abordé dans la section suivante des propositions de solutions et des recommandations améliorations.

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II: Proposition de solutions et recommandations d’améliorations : II-1/ Optimisation du coût des maintenance : Avant l’année 2008, le management de la Maintenance était composé de deux

départements indépendants : la direction de la Maintenance qui était chargé de la maintenance courante et la direction stratégie et planification de la maintenance qui était chargé des révisions systématiques (mineures & majeurs). Depuis l’année 2008, les deux départements se sont fusionnés dans un seul département appelé Direction (ou pole) de la Maintenance. Chaque organisation a ses points forts et a ses points faibles et parmi les points forts de la première organisation est la gestion des coûts car le budget alloué pour chaque révision était basé sur une étude et une estimation réelle des dépenses tenant compte du retour d’expérience. Apres, la fusion, les rubriques liées aux révisions programmées sont restées les même mais simplement elles dépendent dorénavant de la direction maintenance.

Historiquement pour la maintenance courante, le budget est imposé par la direction sur des critères extra-techniques ce qui provoque souvent des fins d’années très difficiles à gérer. Des comparaisons faites dans les paragraphes précédents entre le budget réel et le budget prévisionnel ne peuvent être considéré souvent comme des outils solides pour faire sortir des évaluations efficaces et tangibles mais ils peuvent servir à des bases de réflexions.

Ainsi, pour faire un bon contrôle des coûts de la maintenance, il faut que le budget prévisionnel doit être élaboré sur une base technique proche de la réalité et doit être fondé sur un plan de maintenance objectif. Ainsi, un budget de la Maintenance optimisé reposera obligatoirement sur une optimisation de la maintenance.

Or, si on analyse le plan de maintenance préventive, on constate l’existence de déphasages entre les plans de maintenance de chaque service de maintenance (Electrique, I&CC, Mécanique Machine, Mécanique chaufferie& chaudronnerie). Chaque service a élaboré le programme de maintenance des équipements sous sa responsabilité indépendamment des programmes des autres services.

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Cette situation nécessite des actions sérieuses pour harmoniser les déférentes programmes selon des règles et une méthodologie uniforme pour en faire sortir un plan de maintenance uniforme pour toute la direction de la maintenance. Nous recommandons d’appliquer les concepts de la maintenance basé sur la fiabilité (MBF) appelé méthode de l’optimisation de la maintenance par la fiabilité (OMF) . Cette méthode a fait ses preuves dans le parc des centrales (Nucléaires & Thermique) de l’EDF (Electricité de France) qu’est parmi les opérateurs leaders d’électricité en Europe. Les entretiens faites avec des responsables de maintenance d’EDF ont révélé leurs satisfactions des résultats de la méthode.

La MBF est une politique de maintenance basée sur la fiabilité ayant pour but de définir un programme de maintenance préventive et dont les objectifs sont de contribuer à maintenir, voir améliorer la fiabilité des fonctions des systèmes qui sont importantes pour la disponibilités des unités.

Les avantages que présentent ce type de maintenances sont : Amélioration de la disponibilité : La méthode conduit à une identification de tous les matériels critiques pour la disponibilité et le coût de la maintenance. Elle conduit au choix entre modification des matériels et des taches de maintenance préventive pour traiter les points faibles.

Maîtrise des coûts et optimisation de la maintenance : Par son principe, la méthode recherche, pour un objectif de fiabilité, à atteindre un programme de maintenance préventive optimale du point de vue technico-économique. Elle doit permettre une maîtrise des coûts de maintenance en mettant l’effort de maintenance au bon endroit en utilisant les techniques les plus adaptées et en éliminant les taches de maintenance « improductives ».

Utilisation quantitative et qualitative du retour d’expérience : La méthode fait appel à des utilisations qualitatives et quantitatives du retour d’expérience pour la détermination de la criticité des défaillances et le réajustement des programmes de maintenance

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La démarche utilisée pour définir le plan de maintenance repose sur quatre étapes principales qui s’articule autour du diagramme logique de la figure 65 ci-après :

Première étape :Recherche des équipements critiques : L’entreprise est décomposé en plusieurs sites fonctionnels et puis en analysant le processus de production (la raison d’être de l’entreprise) et en se basant sur la politique générale de l’entreprise, le retour d’expérience du personnel et des critères extra comptables, un classement et limitation d’équipements ou processus à étudier

Deuxième étape : Elaboration de la liste des défaillances significatives des matériels critiques : Chaque matériel est considéré comme une entité, il est nécessaire de décomposer le matériel en sous-ensemble fonctionnels, la connaissance de défaillances et des dégradations au niveau des sous-ensemble permet de fixer correctement le plan de maintenance. Le processus d’analyse des défaillances commence par définition précise des modes et causes de défaillances sont obtenues par exploitation du retour d’expérience

Troisième étape : Méthodes de sélection des taches de maintenance : A chaque cause de défaillances ou de dégradations correspondent éventuellement une ou plusieurs taches de maintenance Les taches de maintenance incluent la maintenance préventive conditionnelle et la maintenance préventive systématique ; Les taches finales de maintenance doivent satisfaire trois critères : applicabilité, efficacité, intérêt économique : une tache est applicable lorsqu’elle peut être mise en pratique ; une tache est efficace si elle permet de réduire le taux de défaillance et de maîtriser son évolution ; une tache est économique si elle peut être réalisée dans des conditions économiques satisfaisantes ;

Quatrième étape : Principes d’analyse du retour d’expérience : Le retour d’information est important pour le recueil d’informations relatives au fonctionnement des matériels

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1

RECHERCHE DES EQUIPEMENTS CRITIQUES

LISTE DES MATERIELS CRITIQUES

2

ANALYSE DES DEFAILLANCE DES MATERIELS CRITIQUES LISTE DES DEFAILLANCES SIGNIFICATIVES

3

ANALYSE DU RETOUR D’EXPERIENCE

STATISTIQUES DES DEFAILLANCES ET DES DEGRADATIONS

SELECTION DES TACHES DE MAINTENANCE LISTE DES TACHES DE MAINTENANCE FIG :65 Etapes de la méthode MBF Pour la réussite de la mise en place de la démarche OMF selon le retour d’expérience d’EDF, il faut respecter les préconisations suivantes :

D’être accompagné par un consultant ayant déjà pratiqué la méthode et connaissant le processus de production électrique d’une centrale thermique.

Qu’il existe une volonté et un engagement de la direction générale d’utiliser cette méthode comme axe de progrès : JLEC devra impliquer les responsables du site (qui décideront ou non de poursuivre la démarche), ceux de la conduite et ceux de la maintenance, ceux qui auraient vocation à appliquer la méthode OMF et ceux qui auraient à mettre en place les conclusions de la méthode si le projet suit son cours.

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De nommer un chef de projet ou pilote (de niveau ingénieur) animateur de l'étude et garant du respect méthodologique : Le chef de projet veillera à ce que chaque groupe de travail soit pluridisciplinaire avec une compétence adaptée aux besoins des différentes étapes de la méthode et au système choisi. Suivant les étapes de la méthode et en particulier pour l'analyse des dysfonctionnements, le groupe de travail pourra être constitué différemment (participation des spécialités concernées). Toutefois, l’ensemble de la méthode sera présentée à tous les participants de l'étude. Le chef de projet devra disposer d'une disponibilité suffisante afin d'assurer la cohérence du groupe, l'avancement des travaux, la réalisation des objectifs et le respect de toutes étapes de l’étude.

De nommer des groupes de travail pluridisciplinaires avec des représentants des Services Conduite (chef de quart de préférence) et Maintenance de spécialités comprises dans l'étude (préparateurs de préférence).

Une étude MBF peut se dérouler de façon continue ou d’une façon séquence (un jour par semaine par exemple).

Une fois un plan de Maintenance optimisé est élaboré, il est introduit dans le système GMAO. Le budget nécessaire pour sa réalisation sera estimé selon le retour d’expérience et négocié avec la direction générale dans le cadre d’un contrat résultats-moyens . Il est à noter que ce budget prévisionnel est constitué d’une partie prestation de service et une partie approvisionnement de pièces de rechanges. Le volet pièces de rechanges sera abordé dans la section II-2.

