Intégration progressive des marchés d'électricité de l ... · SONELGAZ Société Algérienne de l¶Électricité et du Gaz (Algérie) SPE Société Algérienne de Production dÉlectricité

Programme MEDA de l’Union Européenne

In tégrat ion progressive des marchés d 'é lectr ic i té de l 'Algér ie , du Maroc e t de la Tunis ie dans le marché intér ieur de l 'é lectr ic i té de l 'Union Européenne

E ur o p e Ai d / 123 0 09 / D / SE R/ M u l t i

Act ion 08 : Étude sur les l iens avec d’aut res projets per t inents dans les pays bénéf ic ia i res

Rapport Déf in i t i f

D r A l i oun e F AL L

Juin 2010

Projet financé par

l‟Union Européenne

Projet mis en oeuvre par SOFRECO

en consortium avec IPA Energy + Water Consulting, AETS et Vattenfall Power Consultants AB

I n t é g r a t i o n p r o g r e s s i v e d e s m a r c h é s d ' é l e c t r i c i t é d e l ' Al g é r i e , d u M a r o c e t d e l a T u n i s i e d a n s l e m a r c h é i n t é r i e u r d e l ' é l e c t r i c i t é d e l ' U n i o n e u r o p é e n n e

Étude sur les liens avec d’autres projets pertinents dans les pays bénéficiaires – Rapport définitif I Juin 2010

S O F R E C O I I P A E n e r g y + W a t e r C o n s u l t i n g I A E T S I V a t t e n f a l l P o w e r C o n s u l t a n t s A B

TABLE DES MATIERES

SYNTHESE ....................................................................................................... 2

1 INTRODUCTION ....................................................................................... 12

2 PROGRAMME D’INVESTISSEMENTS D’ENERGIE SOLAIRE THERMIQUE A CONCENTRATION DANS LA REGION MOYEN ORIENT ET AFRIQUE DU NORD ........................................................................... 14

2.1 Considérations générales ............................................................................... 14

2.2 Contexte international et régional .................................................................. 14

2.2.1 Vue d‟ensemble de la technologie CSP ................................................. 15

2.2.2 Facteurs favorables au déploiement de la technologie CSP dans la région MENA ......................................................................................... 19

2.3 Le Programme CSP dans la région MENA : enjeux et contraintes .............. 24

2.3.1 Les enjeux : ........................................................................................... 24

2.3.2 Contraintes, impacts et risques à gérer : ................................................ 27

2.4 Le Programme CSP dans la région MENA : analyse économique et financière ......................................................................................................... 29

2.5 Programme d’investissement de la Région MENA et plan de financement 30

2.6 Quelques réflexions conclusives : ................................................................. 31

3 LE PLAN SOLAIRE MEDITERRANEEN .................................................. 33

3.1 Problématique du Plan Solaire Méditerranéen .............................................. 33

3.2 Les défis du déploiement réussi du PSM ...................................................... 34

3.3 La situation des pays du bloc TAM ................................................................ 36

3.3.1 Ambitions en matière d‟ENR .................................................................. 36

3.3.2 Avancées dans le cadre du PSM ........................................................... 37

3.4 Quelques réflexions conclusives ................................................................... 39

4 PROJET D’ACTUALISATION DE L’ETUDE MEDRING .......................... 49

4.1 L’étude MEDRING ............................................................................................ 49

4.2 L’état de la continuité électrique post étude MEDRING ................................ 50

4.2.1 L‟étude ELTAM ...................................................................................... 50

4.2.2 L‟état des nouvelles interconnexions : ................................................... 52

4.2.3 Nouveaux essais de fonctionnement ou plan B ?................................... 54

4.3 Le Projet d’actualisation de l’étude MEDRING .............................................. 55

4.3.1 La nouvelle problématique du bouclage électrique autour du bassin méditerranéen ....................................................................................... 55




4.3.2 Bouclage électrique et nouveaux enjeux : solution partielle, solution complexe ............................................................................................... 56

4.4 Quelques réflexions conclusives ................................................................... 57

ANNEXE 1 : RAPPORT PREMIERE MISSION D’IDENTIFICATION ............ 60

ANNEXE 2 : RAPPORT DEUXIEME MISSION D’IDENTIFICATION ............ 71

PRINCIPALES REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES ................................. 83




TABLE DES ABREVIATIONS

AIE Agence Internationale de l‟Énergie

ANME Agence Nationale de la Maîtrise de l‟Énergie

ANRE Agence Nationale de Régulation de l´Électricité

ATR Accès de Tiers aux Réseaux

AU Acheteur Unique

COMELEC Comité Maghrébin de l‟Électricité

CREG Commission de Régulation de l‟Électricité et du Gaz (Algérie)

EAT Équipe d‟Assistance Technique

EDF Électricité de France

GPL Gaz de pétrole liquéfiés

GRDE Gestion de Réseau de Distribution Électricité

GRTE Gestionnaire du réseau de transport d‟électricité

GWh Giga Watt heure

IPP Producteur Indépendant

MEDREG Association des Régulateurs Méditerranéens de l‟Électricité et du Gaz créée en mai 2006, regroupant actuellement les régulateurs de l‟énergie des pays suivants : Albanie, Algérie, Bosnie-Herzégovine, Croatie, Chypre, Egypte, France, Grce, Israël, Italie, Jordanie, Malte, Monténégro, Maroc, Autorité Palestinienne, Portugal, Slovénie, Espagne, Tunisie et Turquie

MEM Ministère de l‟Énergie et des Mines (Algérie)

MIT Ministère de l‟Industrie et de la Technologie

MEMEE Ministère de l‟Énergie, des Mines, de l‟Eau et de l‟environnement du Maroc

OM Opérateur de Marché

ONE Office National d'Électricité

OS Opérateur du Système

POA Plan opérationnel annuel

Programme MEDA

Cadre financier principal de la coopération de l‟Union Européenne avec les pays méditerranéens dans le cadre du partenariat euro-méditerranéen avant son remplacement par l‟instrument européen de voisinage de partenariat

SD Société de distribution

SI Systèmes d‟information

SONELGAZ Société Algérienne de l‟Électricité et du Gaz (Algérie)

SPE Société Algérienne de Production d‟Électricité (Algérie)




STEG Société Tunisienne de l‟Électricité et du Gaz (Tunisie)

TdR Termes de Référence

SYSTMED Sous-groupe de travail d‟Eurelectric

SYSTINT Sous-groupe de travail d‟Eurelectric

USTDA United States Trade & Development Agency

MEDRING Mediterranean Energy Ring (Boucle énergétique méditerranéenne)

TSO Transmission system operator

UCTE Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity (Europe)

UE Union Européenne

UGP Unité de Gestion du Projet

UMA Union du Maghreb Arabe


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SYNOPSIS

Titre du Projet : INTEGRATION PROGRESSIVE DES MARCHES D'ELECTRICITE DE L'ALGERIE, DU MAROC ET DE LA TUNISIE DANS LE MARCHE INTERIEUR DE L'ELECTRICITE DE L'UNION EUROPEENNE

Référence : EuropeAid/123009/D/SER/MULTI

Pays bénéficiaires : Algérie, Maroc et Tunisie

Pouvoir Adjudicateur Prestataire

Nom Ministère de l'Energie et des Mines de la République Algérienne Démocratique et Populaire, agissant au nom et pour le compte du MEM du Royaume du Maroc, du MIEPME de la République Tunisienne et en son nom propre

SOFRECO en consortium avec IPA Energy + Water Consulting, AETS et Vattenfall Power Consultants AB

Adresse Tour A Val d‟Hydra Alger Algérie

92 – 98 boulevard Victor Hugo

F-92115 Clichy Cedex

France

Acteurs Représentants de l‟Autorité Contractante :

Abdelkader El Mekki Directeur Général de l‟Energie au ministère de l‟Energie et des Mines

Mme Ghania Kaci Directrice de l‟Unité de Gestion du Projet

Représentants du Prestataire:

Gilles DUBUISSON Directeur du Pôle Industrie, Energie, Infrastructures et Secteur Privé

Hichame Selmaoui

Directeur de Projets

Adresses E-mail [email protected]

[email protected]

[email protected]

[email protected]

Fax 00 – 213 - 21 48 81 90 00 – 331 – 41 27 95 96

Bernard Duhamel : Chef de l‟équipe d‟assistance technique - [email protected]

Action 08 du POA 2009 : Etude sur les liens avec d‟autres projets pertinents dans les pays bénéficiaires

Titre du document : Rapport définitif

Date du document : Juin 2010

Auteurs du document : Dr Alioune Fall, Expert Court-Terme Senior

Nb pages : 85

mailto:[email protected]





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SYNTHESE

Le présent rapport est relatif à l‟action 8 qui vient en complément de l‟action 13 et comme cette dernière, vise à procéder à l‟inventaire de projets autres que les projets d‟infrastructure proprement dite et à analyser leur impact sur le projet d‟intégration progressive des marchés de l‟électricité. D‟après la fiche de l‟Action, l‟enquête à mener auprès des acteurs locaux et des bailleurs de fonds devra concerner les projets récemment finalisés, ceux en cours et les projets prévus. Entre autres projets, les termes de référence mentionnent SYSTMED, SYSTINT, USTDA, MEDRING, Projets de MEDA touchant à l‟électricité, etc.

Il convient de noter que les sigles ci-avant ne correspondent pas à des études ou des projets en tant que tels mais à des éléments de natures très diverses allant de groupes de travail comme SYSTMED et SYSTINT (au sein d‟EURELECTRIC), à l‟agence américaine pour le commerce et le développement (USTDA), en passant par le programme de partenariat financier de l‟Union Européenne (MEDA) et l‟Association de régulateurs méditerranéens (MEDREG) dont les travaux se limitent pour l‟heure à la collecte d‟informations.

Dans le cadre des travaux de cette Action 8, plusieurs missions d‟identification de projets et de collecte d‟informations ont été conduites dans les trois pays bénéficiaires du Projet d‟Intégration Progressive des Marchés de l‟Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le Marché Intérieur de l‟Union Européenne (Projet IMME) avec globalement des résultats qui peuvent être caractérisés de plutôt médiocres en termes d‟accès à la documentation. Conséquemment, il a fallu resserrer la thématique sur les quelques projets pour lesquels la documentation était accessible, à savoir (i) le Programme d‟investissements du Fonds des technologies Propres, (ii) le Plan Solaire Méditerranéen et (iii) L‟actualisation de l‟étude MEDRING ; chacun de ces projets ayant potentiellement des synergies avec le thème de l‟intégration des marchés.

a) Programme d’investissements d’énergie solaire thermique à concentration dans la Région Moyen Orient et Afrique du Nord

Considérée par l‟AIE comme l‟une des technologies au cœur de la révolution technologique de demain, devant apporter la plus importante contribution à la réduction des gaz à émissions de serre (GES), la technologie thermique solaire à concentration (CSP selon le sigle anglais, « Concentrated solar power ») est caractérise aujourd‟hui par des coûts en capital et des risques élevés. Conséquemment, il est important que soient engagés des programmes de déploiement sur le marché afin que ces coûts puissent être réduits et que ce genre d‟équipement puisse être adapté au marché.

C‟est ainsi que le Fonds des technologies propres (FTP ou CTF en anglais) a conçu un programme d‟investissements pour la région MENA (selon le sigle anglais « Middle East and North Africa » ou Moyen Orient et Afrique du Nord) afin d‟accélérer l‟adoption à l‟échelle mondiale de la technologie CSP. Ce programme de changement d‟échelle de la technologie CSP devrait :

permettre à la région MENA de faire bénéficier au monde les atouts de sa géographie en termes d‟atténuation du changement climatique

Soutenir le déploiement d‟environ 1 gigawatt de capacité de production dans cinq pays de la région, à savoir l‟Algérie, l‟Égypte, le Maroc, la Jordanie et la Tunisie

Appuyer le renforcement de l‟infrastructure de transport d‟électricité autant pour l‟approvisionnement du marché domestique que pour l‟exportation dans le cadre de l‟intégration des marchés de l‟électricité


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Réaliser un effet levier pour mobiliser 3 milliards de dollars d‟investissements publics et privés dans des centrales CSP

Appuyer la région MENA à atteindre ses objectifs de développement notamment en matière de sécurité énergétique, de croissance de l‟industrie, de diversification ainsi que d‟intégration régionale.

La technologie CSP est une technologie de production d‟électricité bien connue qui présente deux principaux avantages, comparée au photovoltaïque (PV) à savoir les possibilités d‟augmentation de l‟échelle (scalability) et de stockage qui permettent de dispatcher la centrale CSP quand c‟est nécessaire. Il existe une variété de technologies CSP : les systèmes sont du type cylindro-parabolique (Parabolic trough), ou à tour (Power Tower), ou système dit Linear Fresnel Reflector et Dish Sterling.

Après une réduction drastique, dans les années 1990, des efforts de recherche sur la technologie CSP durant les décennies 70 et 80, l‟industrie des CSP connaît un renouveau grâce au soutien des gouvernements (incitations fiscales et tarifs de rachat). Ainsi, à fin 2008, la puissance installée de CSP en exploitation se montait à 482 MW dont près de 419 MW aux USA, 63 MW en Espagne et 0,36 MW en Australie. La majorité des centrales relèvent de la technologie Parabolic trough. Les projets de centrales CSP ayant fait l‟objet d‟annonce à fin 2008, devraient ajouter 6 à 7 GW de capacité, la plupart étant située aux États-Unis et en Espagne.

En termes économiques, les estimations situent le coût d‟investissement (hors coût du stockage) des centrales CSP à 4000 à 6000 dollars par kW pour un facteur de charge de 22-24 %, de sorte que le coût du kWh CSP est quatre fois plus élevé que celui d‟une centrale à cycle combiné au gaz. Cependant, le potentiel de réduction des coûts de la technologie CSP est considérable du fait, entre autres, des possibilités d‟économe d‟échelle et des avancées technologiques qui vont permettre d‟abaisser les coûts d‟exploitation et de maintenance et d‟améliorer le rendement des centrales CSP.

La Région MENA, une région pleine de promesses

La région MENA présente plusieurs facteurs favorables au déploiement de la technologie CSP, facteurs liés à la géographie et facteurs liés au marché régional de l‟énergie. En effet, la région MENA présente des conditions exceptionnelles : ensoleillement intense (irradiation directe de l‟ordre de 2200 à 2800 kWh/m2/an), faibles précipitations (20 à 40 mm de pluies par an) et vastes étendues de terres plates et inutilisées et proches des routes et des réseaux électriques de transport. La demande d‟électricité dans les pays d‟Afrique du Nord continue de croître à un rythme soutenu, de l‟ordre de 4,8 % par an entre 1990 et 2008, (de 7% à 8% au Maghreb, dans la période récente), la production étant passée de 90 TWh en 1990 à 250 TWh en 2008.

Dans ce contexte, un certain nombre de facteurs devraient jouer en faveur du développement des centrales CSP dans la région MENA :

Amélioration de la sécurité énergétique et de la sécurité économique pour les pays importateurs de pétrole et de gaz ;

Libération de ressources d‟hydrocarbures précieuses pour des utilisations plus nobles notamment dans l‟industrie et pour un placement sur des marchés plus rémunérateurs ;

Création de nouvelles opportunités économiques en termes de diversification industrielle et de génération d‟emplois ;

Opportunité d‟exportation d‟électricité verte dans les pays du bassin nord de la Méditerranée de sorte à pouvoir offrir à des prix abordables sur le marché domestique grâce à la subvention croisée permise par l‟acceptation à payer plus chère cette électricité par les consommateurs des pays de la rive nord de la Méditerranée


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Par ailleurs, les pays de la Région ont défini des politiques et stratégies ainsi que des objectifs pour un recours plus important aux énergies renouvelables. Pour se faire, les pays ont complété le dispositif législatif et réglementaire en vue d‟offrir des incitations adéquates pour impulser le développement des énergies renouvelables et ont créé ou renforcé des institutions chargées de la mise en œuvre de la politique de promotion des énergies renouvelables. C‟est ainsi qu‟en Algérie a été mise en place une nouvelle structure d‟exécution des projets d‟énergie solaire, New Energy Algeria (NEAL) alors que le Maroc a décidé la transformation en agence avec des missions étendues, du Centre national de développement des énergies renouvelables (CDER). En Tunisie, l‟Agence Nationale pour la Maîtrise de l‟Énergie a vu son rôle et ses responsabilités renforcées.

En ce qui concerne spécifiquement l‟énergie solaire, la plupart des pays ont élaboré un plan solaire, à l‟instar du Maroc et de la Tunisie, misant sur les opportunités de financement attendues du Plan solaire méditerranéen. Ils ont également pris le parti d‟être des acteurs de premier plan du renouveau de la technologie CSP à travers, d‟une part, des projets démonstratifs (25 MW à Hassi R‟mel en Algérie, 20 MW à Ain Beni Mathar au Maroc, El Kureimat en Égypte) et, d‟autre part, des programmes à moyen terme de projets de centrales CSP.

Il convient enfin de mentionner l‟adoption par l‟UE en décembre 2008, d‟ un texte législatif de portée historique qui devrait avoir un grand impact sur le développement des énergies renouvelables dans les pays membres et dans les régions voisines, notamment la disposition prévue à l‟article 9 de la Directive européenne qui permet aux États membres de comptabiliser dans la réalisation de leurs objectifs les importations d‟énergie renouvelable des autres pays de l‟UE ou de pays tiers.

Les enjeux du Programme du CTF pour la Région MENA:

Au cœur de la logique de ce programme, il ya la prise en considération d‟enjeux importants notamment le potentiel démonstratif en vue du déploiement à grande échelle de la technologie CSP, la contribution à l‟atténuation de l‟impact de l‟utilisation de l‟énergie sur le changement climatique, les bénéfices en termes de développement économique pour la région MENA. En effet, la réalisation du Programme devrait permettre des réductions d‟émission de GES de l‟ordre de 1, 7 millions de tonnes de dioxyde de carbone par an équivalant à 1 % des émissions de CO2 du secteur de l‟énergie et à 0,5 % des émissions totales de ces pays.

La réalisation de ce programme parallèlement à la mise en œuvre des projets planifiés aux États-Unis et en Europe, participe des initiatives visant la réduction des coûts et l‟apprentissage en matière organisationnelle et institutionnelle ; l‟objectif étant de faciliter et diffuser largement la technologie CSP dont le potentiel mondial est estimé entre 20 à 42 GW à l‟horizon 2025 Ainsi, sur la base de l‟expérience californienne le taux de réduction des coûts a été estimé à 12 % pour chaque doublement de la capacité. Une enquête auprès de l‟industrie révèle un taux de 2-3 % par an de diminution des coûts, dans le futur.

Il convient de souligner que le potentiel de reproduction du Programme CSP pour la région MENA est renforcé par le fait que la région et au cœur de deux initiatives majeures, à savoir le Plan Solaire Méditerranéen et DESERTEC.


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Contribution au développement économique :

Le changement d‟échelle dans le domaine de l‟énergie solaire devrait avoir des effets bénéfiques importants sur le développement économique des pays de la région MENA notamment en matière d‟économie de combustibles, de sécurité énergétique, de diversification industrielle, d‟augmentation des recettes d‟exportation et en matière d‟intégration économique régionale

Selon les estimations d‟ESTELA (European Solar Thermal Electricity Association), un programme de 20 GW Solaire thermique dans les pays du Sud de la Méditerranée générerait 235 280 emplois dont 80 000 dans l‟industrie (50 % en Europe et 50 % dans les pays du Sud), 120 000 dans la construction des centrales et 35 280 dans l‟exploitation et la maintenance.

Contraintes, impacts et risques à gérer :

En dépit des efforts des États d‟améliorer le cadre légal et réglementaire pour la promotion des énergies renouvelables, d‟autres barrières systémiques incluant le niveau élevé des subventions au secteur de l‟énergie et la faiblesse des prix de l‟électricité pourraient contrarier la consommation domestique de l‟électricité d‟origine renouvelable.

La disponibilité en eau peut être une contrainte sérieuse au développement des centrales CSP même si le dessalement de l‟eau en utilisant l‟énergie produite par la centrale CSP peut être une option pour satisfaire les besoins en eau moyennant un surdimensionnement de la centrale.

Si les réseaux intérieurs des États semblent adaptés pour assurer les transits liés à la demande nationale, en revanche, l‟échange d‟énergie électrique entre les pays de la région MENA et l‟Europe reste un sérieux défi dans la mesure où à l‟ouest, la seule liaison existante entre les deux régions relie le Maroc et l‟Espagne (2x700MW sur 40 km) alors qu‟à l‟est, le transit par la Turquie requiert l‟opérationnalité de l‟interconnexion de ce pays avec l‟Europe et le renforcement du réseau intérieur du Mashreq.

Globalement, le niveau de risque du Programme régional CSP est considéré comme globalement significatif, les risques potentiels majeurs tenant entre autres à un faible intérêt du secteur privé du au ralentissement économique mondial, aux lenteurs dans les changements de politique de prix de l‟électricité et de l‟énergie et aux difficultés d‟accès au marché en raison de coûts de production élevés, d‟incertitude réglementaire et d‟une faible capacité de transport.

Aspects économiques :

Il ressort des évaluations économiques que la technologie CSP n‟est pas compétitive en comparaison d‟autres modes de production d‟électricité largement utilisés dans la région MENA. Ainsi, le coût du kWh CSP serait sous certaines hypothèses, près de deux fois et demie plus élevé que celui d‟une centrale à cycle combiné au gaz.

Le programme proposé pour la Région MENA

Le programme proposé pour la Région MENA présenté au tableau ci-dessous comporte deux catégories d‟investissements, à savoir des centrales pour une capacité installée cumulée de 900 MW et des lignes de transport pour un coût total de 5,6 milliards de dollars US :


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Pays Nombre de

projets Localisation

Capacité (MW)

Coût (M US$)

Contribution CTF (M US$)

Algérie 3

M‟Ghaier

Naama

Hassi R‟mel II

80

70

70

322

285

285

58

51

51

Égypte 2 Kom Ombo

Marsa Alam

70

30

370

270

51

44

Jordanie 2 Province de Maan

Ligne Aqaba-Qatrán

100

418

410

72

40

Maroc 3 Tan-Tan

Ain Beni Mathar

Ouarzazate

50

125

100

240

525

440

35

90

72

Tunisie 3 Projet IPP-CSP

Elmed-CSP

Ligne Tunisie-Italie

100

100+

450

450

1140

73

73

40

Total 13 900 MW 5604 750

Liste des projets dans le pipeline (source : Rapport IGF – France)

Le plan de financement proposé fait intervenir plusieurs bailleurs de fonds à côté du CTF, notamment la Banque mondiale, la BAD, la Banque islamique, l‟AFD, la KFW, la BEI, etc.

CTF Fonds propres/gouvernement

Dettes commerciales

Financement officiel

BIRD BAD Total

Production 670 540 640 1238 537 429 4054

Transport 80 200 650 70 400 150 1550

750 740 1290 1308 937 579 5604

Plan de financement (millions US$) (source : Rapport IGF – France)

Intérêt du Programme du CTF pour la Région MENA :

A côté des méga projets et programmes dans le domaine des énergies renouvelables, objet, ici et là, de grandes annonces, le Programme du CTF a l‟avantage d‟être assez pragmatique, d‟avoir des objectifs clairs et bien circonscrits, à savoir contribuer au déploiement de la technologie CSP avec en vue, entre autres, la réduction des coûts et l‟apprentissage en matière organisationnelle et institutionnelle. Ces objectifs sont de la plus haute importance puisqu‟il est évident qu‟un développement massif des énergies renouvelables notamment à travers la technologie CSP est tributaire de l‟acceptation du secteur privé de jouer un rôle de premier plan notamment en matière de financement des investissements lourds des centrales de production et des lignes de transport pour l‟évacuation de l‟électricité des sites de production qui peuvent être très éloignés des centres de consommation. Or l‟engagement du secteur privé suppose la rentabilité des projets ou la mise en place de mécanismes incitatifs qui assurent un retour intéressant sur les capitaux privés investis. D‟où l‟intérêt de toutes initiatives ayant pour finalité la dissémination de la


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technologie et la promotion de la coopération en vue la réduction des coûts et de la rentabilisation des opérations recourant à la technologie CSP.

A cet égard, l‟exportation vers les pays d‟Europe représente un enjeu important pour le déploiement à grande échelle de la technologie CSP en Afrique du Nord

b) Le Plan Solaire Méditerranéen

Problématique du Plan Solaire Méditerranéen :

Le Plan Solaire Méditerranéen (PSM) fait partie des initiatives phares de l‟Union pour la Méditerranée (UPM), lancée le 13 juillet 2008 par le sommet de Paris. Les objectifs du PSM visent la construction d‟ici 2020 de 20 GW de capacités additionnelles d‟électricité bas carbone notamment solaire au Sud et à l‟Est de la Méditerranée et le développement de lignes d‟interconnexion permettant l‟exportation d‟une partie de cette électricité vers l‟Union Européenne.

Le PSM intervient dans un contexte marqué opportunément par, d‟une part, une forte croissance de la demande d‟énergie électrique au Sud et à l‟Est de la Méditerranée et, d‟autre part, par la volonté des pays de l‟UE de sécuriser leur approvisionnement énergétique et de promouvoir les énergies à bas niveau de carbone

Les axes prioritaires d‟action concernent :

la promotion de la convergence des politiques énergétiques nationales notamment en matière d‟énergies renouvelables, avec comme objectif la création d‟un cadre réglementaire et institutionnel favorable au déploiement de ces énergies ;

l‟amélioration de l‟efficacité énergétique en visant un objectif de 20 % d‟économie d‟énergie à l‟horizon 2020 dans l‟ensemble des pays du bassin méditerranéen ;

la promotion du développement de lignes d‟interconnexion électrique et

la facilitation de la coopération en matière technologique.

Phasage :

Trois phases ont été définies pour la mise en œuvre du PSM :

Une phase de préparation : définition des grands axes stratégiques du plan, identification et préparation de 140 projets de production et de quinze projets d‟efficacité énergétique ;

Une phase pilote (2009-2010) : lancement des premiers projets ;

Une phase de déploiement (2010-2020) s‟appuyant sur un master plan.

Le défi de la rentabilité des projets du PSM :

Outre les problèmes liés à l‟appropriation de l‟initiative par les pays du Sud et de l‟Est du bassin méditerranéen, à la définition de la gouvernance à mettre en place, au mode de sélection des projets notamment la critériologie à appliquer et à l‟incidence des difficultés au plan diplomatique que vit l‟UPM, le PSM est confronté au défi de la rentabilité des projets.

Partant de l‟objectif cible de 20 GW à l‟horizon 2020, l‟IGF (Inspection Générale des Finances (IGF), France) a défini plusieurs scénarios basés sur des mix énergétiques différents avec des parts plus ou moins prépondérantes du solaire (PV et CSP) et de l‟énergie éolienne. Pour chaque scénario, les coûts d‟investissements ont pu être estimés et les prix de l‟électricité calculés grâce à une modélisation des centrales. Il apparaît ainsi que


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si l‟on tient compte des coûts de raccordement au réseau des centrales (de l‟ordre de 2 milliards d‟euros), du coût des interconnexions vers l‟Europe et du renforcement des lignes existantes (4 milliards d‟euros) pour permettre l‟exportation d‟électricité verte, le coût d‟investissement total du PSM serait compris entre 38 et 46 milliards d‟euros (selon les scénarios intermédiaires « Éolien + » et « Solaire + » étudiés par l‟Inspection Générale des Finances (IGF) de France).

En prenant comme référentiel les équipements de production concurrents envisageables dans la région (cycle combiné au gaz pour l‟essentiel), le surcoût global de production du PSM calculé sur une vingtaine d‟années se situe entre 14 et 32 milliards d‟euros (pour les scénarios intermédiaires sans prise en compte des externalités carbone). Ce surcoût important en valeur absolue ne représenterait, cependant, annuellement, que 0,5 % à 1,3 % de la valeur du marché régional à l‟horizon 2020.

Problématique du financement

La cherté de l‟électricité d‟origine renouvelable dans le contexte du secteur électrique régional caractérisé par des subventions substantielles sur les produits pétroliers et le gaz naturel destinés à la production d‟électricité, rend problématique le financement des projets du PSM d‟autant que le secteur privé est considéré comme un des principaux investisseurs potentiels du PSM, l‟apport des fonds commerciaux étant compris entre 15 et 21 milliards d‟euros sur un financement global de 38 à 46 milliards d‟euros.

Ces nivaux élevés de contribution au financement du PSM attendus du secteur privé posent des problèmes très difficiles relatifs à :

L‟existence d‟un cadre institutionnel et régulatoire propice pour la participation du secteur privé au développement de l‟électricité d‟origine renouvelable, notamment l‟institution de tarifs de rachat suffisamment rémunérateurs

Le maintien de lourdes subvention sur les énergies fossiles et sur l‟électricité d‟origine fossile ne peut que retarder l‟horizon de rentabilité de l‟électricité verte notamment d‟origine solaire et faire obstacle à l‟entrée de privés dans le secteur notamment les IPP

La possibilité d‟exportation à des prix attractifs qui permettent de concéder des prix abordables sur le marché domestique reste marquée par beaucoup d‟incertitude

Les questions sur les conditions d‟accès aux réseaux d‟interconnexion notamment entre le Nord et le Sud et sur le financement de ces ouvrages

L‟allocation des risques et les moyens de couverture de ces risques pour rassurer les investisseurs

L‟intégration des marchés aussi bien au niveau des pays du Sud qu‟au niveau des blocs de pays du pourtour méditerranéen

Positionnement des pays maghrébins dans le cadre du PSM :

Pour des raisons liées à leurs faibles dotations en ressources énergétiques et conséquemment au besoin d‟assurer la sécurité énergétique et la diversification des approvisionnements, le Maroc et la Tunisie en particulier misent sur le développement des énergies renouvelables et ont conçu des plans solaires visant à concrétiser leurs ambitions dans ce domaine. Ainsi, le Maroc a défini un projet phare de 2000 MW d‟un coût estimé à quelque 9 milliards de dollars dont l‟annonce a été faite par Sa Majesté le Roi du Maroc lui-même en présence de la Secrétaire d‟État Américaine, signal très fort de l‟engagement des États-Unis dans la mise en œuvre de la stratégie solaire marocaine.


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La Tunisie, quant à elle a élaboré un plan solaire constitué d‟une quarantaine de projets dans des domaines très divers incluant le chauffage thermique solaire, la production d‟électricité selon les technologies PV et CSP, l‟éolien, la maîtrise de l‟énergie, etc. D‟un coût de 2000 millions d‟euros, le Plan solaire Tunisien prévoit une forte implication du secteur privé pour sa réalisation, celui-ci étant désigné promoteur de 29 projets là où le secteur public est en charge de 5 projets. En outre, les fonds privés devraient contribuer à hauteur de près de 70 % au financement du plan tunisien (1390 millions d‟euros).

Outre le recours au secteur privé, une autre constante de ces stratégies est le pari de l‟exportation d‟une partie de la production d‟électricité verte vers l‟Europe. Il apparaît ainsi que le PSM devrait pouvoir jouer un rôle critique comme cadre de facilitation de la mise en œuvre des stratégies nationales en matière d‟énergies renouvelables des pays du Sud, qu‟il s‟agisse de financement ou d‟accès au marché de l‟électricité de l‟Union Européenne, sans oublier une contrainte sérieuse à lever, liée à l‟infrastructure de transport.

Face aux retards enregistrés par le PSM conséquence en partie des difficultés au plan diplomatique qui entravent la marche de l‟Union pour la Méditerranée (l‟UPM) et aux délais nécessairement longs d‟une intégration des marchés de l‟électricité des pays maghrébins au marché de l‟Union Européenne, une initiative forte et collective des premiers en direction de la seconde entité semble d‟une urgente nécessité afin de s‟accorder sur une période et les modalités d‟une transition vers cette unification des marchés de l‟électricité dans ces deux ensembles, particulièrement durant cette période où les pays de l‟UE devraient fixer au niveau national, les modalités d‟application de l‟article 9 de la Directive européenne sur les énergies renouvelables. Un cadre juridique réglementant cette transition négociée entre l‟Union Européenne et visant à créer les conditions pour surmonter les obstacles éventuels au financement privé, à l‟accès aux marchés d‟exportation et les contraintes imposées par le réseau de transport, entre autres, serait un instrument critique pour la réalisation des plans solaires des pays maghrébins.

c) Actualisation de l’étude MEDRING

La problématique de l‟actualisation de l‟étude MEDRING procède du constat dressé dans la Deuxième Revue de la Stratégie Énergétique de l‟UE portant sur le fait que « la boucle énergétique méditerranéenne a maintenant besoin d‟être achevée de manière à relier l‟Europe et le Sud méditerranéen à travers des interconnexions électriques et gazières. En particulier la boucle est essentielle pour le développement du vaste potentiel éolien et solaire de la région ».

Objectif général de l’étude :

Ainsi, l‟actualisation de MEDRING vise à prendre en considération :

les nouveaux développements en matière de politique énergétique de l‟UE notamment le paquet 20-20-2020 (les pays membres doivent à l‟horizon 2020, présenter une part de 20 % d‟énergies renouvelables dans la consommation finale d‟énergie et améliorer de 20 % leur ratio d‟efficacité énergétique), les objectifs du Plan Solaire Méditerranéen ainsi que les bénéfices additionnels liés à la réduction des GES et au commerce d‟électricité verte ;

l‟option de la technologie à courant continu comme une variante notamment pour des liaisons haute tension nord-sud à courant continu ;

la création d‟un marché de l‟énergie euro-méditerranéen ainsi que les options d‟échange d‟énergie sous l‟empire de l‟article 9 de la Directive sur les sources d‟énergie renouvelables.


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Objectifs spécifiques :

De manière plus spécifique, l‟étude devra, entre autres, vérifier :

si une condition nécessaire pour éviter un développement trop lent de l‟énergie solaire n‟est pas l‟exploitation des opportunités d‟exportation vers le Nord ;

si la boucle est l‟infrastructure la plus indiquée pour le transit d‟importantes quantités d‟électricité solaire, qui rendrait facultative la création de corridors dédiés et

si l‟option d‟un développement substantiel d‟électricité d‟origine renouvelable sur une longue période est possible autrement qu‟à la condition que les consommateurs acceptent de subventionner les surcoûts liés aux ER et que des débouchés à l‟exportation soient offerts aux pays du Sud.

Principales conclusions de l’étude :

Des travaux menés dans le cadre de cette étude d‟actualisation, il ressort clairement que :

Si une solution en courant alternatif qui ferme la boucle peut permettre des échanges d‟énergie électrique et accroître la sécurité d‟approvisionnement de la région, en revanche une telle solution pourrait retarder la réalisation d‟une vision à long terme d‟exportation à grande échelle d‟électricité du Sud vers le Nord

La fermeture de la boucle en mode alternatif pourrait, en outre, s‟avérer d‟une extrême complexité, exigeant des plans de défense sophistiqués, sans accroître significativement les capacités additionnelles de transit qui, au mieux, atteindraient 400 MW à 400/500 kV

La synchronisation ne règlera pas nécessairement les problèmes de stabilité dynamique dans le fonctionnement de la boucle de sorte qu‟il apparaît indiqué d‟évaluer la fermeture complète de la boucle après avoir procédé à l‟insertion d‟équipements haute tension à courant continu à des endroits précis correspondant à des frontières entre les blocs de pays du pourtour méditerranéen

La contribution de l‟énergie éolienne et solaire à la production publique d‟électricité est actuellement comprise entre 0 % et 1 % dans les pays alors même que les ambitions et les plans annoncés ne sont pas toujours reflétés dans les documents officiels des compagnies d‟électricité

Aucun développement significatif (30 %) de l‟énergie solaire n‟est possible sans exportation. A cet égard, les pays de l‟UE devraient ouvrir leur marché de l‟électricité aux importations à partir du Sud au prix des tarifs de rachat (réduits éventuellement) même si cela doit se traduire par une augmentation du prix moyen européen

Dans ce cadre, des liaisons haute tension à courant continu semblent être l‟option la plus rapide et la plus réaliste pour favoriser les exportations du Sud au Nord

La boucle toujours une priorité pour les pays du Maghreb ?

Le rôle de la boucle méditerranéenne tel qu‟il ressort des conclusions de la nouvelle étude apparaît limité tant les transits permis par celle-ci restent faibles comparés aux nouveaux enjeux, sans mentionner que la stabilité de la ligne n‟est pas assurée même si sont insérés des équipements en courant continu à des endroits précis de la boucle.

Ainsi, dans la perspective d‟exportations massives d‟énergie électrique notamment d‟origine solaire, des liaisons directes à courant continu seront nécessaires. Mais ce type d‟infrastructure ne serait envisageable que pour des puissances de plus d‟un gigawatt et la rentabilisation de tels investissements, imposera, tout au moins dans un premier temps, de l‟électricité produite par des centrales thermiques à combustibles fossiles en plus de


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l‟électricité verte qui, jusque-là, n‟a pas donné lieu à des projets de grandes capacités dans les pays du Sud et de l‟Est de la Méditerranée.

De plus, l‟étude montre les difficultés de développement de l‟électricité d‟origine solaire dans un contexte de tarifs d‟électricité trop bas comme c‟est le cas dans nombre de pays du bassin Sud de la Méditerranée. A cet égard, le Maroc et la Tunisie apparaissent comme des pays où le solaire pourrait atteindre, à un horizon pas très éloigné, la parité avec le réseau et sont en position de réaliser d‟importants gains sur le long terme, en développant leur industrie solaire. Par ailleurs, en ce qui concerne l‟exportation, les facteurs géographiques de ces pays comparativement plus favorables que ceux des pays européens induisent des rendements par kW installé en CSP et PV beaucoup plus intéressants qui compensent largement les coûts de transport de l‟électricité du Sud au Nord de la Méditerranée.

Ainsi, même s‟il ressort des résultats de la nouvelle étude MEDRING que la plupart des pays de l‟UE pourraient arriver à une grande part d‟électricité verte sans recourir aux importations des pays partenaires du Sud et de l‟Est de la Méditerranée, des pays comme le Maroc et la Tunisie devraient pouvoir envisager l‟exportation d‟électricité à base d‟énergies renouvelables.

Au vu des limites et des incertitudes sur le fonctionnement de la boucle méditerranéenne, la priorité pour les pays du Maghreb, Algérie, Maroc et Tunisie, devrait plutôt porter sur l‟ouverture de corridors haute tension à courant continu pour l‟exportation. C‟est là où l‟effort de dialogue entre ces trois pays et l‟UE devrait être orienté. Très clairement, l‟unification des marchés de l‟électricité des trois pays avec celui de l‟UE, ne semble pas devoir se réaliser dans des délais rapprochés, de sorte que si de part et d‟autre existe la volonté de promouvoir la coopération entre les deux groupes de pays en ayant en vue le développement du potentiel éolien et solaire des pays maghrébins et l‟exportation d‟une partie de l‟électricité, un cadre juridique devrait être inventé et mis en place à cet effet avec en vue la transition vers l‟intégration des marchés.