Cependant, dans l’esprit d’optimisation, le budget des réalisations doit être suivi rigoureusement et « le contrôle budgétaire doit être fait à temps, afin de pouvoir prendre des décisions correctives et les mettre en œuvre sans qu’il ne soit trop tard pour redresser la situation. Pour cela, il faut pratiquement que le contrôle du budget d’un mois soit fait au plus tard au courant de la première semaine du mois m+1, ce qui constitue d’un délai tout à fait soutenable si le système est informatisé » a conclut Mr A.Bendroiouch [SYSTEME BUDEGETAIRE POUR LE CONTROLE DE GESTION – 2éme édition].

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Mais pour faire un contrôle adéquat, un contrôle comptable n’est pas suffisant. Il faut faire en parallèle avec le suivi budgétaire un bon suivi technique de la maintenance au niveau de la GMAO. Ainsi, Chaque travail de n’importe quel taille doit faire l’objet d’un Ordre de travaux (OT) que ça soit un OT préventive qui provient automatiquement du système ou que sa soit un OT corrective émises par les exploitants à travers une DT (demande de travaux). Cet OT doit être clôturé et enregistré avec un maximum d’information (Noms des agents travaillé, pièces de rechange, ligne BC, rapport technique, photos,…).

Ainsi, nous recommandons de lier chaque dépense de la Maintenance à un OT (ou BT) pour que pour chaque fin du mois une évaluation technique-comptable seront faites en parallèle. Ainsi, des indicateurs de performances sont à prévoir sous forme de tableau de bord pour affiner l’analyse, à savoir à titre indicatif : Nombre d’OT préventive exécuté / Nombre d’OT préventive programmé Nombre d’OT Corrective exécuté / Nombre d’DT émises Nombre d’heure-homme travaillé maintenance préventive / Nombre d’heure-homme disponible(sans HH maladie-formation, congé, Repos ) Nombre d’heure-homme travaillé maintenance préventive / Nombre d’heure-homme disponible(sans HH maladie-formation, congé, Repos ) Coût des OT préventives / Coûts des OT corrective

Cette nouvelle exploitation de la GMAO permettra de mettre le doigt sur les équipements générateurs de dépenses. Nous proposons pour le moment d’exploiter les analyses faites dans la section II-1 de la partie II pour en déduire des recommandations techniques complémentaires.

En point de vue chiffres, les résultats de ses analyses ne sont pas exacts à 100% à cause du non respect des codes budgétaires qui rend fausse les affectations des coûts. Cependant, ils font ressortir un certain nombre de dysfonctionnements qu’il faut y remédier. Dans cette section, nous allons exploiter uniquement les analyses des rubriques C27 & C28 ; les autres seront analysé dans la section suivante.

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Le premier résultat concerne la prépondérance des prestations en régie; La gestion de ce genre de prestations n’est pas évident car les heures de chômage, d’attente et de préparation sont facturées et imputées sur JLEC sans oublier les difficultés de contrôler avec précision les heures de pointage malgré l’existence d’un système de pointage (par des badges magnétiques) qu’est exploité uniquement par le département sécurité. Il faut noter aussi que la responsabilité dans ce type de prestations est diluée entre les prestataires et les responsables des services concernés. Ainsi, nous recommandons d’établir des contrats de maintenance claires dans le temps et dans l’espace géographique avec obligation de résultats en utilisant s’il est possible des paramètres techniques mesurables pour évaluer les prestations (par exemple : Rendement, Vibrations, Etanchéité,…) tout en prévoyant un système ou un mode de facturation variable selon l’accomplissement des objectifs avec la possibilité de pénalités dans le cas échéant.

Le deuxième résultat concerne l’importance des dépenses alloués à la maintenance corrective sachant la raison d’être d’un département maintenance c’est de minimiser le taux des travaux correctives par l’adoption d’un plan de maintenance préventive adéquat. Cependant, dans le cas de l’adoption de notre proposition d’appliquer l’approche de la maintenance basé sur la fiabilité, tous cette historique de maintenance corrective sera exploiter pour ressortir avec les actions préventives optimales. Sinon, il faut analyser ses dépenses de maintenance au cas par cas.

Le troisième résultat est flagrant car il met en évidence la concentration de la majorité des dépenses de ses deux rubriques (C27 & C28) sur les dépenses de la maintenance mécanique. La première cause (à mon sens d’après mon expérience) de ce résultat est de l’insuffisance d’encadrement et le niveau de compétences limité des service concernés. D’ailleurs, l’expérience montre que certains prestations simples ont été sous-traités à des expatriés et que les durées de certains prestations ont été prolongées. Ainsi, nous recommandons de relever le niveau de l’encadrement actuel.

La maintenance préventive courante permet de faire du « Monitoring » des équipements jusqu’au moment des révisions systématiques programmées. Ces révisions programmées au vu des budgets importants qu‘y sont alloués nécessitent une attention particulière.

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Comme signaler auparavant, le budget prévisionnel des révisions programmées est généralement très bien estimé et le suivi des engagements est effectué d’une façon rigoureuse. La gestion de la révision en tant que projet avec un partage des taches entre les déférentes compétences de JLEC et avec un engagement de la direction générale participe fortement à la réussite technique et au bon suivi des dépenses ( Un exemple de l’organigramme d’une révision est présenté en annexe 7). Ceci rend minime les écarts entre les réalisations et les prévisions.

Cependant, Contrairement à l’organisation précédente (avant l’année 2008), les planificateurs ne s’occupent plus uniquement des révisions systématiques. Ils ont été nommés en tant que préparateurs qui s’occupent à la fois de la maintenance courante (Préventive & corrective) et de la maintenance systématique. Cette situation perturberait la préparation des révisions et mettrait en danger par la suite la gestion de la révision que sa soit le volet technique ou le volet économique. Pour sortir de cette situation nous recommandons d’élaborer un guide spéciale pour la préparation de la révision précisant des étapes de propositions et des « deadline » à respecter impérativement (Une proposition de planning détaillé de préparation de révision systématique est présentée dans l’annexe 8).

A l’instar de la Maintenance courante, les taches de la maintenance sont transférées à la GMAO sous forme d’OT - BT. Nous réitérons la même recommandation relative à la liaison de chaque dépense à une OT.

Les dépenses d’une révision comme explicité dans la section I-2 de la partie II , sont composées de prestations de service et d’approvisionnement de pièces de rechange. Le traitement due volet des pièces de rechanges sera abordé dans la section suivante . Pour les prestations de services, la prestation de service de la maintenance du groupe GTA a toujours été la source de dépense N°1 (> 30% pour une révision mineure, > 60% pour une révision majeure) parce qu’elle est monopolisée par le constructeur. Ce monopole est dû à la nécessité d’une expertise très qualifiée et d’un outillage spécifique pour faire les interventions sans oublier la garantie constructeur qu’est très bien apprécié et souhaité par les assureurs. Les solutions de cette situation sont soit commerciales soit techniques soit les deux à la fois :

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Solutions commerciales : Une bonne négociation des contrats des travaux. Prospecter le marché international et prendre le risque de consulter des constructeurs de renommée.

Solutions techniques : Développer une expertise et un savoir faire interne capable de challenger les experts et les commerciaux du constructeur dans l’établissement des scopes de travaux et dans les décisions techniques importantes et surtout pour les travaux supplémentaires non planifiés déduites des expertises.

A noter aussi, en plus de la maintenance du groupe GTA, parmi les dépenses qui impactent les coûts des prestations c’est l’appel à des spécialistes étrangers. Nous recommandons d’analyser d’une façon objective l’apport de chaque prestation étrangère par rapport à une prestation local. Cette analyse pourra ce faire au moment de l’expression du besoins. (A titre d’exemple, une réflexion faite sur une prestation de révision d’un grand moteur électrique stratégique a fait un « SAVING » de 140 000 MAD !!?)