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1 INTRODUCTION

Le présent rapport est relatif à l‟action 8 qui vient en complément de l‟action 13 et comme cette dernière, vise à procéder à l‟inventaire de projets autres que les projets d‟infrastructure proprement dite et à analyser leur impact sur le projet d‟intégration progressive des marchés de l‟électricité. D‟après la fiche de l‟Action, l‟enquête à mener auprès des acteurs locaux et des bailleurs de fonds devra concerner les projets récemment finalisés, ceux en cours et les projets prévus. Entre autres projets, les termes de référence mentionnent ceux qui suivent :

SYSTMED

SYSTINT

USTDA

MEDRING

Projets de MEDA touchant à l‟électricité

Travaux du MEDREG

Actions de la Banque Mondiale et des autres bailleurs de fonds.

Il convient de noter que les sigles ci-avant ne correspondent pas à des études ou des projets en tant que tels mais à des éléments de natures très diverses allant de groupes de travail comme SYSTMED et SYSTINT (au sein d‟EURELECTRIC), à l‟agence américaine pour le commerce et le développement (USTDA), en passant par le programme de partenariat financier de l‟Union Européenne (MEDA) et l‟Association de régulateurs méditerranéens (MEDREG) dont les travaux se limitent pour l‟heure à la collecte d‟informations.

Dans le cadre des travaux de cette Action 8, plusieurs missions d‟identification de projets et de collecte d‟informations ont été conduites dans les trois pays bénéficiaires du Projet d‟Intégration Progressive des Marchés de l‟Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le Marché Intérieur de l‟Union Européenne (Projet IMME) :

du 19 au 29 juillet 2009 : Algérie – Tunisie

du 06 au 19 septembre 2009 : Algérie – Maroc

du 15 au 25 novembre : Algérie

du 10 au 17 janvier 2010 : Algérie

Globalement, les résultats de ces missions peuvent être caractérisés de plutôt médiocres en termes d‟accès à la documentation, en dépit des efforts de l‟Équipe d‟Assistance Technique notamment, pour aider à l‟obtention des informations. C‟est ainsi que les inputs qu‟on était en droit d‟attendre de la part des interlocuteurs dans les pays bénéficiaires sur des thèmes d‟études qui paraissaient pertinents du point de vue de la problématique de l‟intégration comme les études McKinsey sur la réorganisation du secteur électrique marocain, sur les études d‟actualisation de MEDRING ou les études de plans directeurs au niveau de COMELEC ou des pays Arabes n‟étaient pas au rendez-vous. Il convient, cependant de noter qu‟en ce qui concerne les travaux du Cabinet McKinsey, la partie concernant la réorganisation du secteur électrique marocain est toujours en cours comme d‟ailleurs indiqué dans le rapport de mission au Maroc (cf. annexe).

Il a fallu dans ces conditions, resserrer la thématique, comme cela avait d‟ailleurs été suggéré lors de la mission au Maroc, sur les quelques projets pour lesquels la documentation était accessible, à savoir (i) le Programme d‟investissements du Fonds des technologies Propres, (ii) le Plan Solaire Méditerranéen et (iii) L‟actualisation de l‟étude


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MEDRING ; chacun de ces projets ayant potentiellement des synergies avec le thème de l‟intégration des marchés.

Le rapport est structuré autour de l‟analyse approfondie de chacun des trois projets, suivie de conclusions relativement à l‟impact sur le Projet d‟intégration.


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2 PROGRAMME D’INVESTISSEMENTS D’ENERGIE SOLAIRE THERMIQUE A CONCENTRATION DANS LA REGION MOYEN ORIENT ET AFRIQUE DU NORD

2.1 CONSIDERATIONS GENERALES

Selon l‟AIE, la technologie thermique solaire à concentration (CSP selon le sigle anglais, « Concentrated solar power ») est l‟une des technologies au cœur de la révolution technologique de demain, devant apporter la plus importante contribution à la réduction des gaz à émissions de serre (GES).

La technologie CSP est cependant caractérisée par des coûts et des risques élevés comme toute nouvelle technologie. Du point de vue de l‟AIE, ce n‟est qu‟à travers un apprentissage technologique procédant d‟un déploiement sur le marché que ces coûts pourront être réduits et que ce genre d‟équipement puisse être adapté au marché.

Le Fonds des technologies propres (FTP ou CTF en anglais) a conçu un programme d‟investissements pour la région MENA (selon le sigle anglais « Middle East and North Africa » ou Moyen Orient et Afrique du Nord) afin d‟accélérer l‟adoption à l‟échelle mondiale de la technologie CSP. La région MENA reçoit en effet, la plus intense radiation solaire au monde, connaît l‟un des taux de croissance les plus élevés de la consommation d‟électricité tout en bénéficiant d‟un accès potentiel à un marché de premier plan pour l‟électricité d‟origine solaire, à savoir le marché de l‟Union Européenne (UE). Cependant, la valorisation de cet énorme potentiel de la région comporte des risques élevés que le Programme d‟investissements proposé par le CTF devrait contribuer à atténuer.

Ce programme de changement d‟échelle de la technologie CSP devrait :

permettre à la région MENA de faire bénéficier au monde les atouts de sa géographie en termes d‟atténuation du changement climatique

Soutenir le déploiement d‟environ 1 gigawatt de capacité de production dans cinq pays de la région, à savoir l‟Algérie, l‟Égypte, le Maroc, la Jordanie et la Tunisie

Appuyer le renforcement de l‟infrastructure de transport d‟électricité autant pour l‟approvisionnement du marché domestique que pour l‟exportation dans le cadre de l‟intégration des marchés de l‟électricité

Réaliser un effet levier pour mobiliser 3 milliards de dollars d‟investissements publics et privés dans des centrales CSP

Appuyer la région MENA à atteindre ses objectifs de développement notamment en matière de sécurité énergétique, de croissance de l‟industrie, de diversification ainsi que d‟intégration régionale.

2.2 CONTEXTE INTERNATIONAL ET REGIONAL

Au moins trois facteurs peuvent être mis en avant pour justifier un programme d‟investissements en CSP :

la technologie CSP est une technologie qui convient aux sociétés d‟électricité intéressée par des formes de production centralisée et dispatchable. En outre, c‟est une


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technologie relativement simple avec peu de matériaux très coûteux et de composants frappés de restrictions liées à des droits de propriété intellectuelle ;

les caractéristiques physiques de la région MENA sont particulièrement prometteuses pour le changement d‟échelle de la technologie CSP : ensoleillement abondant, faibles précipitations pluviométriques, des grandes superficies de terres plates inutilisées et proches tout à la fois des voies de communication et des réseaux de transport d‟électricité. Cependant, dépendant de la localisation et de la puissance des centrales projetées, les réseaux de transport à l‟intérieur des États pourraient constituer un goulot d‟étranglement pour le transit des puissances et la question du financement du renforcement et du développement du réseau d‟évacuation de la production reste un défi crucial à relever. C‟est là où un partenariat entre les pays hôtes, les pays importateurs et les investisseurs publics et privés est à définir avec l‟appui notamment des institutions financières internationales.

les dynamiques du marché de l‟électricité de la région sont susceptibles de créer un environnement propice au changement d‟échelle dans les investissements en CSP : (i) croissance de la demande d‟électricité, (ii) politique de promotion des énergies renouvelables, ER, pour des raisons de diversification du bouquet énergétique en s‟affranchissant de la tyrannie des hydrocarbures et d‟amélioration de la sécurité énergétique, (iii) développement et diversification industriels à travers les opportunités offertes de fabrication locale d‟équipements CSP et le positionnement de la région comme « premier entrant » (« first mover ») dans cette industrie naissante, (iv) opportunités d‟exporter de l‟électricité verte en Europe. Au vu des investissements lourds de production notamment avec les technologies à base d‟énergie renouvelables et de transport, l‟accès au marché à des prix rémunérateurs sont des conditions critiques de la décision de réaliser ou de surseoir à ce genre de projet. Des contrats d‟achat d‟énergie à long terme pourraient ici être une formule intéressante particulièrement durant la phase de maturation des technologies, ce avant qu‟elles deviennent compétitives par rapport aux centrales à base d‟énergies fossiles

La mise en œuvre du Programme proposé permettra un doublement de la capacité installée mondiale en exploitant la meilleure ressource solaire au monde. Le déploiement d‟un gigawatt de capacité de CSP dans la région, sur une période de 3 à 5 ans, à travers la mise en place d‟une dizaine de centrales dans les cinq pays, représentera 15 % des capacités additionnelles planifiées au niveau mondial. Ceci devrait permettre de :

Créer une masse critique d‟investissements nécessaires pour attirer l‟intérêt du secteur privé ;

Exploiter les économies d‟échelle pour réduire les coûts ;

Capitaliser sur les enseignements en matière organisationnelle ;

Gérer les risques techniques et politiques ;

Placer les pays bénéficiaires sur une trajectoire de développement massif de capacités CSP, pouvant stimuler la reproduction dans les autres régions du monde de l‟expérience de la région.

2.2.1 Vue d’ensemble de la technologie CSP

C‟est une technologie bien connue de production d‟électricité utilisant le rayonnement solaire que des miroirs concentrent pour chauffer un fluide caloporteur qui sert à produire de la vapeur haute pression laquelle va entraîner une turbine classique.


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La technologie CSP présente deux principaux avantages, comparée au photovoltaïque (PV) à savoir les possibilités d‟augmentation de l‟échelle (scalability) et de stockage qui permettent de dispatcher la centrale CSP quand c‟est nécessaire.

Il existe une variété de technologies CSP : les systèmes sont du type cylindro-parabolique (Parabolic trough), ou à tour (Power Tower), ou système dit Linear Fresnel Reflector et Dish Sterling. Ci-dessous une illustration (cf. ESTELA EI‟s proposal for MSP) de ces différents systèmes.

Le système Parabolic trough est assez mature et peut-être développé pour des capacités de plus de 100 MW alors que les technologies Power Tower et Linear Fresnel Reflector ont fait l‟objet de démonstration à des échelles inférieures et pourraient être réalisées à des puissances allant jusqu‟à 50 MW. La technologie Dish Sterling présente un meilleur rendement mais n‟a fait l‟objet de démonstration qu‟à de faibles capacités de l‟ordre de quelques kilowatts

(cf. CTF Investment Plan for CSP in the MENA region)


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Après une réduction drastique, dans les années 1990, des efforts de recherche sur la technologie CSP durant les décennies 70 et 80, l‟industrie des CSP connaît un renouveau grâce au soutien des gouvernements (incitations fiscales et tarifs de rachat).

Le tableau ci-dessous montre qu‟à fin 2008, la puissance installée de CSP en exploitation se montait à 482 MW dont près de 419 MW aux USA, 63 MW en Espagne et 0,36 MW en Australie. La majorité des centrales relèvent de la technologie Parabolic trough.


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Centrales CSP en exploitation à fin 2008

Les projets de centrales CSP ayant fait l‟objet d‟annonce à fin 2008, devraient ajouter 6 à 7 GW de capacité, la plupart étant située aux États-Unis et en Espagne.

En comparaison des autres technologies d‟énergies renouvelables, la part des investissements en CSP demeure très faible ne représentant que 2,5 milliards de dollars (contre 100 milliards pour le photovoltaïque et 200 milliards pour l‟énergie éolienne).

Le coût du capital constitue une barrière de taille pour l‟expansion de la technologie CSP. Ainsi, l‟investissement représente près de 87 % du coût de l‟électricité produite par une centrale CSP, l‟exploitation et la maintenance les 13 % restants.

Aujourd‟hui, les estimations situent le coût d‟investissement (hors coût du stockage) des centrales CSP à 4000 à 6000 dollars par kW pour un facteur de charge de 22-24 %, de sorte que le coût du kWh CSP est quatre fois plus élevé que celui d‟une centrale à cycle combiné au gaz.

Cependant, le potentiel de réduction des coûts de la technologie CSP est considérable du fait, entre autres :

des possibilités d‟économe d‟échelle : de 4934 $/kW le coût d‟une centrale de 100 MW CSP en 2007, celui-ci pourrait descendre à 3157 $/kW pour une centrale de 200 MW en 2015 ;

des avancées technologiques qui vont permettre d‟abaisser les coûts d‟exploitation et de maintenance et d‟améliorer le rendement des centrales CSP.

Le programme d‟un gigawatt proposé par le CTF vise, par la dimension du programme, l‟augmentation de la taille des unités et l‟impulsion de la recherche/développement, à contribuer à la réduction du coût de la technologie CSP. En outre, le déploiement de 10 à 12 centrales CSP dans plusieurs pays de la région MENA serait un signal très fort au marché et particulièrement à l‟industrie, pour engager l‟expansion des chaînes de fabrication. Il convient de noter que le risque d‟une nouvelle dépendance vis-à- vis des détenteurs de la technologie CSP est bien réel. Cependant ce problème n‟est pas spécifique à la technologie solaire mais concerne aussi les autres centrales conventionnelles, à énergies fossiles en particulier. La nouvelle vision ( traduite dans les initiatives PSM, DESERTEC, SCENARIO


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100 % électricité d‟origine renouvelable), offre aux pays du Sud l‟occasion de définir une politique, si possible collective, dans le cadre d‟un dialogue notamment entre l‟Union et les organisations politiques au Sud pour inclure cette question du transfert de technologie et plus généralement du partage des bénéfices en termes de développement économique et social notamment en matière de création d‟emplois, d‟un déploiement massif de la technologie CSP. Mais, le préalable est l‟existence d‟une volonté politique réelle de coopérer, de s‟intégrer, d‟abord entre pays du Sud, ce qui est loin d‟être acquis aujourd‟hui.

2.2.2 Facteurs favorables au déploiement de la technologie CSP dans la région MENA

La région MENA présente plusieurs facteurs favorables au déploiement de la technologie CSP, facteurs liés à la géographie et facteurs liés au marché régional de l‟énergie.

2.2.2.1 Facteurs liés à la géographie

Comme le montre la figure ci-dessous de nombreuses parties arides et semi-arides du monde ont des caractéristiques physiques favorables au déploiement des centrales CSP. Parmi celles-ci, la région MENA présente des conditions exceptionnelles : ensoleillement intense (irradiation directe de l‟ordre de 2200 à 2800 kWh/m2/an), faibles précipitations (20 à 40 mm de pluies par an) et vastes étendues de terres plates et inutilisées et proches des routes et des réseaux électriques de transport.

Ces facteurs physiques correspondent à un potentiel considérable en comparaison de la demande d‟électricité de la région comme de la demande mondiale. Ainsi, rien que l‟utilisation de 2 % de la superficie du Sahara pourrait permettre de satisfaire les besoins de la planète (0,4 % pour ceux de l‟UE).

Pour une radiation moyenne de 2500 kWh/m2/an, une superficie de 110 000 km2 suffirait pour assurer une production de 20 GW.


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2.2.2.2 Facteurs liés à la situation du marché régional de l’énergie

Une croissance soutenue de la demande d’énergie de la région :

La région est caractérisée par une forte croissance de la consommation d‟énergie (partiellement liée à une forte intensité énergétique) et une prédominance des énergies fossiles dans le bilan énergétique de ces pays qui, pour certains comme l‟Algérie et l‟Égypte sont relativement bien dotés en pétrole et gaz alors que des pays comme le Maroc et la Tunisie, la Jordanie présentent un niveau de dépendance élevé pour leur approvisionnement en énergie.

La demande d‟électricité dans les pays d‟Afrique du Nord continue de croître à un rythme soutenu nonobstant les taux d‟accès relativement élevés atteints par ces pays : de l‟ordre de 4,8 % par an entre 1990 et 2008, (de 7% à 8% au Maghreb, dans la période récente), la production étant passée de 90 TWh en 1990 à 250 TWh en 2008. Cette tendance haussière devrait se maintenir dans le futur.

2.2.2.3 D’autres facteurs favorables :

Dans ce contexte, un certain nombre de facteurs devraient jouer en faveur du développement des centrales CSP dans la région MENA :

Amélioration de la sécurité énergétique et de la sécurité économique pour les pays importateurs de pétrole et de gaz ;

Libération de ressources d‟hydrocarbures précieuses pour des utilisations plus nobles notamment dans l‟industrie et pour un placement sur des marchés plus rémunérateurs ;

Création de nouvelles opportunités économiques en termes de diversification industrielle et de génération d‟emplois (En Égypte, le projet pilote d‟El-Kureimat en cours de réalisation présente un taux de fabrication locale de 50 % des composants de l‟équipement) ;

Opportunité d‟exportation d‟électricité verte dans les pays du bassin nord de la Méditerranée de sorte à pouvoir offrir à des prix abordables sur le marché domestique grâce à la subvention croisée permise par l‟acceptation à payer plus chère cette électricité par les consommateurs des pays de la rive nord de la Méditerranée. Le Programme du CTF, les initiatives PSM, DESERTEC ainsi que l‟approche de l‟UE en matière d‟importation d‟électricité verte devraient avoir pour résultat de permettre un déploiement conséquent des technologies de production d‟électricité à base d‟énergies renouvelables, de contribuer ce faisant, à la baisse des coûts et à l‟amélioration de la compétitivité de ces options de telle sorte que le secteur privé puisse prendre le relais des financements des organismes institutionnels. L‟accès au marché pourrait passer par des conventions d‟achat à long terme mais d‟autres formules impliquant des promoteurs privés du Nord s‟installant dans les pays du Sud faisant leur affaire du placement de la production sur le marché européen (comme dans le projet ELMED) devraient pouvoir être envisagées, ce qui serait d‟ailleurs notablement facilité le jour où l‟intégration des marchés de l‟électricité des pays concernés dans le marché de l‟UE sera réalisée.

Ce dernier point revêt une grande importance pour le déploiement rapide des centrales CSP dans la région mais pose en même temps le problème du cadre réglementaire des échanges, (régulation par les contrats tout au moins dans un premier temps ?), ainsi que de l‟infrastructure adéquate de transport qui permette les transits d‟énergie autour du bassin méditerranéen.

Le programme régional proposé par le CTF vise aussi à réduire les risques régulatoires et à financer le renforcement des réseaux de transport.


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2.2.2.4 Des initiatives dans la bonne direction :

En raison de l‟augmentation des prix des sources d‟énergies primaires conventionnelles pour la production d‟électricité et de l‟accroissement continu de la demande d‟électricité dans la région MENA, des politiques et stratégies ont été définies ainsi que des objectifs pour un recours plus important aux énergies renouvelables. Pour se faire, les pays ont complété le dispositif législatif et réglementaire en vue d‟offrir des incitations adéquates pour impulser le développement des énergies renouvelables et ont créé ou renforcé des institutions chargées de la mise en œuvre de la politique de promotion des énergies renouvelables. C‟est ainsi qu‟en Algérie a été mise en place une nouvelle structure d‟exécution des projets d‟énergie solaire, New Energy Algeria (NEAL) alors que le Maroc a décidé la transformation en agence avec des missions étendues, du Centre national de développement des énergies renouvelables (CDER). En Tunisie, l‟Agence Nationale pour la Maîtrise de l‟Énergie a vu son rôle et ses responsabilités renforcées. Il convient de mentionner la volonté de l‟Égypte d‟assurer le leadership en matière d‟énergies renouvelables avec un programme ambitieux de 2500 MW d‟énergie éolienne en cours d‟implantation et l‟érection d‟un Centre régional pour les énergies renouvelables et l‟efficacité énergétique.