En conclusion , nous recommandons pour l’optimisation de la maintenance, les actions suivantes : o Adopter le concept de l’optimisation de la maintenance par la fiabilité. o Etablir un budget prévisionnel sur des bases réels. o Exploiter la GMAO pour le suivi des ratios de la maintenance. o Lier les dépenses de la maintenance à des OT (Ordre de travaux). o Etablir des contrats de maintenance avec obligation de résultats. o Investir dans l’encadrement des services de la maintenance mécaniques. o Elaborer un guide de préparation des révisions systématiques programmées. o Développer une expertise interne pour le groupe Turbo-alternateur. o Analyser systématiquement l’apport de chaque prestation étrangère par rapport à une prestation locale.

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Il est à noter que le top zéro d’un plan de maintenance dépendra certainement de la remise en état et la mise à niveau de quelques équipements redondants qu’ont accumulé des retards de maintenance à cause de la non application de la maintenance on-line. L’optimisation de la maintenance passera aussi par une optimisation des pièces de rechanges qui sera aborder dans la section suivante.

II-2/ Optimisation des Coûts des pièces de rechanges Le sujet des pièces de rechange représente une grande problématique à cause de la valeur importante du stock et à cause de la consommation annuelle non maîtrisé. L’engagement d’approvisionnement des pièces de rechange est dû soit pour les besoins de la maintenance préventive, soit pour les besoins de la maintenance corrective et soit pour la reconstitution du stock. L’analyse faite précédemment a fait ressortir des dysfonctionnements dans la base de donnée qui par la suite impacte directement et indirectement le coût. Nous recommandons de procéder au nettoyage la base de données et d’affecter chaque pièce de rechange à un équipement ou plusieurs équipements et supprimer ainsi les doublants pour réduire le nombre d’articles élevé au magasin (>36 000 articles).

Ainsi, un grand travail technique est demandé pour identifier les pièces de rechanges. Ainsi pour chaque pièce il faut identifier les informations suivantes comme indiqué dans le tableau de la figure 66 ci-après :

Informations équipements Métier

Quantité

Désignation KKS Designation KKS ……. …….. Désignation KKS

installée total à JLEC

(1)

(1)

(2)

(2)

(i)

(i)

(n)

(n)

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

FIG :66- In formations complémentaires des pièces de rechanges

Cette identification fera sortir les doublants (une même pièce avec plusieurs codes) et fera sortir des pièces de rechanges qui n’appartiennent à aucun équipement ( Certainement dû

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aux conséquences d’une rénovation ou modification au niveau des processus) et va nous permettre d’avoir une liste de pièces de rechanges par équipement; En parallèle avec cette identification, une inspection physique est nécessaire pour évaluer les états des pièces non mouvementées et surtout les pièces Stratégiques. Pour ce faire, une classification de ses pièces de rechanges est nécessaire : Usure, Consommable ou stratégique. Mais, il faut tout d’abord uniformiser les définitions de la classification des pièces de rechanges : Pièce de rechange d’usure : Elles désignent toute pièce devant être obligatoirement changée durant l’intervention ou l’entretien de la machine ou élément auquel elle appartient tel que tresse, joint d’étanchéité. Elle s’agit des pièces de rechanges dont la disponibilité sur le marché est garantie et les délais de livraison sont maîtrisables.

Pièce de rechange consommables : Elles désignent toutes pièces en mouvement absolu ou relatif dont la durée de vie est prévisible.(Les Pièces de rechange d’usure et d’utilisation courante). Pièces de rechanges stratégiques : Elles correspondent à des pièces principales d'une installation, acquises pour être utilisées en cas de panne ou de casse accidentelle afin d'éviter une interruption longue (supérieure à deux semaines) du cycle de production ou un risque majeure en matière de sécurité et environnement. Leur remplacement n'est pas planifié. Il est préférable d’accompagner ces pièces stratégiques par une analyse de toutes les défaillances possibles en identifiant : • Les causes possibles. • Les conséquences. • Les protections. Une autre classification des pièces de rechanges basé sur des termes chiffré a été proposée en interne mais il a été classée confidentiel. Dans tous les cas, l’essentiel pour le moment est d’appliquer un seul référentiel.

D’un point de vue technique, quelques autres informations sont nécessaires

pour

compléter l’identification, à savoir : Pièces de rechanges équivalentes : il s’agit des pièces qui peuvent effectuer la même fonction sans contraintes techniques ou moyennant des petites simples adaptations.

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Pièces de rechanges similaire réparés : Il s’agit de pièces de rechange similaires qu’ont subit des réparations ou des re-conditionnements et n’ont pas toutes les caractéristiques d’une pièce neuve.

Aussi, des informations sont à compléter en collaboration avec le département des achats car des contacts avec des fournisseurs et des centrales d’achats sont necessaires, à savoir : Obsolescence : Il s’agit d’identifier si la pièce est toujours en fabrication et/ou elle est toujours commercialisée. Délai de livraison : Il s’agit d’identifier ou de faire des mises à jour des délais de livraison incluant délai moyen de traitement des dossiers , délai de fabrication, délai de transport, délai de dédouanement Coût actualisé. Il s’agit du prix de vente de la pièce sur le marché.

Toutes ses informations vont être analysées pour en déduire deux données très importantes à savoir : Quantité minimale et Quantité maximale. Ces données sont très importantes pour définir les quantités à commander. Cependant, nous recommandons - pour éviter des erreurs d’oubli humaines - de prévoir dans le système GMAO : Un système d’alerte JAUNE à s’activer avant l’atteinte de la quantité minimale en se basant sur le délai de livraison, le délai du processus d’achat et le taux de mouvement de la pièce. Un système d’alerte ROUGE à s’activer si le niveau de stock descend au dessous du stock minimale.

Ses éléments vont aider à la prise de décision lors des engagements des achats et par la suite à l’optimisation des coûts des pièces de rechanges et surtout

pour les révisions

systématiques ou parmi ses points faibles est la non-consommation des pièces de rechanges commandées. La valeur de stock reste souvent élevé même après une révision. Certains demandeurs (Préparateurs) accompagnent la liste des besoins en pièces de rechanges par une étude basé sur leur retour d’expérience. Nous proposons qu’une analyse des risques soit faite d’une façon obligatoire pour chaque liste de pièces de rechanges destinée à la révision d’un

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équipement que ça soit durant une révision programmée ou pour une maintenance on-line pour les équipements redondants. Ainsi, pour chaque pièce de rechanges il faut faire une étude technique supplémentaire qui aidera aux prises de décisions et aux arbitrages budgétaires. Une proposition d’éléments à fournir est citée dans le tableau de la figure 67 ciavant :

Consommation Consommation Systématique

selon expertise

Oui ou Non

Oui ou Non

Type d’impact

Risque en cas d’indisponibilité

•

Aucun impact

•

…

•

Prolongation de la durée

•

….

•

….

d’intervention •

Solution alternative (Plan B) Oui ou Non

Fonctionnement normal avec anomalie

•

Fonctionnement anormal

FIG : 67 - Analyse risque pièces de rechange pour maintenance systématique

Cependant, pour les sorties des pièces de rechanges du magasin, il faut obligatoirement les liéer à un OT. Pour ce faire, un champs à remplir obligatoirement est à activer dans le module stock. Ainsi, nous pourrons effectuer les analyses de consommation de pieces de rechanges par équipement.

En point de vue technique et dans l’esprit de l’optimisation des coûts, des stocks et la valorisation des ressources et moyens de JLEC, nous recommandons la mis en place et la concrétisation d’un projet de confection de pièces de rechange. Pour aboutir à la concrétisation de ce projet, Un enchaînement de sept phases importantes est nécessaire : Première phase : Recensement des équipements : Le recensement des équipement sera faite sur la base des critères suivant : Les équipements qui consomment le plus de pièces de rechange. Les équipements stratégiques.

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Les équipements à réviser durant les révisions systématiques. L’historique des équipements ayant des fréquences d’incidents élevées.

Deuxième phase : Elaboration des listes des pièces de rechange à confectionner : Les listes préliminaires des pièces de rechange à confectionner seront élaborées pour les équipements recensés suivant une étude globale basé sur : L’étude de la documentation technique ( les plans constructeur, les manuels, catalogues fabricants, etc…). L’étude des matériaux, consommable, leurs coûts et disponibilités.

Troisième phase : Etude de faisabilité : Les éléments fondamentaux pour élaborer l’étude de faisabilité de la confection sont : Disponibilité de la documentation technique (plans, manuels et catalogue etc…), en cas de l’indisponibilité de la documentation nécessaire une recherche sur le terrain est indispensable qui consiste à : L’acquisition de la documentation manquante (chez les fournisseurs et fabricants). La prise de mesures et cotations des pièces s’elles sont disponibles au magasin, sinon, sur site lors des révisions et arrêts forcés. La prise des échantillons matière pour analyse des matériaux et identification de la matière des pièces. Disponibilité des matériaux, consommables, leurs coûts d’acquisition et disponibilités. Estimation des coûts et délais. Comparaison des coût de réalisation avec les prix fournisseurs. Etablissement des listes finales des pièces de rechange à confectionner .

Quatrième phase : Evaluation des ressources local et prospection du Marché : Parmi les listes finales, on choisira les listes à confectionner dans les ateliers de JLEC en se basant sur : La capacité du parc machine de JLEC. Les compétences de la main d’œuvre.

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Pour le reste de la liste, une prospection des capacités du marché local ou international (Et surtout l’Europe de l’est et la chine) est nécessaire.

Cinquième phase : Etude de réalisation : L’étude de réalisation consiste à l’élaboration d’un dossier de réalisation constitué des éléments suivants : Les Plans et documentation technique générale. Les plans de définition. Le choix des matériaux. La gamme de réalisation.

Sixième phase : Essais & évaluation : Des enchantions de pièces de rechanges sélectionnés doivent être envoyés à l’atelier de JLEC et aux fournisseurs sélectionnés pour des évaluations techniques et commerciales.

Septième et dernière phase : Synthèse : Cette étape de synthèse se terminera par : L’élaboration d’un rapport final ; Des proposition de recommandations ; L’élaboration d’un plan d’action ; Pour la réussite de ce projet et à l’instar du projet OMF ( recommandé dans la section précédente), certains pré-requits doivent être respecter, à savoir : Le soutien et l’engagement de la direction générale . La nomination d’un chef de projet expérimenté. La Désignation d’une équipe multidisciplinaire (Ingénieurs & Préparateurs). En conclusion, nous recommandons pour l’optimisation des pièces de rechanges de : Nettoyer et assainir la base de donnée des pièces de rechanges. Corriger et compléter les informations sur les pièces de rechanges. Prévoir une analyse des risques pour les pièces de rechanges des révisions systématiques. Affecter les sorties des pièces de rechanges à des ordre de travaux.

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Mettre en place un projet de confection de pièces de rechanges.

A noter que l’optimisation de la maintenance en générale que ça soit pour les pièces de rechanges ou les prestations de services dépend fortement de la manière d’exploitation et la qualité du charbon. Nous proposons dans la section suivante d’aborder l’optimisation de l’exploitation

II-3/ Optimisation de l’exploitation Le suivi et la communication sur l’exploitation des unités se fait à travers un rapport quotidien appelé « RAPPORTJOUR ». Ce rapport résume l’état de la production et les anomalies importantes des unités pendant 24h (de 6h du matin du jour j-1 à 6h du matin du jour J). La qualité de l’information est satisfaisante mais elle pourra être améliorée surtout par la pertinence des déclarations de limitations de production. En effet, les causes de ses pertes de productions ne sont pas précises à 100% et la déclaration se contente de la nature de l’anomalie comme saturations paramètres chaudière, Température sortie broyeur basse,…etc.

Un suivi des incidents et des limitations est effectué par le service statistique mais la manière de suivi est très basique. Le suivi est basé sur les déclarations du rapport jour sans investigations des causes réels de ses indisponibilités. Les analyses se font d’une façon ponctuelle et sur demande du management. Une réflexion doit se faire sur ce suivi pour pouvoir mettre le doigt sur les anomalies réelles. Nous recommandons d’instaurer un suivi efficace –au moins hebdomadaire- des indisponibilités que ce soit des incidents des unités ou des réductions de la production avec un calcul des coûts des pertes (inclus les coûts de démarrage, Consommation d’énergie électrique, vapeur auxiliaire et consommation d’eau. Ces coûts indirectes vont être additionnés avec les coûts directs (déduits de la GMAO) pour pouvoir évaluer l’impact économique des indisponibilités. Ces impacts vont aider à prendre de grandes décisions tel que des rénovations, dépenses capital budget et des grandes travaux de maintenance pour éliminer ses manques à gagner qui impactent le coût du kWh.

L’analyse de la structure du KWh ,faite dans la partie I, a révélé que l’excès de charbon qui équivaut au charbon acheté par JLEC et non recouvert par l’ONE représente un potentiel de gain et d’optimisation.

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Ainsi, les paramètres influençant l’excès de charbon doivent être traités avec une attention très particulière. Nous n’allons pas traité les paramètres telle que pouvoir calorifique du charbon, l’incertitude des bascules de mesure & l’incertitude du connaissement car mes recommandations vont ce focaliser sur les contrôle et les contrôles contradictoires. Par contre, nous allons abordé le paramètre du rendement des unités connu chez les thermiciens par la nom de consommation spécifique. Un suivi journalier de la consommation spécifique est effectué par le service performance mais les actions d’améliorations ne sont pas forcément effectuées immédiatement par les services concernés (Maintenance et Exploitation). Historiquement, Il y a quelques années et avec la montée des prix des matières premières (inclus le charbon), le directeur générale de la centrale de cette époque avait annoncé une bonne citation « Il faut changer les mentalités ». En effet, et d’après mon expérience personnelle dans la maintenance, le cheval de bataille quotidien des responsables de la maintenance et de l’exploitation est la disponibilité de la production. D’ailleurs, dans le cas d’un déclenchement d’unité, d’une limitation de la production ou uniquement d’une défaillance qui pourrait perturber le fonctionnement d’une unité, tous les moyens humaines et techniques sont mobilisés rapidement pour remise en état. Mr P. Beranger a conclu dans son livre “ LES NOUVELLES REGLES DE LA PRODUCTION” « l’histoire industrielle montre que des transformations aussi fondamentales demandent généralement beaucoup de temps. L’environnement international nous contraint aujourd’hui à essayer par tous les moyens d’accélérer le processus ». D’après le tableau des paramètres impactant la consommation spécifique de la figure 8, la responsabilité des actions d’amélioration du CS dépend de l’exploitation & la maintenance. Ainsi, nous recommandons de designer une commission restreinte des deux directions responsable du suivi des actions d’améliorations quotidiennes en collaboration avec les opérationnels. Cette commission devra faire des « reporting » quotidiens incluant des propositions d’action d’amélioration avec calcul des retours d’investissements en cas de besoin. Le suivi resterait assuré par le service performance qui devra être un élément neutre. A cet effet, nous notons que depuis la dernière fusion entre les départements techniques et exploitation, le service performance dépend de la direction d’exploitation. Nous recommandons fortement que le service performance soit indépendant de la direction exploitation et de la direction maintenance pour garder une objectivité et une transparence

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dans les analyses émises par ce service. Il est même préférable (à mon sens) qu’il dépendrait directement du directeur général de la centrale). Le rapport journalier de la consommation spécifique explique les écarts

de sa

différence entre le jour J et le jour J-1 et explique les causes de sa dégradation par rapport à la consommation spécifique de base. Cependant, le fait d’exprimer les pertes par KJ/KWH n’attire pas l’attention contrairement si les pertes (ou les opportunités) sont exprimées en MAD. Ainsi, nous recommandons de prévoir des rapports hebdomadaires incluant le coût de pertes (ou d’opportunités) par anomalie (selon les possibilités offertes par les mesures). Aussi, nous recommandons d’inclure l’amélioration de la consommation spécifique parmi les objectifs des contrats de maintenance recommandés dans la section N°1 de ce chapitre courant et parmi les objectifs des prestations des révisions systématiques , notamment le contrat de la révision majeure du groupe turbo-alternateur dont les constituants (Corps HP, Corps MP & Corps BP) sont parmi les équipements les plus sensibles et qu’impactent le plus la consommation spécifique.