En ce qui concerne spécifiquement l‟énergie solaire, la plupart des pays ont élaboré un plan solaire, à l‟instar du Maroc et de la Tunisie, misant sur les opportunités de financement attendues du Plan solaire méditerranéen. Ils ont également pris le parti d‟être des acteurs de premier plan du renouveau de la technologie CSP à travers, d‟une part, des projets démonstratifs (25 MW à Hassi R‟mel en Algérie, 20 MW à Ain Beni Mathar au Maroc, El Kureimat en Égypte) et, d‟autre part, des programmes à moyen terme de projets de centrales CSP.


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Le tableau ci-dessous donne des indications sur les objectifs fixés en matière d‟énergies renouvelables, dans les pays de la région MENA :

Algérie 2017 : 5% production d‟électricité à base d‟énergies renouvelables

2025 : 10 % production d‟électricité à base d‟énergies renouvelables

250 MW CSP planifiés sur la base de tarif de rachat incitatif

450 MW en cogénération

Mise en place une nouvelle structure d‟exécution des projets d‟énergie solaire, New Energy Algeria (NEAL)

Égypte 2010 : 3 % production d‟électricité à base d‟énergies renouvelables

2020 : 20 % production d‟électricité à base d‟énergies renouvelables (12 % d‟origine éolienne

Tarifs de rachat envisagés pour les centrales de faible taille (solaire et éolienne)

Jordanie 2015 : objectif de 7 % de part des énergies renouvelables

2020 : objectif de 10 % de part des énergies renouvelables ; 300-600 MW de centrale solaire (PV et CSP)

Loi sur les énergies renouvelables proposée à l‟adoption

Fonds Jordanien pour les énergies renouvelables et l‟efficacité énergétique envisagé

Maroc 2020 : 42 % production d‟électricité à base d‟énergies renouvelables

Loi sur les énergies renouvelables adoptée

Loi de transformation du CDER en Agence de Développement des Énergies Renouvelables et de l‟Efficacité Énergétique adoptée

Loi relative à l‟efficacité énergétique adoptée

Plan Solaire Marocain adopté

Tunisie 2012 : 4 % production d‟électricité à base d‟énergies renouvelables

2020 : 10 % production d‟électricité à base d‟énergies renouvelables

Des incitations à l‟investissement sur les énergies renouvelables attendues

Loi du 9 février 2009 relative à l‟autoproduction de l‟électricité à base d‟énergies renouvelables

Création du Fonds National pour la Maîtrise de l‟Énergie (FNME)

Adoption du Plan Solaire Tunisien de 2000 millions d‟euros

2.2.2.5 Le rôle des interconnexions :

Les interconnexions jouent un rôle critique dans le développement d‟un marché régional de l‟électricité dont les avantages sont bien connus :

Amélioration de la sécurité énergétique ;

Partage des réserves de puissance pour assurer une plus grande fiabilité de la fourniture, en particulier en présence de sources d‟énergie intermittente ;

Création d‟un marché de taille critique pour le développement d‟une industrie locale de fabrication de tout ou partie des composants des équipements ;

Optimisation des ressources et utilisation plus efficace des ouvrages ;


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Meilleur champ pour la concurrence (résultant en baisses des prix) ;

Possibilité de déploiement de compagnies d‟envergure régionale capables de faire face à la compétition internationale.

Il apparaît ainsi l‟interconnexion des réseaux à l‟intérieur de la région MENA et entre celle-ci et l‟Europe revêt une importance capitale pour développement des énergies renouvelables et en particulier la réalisation des projets de centrales CSP. A cet égard, le renforcement de la boucle méditerranéenne MEDRING et la construction de liaisons directes entre les pays de la région MENA et les pays du nord de la Méditerranée relèvent de la plus haute priorité.

Toutefois, des contraintes techniques sévères empêchent le fonctionnement normal de la boucle MEDRING. Le test de fonctionnement synchrone avec le réseau UCTE après fermeture du réseau TAM et du réseau Libyen n‟a pas été concluant.

Les tronçons Tunisie – Libye et Libye – Égypte sont des tronçons faibles ;

De même, le tronçon Égypte-Jordanie est faible et requiert un renforcement alors que l‟interconnexion entre la Turquie et le système européen fait l‟objet de tests de fonctionnement synchrone.

2.2.2.6 Les opportunités créées par les développements de la législation de l’UE :

En décembre 2008, l‟UE a adopté un texte législatif de portée historique qui devrait avoir un grand impact sur le développement des énergies renouvelables dans les pays membres et dans les régions voisines. En effet, obligation est faite à chacun des 27 pays membres de l‟UE de faire passer la part des énergies dans la consommation finale brute d‟énergie de 8,5 % (en moyenne) à 20 % en 2020 ; mais ce qui apparaît être d‟un grand intérêt pour les pays de la région MENA et pour le développement des énergies renouvelables, c‟est la disposition prévue à l’article 9 de la Directive européenne qui permet aux États membres de comptabiliser dans la réalisation de leurs objectifs les importations d‟énergie renouvelable des autres pays de l‟UE ou de pays tiers. Il en est ainsi de l‟électricité qui serait importée de pays tiers, par exemple de la région MENA, et consommée dans l‟Union Européenne selon les critères et règles suivantes :

Les centrales ou les capacités additionnelles d‟énergies renouvelables en cas de rénovation sont postérieures au 25 juin 2009 ;


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L‟électricité objet de l‟importation dans l‟UE n‟a pas bénéficié de soutien d‟un pays tiers autre que l‟aide à l‟investissement ;

La quantité d‟électricité a fait l‟objet de déclaration pour la capacité d‟interconnexion allouée par tous les responsables d‟opérateurs système de transport dans le pays d‟origine, le pays de destination et éventuellement les pays de transit ;

La capacité déclarée et la production d‟électricité d‟origine renouvelable par l‟installation concernée par le transfert, se réfèrent à la même période de temps.

Il apparaît ainsi que si les pays de l‟UE peuvent étendre le bénéfice des prix subventionnés accordés à l‟électricité verte à celle importée des pays de la région MENA, cela pourrait impulser un développement de la production d‟électricité à partir d‟énergies renouvelables notamment selon la technologie CSP, par (i) le renforcement de la viabilité financière des projets (ii) la réduction des besoins de financement concessionnel et (iii) la possibilité de céder cette électricité à un prix plus faible aux consommateurs des pays de la région MENA.

Il convient de mentionner que selon certaines estimations, le déficit pour l‟ensemble des pays de l‟UE serait de 109 TWh qu‟il faudrait couvrir par les importations de pays membres ou de pays tiers. Ce montant qui correspond à 3,7 % des besoins en énergies renouvelables de l‟UE à l‟horizon 2020 et équivaut à 25 GW de centrales CSP ou d‟autres technologies d‟énergies renouvelables, donne une indication sur les opportunités offertes à la région MENA d‟exporter de l‟électricité produite à partir de la technologie CSP.

2.3 LE PROGRAMME CSP DANS LA REGION MENA : ENJEUX ET CONTRAINTES

2.3.1 Les enjeux :

Au cœur de la logique de ce programme, il ya la prise en considération d‟enjeux importants notamment le potentiel démonstratif en vue du déploiement à grande échelle de la technologie CSP, la contribution à l‟atténuation de l‟impact de l‟utilisation de l‟énergie sur le changement climatique, les bénéfices en termes de développement économique pour la région MENA.

2.3.1.1 Contribution à la réduction des gaz à effet de serre (GES) :

Il s‟avère aujourd‟hui difficile d‟estimer le volume de GES non émis du fait de la réalisation de ce programme en raison de l‟impossibilité de circonscrire le périmètre de desserte des nouvelles centrales CSP qui, outre le marché régional, pourraient approvisionner le réseau européen. Cependant, en considérant les taux d‟émission du secteur de l‟énergie des pays d‟implantation des centrales CSP du programme, il est possible de calculer les réductions d’émission de GES qui pourraient atteindre 1, 7 millions de tonnes de dioxyde de carbone par an équivalant à 1 % des émissions de CO2 du secteur de l‟énergie et à 0,5 % des émissions totales de ces pays.

2.3.1.2 Contribution au mouvement mondial de déploiement de la technologie CSP

La réalisation de ce programme parallèlement à la mise en œuvre des projets planifiés aux États-Unis et en Europe, participe des initiatives visant la réduction des coûts et l‟apprentissage en matière organisationnelle et institutionnelle ; l‟objectif étant de faciliter et diffuser largement la technologie CSP dont le potentiel mondial est estimé entre 20 à 42 GW


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à l‟horizon 2025. A côté de la région MENA, des pays comme la Chine, l‟Inde, l‟Afrique du Sud, l‟Iran, Israël, Portugal, Espagne, États-Unis, Brésil, Chili, Pérou et Argentine constituent un marché potentiel pour le déploiement de la technologie CSP. Il convient de mentionner que le Programme CSP de la région MENA pourrait avoir un impact immédiat en Afrique du Sud et en Inde, pays dans lesquels le développement de centrales CSP fait partie des axes prioritaires de leur stratégie énergétique à bas carbone. L‟inde dans son Plan National Solaire, s‟est fixé comme objectif d‟installer 20 GW de capacité de production d‟énergie solaire (incluant le PV) en 2020 et 100 GW en 2030.

Les courbes d’apprentissage (taux d‟amélioration des performances d‟exécution d‟une tâche en fonction du temps ou taux d‟évolution du coût moyen (en heures ou en dollars) en fonction de la production cumulée) ont la particularité d‟indiquer une diminution à un taux constant du coût à chaque doublement du nombre total d‟unités produites.

Dans le cas d‟espèce, sur la base de l‟expérience californienne le taux de réduction des coûts a été estimé à 12 % pour chaque doublement de la capacité. Un taux de 8 % à 15 % pour les systèmes cylindro-paraboliques serait raisonnable puisqu‟il n‟y a eu que trois doublements.

Une enquête auprès de l‟industrie révèle un taux de 2-3 % par an de diminution des coûts, dans le futur.

Le tableau ci-dessous détaille la source des réductions de coûts selon la technologie :

Il convient de souligner que le potentiel de reproduction du Programme CSP pour la région MENA est renforcé par le fait que la région et au cœur de deux initiatives majeures, à savoir le Plan Solaire Méditerranéen et DESERTEC

Le Plan Solaire Méditerranéen (PSM) fait partie des initiatives de l‟Union pour la Méditerranée (UPM) coprésidée par la France et l‟Égypte – à côté de la dépollution de la méditerranée, des projets de liaisons maritimes et terrestres, de protection civile, l‟enseignement supérieur et la recherche – visant le renforcement de la coopération entre les pays riverains du bassin méditerranéens. L‟objectif du PSM est de développer massivement le potentiel d‟énergies renouvelables en particulier l‟énergie solaire pour satisfaire les besoins en électricité verte notamment au nord du Bassin, à travers des réseaux de transport convenablement renforcés. L‟objectif avancé en matière d‟énergie électrique provenant de sources d‟énergie renouvelable (Éolien, PV et CSP) s‟élève à 20 GW à l‟horizon 2020. La réalisation du PSM devrait permettre de promouvoir l‟intégration régionale et la sécurité énergétique autour du bassin de la Méditerranée.


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DESERTEC est quant à elle, une initiative du « Trans-Mediterranean Renewable Energy Cooperation (TREC ou Coopération Transméditerranéenne dans les énergies renouvelables). L‟idée de base de cette initiative est de construire de grandes liaisons électriques entre l‟Europe et l‟Afrique du Nord pour exploiter l‟immense potentiel éolien et solaire au Sud de la Méditerranée pou approvisionner en énergie propre l‟Afrique et l‟Europe. Pour concrétiser cette idée 12 grandes sociétés dans les secteurs de l‟énergie, de la technologie et des finances comprenant Munich Re, Siemens, Cevital, Deutsch Bank, RWE, EON, ont constitué en octobre 2009, un consortium, DESERTEC Industrial Initiative qui conduira des études de faisabilité et développera des plans pour permettre l‟exportation massive d‟électricité de la région MENA vers l‟Europe. Le consortium envisage d‟investir quelque 400 milliards d‟euros dans les quarante prochaines années visant la satisfaction de 15 % du marché électrique européen par la production de centrales CSP implantées en Afrique du Nord. Dans un premier temps, DII concentrera ses efforts sur le plaidoyer en vue de l‟ouverture du marché de l‟UE aux exportations des centrales CSP de la région MENA.

Aussi bien le PSM que l‟initiative DESERTEC pourra tirer parti des réalisations du Programme CSP proposé par le CTF pour concrétiser leur vision et leurs ambitieux objectifs.

2.3.1.3 Contribution au développement économique :

Le changement d‟échelle dans le domaine de l‟énergie solaire devrait avoir des effets bénéfiques importants sur le développement économique des pays de la région MENA notamment en matière d‟économie de combustibles, de sécurité énergétique, de diversification industrielle, d‟augmentation des recettes d‟exportation et en matière d‟intégration économique régionale.

Ainsi, en ce qui concerne l‟industrie, il convient de noter que les projets en cours d‟exécution présentent environ 30 % de matériel fabriqué localement, ce pourcentage pouvant être considérablement accru si les augmentations de capacité CSP sont de l‟ordre du GW ; la fabrication locale des composants de précision tels que les tubes récepteurs et les miroirs pourrait alors devenir viable.

Selon les estimations d‟ESTELA (European Solar Thermal Electricity Association), un programme de 20 GW Solaire thermique dans les pays du Sud de la Méditerranée générerait 235 280 emplois dont 80 000 dans l‟industrie (50 % en Europe et 50 % dans les pays du Sud), 120 000 dans la construction des centrales et 35 280 dans l‟exploitation et la maintenance.

2.3.1.4 Politique énergétique et situation institutionnelle du secteur de l’énergie :

La plupart des pays de la Région MENA ont procédé à une restructuration du secteur électrique afin que celui-ci puisse accompagner la croissance économique et l‟expansion du service de l‟électricité. Si quelques pays ont procédé à la séparation des activités (unbundling) et mis en place un organe indépendant chargé de la régulation du secteur, presque partout, les États ont pu faire appel au privé selon différentes formules : privatisation de société de distribution comme en Jordanie, délégation de gestion à des compagnies privées de régies de distribution comme au Maroc et l‟option de la production indépendante (IPP).

La production indépendante devrait se développer dans le futur tenant compte de nombreux projets en cours ou planifiés en Algérie, Maroc, Tunisie et Jordanie.

En ce qui concerne spécifiquement les énergies renouvelables, il convient de souligner les mesures d‟ordre législatif et réglementaire prises par les États en vue du changement d‟échelle en matière d‟énergies renouvelables : création et/ou renforcement d‟agences dédiées, mesures incitatives pour promouvoir le développement des énergies renouvelables


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en favorisant le partenariat public-privé (PPP) à travers des mécanismes contractuels et financiers innovants, en introduisant des tarifs de rachat suffisamment incitatifs.

Considérant les conditions politiques et le système de régulation en vigueur dans les différents pays, le Programme CSP pourrait opter pour les modes d’intervention suivants :

Maroc et Jordanie : modèle IPP

Algérie et Tunisie : modèle de PPP

Égypte : modèle de PPP ou modèle (de projet) public

Lignes de transport : modèle de projet public.

2.3.2 Contraintes, impacts et risques à gérer :

En dépit des efforts des États d‟améliorer le cadre légal et réglementaire pour la promotion des énergies renouvelables, d‟autres barrières systémiques incluant le niveau élevé des subventions au secteur de l‟énergie et la faiblesse des prix de l’électricité pourraient contrarier la consommation domestique de l‟électricité à base d‟énergies renouvelables.

Par ailleurs, ce programme comporte, comme tout programme de cette envergure, un certain nombre d‟effets environnementaux et sociaux négatifs (utilisation de la terre pour l‟implantation de centrales, impact sur la faune et la flore, problèmes fonciers, prélèvement d‟eau de refroidissement et rejets d‟eaux, etc.) ainsi que des risques qui appellent des mesures de prévention et/ ou de couverture.

2.3.2.1 Disponibilité en eau :

Comme toute centrale thermique, une centrale CSP nécessite de l‟eau notamment pour le refroidissement et accessoirement pour le nettoyage. Les consommations d‟eau varient selon l‟option de refroidissement retenue, refroidissement à eau, à air ou hybride. Les deux derniers systèmes de refroidissement se traduisant par une moindre consommation d‟eau - au prix d‟une réduction marginale des performances et d‟une augmentation du coût de production – seront vraisemblablement préférés dans certaines parties de la région MENA caractérisées par la rareté des ressources en eau. Précisément en raison de cette rareté, le dessalement de l‟eau en utilisant l‟énergie produite par la centrale CSP peut être une option pour satisfaire les besoins en eau moyennant un surdimensionnement de la centrale (accroissement du champ des capteurs de l‟ordre de 1 à 3 %).1

2.3.2.2 Les goulots d’étranglement des réseaux de transport :

Si les réseaux intérieurs des États semblent adaptés pour assurer les transits liés à la demande nationale, en revanche, l‟échange d‟énergie électrique entre les pays de la région MENA et l‟Europe reste un sérieux défi dans la mesure où à l‟ouest, la seule liaison existante entre les deux régions relie le Maroc et l‟Espagne (2x700MW sur 40 km) alors qu‟à l‟est, le transit par la Turquie requiert l‟opérationnalité de l‟interconnexion de ce pays avec l‟Europe et le renforcement du réseau intérieur du Mashreq.

1 Pour des besoins de 2,8 à 3, 4 m

3/MWh et un coût d‟investissement de l‟équipement de dessalement de 1500-

2000 $/m3/jour (technique MSF) ou 900-1700 $/m

3/jour (technique MED), le coût d‟investissement additionnel se

monte à 33-37 $/kW.


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Il convient de noter que plusieurs projets d‟interconnexion entre les pays des deux rives de la Méditerranée ont fait l‟objet d‟études de faisabilité, notamment Algérie-Espagne, Algérie-Italie, Tunisie-Italie, Lybie-Italie, etc. Il est à noter comme le montre le tableau ci-dessous que ces liaisons seraient en courant continu en raison des distances.

Le supplément de coût induit par les investissements au niveau du transport est estimé à 1-2 centimes US par kWh.

2.3.2.3 Évaluation des risques :

Le niveau de risque du Programme régional CSP est considéré comme globalement significatif, les risques potentiels majeurs tenant entre autres à :

Faible intérêt du secteur privé du au ralentissement économique mondial ;

Lenteurs dans les changements de politique de prix de l‟électricité et de l‟énergie ;

Difficultés d‟accès au marché en raison de coûts de production élevés, d‟incertitude réglementaire et d‟une faible capacité de transport.


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2.4 LE PROGRAMME CSP DANS LA REGION MENA : ANALYSE ECONOMIQUE ET

FINANCIERE

La compétitivité d‟une centrale CSP dépend de plusieurs facteurs notamment le coût du capital, le facteur de capacité, le coût des énergies fossiles et le coût de la tonne de carbone.

Le tableau ci-dessous compare le prix du kWh CSP sur la base d‟un coût du capital fixé à 4000 $/kW et d‟un facteur de capacité de 30 %, avec celui d‟autres modes de production d‟électricité largement utilisés dans la région MENA.

Il apparaît ainsi que le coût du kWh CSP serait sous les hypothèses retenues, près de deux fois et demie plus élevé que celui d‟une centrale à cycle combiné au gaz.

Si l‟on tient compte des économies d‟émission de CO2 estimées entre 0,51 et 0,83 tonne par MWh, le coût économique du MWh CSP serait réduit de 13 à 21 $ US.

Il convient d‟observer que le gaz utilisé pour la production d‟électricité est fortement subventionné dans les pays de la région MENA (90 % du prix du marché), ce qui pénalise la technologie CSP.

La viabilité financière dépendra en outre, des conditions de financement, du taux de rendement des fonds propres, des incitations fiscales, du niveau de revenu carbone, etc. Ainsi, le prix du kWh produit par une centrale de 100 MW sera, sans soutien financier quelconque, de 31 US cents sous les hypothèses suivantes :

Investissement : 420 M US$

Facteur de capacité : 22,5 %

Ratio dette/fonds propres : 75:25

Dette commerciale : Intérêt 7 % ; durée d‟amortissement : 15 %

Rendement des fonds propres : 15 %.

Ce prix est ramené à 19 US cents avec une intervention du CTF pour 72,5 millions US$, 150 millions de crédit concessionnel, 78 millions de dette commerciale, 105 millions de fonds propres et compte tenu des revenus carbone à 15 US$ la tonne.

Si 50 % de la production est exportée à 26 US cents/kWh, le prix sur les ventes locales peut être ramené à seulement 12 US cents/kWh.

Le tableau ci-dessous donne le prix du kWh selon différents scénarios :


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2.5 PROGRAMME D’INVESTISSEMENT DE LA REGION MENA ET PLAN DE FINANCEMENT

Le programme proposé pour la Région MENA présenté au tableau ci-dessous comporte deux catégories d‟investissements, à savoir des centrales pour une capacité installée cumulée de 900 MW et des lignes de transport pour un coût total de 5,6 milliards de dollars US :

Pays Nombre de

projets Localisation

Capacité (MW)

Coût (M US$)

Contribution CTF (M US$)

Algérie 3

M‟Ghaier

Naama

Hassi R‟mel II

80

70

70

322

285

285

58

51

51

Égypte 2 Kom Ombo

Marsa Alam

70

30

370

270

51

44

Jordanie 2 Province de Maan

Ligne Aqaba-Qatrán

100

418

410

72

40

Maroc 3 Tan-Tan

Ain Beni Mathar

Ouarzazate

50

125

100

240

525

440

35

90

72

Tunisie 3 Projet IPP-CSP

Elmed-CSP

Ligne Tunisie-Italie

100

100+

450

450

1140

73

73

40

Total 13 900 MW 5604 750

Liste des projets dans le pipeline (source : Rapport IGF – France)

Le plan de financement proposé fait intervenir plusieurs bailleurs de fonds à côté du CTF, notamment la Banque mondiale, la BAD, la Banque islamique, l‟AFD, la KFW, la BEI, etc.


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CTF Fonds

propres/ gouvernement

Dettes commerciales

Financement officiel

BIRD BAD Total

Production 670 540 640 1238 537 429 4054

Transport 80 200 650 70 400 150 1550

750 740 1290 1308 937 579 5604

Plan de financement (millions US$) (source : Rapport IGF – France)

2.6 QUELQUES REFLEXIONS CONCLUSIVES :

La promotion de l‟exportation d‟énergies renouvelables pose le problème des modalités de coopération et d‟allocation des responsabilités et des risques entre les pays hôtes d‟implantation des nouvelles centrales d‟énergies renouvelables, les pays d‟importation et les investisseurs, notamment s‟agissant de l‟accès aux marchés, la question des prix (bénéfice de tarifs de rachat), la question du financement dans un contexte où les technologies sont pénalisées par les coûts de capital relativement élevés, les contraintes liées aux capacités de transit et aux dispositions à mettre en place pour favoriser le développement de l‟infrastructure de transport à l‟intérieur des pays exportateurs ainsi que celui des interconnexions des réseaux des pays concernés.

À côté des méga projets et programmes dans le domaine des énergies renouvelables, objet, ici et là, de grandes annonces, le Programme du CTF a l‟avantage d‟être assez pragmatique, d‟avoir des objectifs clairs et bien circonscrits, à savoir contribuer au déploiement de la technologie CSP avec en vue, entre autres, la réduction des coûts et l‟apprentissage en matière organisationnelle et institutionnelle. Ces objectifs sont de la plus haute importance puisqu‟il est évident qu‟un développement massif des énergies renouvelables notamment à travers la technologie CSP est tributaire de l‟acceptation du secteur privé de jouer un rôle de premier plan notamment en matière de financement des investissements lourds des centrales de production et des lignes de transport pour l‟évacuation de l‟électricité des sites de production qui peuvent être très éloignés des centres de consommation. Or l‟engagement du secteur privé suppose la rentabilité des projets ou la mise en place de mécanismes incitatifs qui assurent un retour intéressant sur les capitaux privés investis. D‟où l‟intérêt de toutes initiatives ayant pour finalité la dissémination de la technologie et la promotion de la coopération en vue la réduction des coûts et de la rentabilisation des opérations recourant à la technologie CSP.

A cet égard, l‟exportation vers les pays d‟Europe représente un enjeu important pour le déploiement à grande échelle de la technologie CSP en Afrique du Nord. La technologie CSP avec stockage devrait ainsi, selon une récente étude d‟une équipe formée par International Institute for Applied Systems Analysis (IIASA), PricewaterhouseCoopers LLP (PwC), European Climate Forum (ECF) et Potsdam Institute for Climate Impact Research (PIK), “100 % renewable electricity – A roadmap to 2050 for Europe and North Africa”, occuper une place de choix dans le mix énergétique de l‟ensemble constitué par l‟Europe et l‟Afrique du Nord à l‟horizon 2050, dans un scénario de production d‟électricité complètement dé carbonisée . Ce scénario qui procède d‟une optimisation du mix énergétique basée sur la géographie, notamment par le développement à grande échelle de l‟énergie éolienne en Mer du Nord, la technologie CSP avec stockage en Afrique du Nord, la biomasse et l‟éolien dans la région de la mer Baltique et l‟hydroélectricité dans les régions montagneuses de Scandinavie et des Alpes, postule l‟unification, à terme, à l‟horizon 2050, du marché européen de l‟électricité avec celui de l‟Afrique du Nord. La pierre angulaire de ce


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scénario est la possibilité dans un premier d‟importer et d‟exporter l‟électricité verte et plus tard, le libre échange de l‟électricité au sein de ce grand ensemble considérant :

la nécessité d‟actions d‟envergue pour limiter les émissions de CO2 pour rester dans les limites d‟une augmentation des températures autour de 2 °C

le besoin pour l‟Europe d‟avoir accès à une électricité bon marché pour des raisons de compétitivité

les contraintes imposées par l‟utilisation des terres en Europe

les limites des solutions basées sur les énergies renouvelables mises en œuvre en Europe qui joueront un rôle important mais qui, de par leur relativement petite taille, ne sont pas à la hauteur du défi d‟une réduction rapide des émissions de CO2.

Si les différentes initiatives semblent centrées sur les intérêts de l‟Europe, pour autant, les pays du Sud ont beaucoup à gagner dans la mise en œuvre de celles-ci à travers la valorisation de leur potentiel éolien et solaire. Ainsi, en ce qui concerne la technologie CSP, le Maroc, l‟Algérie et dans une moindre mesure la Tunisie - question de terres disponibles – sont bien placés pour tirer parti du développement de cette technologie pour, d‟une part, satisfaire le marché électrique domestique et exporter des quantités substantielles d‟électricité vers les pays européens et, d‟autre part, recueillir une partie des bénéfices en termes de développement économique et social notamment en matière de diversification industrielle et de création d‟emplois, résultant d‟un déploiement massif de la technologie CSP.

Pour se faire, l‟accès au marché de l‟électricité des pays européens, la question du financement des investissements et celle relative au transfert de technologie doivent être au cœur du dialogue politique entre les pays maghrébins et ceux de l‟Union Européenne.

Faire face à ces défis suppose un leadership fort du côté des pays partenaires de l‟UE afin que soient engagées des discussions sur le cadre et les mécanismes de coopération pour promouvoir la valorisation du potentiel solaire du Maghreb, en attendant l‟intégration effective des marchés de l‟électricité qui, de plus en plus, apparaît comme un objectif du très long terme.

Le Programme CSP du CTF devrait être l‟occasion pour les 3 pays du Projet IMME d‟avoir une démarche collective et harmonisée vis-à-vis des partenaires (les institutions comme les pays), dans le sens d‟une prise en compte de leurs propres préoccupations : satisfaction de la demande d‟énergie domestique, possibilité d‟exportation d‟une partie de la production, diversification industrielle, transfert de technologie, financement etc.

Ce serait là un pas supplémentaire pour faire avancer la coopération énergétique intra-maghrébine aujourd‟hui relativement faible au regard des immenses potentialités.

En tout état de cause la réalisation du Programme pour la Région MENA du CTF à côté d‟autres initiatives au niveau mondial de déploiement de la technologie CSP (à l‟exemple des 4 milliards de $ que le Président a décidé de consacrer à cette technologie), devrait contribuer à consolider les atouts des pays maghrébins dans la perspective de l‟intégration des marchés de l‟électricité de l‟Europe et du Maghreb.


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3 LE PLAN SOLAIRE MEDITERRANEEN

3.1 PROBLEMATIQUE DU PLAN SOLAIRE MEDITERRANEEN

Le Plan Solaire Méditerranéen (PSM) fait partie des initiatives phares de l‟Union pour la Méditerranée (UPM), lancée le 13 juillet 2008 par le sommet de Paris.

Les objectifs du PSM visent la construction d‟ici 2020 de 20 GW de capacités additionnelles d‟électricité bas carbone notamment solaire au Sud et à l‟Est de la Méditerranée et le développement de lignes d‟interconnexion permettant l‟exportation d‟une partie de cette électricité vers l‟Union Européenne, en exploitant les dispositions de la Directive européenne sur la promotion de l‟utilisation de l‟énergie provenant de sources renouvelables notamment son article 9.

Le PSM intervient dans un contexte marqué opportunément par, d‟une part, une forte croissance de la demande d‟énergie électrique au Sud et à l‟Est de la Méditerranée comme il ressort des prévisions de l‟OME (Observatoire Méditerranéen de l‟Énergie) présentées dans le tableau ci-dessous et, d‟autre part, par la volonté des pays de l‟UE de sécuriser leur approvisionnement énergétique et de promouvoir les énergies à bas niveau de carbone.

Capacité de production

Production annuelle

Consommation

Rive Nord 2005 321 GW 1380 TWh 6471 kWh/hbt

Rive Nord 2020 406 GW 1780 TWh 8815 kWh/hbt

Rives Sud et Est 2005

103 GW 500 TWh 1862 kWh/hbt

Rives Sud et Est 2020

209 GW 1000 TWh 3077 kWh/hbt

Source : Perspectives énergétiques méditerranéennes 2008, OME, décembre 2008.

C‟est dans le cadre de sa politique énergétique, dont un axe prioritaire est le renforcement de la sécurité d‟approvisionnement, que l‟UE s‟attache à développer les liaisons d‟interconnexion électriques et gazières avec les pays du Sud dont un élément important est le projet de boucle énergétique méditerranéenne. Cette volonté de coopération de l‟UE est également illustrée par l‟article 9 de la Directive sur les énergies renouvelables qui doit permettre à l‟UE d‟importer de pays tiers, de l‟énergie provenant de sources renouvelables pour atteindre ses objectifs ambitieux énoncés dans la Directive (20 % de la consommation finale d‟énergie doit provenir de sources renouvelables en 2020 et le niveau d‟amélioration de l‟efficacité énergétique à cet horizon doit être de 20 %).

Les grandes lignes du PSM définies au niveau franco-allemand ont fait l‟objet de partage avec les parties prenantes notamment lors de la conférence tenue à Paris le 22 novembre 2008. Les axes prioritaires d‟action concernent :

la promotion de la convergence des politiques énergétiques nationales notamment en matière d‟énergies renouvelables, avec comme objectif la création d‟un cadre réglementaire et institutionnel favorable au déploiement de ces énergies ;


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l‟amélioration de l‟efficacité énergétique en visant un objectif de 20 % d‟économie d‟énergie à l‟horizon 2020 dans l‟ensemble des pays du bassin méditerranéen ;

la promotion du développement de lignes d‟interconnexion électrique et

la facilitation de la coopération en matière technologique.

Trois phases ont été définies pour la mise en œuvre du PSM :

Une phase de préparation : définition des grands axes stratégiques du plan, identification et préparation de 140 projets de production et de quinze projets d‟efficacité énergétique ;

Une phase pilote (2009-2010) : lancement des premiers projets ;

Une phase de déploiement (2010-2020) s‟appuyant sur un master plan.

3.2 LES DEFIS DU DEPLOIEMENT REUSSI DU PSM

Outre les problèmes liés à l‟appropriation de l‟initiative par les pays du Sud et de l‟Est du bassin méditerranéen, à la définition de la gouvernance à mettre en place, au mode de sélection des projets notamment la critériologie à appliquer et à l‟incidence des difficultés au plan diplomatique que vit l‟UPM, le PSM est confronté au défi de la rentabilité des projets. Ces derniers font, en effet, recours à des technologies telles que le PV, l‟énergie éolienne et les centrales à concentration (CSP) qui, à l‟heure actuelle, ne supportent pas la concurrence des solutions conventionnelles, tant le coût en capital de ces technologies est prohibitif même si, par ailleurs, les charges variables liées au fonctionnement des installations sont réduites.

Il convient de mentionner ici l‟excellent travail réalisé par l‟Inspection Générale des Finances (IGF) de France qui, sur la base des objectifs quantifiés conjointement par l‟Allemagne et la France, s‟est penchée entre autres, sur les conditions financières et institutionnelles de déploiement du PSM.

Partant de l‟objectif cible de 20 GW à l‟horizon 2020, l‟IGF a défini plusieurs scénarios basés sur des mix énergétiques différents avec des parts plus ou moins prépondérantes du solaire (PV et CSP) et de l‟énergie éolienne. Pour chaque scénario, les coûts d‟investissements ont pu être estimés et les prix de l‟électricité calculés grâce à une modélisation des centrales.

Il apparaît ainsi que si l‟on tient compte des coûts de raccordement au réseau des centrales (de l‟ordre de 2 milliards d‟euros), du coût des interconnexions vers l‟Europe et du renforcement des lignes existantes (4 milliards d‟euros) pour permettre l‟exportation d‟électricité verte, le coût d‟investissement total du PSM serait compris entre 38 et 46 milliards d‟euros (selon les scénarios intermédiaires « Éolien + » et « Solaire + » étudiés par l‟Inspection Générale des Finances (IGF) de France).

En prenant comme référentiel les équipements de production concurrents envisageables dans la région (cycle combiné au gaz pour l‟essentiel), le surcoût global de production du PSM calculé sur une vingtaine d‟années se situe entre 14 et 32 milliards d‟euros (pour les scénarios intermédiaires sans prise en compte des externalités carbone). Le surcoût global de production est calculé comme la différence entre la somme actualisée des coûts de production des centrales à énergies renouvelables et des centrales à cycle combiné (centrale de référence retenue dans les pays nord africains) sur l‟ensemble de la production des 20 GW et sur une durée de 20 ans. Ce surcoût important en valeur absolue ne représenterait, annuellement, que 0,5 % à 1,3 % de la valeur du marché régional à l‟horizon 2020.


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Néanmoins, la cherté de l‟électricité d‟origine renouvelable dans le contexte du secteur électrique régional caractérisé par des subventions substantielles sur les produits pétroliers et le gaz naturel destinés à la production d‟électricité, rend problématique le financement des projets du PSM d‟autant que comme le montrent les deux tableaux ci-dessous, le secteur privé est considéré comme un des principaux investisseurs potentiels du PSM tout au moins après la première phase du PSM (2010-2011).

Scénario Éolien + Scénario Solaire +

Capacité de production installée 1450 MW 1100 MW

Coût total d‟investissement dont : 2600 M€ 2400M€

- Moyens de production 2400 M€ 2200 M€

- Réseaux et interconnexions 200 M€ 200 M€

Fonds propres (30 %) 780 M€ 720 M€

Prêts bailleurs publics potentiels 900 à 1100 M€/an 900 à 1100 M€/an

Prêts concessionnels 100 M€/an 100 M€/an

Subventions 100 M€/an 100 M€/an

Prêts commerciaux requis Pas nécessaire Pas nécessaire

Tableau de financement pour les deux premières années du PSM (2010-2011) (source : Rapport IGF – France)

Scénario Éolien + Scénario Solaire +

Capacité de production installée 20000 MW 20000 MW

Coût total d‟investissement dont : 38000 M€ 46000 M€

- Moyens de production 32000 M€ 40000 M€

- Réseaux et interconnexions 6000 M€ 6000 M€

Fonds propres (30 %) 11400 M€ 13800 M€

Prêts bailleurs publics potentiels 10000M€ 10000 M€

Prêts concessionnels 1000M€ 1000 M€

Subventions 200 M€ 200 M€

Prêts commerciaux requis 15400 M€ 21000 M€

Tableau de financement sur la durée du PSM (source : Rapport IGF –France)

Ces nivaux élevés de contribution au financement du PSM attendus du secteur privé posent des problèmes très difficiles relatifs à :

L‟existence d‟un cadre institutionnel et régulatoire propice pour la participation du secteur privé au développement de l‟électricité d‟origine renouvelable, notamment l‟institution de tarifs de rachat suffisamment rémunérateurs

Le maintien de lourdes subvention sur les énergies fossiles et sur l‟électricité d‟origine fossile ne peut que retarder l‟horizon de rentabilité de l‟électricité verte notamment d‟origine solaire et faire obstacle à l‟entrée de privés dans le secteur notamment les IPP


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La possibilité d‟exportation à des prix attractifs qui permettent de concéder des prix abordables sur le marché domestique reste marquée par beaucoup d‟incertitude

Les questions sur les conditions d‟accès aux réseaux d‟interconnexion notamment entre le Nord et le Sud et sur le financement de ces ouvrages

L‟allocation des risques et les moyens de couverture de ces risques pour rassurer les investisseurs

L‟intégration des marchés aussi bien au niveau des pays du Sud qu‟au niveau des blocs de pays du pourtour méditerranéen.

3.3 LA SITUATION DES PAYS DU BLOC TAM

3.3.1 Ambitions en matière d’ENR

Comme analysé dans le cadre du Programme d‟investissements du Fonds des Technologies propres (CTF), les trois pays du Maghreb ont posé des actes majeurs en matière de promotion des énergies renouvelables au niveau de l‟adaptation de leur cadre légal et réglementaire, au niveau du dispositif d‟incitations, ceci après s‟être fixé des objectifs chiffrés parfois ambitieux comme dans le cas du Maroc, comme le montre le tableau ci-dessous de l‟observatoire Méditerranéen de l‟ Énergie. Il convient de bien noter que les objectifs ci-après doivent être corrigés en intégrant la composante hydroélectricité, pour refléter la totalité de l‟ambition des pays, à l‟exemple du Maroc qui affiche un objectif de 42 % de part de l‟ensemble des énergies renouvelables à l‟horizon 2020.