La réduction du coût du KWh passera aussi par la réduction des entrants autres que le charbon telle que l’eau et l’énergie électrique. En effet, L’eau dans sa nature déminéralisé est un élément impératif

dans le processus de production d’électricité pour une centrale

thermique ; Un suivi de sa consommation est effectué à JLEC moyennant des compteurs pour chaque unité ; Or, l’analyse faite précédemment indique bien que l’eau en sa nature brute qu’est la principale source de consommation de l’eau en sa totalité. Cependant, en l’absence de compteurs dans le circuit aucune évaluation ne peut être faites. Cependant pour certains équipements comme le « decrasseur » ,un système de recyclage pourrait être installé si sa consommation en eau le justifie moyennant un petit calcul technico-économique. Ainsi, nous recommandons d’investiguer cette surconsommation d’eau et installer des compteurs pour pouvoir faire les analyses nécessaires avec désignation des responsabilités. Une solution de dessalement de l’eau de mer pourra être une solution surtout avec l’extension de la centrale.

De la même façon pour l’eau déminéralisée, l’énergie électrique est obligatoire pour une centrale thermique comme pour n’importe quel industrie. Or, JLEC étant un producteur d’électricité (1360 MW = 1 360 000 KW), la consommation d’électricité n’est pas traitée avec une grande importance. Ce volet pourra être subdivisé en deux volets :

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Le premier volet : consommation d’électricité auprès de l’ONE : Malheureusement, les éléments dont en dispose, nous a pas permet d’analyser entre les situations de recours à l’option 1 et l’option 2 explicités précédemment lors des analyses. Les chiffres de consommation de 2008 indiquent que 63% de la consommation parvient de l’option la plus économique ce qu’est une bonne chose. Cependant, nous recommandons de prévoir des enregistrements et un suivi de toute consommation d’énergie auprès de l’ONE.

Le deuxième volet : Consommation d’électricité des équipements : Les essais de consommation sont effectués périodiquement car les tableaux électriques ne sont pas équipés de compteurs d’electricité. Nous recommandons-ainsi- l’installation de compteurs au moins dans un premier lieu au niveau des arrivées Transformateurs de soutirage et cellules de couplage (Communs-unités). Aussi, nous pensons que les possibilités d’optimisation sont visibles uniquement par changement de comportement (A titre d’exemple : l’éclairage reste allumé 24/24 dans les ateliers indépendamment de la présence des agents !?)

Apres l’eau et l’électricité, l’hydrogène étant un entrant dans le processus, l’examen du coût de sa consommation d’hydrogène a été traité dans les analyses. Mais malgré le coût de consommation aucune recommandation d’optimisation ne sera apportée car étant gaz dangereux, un suivi hebdomadaire est effectué et des actions immédiates se font en cas de surconsommation. Par contre, nous pensons avec le projet d’extension, l’installation d’une station de production d’hydrogène pourra être bénéfique.

Comme expliqué, dans le chapitre 1 de la première partie, l’énergie électrique est considéré comme un produit de souveraineté qui impose des contraintes de production à n’importe quel coût sans se soucier de l’optimisation. Mr Béranger P. l’a bien explicité dans son même livre, en déclarant que « dans un processus ou il existe des aléas, des facteurs incontrôlés , lorsque réussir, accomplir ou produire quelque chose est une nécessité, on est contraint à prendre des marges de sécurité importantes. Elles représentent des efforts et des dépenses supplémentaires, du temps perdu et des gaspillages ». Mais, des pareilles situations sont isolées et ne devront pas être considérées comme une référence.

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Dans le cadre de l’optimisation de l’exploitation, nous allons abordé le relais de la gestion du personnel d’exploitation. Le personnel d’exploitation opère en cinq shift qui se relient sur cinq semaine : une semaine matinée, une semaine l’après-midi, une semaine le soir, une semaine repos et une semaine horaire normal. Cette configuration nous donne l’opportunité d’exploiter le personnel de la production pendant la semaine de l’horaire normal. Nous recommandons de l’affecter à la maintenance dans le cas ou aucune tache d’exploitation ne lui a été affecté. Cette solution a un premier avantage instantanée qu’est le renfort de la maintenance par du personnel qui participera à l’encadrement et l’exécution des travaux de maintenance. Un deuxième avantage consiste à une formation et un entraînement aux opérateurs à effectuer les interventions urgentes et du dépannage préliminaire en cas de besoin et surtout au delà de l’horaire normal ce qui évitera de faire appel à l’équipe de maintenance de permanence et par la suite éviter des coûts de logistiques, des coûts des heures supplémentaires et les coûts des conséquences des heures non-travaillés du lendemain.

Mr Béranger P a écrit aussi dans le même contexte que « Une connaissance plus approfondie de sa machine rendra en outre l’opérateur capable de diagnostiquer, et de même dans certains cas de corriger lui-même une défaillance. Un opérateur formé peut par exemple changer un fusible, une courroie, un contacteur ou enlever un amoncellement de copeaux. Or l’intervention directe de l’opérateur permet de diminuer très fortement les temps de remise en route. Une formation destinée à faire connaître les équipements à leurs opérateurs est donc nécessaire »

En conclusion, nous recommandons pour l’optimisation de l’exploitation de : Faire un suivi rigoureux et continu des indisponibilités avec identification des causes des dysfonctionnements. Calculer systématiquement les coûts directs des indisponibilités. Créer une cellule mixte Maintenance-exploitation chargé du suivi quotidien des actions d’amélioration de la consommation spécifique. Séparer le service performance de la direction exploitation. Invetiguer la surconsommation de l’eau brute et installer des compteurs d’eau brute à la centrale.

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Suivre la consommation d’énergie auprès de l’ONE ( surtout au niveau de la tension 60kv). Inciter les agents à changer le comportement pour optimiser la consommation d’énergie électrique. Installer des compteurs d’énergie sur les tableaux électriques. Profiter des savoir faire du personnel d’exploitation lors des semaines de repos Former le personnel de l’exploitation aux travaux de dépannage.

II-4/ Optimisation de la Gestion Apres avoir passé en revu les optimisations techniques possibles, nous pensons que la manière d’engager et de contrôler les dépenses présentent une opportunité pour accompagner les services opérationnels à accomplir leur mission au moindre coût.

Selon Leob P., « Si le budget fait prévoir une diminution des coûts de fabrication, il en tirera les conséquences logiques touchant l’accroissement de la vente et les mesures destinés à y faire face ; l’harmonisation qu’il réalise entre les différentes fonctions de l’entreprise permettra l’exploitation rationnelle de toutes les améliorations obtenues sur l’une d’elles » (Le BUDGET DE L’ENTREPRISE, 2éme édition). Ainsi, si pour la maintenance le budget sera estimé sur la base d’un plan de maintenance et l’exploitation sur la base des objectifs de disponibilité, il est impérative que le budget des autres départements et métiers supports soit estimé sur une base des besoins réels et justifiés en coordination avec les objectifs de JLEC.

Ainsi, nous recommandons d’utiliser l’approche modulaire BBZ (Budget à Base Zéro). « Le budget base Zéro permet de tout remettre à plat à fin de repartir sur de nouvelles bases pour espérer briser la routine du processus budgétaire classique, incrémental et de plus en plus bureautique. Les organisations avaient du mal à évoluer autrement qu’à la marge par rapport au budget antérieur, qui apparaît comme une contrainte plus qu’il ne permet à l’organisation d’évoluer » selon Bendrouich A.(SYSTEME BUDGETAIRE POUR LE CONTROLE DE GESTION). Or vu la lourdeur et la difficulté d’application de la méthode d’une façon générale, systématique et permanence, les protagonistes de cette méthode recommandent de l’utiliser d’une façon ponctuelle et tournante. Nous pensons que certains rubriques budgétaires tel que rubrique sécurité (C24), Rubrique safety (36) et Rubrique environnement (C22) méritent de passer au crible par cette méthode.

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L’établissement des budgets prévisionnels d’une façon logique et en concordance avec les objectifs de l’organisation est une étape préliminaire et nécessaire pour avoir une bonne gestion mais elle n’est pas suffisante. Il faut mettre en jeu des mécanismes adéquats lors de l’engagement des dépenses et des moyens de contrôle pour boucler la boucle.