Objectifs à l’horizon 2020 (hors hydro)


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3.3.2 Avancées dans le cadre du PSM

En qui concerne plus particulièrement le PSM, une contribution récente de M. Philippe LOREC du Ministère français du Développement durable (Réunion du Groupe d‟experts sur les interconnexions, Bruxelles, 8-9 février 2010), dresse la situation de la préparation des projets dans les pays du Sud et de l‟Est du bassin méditerranéen

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Source : Philippe LOREC

Ce schéma montre l‟état d‟avancement des pays notamment en termes de changement d‟ordre législatif et réglementaire à l‟exemple du Maroc qui a déjà pris différentes lois dans le domaine des énergies renouvelables. L‟Algérie a quant à elle, mis en place un groupe de travail qui, sous l‟égide du Ministère de l‟Énergie, devrait préciser les ambitions du pays et procéder à la révision du dispositif légal et réglementaire en vue de promouvoir le développement des énergies renouvelables.


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Ce schéma montre qu‟en dépit des difficultés de déploiement du PSM, les pays partenaires, notamment le Maroc et la Tunisie, font montre d‟un certain volontarisme pour concevoir leur plan solaire en vue de tirer parti des opportunités de partenariat notamment financier que le PSM pourrait offrir.



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L‟intérêt de ce schéma réside dans le fait qu‟il illustre l‟engagement des États vis-à-vis du PSM par le nombre de projets et l‟importance des puissances retenus officiellement dans les différents pays, particulièrement au Maroc et en Tunisie, le premier œuvrant résolument à la promotion d‟un projet-phare de production électrique solaire de 2000 MW de 9 milliards de dollars.

3.4 QUELQUES REFLEXIONS CONCLUSIVES

Pour des raisons liées à leurs faibles dotations en ressources énergétiques et conséquemment au besoin d‟assurer la sécurité énergétique et la diversification des approvisionnements, le Maroc et la Tunisie en particulier misent sur le développement des énergies renouvelables et ont conçu des plans solaires visant à concrétiser leurs ambitions dans ce domaine. Ainsi, le Maroc a défini un projet phare de 2000 MW d‟un coût estimé à quelque 9 milliards de dollars dont l‟annonce a été faite par Sa Majesté le Roi du Maroc lui-même en présence de la Secrétaire d‟État Américaine, signal très fort de l‟engagement des États-Unis dans la mise en œuvre de la stratégie solaire marocaine. Celle-ci qui procède d‟un volontarisme certain, devrait permettre, selon l‟expression d‟un très haut responsable de l‟Énergie du Maroc, de positionner ce pays à l‟avant-garde de l‟utilisation des énergies propres, la part des énergies renouvelables devant représenter 42 % de la puissance électrique installée en 2020. La réalisation du projet de 2000 MW répartis sur cinq sites : Ouarzazate, Foum El Oued, Boujdour et Sebkhat Tah dans le sud du pays, mais aussi Ain Beni Mathar dans la région de l‟Oriental, qui abrite déjà une centrale thermo solaire, mobilisera près de 10 000 hectares. C‟est l‟Agence Marocaine pour l‟Énergie Solaire dénommée «Moroccan Agency for Solar Energy», créée à cette occasion, qui pilotera le projet. Les premiers appels d'offres sont prévus pour septembre 2010, avec une pré-qualification des candidats pour la 1ère centrale (qui sera mise en service en 2015) dès Juin 2010. Une fois la construction des centrales achevée, celles-ci devraient produire


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annuellement plus 4 500 GWh, soit 38% de la production nationale actuelle. Les 2 GW représentent 38% de la puissance installée à fin 2008 et 14% de la puissance électrique à l'horizon 2020.

La Tunisie, quant à elle a élaboré un plan solaire constitué d‟une quarantaine de projets dans des domaines très divers incluant le chauffage thermique solaire, la production d‟électricité selon les technologies PV et CSP, l‟éolien, la maîtrise de l‟énergie, etc.

D‟un coût de 2000 millions d‟euros, le Plan solaire Tunisien prévoit une forte implication du secteur privé pour sa réalisation, celui-ci étant désigné promoteur de 29 projets là où le secteur public est en charge de 5 projets. En outre, les fonds privés devraient contribuer à hauteur de près de 70 % au financement du plan tunisien (1390 millions d‟euros).

Outre le recours au secteur privé, une autre constante de ces stratégies est le pari de l‟exportation d‟une partie de la production d‟électricité verte vers l‟Europe.

Il apparaît ainsi que le PSM devrait pouvoir jouer un rôle critique comme cadre de facilitation de la mise en œuvre des stratégies nationales en matière d‟énergies renouvelables des pays du Sud, qu‟il s‟agisse de financement ou d‟accès au marché de l‟électricité de l‟Union Européenne, sans oublier une contrainte sérieuse à lever, liée à l‟infrastructure de transport.

Face aux retards enregistrés par le PSM conséquence en partie des difficultés au plan diplomatique qui entravent la marche de l‟Union pour la Méditerranée (l‟UPM) et aux délais nécessairement longs d‟une intégration des marchés de l‟électricité des pays maghrébins au marché de l‟Union Européenne, une initiative forte et collective des premiers en direction de la seconde entité semble d‟une urgente nécessité afin de s‟accorder sur une période et les modalités d‟une transition vers cette unification des marchés de l‟électricité dans ces deux ensembles, particulièrement durant cette période où les pays de l‟UE devraient fixer au niveau national, les modalités d‟application de l‟article 9 de la Directive européenne sur les énergies renouvelables. Un cadre juridique réglementant cette transition négociée entre l‟Union Européenne et visant à créer les conditions pour surmonter les obstacles éventuels au financement privé, à l‟accès aux marchés d‟exportation et les contraintes imposées par le réseau de transport, entre autres, serait un instrument critique pour la réalisation des plans solaires des pays maghrébins.


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EXTRAITS PLAN SOLAIRE TUNISIEN


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4 PROJET D’ACTUALISATION DE L’ETUDE MEDRING

4.1 L’ETUDE MEDRING

Un pays fait son histoire mais subit sa géographie, a-t-on l‟habitude dire, mais celle-ci peut parfois offrir d‟immenses opportunités à des pays unis par la géographie de tirer parti de cette proximité pour améliorer les conditions de leur développement culturel, social et économique. Les pays du bassin méditerranéen sont précisément bien placés pour asseoir une coopération mutuellement avantageuse en exploitant leurs différences de tous ordres, dotations en ressources naturelles, niveaux de développement scientifique et technologique, puissance économique et financière, etc. Ainsi, en matière énergétique, les pays situés sur les deux rives de la Méditerranée présentent d‟énormes disparités au regard de la variété et de l‟importance des gisements d‟énergies – pétrole, gaz, énergie éolienne, énergie solaire notamment – que recèlent leurs territoires : au Sud 6145 M tep de réserves de pétrole et 7700 milliards de m3 de réserves de gaz naturel alors qu‟au Nord, les réserves sont insignifiantes. Les perspectives d‟échange de biens et services énergétiques entre les pays riverains de la Méditerranée apparaissent ainsi extrêmement intéressantes et potentiellement prometteuses comme en témoignent les gazoducs existants et en projet desservant le marché européen depuis les gisements d‟Afrique du Nord.

En ce qui concerne l‟électricité, les possibilités de développement d‟un fort courant d‟échange entre les deux rives sont très faiblement exploitées en raison notamment de l‟insuffisance des liaisons électriques. Même s‟il existe des lignes d‟interconnexion entre les pays des deux rives de la Méditerranée permettant d‟avoir physiquement un bouclage du réseau, il n‟en demeure pas moins vrai qu‟il n‟existe pas de continuité électrique autour du bassin méditerranéen ; en lieu et place, il y‟a en fait plusieurs blocs autour de la Méditerranée un bloc synchrone occidental composé de pays de l‟UCTE et des 3 pays maghrébins (reliés à travers l‟interconnexion Maroc-Espagne), un bloc oriental composé de la Turquie et d‟un deuxième groupe de pays de l‟UCTE et un troisième bloc composé des pays arabes allant de la Lybie à la Syrie. Aucun des deux derniers blocs ne fonctionne en synchrone, même si la Turquie a, depuis 2000, demandé à se raccorder à l‟UCTE.

Conséquemment, les échanges électriques autour du bassin méditerranéen demeurent extrêmement faibles (moins de 5 TWh en 2000) (une bonne part des échanges étant à bilan nul) particulièrement au regard des énormes potentialités de coopération qu‟offrent les disparités entre pays des deux rives du point de vue des dotations en sources d‟énergies primaires pour la production d‟électricité.

Précisément, l‟étude MEDRING (2001-2003) vise à définir un cadre cohérent de développement des interconnexions des réseaux électriques des pays du bassin méditerranéen et de manière spécifique :

Déterminer l‟optimum économique des échanges d‟électricité entre les pays

Analyser de façon détaillée le comportement en régime permanent et en régime perturbé de la boucle

Proposer des solutions pour améliorer la fiabilité du système électrique dans sa globalité

Procéder à l‟analyse coûts-bénéfices des différents scénarios d‟interconnexion.


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Lancée en février 2001, l‟étude s‟est terminée en juin 2003, l‟exécution du projet ayant été assurée par un groupe de travail comprenant l‟Italie, chef de projet, la France, l‟Espagne, la Grèce, la Turquie, l‟Algérie, la Tunisie, la Jordanie, l‟Égypte, la Syrie, le Maroc et la Lybie.

L‟étude MEDRING a retenu deux années en vue d‟analyses détaillées : 2005, année supposée de fermeture de la boucle et l‟année 2010 considérée comme l‟année d‟achèvement des principales actions de renforcement des liaisons d‟interconnexion. Parmi la dizaine de liaisons transfrontalières principalement en 400-500 kV étudiées, il convient de mentionner le passage du corridor nord-africain d‟Est en Ouest de 220 kV à 400/500 kV ainsi que les lignes haute tension nord/sud à courant continu pour permettre des échanges directs d‟énergie électrique entre les deux rives de la Méditerranée.

L‟étude procède à trois catégories d‟analyses : analyses économiques, analyses de fonctionnement en régime permanent et analyses de stabilité dynamique.

Au niveau des analyses économiques, la comparaison des coûts d‟exploitation (combustibles, pertes en lignes, défaillance) avec et sans les nouvelles interconnexions, laisse apparaître pour les années 2005 des gains évalués à 140 millions US$/an (480 millions US$ en l‟absence de contrainte sur les interconnexions) qui culminent en 2010 à 220 M US$/ an tenant compte des nouvelles liaisons et des renforcements réalisés sur la période 2005-20102.

En ce qui concerne les analyses portant sur le fonctionnement et la fiabilité du réseau, l‟étude a montré qu‟en régime permanent les flux entre pays sont similaires à ceux obtenus au niveau de l‟optimisation économique alors que les simulations en régime perturbé indiquent le besoin de limiter les charges transitant sur le réseau, ceci en dépit des renforcements opérés.

Cependant, l‟étude propose un ensemble de mesures susceptibles de circonscrire ces limitations de charge et d‟assurer la sécurité du fonctionnement du réseau3.

Au total, l‟étude montre que le bouclage du réseau permettrait un accroissement significatif des échanges qui passeraient de 5 TWh en 2000 à 12,5 TWh en 2005 et à 24,5 TWh en 2010 avec des gains substantiels comme montré précédemment, les principaux pays importateurs étant l‟Espagne (surtout à l‟horizon 2010, à partir de l‟Algérie), l‟Italie, la Tunisie, la Jordanie et la Turquie.

4.2 L’ETAT DE LA CONTINUITE ELECTRIQUE POST ETUDE MEDRING

4.2.1 L’étude ELTAM

Sur la lancée de l‟étude MEDRING, qui a mis en évidence la nécessité de renforcer le réseau comme une des conditions de fiabilité du fonctionnement de la boucle, une importante étude a examiné la faisabilité technique, du point de vue de la stabilité dynamique, d‟un renforcement de l‟interconnexion des réseaux électriques de l‟Égypte, de la Lybie, de la Tunisie, de l‟Algérie et du Maroc par une liaison 400/500 kV. Il s‟agit de l‟étude

2 A l‟horizon 2010, il est prévu 1) le passage de la tension sur le corridor nord-africain, du Maroc à l‟Egypte, à

400/500 kV, 2) le doublement du câble sous marin entre l‟Egypte et la Jordanie et 3) l‟installation d‟un système de compensation shunt sur le corridor nord-africain.

3 a) Etablissement de plans de défense entre 2 pays (notamment découplage automatique de charge ou de

groupe de production), b) implantation d‟un système centralisé de contrôle pour des interventions visant le rétablissement de l‟équilibre offre/demande et plus généralement la maîtrise de l‟évolution dynamique du système, c) installation de compensateurs statiques à certains points critiques du réseau voire de liaisons « dos à dos » en courant continu.


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ELTAM (Égypte, Lybie, Tunisie, Algérie et Maroc) qui a étudié un certain nombre de projets d‟interconnexion sur les différents tronçons : Égypte-Lybie, Lybie-Tunisie, Tunisie-Algérie, Algérie-Maroc et Algérie-Lybie dans le contexte suivant :

Le réseau ELTAM se déploie sur une bande côtière le long de la Méditerranée, sur une très longue distance comme illustré par la distance Rabat-Le Caire d‟environ 3600 km

La partie Ouest de la région ELTAM fonctionne en synchronisation avec le réseau UCTE à travers la liaison Maroc-Espagne, alors qu‟à l‟Est, l‟Égypte et la Lybie fonctionnent en synchronisation avec la Jordanie, la Syrie et le Liban via une liaison sous-marine 400 kV entre l‟Égypte et la Jordanie

Une ligne 400 kV (simple terne) est en cours de construction entre la Tunisie (Jendouba) et l‟Algérie (El Hajjar), ligne qui sera initialement exploitée en 220 kV

Une liaison 400 kV entre l‟Algérie et le Maroc a été décidée par les deux pays dont l‟étude ELTAM va évaluer la capacité d‟interconnexion.

Les principales conclusions de l’étude ELTAM peuvent être résumées comme suit :

4.2.1.1 Égypte- Lybie :

Si les revenus d’échanges (réductions de coûts des investissements et des frais d‟exploitation et de réserve, sur des investissements plus efficaces et sur la délocalisation des nouvelles centrales) sont limités pour ce projet, les gains de fiabilité (gains sur l‟énergie non fournie) sont significatifs à partir de 2010. A eux seuls, ils peuvent largement justifier ce projet d‟interconnexion Égypte – Libye. Lorsque les gains de fiabilité sont inclus, le TRI du projet sur 30 ans est de l‟ordre de 15 à 112% pour une mise en service à l‟horizon 2010. L‟analyse de fiabilité démontre que le système égyptien est, de loin, le plus grand bénéficiaire des renforcements d‟interconnexion.

Les échanges annuels d‟électricité entre l‟Égypte et la Libye avec l‟interconnexion 500/400 kV varient en volume et en direction, selon les scénarios étudiés.

Par conséquent, pour le projet d‟interconnexion 500/400 kV Égypte – Libye, il est recommandé de mettre en service en 2010, une ligne 500 kV simple terne entre Saloum (Égypte) et Tobrouk (Lybie), sans SVC (compensation).

4.2.1.2 Lybie-Tunisie :

Lorsque l‟on prend en compte les gains de fiabilité, le TRI du projet se situe alors dans la fourchette de 6,0 à 51,1% pour une mise en service en 2010. En reportant la date de mise en service à 2015, le TRI s‟améliore pour passer dans la plage 11,1 à 70,2%.

Les échanges annuels d‟électricité dans le Scénario 1 vont dans le sens Libye – Tunisie et sont relativement faibles avant 2015 de sorte que même si une mise en service à l‟horizon 2010 peut être économiquement réalisable, la date de mise en service recommandée est 2015 d‟autant que les gains de fiabilité se situent principalement en Égypte et le renforcement de l‟interconnexion Libye – Tunisie n‟aura, par conséquent, pas d‟impact direct.


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4.2.1.3 Tunisie-Algérie :

Les revenus d‟échanges seuls peuvent potentiellement justifier le projet d‟interconnexion 400 kV Tunisie – Algérie. Les flux d‟électricité peuvent consister en importations tunisiennes à partir de l‟Algérie ou en exportations algériennes à destination de l‟Italie via la Tunisie (câble à courant continu Cap Bon – Sicile).

Tous les scénarios indiquent des exportations d‟électricité structurelles sur cette interconnexion entre l‟Algérie et la Tunisie, de 2000 GWh en 2005 à 7000 GWh en 2017 selon les scénarios.

Même si une mise en service en 2005 est économiquement jouable, l‟étude ELTAM recommande une mise en service en 2008. En effet, les revenus dégagés par les échanges et la fiabilité restent limitées avant 2008.

Si les exportations algériennes massives à destination de l‟Italie via la Tunisie ne l‟exigent pas, il n‟est pas recommandé d‟étendre la section Jendouba – El Hadjar2 par un second circuit avant 2017. Une ligne simple terne 400 kV assure déjà une importante capacité transfrontalière de 880 MW à partir de 2010.

4.2.1.4 Algérie-Maroc :

Il n‟est pas nécessaire de renforcer encore plus les lignes d‟interconnexion 400 kV prévues entre l‟Algérie et le Maroc. A partir de 2010, les limites de puissance active sont d‟au moins 1135 MW entre l‟Algérie et le Maroc et de 620 MW entre le Maroc et l‟Algérie.

Dans le cas des exportations d‟électricité massives de l‟Algérie à l‟Espagne, ces capacités de puissance active sont suffisantes jusqu‟à la fin de la période d‟étude si un câble sous-marin à courant continu est installé entre l‟Algérie et l‟Espagne.

Les échanges d‟électricité sont principalement orientés de l‟Algérie vers le Maroc et atteignent de 2000 GWh à plus de 5000 GWh selon les scénarios.

4.2.1.5 Lybie-Algérie :

Les revenus d‟échanges seuls ne justifient pas économiquement le projet d‟interconnexion Libye – Algérie. Une ligne de transport d‟environ 1000 km serait nécessaire pour interconnecter le Sud de l‟Algérie avec l‟Ouest de la Libye.

4.2.1.6 Avantages économiques :

L‟étude ELTAM montre que si une intégration plus étroite par le biais d‟interconnexions renforcées peut être avantageuse pour tous les participants d‟un système électrique ELTAM intégré, l‟Égypte est la principale bénéficiaire du renforcement des interconnexions, principalement en raison d‟une meilleure fiabilité.

4.2.2 L’état des nouvelles interconnexions :

De longue date, les réseaux des cinq pays de la région ELTAM sont interconnectés et depuis l‟étude ELTAM, ils ont consenti d‟importants efforts pour renforcer leurs liaisons électriques comme les figures ci-après le montrent :


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Liaisons : 1) OUALILI-BOURDIM, 400 kV (Maroc)

2) BOURDIM- H. AMEUR, 400 kV CC (Algérie-Maroc)

Réseau 400 kV algérien non relié à l’interconnexion Lybie-Tunisie


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Interconnexion Lybie-Tunisie

De surcroît, en vue d‟un contrôle adéquat de la charge et de la fréquence, des améliorations de l‟infrastructure (centres de contrôle) et des dispositifs (Automates de gestion de la charge, systèmes d‟acquisition de données à distance, etc.).

Malgré tous ces efforts, la continuité électrique de la boucle méditerranéenne n‟est pas établie et reste assujettie à des essais de fonctionnement, plus précisément le deuxième essai après l‟échec du premier intervenu le 21 novembre 2005.