Le processus d’achat est bien défini. Il est composé de cinq principales étapes depuis l’expression de la demande jusqu’à l’envoi d’un bon de commande. Le processus est schématisé dans la figure 67 ci-après :

Département Département X

Département Achats

Départ.(s) : X & Achats

Département X

Départ.(s) : Achats Contrôle X

Etape

Qui ?

Demande d’achats

• • •

Demandeur (Préparateur ou contremaître) Le (ou les) vérificateur (Chef(s) de service) Approbateur (directeur de département)

Appel d’offre

•

Acheteur

Ouverture des plis

•

Acheteur & Demandeur

Jugement & Approbation

• • •

Demandeur (Préparateur ou contremaître) Le (ou les) vérificateur (Chef(s) de service) Approbateur (directeur de département)

Bon de commande

• • • •

Préparateur achats Directeur achats Contrôleur Approbateur (directeur de département)

FIG :67- Processus des achats

Les rôles et les responsabilités ne sont pas définit entre l’acheteur et le demandeur, entre les chef de services (en cas de plusieurs vérificateurs), entre le chef de service et le directeur de département sans oublier aussi que les durées de traitement de dossier ne sont pas fixées à l’avance.

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Ainsi, nous recommandons d’élaborer une procédure claire définissant les rôles de chaque intervenant et définissant les moyens de communication et de suivi des dossiers d’achats. De ce fait, il paraît très judicieux d’activer la signature électronique et d’ajouter un module « Appel d’offre » sur la GMAO pour avoir les traces et les enregistrements de toute les étapes de traitement de dossiers. Ce qui permettrait de faire sortir des tableaux de suivi et avec des système d’alerte en cas de dépassement des durées de chaque étape. Le processus pour être efficace, il doit être accompagné d’une bonne utilisation. Le choix des sous-traitants est parmi les points à améliorer. Il est constaté à JLEC que les responsables de chaque département ont leurs propres listes de fournisseurs avec qui ils souhaitent collaborer indépendamment des autres départements. Ainsi, des critères claires et objectifs sont à fixer pour l’évaluation des fournisseurs (Pour les prestations de service et pour l’approvisionnement des pièces de rechanges). Mr Dickson avait arrêté une liste de 20 critères pour évaluer les fournisseurs (Qualité, Livraison, Performance passée, Garantie, Capacité de production, Prix, Compétence technique, Position financière, Adaptabilité aux procédures, Système de communication, Réputation, Intérêt manifesté, Compétences managériales, Contrôles opérationnels, Service après vente proposé, Attitude du vendeur, Impression faite par vendeur, Satisfaction au conditionnement, Suivi du dossier client, Localisation géographique, Importance des affaires passées, Formation proposée, Accords de réciprocité) Donc, Il parait judicieux de designer une commission inter-département pilotée par un responsable du département des achats pour choisir des critères pertinents et élaborer une grille d’évaluation des fournisseurs ; durant cette étape, la commission pourra être aider par un expert externe neutre. Cette même commission aura l’obligation de ce réunir pour mettre à jour les évaluations des fournisseurs et évaluer les nouveaux fournisseurs. Cependant, pour alimenter cette base de donnée, il faut prévoir dans le système un retour d’expérience et une évaluation de la satisfaction du service demandeur après fin d’intervention ou livraison matériel. Dans le même contexte d’amélioration, la forme actuelle de la demande d’achat ne permet pas aux vérificateurs et aux approbateurs de prendre les décisions nécessaires et surtout pour les achats des pièces de rechanges (Voir forme actuelle en ANNEXE 9) . En

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effet la forme actuelle fait apparaître uniquement la quantité des pièces en stock et la quantité à commander en plus des coûts. Ainsi, nous recommandons de modifier la forme de la réquisition en ajoutant toutes les informations nécessaires : • Quantité en cours de commande, • Stock minimale, • Stock maximale, • Quantité installée, • Mouvement du stock, • Classification de la pièce, • Quantité en stock des pièces de rechanges équivalente, • Quantité de pièces de rechanges similaire réparée.

Notre proposition de modèle de réquisition est placée dans la figure 68 ci-après. Nous avons jugé nécessaire d’ajouter aussi une information sur l’urgence et une information facultative sur un numéro d’OT éventuel.

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FIG : 68 – Forme de réquisition recommandée

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Apres avoir engagé les dépenses par l’envoi d’un bon de commande ou la signature de contrats, le retour d’information se fait pour les pièces de rechanges par les magasiniers à travers une réception quantitative mais on constate souvent du retard de la réception qualitative par les demandeurs. Pour les prestations de service, le module de réception des travaux a été activé dernièrement sur le système ce qui permet de faire un suivi mensuel des prestations. Cependant, aucun « reporting » interne n’est obligatoire et comme évoqué précédemment aucun feedback n’est exprimé concernant la satisfaction et l’atteinte des objectifs de la prestation. Le contrôle se limite uniquement à la conformité documentaire qui vérifie la correspondance des montants des factures par rapport aux montant des bons de commandes et la signature d’un procès verbale de réception.

Ainsi, nous recommandons de mettre en place le contrôle interne qui veillera (d’après la définition de COSO) à protéger contre les risques de toute nature qui présent sur une activité (Gâchis de ressources, investissement injustifié, pertes d’opportunités, risques inacceptables pour les partie prenante ). Le contrôle interne aura l’obligation de faire un suivi sur le terrain des déférents engagement et d’exiger du retour d’information adéquat des services opérationnelles. Il aura le droit de demander des justificatifs de tel ou tel dépenses.

En conclusion, nous recommandons pour optimiser le processus de gestion et accompagner mes autres recommandations d’optimisation de : Utiliser l’approche modulaire BBZ (Budget à Base Zéro) pour certains dépenses de frais généraux. Elaborer une procédure claire définissant les rôles de chaque intervenant et définissant les moyen de communication et de suivi des dossiers d’achats. Mettre un processus dynamique dans le temps et dans l’espace pour évaluation des fournisseurs. Mettre à jour la forme actuelle de la réquisition d’achat pour être en harmonie avec l’esprit de l’optimisation. Mettre en place le contrôle interne.

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CONCLUSION « Il fut un temps ou les entreprises se préoccupaient de leurs coûts, la priorité était ailleurs, produire à tous prix en quantités suffisantes pour satisfaire la demande. Ce temps la est révolu » Bendriouch A. [OMPATABILITE ANALYTIQUE POUR LE CONTROLE DE GESTION]

La problématique de l’optimisation des coûts n’est pas évidente à aborder car une optimisation ne signifie pas une réduction mais une utilisation adéquate et rationnelle des ressources.

Notre travail a été abordé d’une façon technique en se basant sur nos connaissances en ingénierie et d’une façon managériale en se basant sur l’apport de notre formation actuelle en contrôle de gestion.

Cette thèse a été menée en deux parties :

Dans la première partie, nous avons commencé par expliciter l’environnement de JLEC notamment un ensemble de contraintes à qui elle doit faire face pour créer de la valeur et spécialement ceux relatives au contrat de fourniture d’électricité avec l’ONE , puis analyser l’historique des dépenses avant de passer à un audit générale t un diagnostique des pratiques

Dans la deuxième partie, nous avons effectué des analyses de dépenses par responsabilité qui nous permet par la suite de sortir avec des recommandations et des propositions d’améliorations.

Les recommandations nous semble réalistes mais pour les mettre sur les railles il faut pouvoir compter sur un potentiel humaine motivé et formé.

Enfin, nous souhaitons que ce travail contribuera à cette dynamique d’entreprise instaurée dernièrement par la nouvelle équipe dirigeante de JLEC.

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BIBLIOGRAPHIE •

Bendriouch A., Comptabilité analytique pour le contrôle de gestion,

Editions

COGEFOS, 1ére édition •

Gervais M., Contrôle de gestion Editions ECONOMIA, 7éme édition.

•

Institut de l’audit interne, PriceWaterHouse & LANDWELL, Le management des risques de l’entreprise, EYROLLES, éditions d’organisation , 2007.

•

Gérard de Bodt, La Maîtrise des coûts et des marges dans l’entreprise, Editions Dunod, 4éme édition.

•

Lauzon, Gélinas & Bernard., Contrôle de gestion, gaëtan Morin éditeur, 2éme édition.

•

Bendriouch A., Système budgétaire pour le contrôle de gestion. Editions COGEFOS, 2éme édition .

•

SORA MANAGEMENT, la maîtrise des coûts administratifs par l’analyse de la valeur, éditions ENTREPRISE MODERNE D’EDITION, 1ére édition.

•

Boyer L. Poirée M. Salin E., Précis d’organisation et de gestion de la production, Editions les éditions d’organisations, 1ére édition.

•

BERANGER P., Les Nouvelles règles de la production : Vers l’excellence industrielle. Editions DONOD, 1ére édition.

•

Courtois A. Pillet M. Martin-Bonnefous C., GESTION DE PRODUCTION, EYROLLES, Editions d’organisations, 4éme édition

•

Sénechal O. et Tahiri M., Actes de Pentom 2005, Editions Presses universitaires de valenciennes . édition 2005.

•

Loeb P. , Le budget de l’entreprise, Editions Presses universitaires de France, 2 éme édition remaniée par CHAZOIURNES A. & Frinault J.

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GLOSSAIRE •

MW : est la mesure de la puissance électrique. En d’autre terme c’est la quantité d’énergie par unit de temps.

•

La consommation spécifique (ou Heat rate) est la quantité d’énergie consommée par KWh produit. Elle présente la quantité de charbon consommé par KWh multipliée par le pouvoir calorifique du charbon . Elle est exprimée en Kj/kWh .Elle est inversement proportionnelle au rendement. Une consommation spécifique élevée est signe d’un rendement bas est vise versa.

•

Consommation spécifique contractuelle : est la consommation spécifique nominale d’après le contrat de fourniture d’électricité entre l’ONE et JLEC.

•

Consommation spécifique de base : est la consommation spécifique mesurée lors des premiers essais du démarrage des unités.

•

RAMSEY : Ce sont des bascules mesurant la quantité du charbon consommée par chaque unité( Installées sur les convoyeurs d’alimentation des unités). 9

•

GJ : Gega joule = 10 J.

•

Kg/s: Débit massique

•

Connaissement : est l’opération de jaugeage de la quantité du charbon livrée par les bateaux. ( Draft survey)

•

Le PCI (Pouvoir Calorifique Inférieur) est l’énergie libérée par la réaction de combustion d’un kilogramme de combustible sous forme de chaleur sensible, à l’exclusion de l’énergie de vaporisation de l’eau présente en fin de réaction et de l’eau produit par la combustion de l’hydrogène contenu dans le charbon

•

Eau déminéralisée : Une eau est dite déminéralisée lorsque l'on a enlevé les minéraux et les sels quelle contenait à l'origine.

•

Osmose Inverse : C’est un procédé de traitement d’eau par filtration à travers une membrane sous l’effet d’un gradient de

pression au delà de la pression dite

osmotique. La membrane permet certains transferts de matière entre deux milieux qu'elle sépare, en interdisant d'autres ou plus généralement en favorisant certains par rapport à d'autres.

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•

Mécanique Chaufferie : est la mécanique liée aux auxiliaires de la chaudière et l’eau en sa nature vapeur.

•

Mécanique Chaudronnerie : est la mécanique liée à la chaudière et charpente métallique.

•

Mécanique Machine : est la mécanique liée au poste d’eau .

•

Equipement redondant : est un équipement en stand by

•

Prestation en régie : prestation de service facturé à base de pointage horaire ou journalier.

•

DT (Demande de travaux) : il est émis dans le système GMAO par les exploitants lors de la détection d’une anomalie.

•

OT (Ordre de travaux) : Une DT est traitée par le service ordonnancement et transféré en OT vers les préparateurs de la maintenance

•

BT (Bon de travaux) : Une OT pourra être transformée en plusieurs BT. Chaque BT contiendra une nature de travail spécifique.

•

Robinetterie : est l’ensemble des vannes et soupapes.

•

Equipements BOP : sont les équipements poste d’eau

•

GMAO : est une application de Gestion de la maintenance assisté par ordinateur

•

KKS : est système de codification des equipments.

•

Cellule de couplage : est cellule électrique qui relie électriquement les tableaux électriques des unités et les tableaux électrique d’alimentation des équipements communs.

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ANNEXE 1 (Modèle de rapport journalier du suivi de la consommation spécifique)

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ANNEXE 2 Schematisation du cycle eau- vapeur des Unites 3&4

Bâche Alimentaire P

2 dégazeurs

3 Pompes Alimentaires

RHP 6 RHP 6 bis RHP 7 Economiseur 3 Pompes de re-circulation Tubes écran

Ballon P 1ére surchauffe (le toit)

2éme surchauffe SBT

Epingle

Surchauffeur HT Vapeur surchauffée

Turbine HP

RHT RBP 4 Vapeur resurchauffée

Turbine MP

RBP 3 RBP 2

Turbine BP

RBP 1

Condenseur P

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2 pompes d’extraction

Traitement des condensas

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Schématisation du cycle eau- vapeur des Unités 1&2 dégazeur Bâche alimentaire P

3 Pompes Alimentaires RHP 6 RHP 6 bis RHP 7

échangeur de démarrage

Eco. BT Eco. HT Tubes écran Séparateur SBT SHT Vapeur surchauffée

Turbine HP RBT RHT Vapeur resurchauffée

RBP 4 Turbine MP

RBP 3 Turbine BP

RBP 2 RBP 1

Condenseur

P

2 pompes d’extraction Traitement des condensas

P

Lahcen ELMALZOUMI

2 Pompes de reprise d’extraction

115


GROUPE ISCAE

MSCG (2008-2009)

Principales caractéristiques des chaudières des unités 1&2 •

Vapeur surchauffée : Débit : 934.5 t/h. Pression : 182.3 bar abs. Température : 541,8 °C.

•

173.9 bar abs

Vapeur Resurchauffée : Débit : 828 t/h. Pression : 42.5 bar abs. Température : 540,5 °C.

•

Température eau entrée économiseur : 260,1°C Principales caractéristiques des chaudières des unités 3&4

•

Vapeur surchauffée : Débit : 932.4 t/h. Pression : 172.9 bar abs. Température : 540,6 °C.

•

Vapeur Resurchauffée : Débit : 860.7 t/h. Pression : 36.8 bar abs. Température : 540,6 °C.

•

Température eau entrée économiseur : 255 °C

Lahcen ELMALZOUMI

116


GROUPE ISCAE

MSCG (2008-2009)

ANNEXE 3 (Evolution écart budget du port) Proj N° D-1 Labor Incentive Plan D-2 Overtime Total Labor Expenses D-3 Training D-4 Travel D-5 Other Total Business Expenses D-7 Office Supplies D-8 Computer Supplies D-11 Vehicle Cost D-12 Building Leases Total Occupancy expenses D-14 Purchased Power D-15 Water D-16 Miscellaneous Fuels Total Utilities D-17 Laboratory Analysis D-18 Technical Services D-19 Outside Services D-21 Security D-22 Telephone Services D-23 Buildings/Grounds/Sanitary D-24 Unloader Services D-25 Mobile Crane Services D-26 Calibration Services D-27 Equipment Rentals D-28 Ship Hold Cleaning Services D-29 Draught Surveys D-32 Forwarding Agent Total Sbcontracts D-33 Unloading Cranes D-34 Electronic Controls D-35 Electrical Controls D-36 Buildings D-37 Personnel Supplies D-39 Safety Equipment D-40 Oils/Greases D-41 Miscellaneous Repairs D-42 Magnetic Separator Repairs D-43 Sampling System Repairs D-44 Environmental Compliance D-45 Consumables D-46 Lighting Total Normal Maintenance Materials Unloader 1 D49 14 Million Tonne Overhaul Subtotal Unloader 1 Unloader 2 D50 Yearly Common Budget Subtotal Unloader 2 Common Budget D-53 Yearly Common Budget D-54 Dredging D-55 Provisional Unloading Total Common Budget Total Port O&M Budget