4.2.3 Nouveaux essais de fonctionnement ou plan B ?

Donc en novembre 2005, un test de fonctionnement a été effectué par la fermeture de l‟interconnexion entre la Tunisie et la Lybie, la Lybie dont les interconnexions sont en 225 kV sur de longues distances, 2000 km d‟est en ouest avec à l‟ouest, un bloc TAM (Tunisie, Algérie et Maroc) relié de façon synchrone à l‟UCTE et à l‟ouest un autre bloc synchrone composé de la Lybie, de l‟Égypte, de la Jordanie et de la Syrie.

Le premier test prévu pour durer trois jours après la fermeture de l‟interconnexion, n‟a duré que 7 minutes, le plan de défense entre la Lybie et la Tunisie ayant ouvert les lignes alors qu‟entre le Maroc et l‟Algérie des lignes ont aussi déclenché. Le système était au bord de l‟écroulement total.

Depuis l‟échec de ce premier essai de fonctionnement synchrone de cette portion de la boucle (Espagne-Syrie), de nombreuses études ont été menées ainsi que des actions d‟amélioration des dispositifs de fiabilisation du fonctionnement du réseau (performance des


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AGC pour la gestion de la production), des plans de défense et des renforcements des infrastructures.

Malgré tout, personne ne peut dire quand le prochain test de synchronisation devrait avoir lieu et des doutes pèsent sur le succès d‟un tel essai si bien qu‟une solution alternative est de plus en plus évoquée à savoir le rajout du courant continu, les simulations montrant qu‟une liaison à courant continu entre l‟Égypte et la Lybie serait meilleure qu‟une liaison entre la Tunisie et la Lybie.

Ainsi le choix de base de l‟étude MEDRING d‟une interconnexion synchrone semble devoir être abandonné d‟autant que les problèmes de fonctionnement actuels seraient encore plus sérieux si les essaient visaient la fermeture de la boucle elle-même.

Le plan B qui serait la solution à courant continu pose cependant un certain nombre de problèmes liés aux délais et coûts supplémentaires et au financement sans oublier tous les efforts consentis par les pays concernés pour arriver au stade des essais. Mais si c‟est le prix à payer pour une interconnexion qui marche ?

4.3 LE PROJET D’ACTUALISATION DE L’ETUDE MEDRING

4.3.1 La nouvelle problématique du bouclage électrique autour du bassin méditerranéen

La problématique de l‟actualisation de l‟étude MEDRING procède du constat dressé dans la Deuxième Revue de la Stratégie Énergétique de l‟UE portant sur le fait que « la boucle énergétique méditerranéenne a maintenant besoin d‟être achevée de manière à relier l‟Europe et le Sud méditerranéen à travers des interconnexions électriques et gazières. En particulier la boucle est essentielle pour le développement du vaste potentiel éolien et solaire de la région ».

Ainsi, l‟actualisation de MEDRING vise à prendre en considération :

les nouveaux développements en matière de politique énergétique de l‟UE notamment le paquet 20-20-2020 (les pays membres doivent à l‟horizon 2020, présenter une part de 20 % d‟énergies renouvelables dans la consommation finale d‟énergie et améliorer de 20 % leur ratio d‟efficacité énergétique), les objectifs du Plan Solaire Méditerranéen ainsi que les bénéfices additionnels liés à la réduction des GES et au commerce d‟électricité verte ;

l‟option de la technologie à courant continu comme une variante notamment pour des liaisons haute tension nord-sud à courant continu ;

la création d‟un marché de l‟énergie euro-méditerranéen ainsi que les options d‟échange d‟énergie sous l‟empire de l‟article 9 de la Directive sur les sources d‟énergie renouvelables.

De manière plus spécifique, l‟étude devra, entre autres, vérifier :

si une condition nécessaire pour éviter un développement trop lent de l‟énergie solaire n‟est pas l‟exploitation des opportunités d‟exportation vers le Nord ;

si la boucle est l‟infrastructure la plus indiquée pour le transit d‟importantes quantités d‟électricité solaire, qui rendrait facultative la création de corridors dédiés et

si l‟option d‟un développement substantiel d‟électricité d‟origine renouvelable sur une longue période est possible autrement qu‟à la condition que les consommateurs acceptent de subventionner les surcoûts liés aux ER et que des débouchés à l‟exportation soient offerts aux pays du Sud.


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4.3.2 Bouclage électrique et nouveaux enjeux : solution partielle, solution complexe

Des travaux menés dans le cadre de cette étude d‟actualisation, il ressort clairement que :

Si une solution en courant alternatif qui ferme la boucle peut permettre des échanges d‟énergie électrique et accroître la sécurité d‟approvisionnement de la région, en revanche une telle solution pourrait retarder la réalisation d‟une vision à long terme d‟exportation à grande échelle d‟électricité du Sud vers le Nord

La fermeture de la boucle en mode alternatif pourrait, en outre, s‟avérer d‟une extrême complexité, exigeant des plans de défense sophistiqués, sans accroître significativement les capacités additionnelles de transit qui, au mieux, atteindraient 400 MW à 400/500 kV

La synchronisation ne règlera pas nécessairement les problèmes de stabilité dynamique dans le fonctionnement de la boucle de sorte qu‟il apparaît indiqué d‟évaluer la fermeture complète de la boucle après avoir procédé à l‟insertion d‟équipements haute tension à courant continu à des endroits précis correspondant à des frontières entre les blocs de pays du pourtour méditerranéen

La contribution de l‟énergie éolienne et solaire à la production publique d‟électricité est actuellement comprise entre 0 % et 1 % dans les pays alors même que les ambitions et les plans annoncés ne sont pas toujours reflétés dans les documents officiels des compagnies d‟électricité

Aucun développement significatif (30 %) de l‟énergie solaire n‟est possible sans exportation. A cet égard, les pays de l‟UE devraient ouvrir leur marché de l‟électricité aux importations à partir du Sud au prix des tarifs de rachat (réduits éventuellement) même si cela doit se traduire par une augmentation du prix moyen européen

Dans ce cadre, des liaisons haute tension à courant continu semblent être l‟option la plus rapide et la plus réaliste pour favoriser les exportations du Sud au Nord. A cet égard, le Maroc et la Tunisie sont parmi les pays de la rive Sud du bassin méditerranéen, en meilleure position comme point de départ des corridors électriques pour l‟exportation vers l‟Europe, comme le montre la carte ci-dessous qui indique les zones techniquement risquées pour le passage de câble sous-marin (profondeur d‟eau supérieure à 2000 m). Il convient de noter cependant, qu‟en ce qui concerne l‟Algérie, des études de faisabilité d‟interconnexion avec la rive Nord notamment avec l‟Espagne, ont mis en évidence des tracés avec des profondeurs maximales d‟eau comprises entre 1500 m et 1900 m.

Quand bien même le recours à l‟énergie éolienne et solaire pour satisfaire la demande domestique est déjà aujourd‟hui une option viable dans certains pays du pourtour méditerranéen, les niveaux élevés de subvention sur les produits pétroliers et le gaz naturel utilisés pour la production d‟électricité représentent un sérieux obstacle au développement d‟un marché d‟électricité d‟origine renouvelable

En tout état de cause afin de minimiser les coûts, les contrats IPP devraient autant que possible être évités, ceux-ci pouvant accroître les coûts de 40 à 80 %.


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Corridors Nord-Sud de traversée de la Méditerranée

NB en rouge, zone de profondeur supérieure à 2000 m

4.4 QUELQUES REFLEXIONS CONCLUSIVES

Très clairement, l‟actualisation de l‟étude MEDRING semble avoir comme problématique dominante le développement de l‟énergie solaire dans les pays de la rive Sud du bassin et la question de l‟exportation de grandes quantités de cette énergie vers l‟Europe.

Dans ce cadre, le rôle de la boucle méditerranéenne tel qu‟il ressort des conclusions de la nouvelle étude apparaît limité tant les transits permis par celle-ci restent faibles comparés aux nouveaux enjeux, sans mentionner que la stabilité de la ligne n‟est pas assurée même si sont insérés des équipements en courant continu à des endroits précis de la boucle.

Ainsi, dans la perspective d‟exportations massives d‟énergie électrique notamment d‟origine solaire, des liaisons directes à courant continu seront nécessaires. Mais ce type d‟infrastructure ne serait envisageable que pour des puissances de plus d‟un gigawatt et la rentabilisation de tels investissements, imposera, tout au moins dans un premier temps, de l‟électricité produite par des centrales thermiques à combustibles fossiles en plus de l‟électricité verte qui, jusque-là, n‟a pas donné lieu à des projets de grandes capacités dans les pays du Sud et de l‟Est de la Méditerranée.

De plus, l‟étude montre les difficultés de développement de l‟électricité d‟origine solaire dans un contexte de tarifs d‟électricité trop bas comme c‟est le cas dans nombre de pays du bassin Sud de la Méditerranée. A cet égard, le Maroc et la Tunisie apparaissent comme des pays où le solaire pourrait atteindre, à un horizon pas très éloigné, la parité avec le réseau et sont en position de réaliser d‟importants gains sur le long terme, en développant leur industrie solaire. Par ailleurs, en ce qui concerne l‟exportation, les facteurs géographiques de ces pays comparativement plus favorables que ceux des pays européens induisent des rendements par kW installé en CSP et PV beaucoup plus intéressants qui compensent largement les coûts de transport de l‟électricité du Sud au Nord de la Méditerranée.


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Ainsi, même s‟il ressort des résultats de la nouvelle étude MEDRING que la plupart des pays de l‟UE pourraient arriver à une grande part d‟électricité verte sans recourir aux importations des pays partenaires du Sud et de l‟Est de la Méditerranée, des pays comme le Maroc et la Tunisie devraient pouvoir envisager l‟exportation d‟électricité à base d‟énergies renouvelables.

Au vu des limites et des incertitudes sur le fonctionnement de la boucle méditerranéenne, la priorité pour les pays du Maghreb, Algérie, Maroc et Tunisie, devrait plutôt porter sur l‟ouverture de corridors haute tension à courant continu pour l‟exportation. C‟est là où l‟effort de dialogue entre ces trois pays et l‟UE devrait être orienté. Très clairement, l‟unification des marchés de l‟électricité des trois pays avec celui de l‟UE, ne semble pas devoir se réaliser dans des délais rapprochés, de sorte que si de part et d‟autre existe la volonté de promouvoir la coopération entre les deux groupes de pays en ayant en vue le développement du potentiel éolien et solaire des pays maghrébins et l‟exportation d‟une partie de l‟électricité, un cadre juridique devrait être inventé et mis en place à cet effet avec en vue la transition vers l‟intégration des marchés.


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ANNEXE 1 : RAPPORT PREMIERE MISSION D’IDENTIFICATION


Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché intérieur de l'électricité de l'Union européenne

EuropeAid/123009/D/SER/Multi

Act ion 08 du P lan Opéra t ionne l Ann ue l 2009 : É tude sur l es l iens avec d ’ au t res pro je ts per t inents dans les pa ys b éné f ic ia i res

Rappor t de Miss ion de l ’exper t cour t te rme,

Dr Al ioune FAL L

Équipe d'Assistance Technique Projet "Intégration progressive des marchés d'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché intérieur de l'Union européenne"

Projet financé par


Projet mis en œuvre par SOFRECO

en consortium avec IPA Energy + Water Consulting, AETS et Vattenfall Power Consultants

1. Introduction

Le présent rapport est relatif à la première mission effectuée du 19 au 29 juillet 2009 à Alger et Tunis et s‟apparente à un rapport de démarrage de l‟action 08 portant sur l‟étude sur les liens avec d‟autres projets pertinents dans les pays bénéficiaires.

Cette première mission a été l‟occasion de prendre contact avec un certain nombre de structures aussi bien au niveau national qu‟au niveau international, d‟échanger sur le contenu précis de l‟action, sur les projets qu‟il serait indiqué de retenir dans le cadre de cette action 08, sur quelques aspects de l‟évolution de la situation du secteur de l‟électricité dans les pays visités ainsi que sur la suite des activités à réaliser. Elle a permis également de collecter quelques documents essentiellement au niveau de l‟Unité de Gestion de Projet (UGP).


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2. Contenu de l’action 08 :

En ce qui concerne la clarification des TdR, il semble qu‟il faille comprendre que l‟action 13 devrait se focaliser sur un inventaire des projets d‟infrastructure existants dans les différents pays, à divers stades d‟avancement, et l‟analyse des impacts de ces projets sur le projet d‟intégration progressive des marchés de l‟électricité. L‟action 8 qui vient en complément de l‟action 13 et s‟intègre, comme cette dernière, dans l‟objectif d‟appui au développement institutionnel, vise par contre les actions, projets, programmes sur les mêmes thèmes connexes (études sectorielles par exemple marché du gaz, études d‟élaboration de nouveaux textes légaux et réglementaires, initiatives en matière d‟énergies renouvelables, d‟efficacité énergétique, de régulation, etc.) en cours ou programmés en Algérie, Maroc et Tunisie, financés soit à l‟interne soit par d‟autres bailleurs de fonds internationaux (Banque Mondiale, BAD, USAID, AFD, GTZ, etc.). L‟objectif visé est d‟identifier les programmes pouvant avoir un impact sur nos propres interventions et réciproquement établir l‟apport spécifique de ce projet sur les autres projets pertinents dans les pays bénéficiaires.

L‟enquête à mener, à cet effet auprès des acteurs locaux et des bailleurs de fond concernera les projets récemment finalisés, ceux en cours et les projets prévus. Entre autres projets, il convient de citer :

SYSTMED

SYSTINT

USTDA

MEDRING


Travaux du MEDREG

Actions Banque Mondiale et des autres bailleurs de fonds.

3. Quelques éléments de clarification relevés lors des échanges avec les

interlocuteurs :

De manière générale, les études globales concernant les pays maghrébins ont eu pour thème les interconnexions. Parmi celles-ci, une mention spéciale doit être faite à l‟étude sur le Projet ELTAM qui a abouti à la réalisation de la dorsale 400 kV dont la construction est pratiquement achevée même si pour le moment, des liaisons ne sont toujours pas fonctionnelles ; les tests de fonctionnement en vue d‟une exploitation dans le cadre d‟un fonctionnement synchrone avec le réseau de l‟UCTE se poursuivent (octobre-novembre 2009).

Il a été précisé qu‟en réalité, les études MEDRING ont davantage servi à démontrer l‟intérêt pour les pays du bassin méditerranéen d‟une interconnexion de leurs réseaux électriques. Il semble toutefois utile de procéder à l’actualisation de cette étude afin notamment d‟effectuer le bilan de l‟exécution des recommandations de la première étude MEDRING.

Il convient par ailleurs de noter que SYSTMED et SYSTINT sont des appellations de sous-groupes de travail d‟EURELECTRIC auxquels prenaient part des représentants des sociétés d‟électricité du Maghreb. Le sous-groupe SYSTMED ne se réunit plus depuis la fin de l‟étude MEDRING alors que le sous-groupe SYSTINT continue de produire tous les ans un rapport sur les interconnexions, la situation de la demande d‟électricité, les aspects institutionnels, l‟état d‟avancement des grands ouvrages en construction, etc. Cependant, ce sous-groupe ne tient plus de réunions, un seul rapport étant élaboré sur la base des informations envoyées par les correspondants nationaux.


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En ce qui concerne le développement du potentiel d’énergie solaire et éolienne notamment, il a été fait état de différents projets dans les trois pays notamment le solaire thermique à concentration qu‟il n‟est pas possible d‟évoquer sans mentionner l’initiative DESERTEC, le Plan Solaire Méditerranéen ainsi que le Programme CSP pour la région Afrique du Nord-Moyen Orient (Concentrated Solar Power Programme in MENA).

Le développement de ces formes d‟énergie pose un certain nombre de problèmes notamment au plan technique à savoir leur intégration dans les réseaux, le dimensionnement de réseaux de transport capables de transiter de très fortes puissances aux fins d‟exportation, les problèmes réglementaires, juridiques et tarifaires en particulier les coûts de transit.

En ce qui concerne la production indépendante qui contribue pour un quart de la production publique d‟électricité en Tunisie, l‟accroissement de la part des IPP et l‟ouverture du marché posent selon nos interlocuteurs tunisiens un vrai dilemme quand il s‟agit d‟ouvrir les marchés à la concurrence comme cela a été observé dans des pays comme la Pologne où l‟État a été amené à racheter les PPA existants.

En ce qui concerne l‟intégration des marchés électriques des trois pays maghrébins, il existe des lignes d‟interconnexion mais les échanges restent limités car se faisant à bilan nul, en particulier entre l‟Algérie et la Tunisie. Certaines préoccupations sont relatives à la transparence dans la coopération avec les autres pays en rapport avec la question du prix du gaz, le besoin de rapports d‟échange clairs, les craintes d‟une trop grande dépendance, l‟inexistence de grid codes et de coûts de transit dans les réseaux, acceptés par les parties. Ce point revêt une certaine acuité pour ce qui est de la future liaison Tunisie-Italie puisque si les 800 MW faisaient l‟objet d‟un contrat de réservation pour le promoteur de la centrale, les 200 MW devraient être disponibles pour les autres utilisateurs.

Il apparaît ainsi et ceci a été confirmé par certains de nos interlocuteurs que réciproquement nombre de projets en cours de développement tels que le Projet d‟IPP 1200 MW Italie-Tunisie ou le Concentrated Solar Programme for MENA devraient pouvoir bénéficier des résultats du Projet d‟intégration progressive des marchés de l‟électricité de l‟Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché de l‟Union Européenne.

De la même manière, au regard de la place du gaz naturel dans la production d‟électricité, le développement des gazoducs reliant les rives de la Méditerranée, en particulier le méga projet de gazoduc transsaharien devant relier le Nigéria et l‟Algérie, pourrait influer sur les flux d‟échange d‟énergie électrique entre les pays méditerranéens concernés.

Au total, la thématique de l‟action 8 devrait inclure entre autres blocs :

les études institutionnelles, organisationnelles concernant les marchés nationaux comme celui du Maroc ;

la revue d‟études, de projets et programmes majeurs en vue du bilan d‟exécution des recommandations et d‟une éventuelle mise à jour ou d‟un approfondissement (SYSTMED, MEDRING, projets pertinents du Programme MEDA, travaux MEDREG, etc.).

la question du « mix » énergétique tenant compte, d‟une part, des grands projets solaires notamment les centrales à concentration dans le sillage notamment du Plan solaire méditerranéen et de DESERTEC et, d‟autre part, des projets de gazoducs vers l‟Europe.

4. Prochaines étapes

Il est programmé une deuxième mission au Maroc et en Algérie du 6 au 18 septembre 2009 dans le sillage de la première mission, cette deuxième mission devant cependant prendre en compte le fait qu‟en Tunisie, en raison du faible niveau de préparation, seule la BAD a pu


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être visitée parmi les institutions internationales qui pourraient avoir des projets entrant dans le cadre de l‟action 08. Ainsi des contacts n‟ont pas pu être établis avec les représentations de la Banque Mondiale, de l‟Union Européenne et avec les services du Ministère tunisien chargé de l‟Énergie.

Par ailleurs, il n‟a pas été possible d‟accéder à une quelconque documentation en Tunisie, les interlocuteurs renvoyant à leurs homologues en Algérie (SONELGAZ, COMELEC, etc.).

Ceci pose le problème d‟avoir un appui d’une personnalité relativement disponible, comprenant la problématique du Projet et ayant de l’entregent qui puisse aider à combler ces lacunes.