Lahcen ELMALZOUMI

2002 101% 113% 98% 102% 67% 47% 202% 79% 13% 130% 130% 17% 97% 123% 67% 98% 114% 96% 166% 140% 81% 100% 86% 0% 0% 100% 1% 77% 66% 73% 80% 92% 33% 98% 0% 0% 357% 150% 35% 0% 146% 192% 98% 690% 93%

2003 88% 68% 78% 84% 63% 0% 117% 62% 98% 29% 113% 0% 78% 90% 63% 96% 89% 110% 95% 173% 119% 100% 78% 98% 8% 103% 0% 63% 59% 75% 79% 100% 105% 9% 49% 0% 52% 126% 76% 64% 84% 68% 158% 88% 93%

2004 94% 116% 49% 93% 14% 0% 20% 13% 20% 27% 25% 10% 23% 37% 84% 96% 52% 121% 101% 142% 117% 92% 16% 35% 5% 9% 0% 78% 52% 84% 78% 59% 102% 75% 0% 0% 107% 0% 6% 0% 2% 165% 20% 0% 57%

2005 88% 54% 61% 81% 7%

2006 94% 98% 116% 95% 65%

2007 103% 62% 160% 99% 19%

2008 107% 72% 190% 105% 41%

160% 24% 10% 25% 44% 0% 26% 19% 55% 96% 37% 117% 47% 116% 100% 100% 43% 29% 4% 8% 0% 72% 60% 78% 70% 50% 71% 54% 141% 0% 99% 40% 5% 132% 87% 0% 0% 14% 51%

62% 64% 0% 59% 25% 0% 29% 117% 66% 95% 98% 117% 89% 128% 99% 100% 67% 70% 2% 18% 97% 71% 60% 63% 76% 67% 110% 9%

66% 35% 0% 0% 2% 29% 4% 48% 38% 0% 24% 159% 34% 213% 24% 8% 11% 12% 1% 0% 0% 71% 129% 0% 76% 109% 119% 60%

129% 50% 0% 15% 1% 39% 9% 148% 137% 0% 79% 85% 40% 200% 101% 100% 102% 33% 24% 0% 46% 36% 122% 51% 64% 62% 85% 43%

0% 88%

96% 5%

141% 24%

-33% 0% 54% 0% 62%

6% 0% 29% 11% 101%

0% 0% 28% 0% 60%

110% 110%

198% 198%

95% 95%

124% 124%

95%

149%

116%

118%

95% 91%

149% 92%

116% 75%

118% 72%

15% 15%

76%

91%

135%

91% 99%

135% 79%

117


GROUPE ISCAE

MSCG (2008-2009)

ANNEXE 4

Lahcen ELMALZOUMI

118


GROUPE ISCAE

MSCG (2008-2009)

ANNEXE 5 -UNICHAMPS-

Lahcen ELMALZOUMI

119


GROUPE ISCAE

MSCG (2008-2009)

ANNEXE 6

Lahcen ELMALZOUMI

120


GROUPE ISCAE

MSCG (2008-2009)

ANNEXE 7 (Planning détaillé de préparation de révision systématique) (T : date de début de l’arrét) QUI

Directeur de la centrale & Directeur d’arrêt

Directeur d’arrêt

Préparateurs

Chefs de services Planification Préparateurs mois Coordinateur maintenance

Coordinateur maintenance Préparateurs mois Préparateurs Préparateurs Equipe d’arrêt

Début de préparation de l'arrêt

QUANT

Définir la stratégie global et enclencher le processus de la révision.

Désigner l'équipe d’arrêt et de préparation initial Développer la vision, la mission et les activités principales de la révision Initier la coordination avec l'organisation interne Initier le développement des indicateur de performance de l'arrêt Développer un plan de communication interne pour la révision Etablir un planning directeur de la gestion de l'arrêt Lancer un programme de retour d'expérience Estimer le coût prévisionnel de l'arrêt

Etablissement des scopes préliminaires des travaux Identification des taches et travaux de préparation avant l'arrêt Elaboration du guide de l'arrêt Etablissement des listes préliminaires des Pièces de charge, consommables et outillage Programmation des réunions de coordination inter-service, (Objet: Revue des scopes travaux, Revue des listes PDR, Retour d'expérience etc..)

Tenue des réunions de préparation et coordination interservice Revue des entendus préliminaires des travaux Etablissement des entendus définitifs des travaux Etablissement des listes définitives des rechanges, consommables et outillage Préparation des gammes types Consignes de sécurité et environnement

T-21mois

T-20 mois

T-18

T-16

1

Lahcen ELMALZOUMI

121


GROUPE ISCAE

MSCG (2008-2009)

1

Préparateurs

mois

Coordinateur maintenance Préparateurs mois

SPM, DAAC DAAC mois

Préparateurs mois DAAC

Coordinateurs maintenance mois

Etablissement des réquisitions des PDR Etablissement des cahiers de charge des travaux à soustraiter Etablissement des plannings des travaux et leurs diffusion

Tenue des réunions de coordination ( Revue des cahiers des charges, des plannings, etc..) Revue des plannings des travaux suite aux commentaires des autres services. Révision des plannings des travaux Revue des cahiers des charge des travaux sous-traiter

Choix des fournisseurs Lancement des consultations de pièces de rechanges, outillage et consommables.

Etudes des offres des pièces de rechange, outillages et consommables Etablissement et lancement des bons de commande

Etablissement et diffusion du Draft du planning de coordination Tenue des réunions de coordination (revue plannings suite au retour d'expérience, informations sur l'état actuelle et à l'historique des équipements et systèmes Révision et affinement du planning de coordination (chemins critiques, taches à rajouter ou à éliminer)

T-14

T-13

T-12

T-10

T-9

Choix des sous-traitants Lancement des consultations des travaux Lahcen ELMALZOUMI

122


GROUPE ISCAE

MSCG (2008-2009)

SPM, DAAC, Chefs de projet DAAC

T-8

2

Préparateurs

Etude des offres de service Etablissement et lancement des bons de commande Revue du budget de l'arrêt

DAAC mois Directeur d’arrêt

Coordinateur maintenance Préparateurs

Coordinateur maintenance

T-6

Programmer les réunion de coordination et de préparation Vérifier que les ressources et moyens nécessaires à la réalisation de l'arrêt sont sur site à la date prévue, en particuliers pour les travaux urgents et critiques Vérifier que tous les travaux prévus à faire sont programmés Révision finale et diffusion des plannings (affinement des chemins critique, ajout ou élimination des certains tâches) Transfert et établissement et des OT/BT sur Unichamps Suivi de l'état d'avancement de la préparation (ressources et moyens de la révision, installation du chantier, approvisionnement, logistique, etc...

T-4 mois



S'assurer que les indicateurs de performances de la visite sont prêt et approuvés par les autres directeurs pour les communiqués à tout le personnel ( voir guide de la visite)

T-2 mois

Distribution du guide de la révision a tous le personnel JLEC et sous-traitant


Coordinateur maintenance

Lahcen ELMALZOUMI

Réunion de présentation avant l'arrêt: Présentation du planning de coordination final Présentation des notes d'organisation de l'arrêt Présentation du guide de la visite Présentation de la synthèse du retour d'expérience

T-6 semaines

Programmation réunion hebdomadaire de l'état d'avancement de la préparation Vérifier que tous les OT/BT sont prêt Réunion de préparation technique avec les sou-traitants

123


GROUPE ISCAE

MSCG (2008-2009)

T-4 semaines Chefs de projet et coordinateurs technique

3 3

Coordinateur Maintenance semaines Coordinateur de sécurité

Directeur d’arrêt semaine

Suivi de l'état d'avancement des préparatifs avant arrêt (Réunion hebdomadaire) Réunion de sensibilisation sécurité et environnement au profil des sous-traitants retenus

Tenue de la réunion finale avant arrêt avec les Directeurs et les chefs de projet

Début de la visite

Lahcen ELMALZOUMI

T-2

T-1

T

124


GROUPE ISCAE

MSCG (2008-2009)

ANNEXE 9 Format de la réquisition actuelle

Lahcen ELMALZOUMI

125

Optimisation Des Coûts Dans La Centrale Thermique (JLEC)

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