Les rencontres envisagées pour la prochaine mission au Maroc devraient permettre de diversifier les acteurs institutionnels à visiter et de collecter les documents des projets rentrant dans le cadre de l‟action 8.

Il faudrait à la fin de la prochaine mission terminer, au moins provisoirement, le recensement des projets, disposer de l’essentiel de la documentation requise (l‟étape algérienne devrait servir à cet effet après les premiers contacts noués ici) et entamer l’exploitation dans le sens des TdR de l’action 08, à savoir tirer les leçons des impacts attendus des autres études et projets retenus au terme du recensement.

Conclusion

Si le thème de l‟action 08 semblait de prime abord assez confus, le fait étant accentué par l‟existence de l‟action13 visant les projets d‟infrastructures, en revanche les échanges avec les différents interlocuteurs ont permis de jeter progressivement un peu plus de clarté dans la compréhension des objectifs, des activités à mener et des livrables. Le point critique est sans aucun doute la collecte des documents pertinents pour cette action.

Nous ne pouvons qu‟espérer qu‟avec l‟appui de l‟Unité de Gestion de Projet, de l‟Équipe d‟Assistance technique et des autres partenaires, cette difficulté sera surmontée.

Cet espoir est fondé sur l‟accueil et la disponibilité de l‟UGP et de l‟EAT qui ont véritablement facilité notre entrée dans le Projet.

Nous voudrions ici les en remercier ainsi que tous nos interlocuteurs dont la liste est jointe en annexe.


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PREMIERE MISSION ACTION 8 : SYNTHESE DES RENCONTRES

Journée du 19 07 09. Lieu : Alger.

Cette journée a été mise à profit pour rencontrer les membres de l‟Équipe d‟Assistance Technique ainsi que la Directrice de l‟Unité de Gestion de Projet et avancer dans la clarification des TdR de l‟action 8 versus l‟action 13, celles-ci paraissant relativement proches. Il semble qu‟il faille comprendre que l‟action 13 devrait se focaliser sur un inventaire des projets d‟infrastructure existants dans les différents pays, à divers stades d‟avancement, et l‟analyse des impacts de ces projets sur le projet d‟intégration progressive des marchés de l‟électricité. L‟action 8 qui vient en complément de l‟action 13 et comme cette dernière s‟intègre dans l‟objectif d‟appui au développement institutionnel vise par contre les actions, projets, programmes sur les mêmes thèmes connexes (études sectorielles par exemple marché du gaz, études d‟élaboration de nouveaux textes légaux et réglementaires, initiatives en matière d‟énergies renouvelables, d‟efficacité énergétique, de régulation, etc.) en cours ou programmés en Algérie, Maroc et Tunisie, financés soit à l‟interne soit par d‟autres bailleurs de fonds internationaux (Banque Mondiale, BAD, USAID, AFD, GTZ, etc.). L‟objectif visé est d‟identifier les programmes pouvant avoir un impact sur nos propres interventions et réciproquement établir l‟apport spécifique de ce projet sur les autres projets pertinents dans les pays bénéficiaires.

L‟enquête à mener auprès des acteurs locaux et des bailleurs de fond concernera les projets récemment finalisés, ceux en cours et les projets prévus. Entre autres projets, il convient de citer :

SYSTMED

SYSTINT

USTDA

MEDRING


Travaux du MEDREG

Actions Banque Mondiale et des autres bailleurs de fonds.

Journée du 21 07 09. Lieu : Tunis.

Après la journée du 20 juillet consacrée à la préparation du voyage à Tunis, voyage avancé de 24 heures pour des raisons de vol d‟avion, notamment la prise de contacts auprès d‟un certain nombre d‟institutions, la journée du 21 a été passée essentiellement avec des représentants de la Banque Africaine de développement (BAD) afin de s‟informer des actions, initiatives impliquant la BAD que ce soit au niveau national dans les trois pays ou au niveau sous régional.

Il ressort des échanges que la Banque (i) n‟a pas participé sur la période récente à un quelconque financement d‟interconnexions dans la sous-région, (ii) que son intervention dans ce domaine remonte aux années 90 avec la liaison Algérie-Maroc ainsi qu‟en 2002 avec son implication (à côté de la BEI et de l‟AFD) dans le renforcement de l‟interconnexion Maroc-Espagne, la Banque s‟intéressant plus particulièrement à la partie marocaine incluant le poste de Tanger, (iii) que la Banque a approuvé en novembre 2007 la phase 2 du projet de renforcement de l‟interconnexion.

S‟agissant des actions de la Banque dans les trois pays, il apparaît que celle-ci ne comptabilise aucune intervention en Algérie, ce pays ayant remboursé toutes ses dettes à la


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faveur des importantes rentrées d‟argent consécutives à l‟envolée des prix des hydrocarbures observée ces dernières années.

En ce qui concerne la Tunisie, la Banque qui a participé dans le passé au financement de l‟électrification rurale, de la centrale à gaz de Sousse, intervient à présent dans le projet d‟assainissement du réseau. Elle est aussi intéressée à contribuer au projet d‟IPP de 1200 MW (400 MW à la Tunisie et 800 MW à l‟Italie), la BAD ciblant plus particulièrement la ligne d‟évacuation (partie tunisienne).

Il convient de noter que le projet de gazoduc Lybie-Tunisie qui pourrait voir une participation de la Banque a connu un arrêt suite à l‟absence déclarée de gaz en Lybie.

Au Maroc, la Banque participe au projet d‟efficacité énergétique avec le GEF et la Finlande, la Banque intervenant au niveau des audits d‟entreprises au nombre de 600. La Banque participe au financement d‟un projet de centrale thermo-solaire en cours de réalisation cette installation faisant partie d‟un projet de production de 400 MW dont 380 MW en cycle combiné au gaz (alimentation à partir du gazoduc Maghreb-Europe).

En ce qui concerne les interconnexions, le Maroc et l‟Espagne planifient la construction d‟une troisième liaison en raison de l‟accroissement des importations marocaines qui ont atteint 800 MW.

L‟échange avec la Division Infrastructure et Énergie de la BAD a également permis d‟évoquer le Plan Solaire Méditerranéen, ou « Plan Sarkozy » sur lequel intervient une équipe de la Banque, le Projet de gazoduc transsaharien impliquant le Nigéria et l‟Algérie ainsi que l‟étude majeure initiée conjointement par la Banque, le NEPAD et l‟Union Africaine visant le développement des infrastructures en Afrique (PIDA, Programme of Infrastructure Development in Africa).


Cette journée a permis de rencontrer des responsables de la STEG, notamment Madame Souad Allagui, Directrice du Département Principal des Réseaux de transport, Monsieur Moheddine Mejri, Directeur du développement des Énergies Renouvelables, Monsieur Imed Amara Chef du Projet de Production Indépendante de 1200 MW.

Après la STEG, d‟autres visites ont été faites à la BAD auprès du Consortium pour les infrastructures en Afrique, ainsi que l‟unité du Secteur privé intervenant sur le grand projet solaire méditerranéen.

Rencontre avec les responsables STEG :

La rencontre avec Mme Allagui a permis à cette dernière de clarifier plusieurs points relatifs à l‟évolution institutionnelle dans les 3 pays bénéficiaires, aux études pertinentes pour le Projet d‟Intégration des marchés électriques, le rôle de certaines organisations citées dans le cadre de l‟action 8, les perspectives du développement des énergies renouvelables ; cette question devant être l‟objet d‟un entretien ultérieur avec M. Moheddine Mejri alors qu‟avec M. Imed Amara, l‟échange portera sur le Projet IPP de 1200 MW.

En ce qui concerne la situation institutionnelle du secteur de l‟électricité de la Tunisie, du point de vue de nos interlocuteurs, chaque pays a ses spécificités et pour l„heure, il n‟y a pas d‟action envisagée pour une remise en cause du dispositif existant, notamment à travers une nouvelle étude. De manière générale, les études globales concernant les pays maghrébins ont eu pour thème les interconnexions. Parmi celles-ci, une mention spéciale doit être faite à l‟étude sur le Projet ELTAM qui a abouti à la réalisation de la dorsale 400 kV dont la construction est pratiquement achevée même si pour le moment, des liaisons ne sont toujours pas fonctionnelles ; les tests de fonctionnement en vue d‟une exploitation dans le cadre d‟un fonctionnement synchrone avec le réseau de l‟UCTE se poursuivent (octobre-novembre 2009). Il a été précisé qu‟en réalité, les études MEDRING ont davantage servi à


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démontrer l‟intérêt pour les pays du bassin méditerranéen d‟une interconnexion de leurs réseaux électriques. Il semble toutefois utile de procéder à l’actualisation de cette étude afin notamment d‟effectuer le bilan de l‟exécution des recommandations de la première étude MEDRING.

Il convient par ailleurs de noter que SYSTMED et SYSTINT sont des appellations de sous-groupes de travail d‟EURELECTRIC auxquels prenaient part des représentants des sociétés d‟électricité du Maghreb. Le sous-groupe SYSTMED ne se réunit plus depuis la fin de l‟étude MEDRING alors que le sous-groupe SYSTINT continue de produire tous les ans un rapport sur les interconnexions, la situation de la demande d‟électricité, les aspects institutionnels, l‟état d‟avancement des grands ouvrages en construction, etc. Cependant, ce sous-groupe ne tient plus de réunions, un seul rapport étant élaboré sur la base des informations envoyées par les correspondants nationaux.

En matière d‟étude en Tunisie, il faut mentionner celle concernant les énergies renouvelables, particulièrement l‟énergie éolienne, précisément l’intégration dans le réseau de l’éolien sur la période 2007-2011 qui situe le maximum pouvant être raccordé au réseau à 200 MW pour 54 MW déjà installés, 120 MW faisant l‟objet d‟un appel d‟offres en cours. Une nouvelle étude devrait être lancée prochainement pour la période 2012-2020.

La production indépendante d‟électricité en Tunisie a donné lieu à quelques réalisations suite à la modification de la loi sur la STEG. C‟est ainsi qu‟un cycle combiné a été installé à RADES avec une puissance de 471 MW et une turbine à gaz de 27 MW.

En ce qui concerne la production indépendante, un projet de 350-500 MW en cycle combiné est prévu du côté de Bizerte pour une mise en service en 2014 ; la pré qualification a été faite et l‟appel d‟offres restreint devrait être lancé début 2010.

Le projet Italo-tunisien de 1200 MW (un tiers pour la Tunisie et deux tiers pour l‟Italie) comportant outre la centrale, une interconnexion entre les réseaux italien et tunisien à travers un câble sous-marin de 1000 MW de capacité a donné lieu à la signature d‟accords entre les gouvernements des deux pays ainsi qu‟entre les opérateurs STEG et TERNA, à la constitution d‟une société ELMED (Électricité de Méditerranée) avec comme partenaires la STEG et TERNA, la nomination d‟un chef de projet côté tunisien. Un appel d‟offres international devrait être lancé dans les 6 mois à venir par l‟État tunisien, les options restant ouvertes, pour l‟heure, aussi bien en ce qui concerne le combustible (gaz ou charbon) que la localisation de la centrale, l‟appel d‟offres fixera les choix les meilleurs.

La production indépendante contribue pour un quart de la production publique d‟électricité en Tunisie, l‟accroissement de la part des IPP et l‟ouverture du marché posent selon nos interlocuteurs tunisiens un vrai dilemme comme celui observé dans des pays comme la Pologne où l‟État a été amené à racheter les PPA existants.

En ce qui concerne l‟intégration des marchés électriques des trois pays maghrébins, il existe des lignes d‟interconnexion mais les échanges restent limités car se faisant à bilan nul, en particulier entre l‟Algérie et la Tunisie. Certaines préoccupations sont relatives à la transparence dans la coopération avec les autres pays en rapport avec la question du prix du gaz, le besoin de rapports d‟échange clairs, les craintes d‟une trop grande dépendance, l‟inexistence de grid codes et de coûts de transit dans les réseaux, acceptés par les parties. Ce point revêt une certaine acuité pour ce qui est de la future liaison Tunisie-Italie puisque si les 800 MW faisaient l‟objet d‟un contrat de réservation pour le promoteur de la centrale, les 200 MW devraient être disponibles pour les autres utilisateurs.

Sous-secteur des énergies renouvelables :

La situation de ce sous-secteur a été passée en revue avec Monsieur Moheddine MEJRI Chef de Département Études Énergétiques à la STEG et Madame Leila BAHRI Secrétaire Exécutive de MEDREC.


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Il convient de retenir que la loi sur la maîtrise de l‟énergie de 2004 a été reprise en 2009 en vue d‟une ouverture en direction de l‟autoproduction, les entreprises pouvant utiliser le réseau pour alimenter d‟autres sites et vendre leurs excédents à la STEG. En ce qui concerne les particuliers, il n‟y a pas de tarif de rachat mais un système de « swap » d‟énergie.

Le bilan du développement des filières d‟énergies renouvelables en Tunisie reste modeste puisque au niveau hydroélectricité, seulement 64 MW sont en exploitation depuis les années 60 et servent à écrêter la pointe alors que la filière PV ne compte qu‟environ 12 000 kits installés (Notons que la Tunisie affiche un taux d‟accès à l‟électricité de 99 %). En ce qui concerne l‟énergie éolienne, des progrès sont enregistrés depuis 1996 reflétés par la saturation du site d‟El Houaria (Cap Bon) qui a vu la puissance installée passer de 10 MW (1er projet éolien) à 54 MW prévus après la phase 3 en cours.

Le développement de l‟éolien va se poursuivre du côté de Bizerte où 120 MW sont en cours d‟installation (génie civil entamé) avec une extension prévue à 190 MW. Ainsi, le taux de pénétration de l‟éolien devrait se situer à 4% en 2011, pour atteindre 10 % vers 2020. Du point de vue de la STEG, la progression de l‟éolien trouve ses limites dans le caractère intermittent de cette énergie, sans possibilité de mutualisation vu l‟étroitesse du pays ; il faudrait en outre éviter l‟altération des réseaux et les contraintes sur les capacités de transit sans oublier les considérations économiques puisque c‟est seulement avec des prêts concessionnels sur 40 ans avec 10 ans de différé qu‟un projet éolien serait intéressant du point de vue économique et financier dans le contexte tunisien.

En ce qui concerne le solaire de nouveaux projets sont programmés, notamment une centrale solaire thermodynamique de 25 MW dans le Sud tunisien (plus de 2200 heures d‟ensoleillement) qui est au stade de l‟étude de faisabilité détaillée, un programme pilote de toits solaires de 3 MW crête dans une première phase qui sera suivie d‟une deuxième phase de 10 MW.


Des échanges avec le MEDREC, il ressort que la question de la mise à jour de l‟étude du potentiel à injecter sur le réseau, les questions de réglementation, de tarif ainsi que les incitations au développement des énergies renouvelables figurent parmi les sujets de préoccupation.

Il convient de noter qu‟une évaluation des politiques et/ou stratégies dans les pays membres de MEDREC (Algérie, Maroc, Tunisie et Égypte), si ces dernières existent, n‟a pas été réalisée.

Le MEDREC qui se veut une plateforme de partenariat est concerné par le Plan Solaire Méditerranéen en ciblant les activités suivantes : filière des bio énergies (colza, déchets végétaux, animaux, etc.), appui à la Tunisie pour la partie PV maisons solaires, renforcement de capacités, point focal de REEEP pour l‟Afrique du Nord, contribution au Projet PROSOL avec l‟ANME, étude des besoins en renforcement de capacité dans le domaine des énergies renouvelables et de l‟efficacité énergétique.

Autres programmes BAD

A l‟occasion des rencontres avec la BAD, notamment l‟équipe d‟ICA (Infrastructure Consortium for Africa et Département du Secteur Privé), deux projets nous ont été mentionnés à savoir le programme PIDA (Programme for Infrastructure Development in Africa) et le Programme Régional CSP (Concentrated Solar Power Programme in MENA). Tous ces interlocuteurs (ICA et l‟équipe du Département du Secteur Privé) sont intéressés par les résultats du Projet d’intégration progressive des marchés d’électricité de l‟Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché intérieur de l‟Union


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Européenne, notamment les aspects relatifs aux dispositifs légaux et réglementaires et juridiques.

Rencontre avec Monsieur Lazreg

Nous avons pu échanger en fin de matinée du 23 07 09 sur la problématique de l‟intégration des marchés de l‟électricité des pays du Maghreb dans le marché de l‟Union Européenne avec Monsieur Lazreg qui nous a fait l‟honneur de venir nous rencontrer dans les locaux de FICOM et de nous faire part de sa vision personnelle


La matinée de cette journée a été consacrée à une courte visite à Ameur Bchir sur le projet d‟IPP, ELMED.


Durant cette journée, une rencontre avec des responsables de SONELGAZ, Messieurs Smail Moussi et Rachid Abdoun, a permis d‟échanger sur la compréhension des TdR de l‟action 8 et sur la problématique de la mise en place d‟un marché de l‟électricité ouvert et compétitif qui s‟intègre dans le marché intérieur de l‟Union Européenne. La question était de savoir si la thématique de l‟action 8 devait inclure entre autres blocs : (i) les études institutionnelles, organisationnelles concernant les marchés nationaux comme celui du Maroc, (ii) la question du « mix » énergétique tenant compte, d‟une part, des grands projets solaires notamment les centrales à concentration dans le sillage notamment du Plan solaire méditerranéen et de DESERTEC et, d‟autre part, des projets de gazoducs vers l‟Europe (iii) la revue d‟études, de projets et programmes majeurs en vue du bilan d‟exécution des recommandations et d‟une éventuelle mise à jour ou d‟un approfondissement (SYSTMED, MEDRING, projets pertinents du Programme MEDA, travaux MEDREG, etc.).

La discussion avec les représentants de SONELGAZ a permis à ces derniers de déplorer le fait que quand bien même SONELGAZ joue le jeu de l‟ouverture du marché de l‟électricité algérien, rien ne se passe en ce qui concerne l‟arrivée de nouveaux investisseurs que les réformes devaient permettre de démultiplier.

S‟agissant du solaire, l‟Algérie parie fortement sur la contribution de cette forme d‟énergie dans le « mix » énergétique algérien.

Pour ce qui est de l‟exportation du gaz versus l‟électricité, l‟optique serait d‟offrir de la souplesse aux partenaires commerciaux de l‟Algérie avec le développement en parallèle d‟infrastructures d‟interconnexion aussi bien électriques que gazières.

S‟agissant des études, un recensement des études est à faire sachant que certaines ont vieilli et appellent des mises à jour.


La question posée aux interlocuteurs de la CREG plus précisément Messieurs Zoubir HAKMI et Farid RAHOUAL, est toujours liée à l‟identification des projets pouvant avoir un impact avec le Projet d‟intégration progressive des marchés de l‟électricité de l‟Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché intérieur de l‟Union Européenne. Il s‟agit de savoir quelle place devraient occuper dans les travaux de l‟action 8, l‟analyse des études telles que MEDRING, EMTAL, ELTAM, l‟étude des grands projets solaires ainsi que la problématique gaz versus électricité dans le « mix » énergétique algérien.

En ce qui concerne la coopération énergétique, est attendu le décret sur l‟importation et l‟exportation d‟énergie électrique, l‟Algérie et le Maroc ayant décidé de créer, à cet effet une société commune. Les échanges avec le Maroc seront sur une base commerciale alors qu‟avec la Tunisie ce sera à bilan nul (secours mutuel)


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En direction de l‟Europe, l‟Algérie est engagée dans deux projets d‟interconnexion, d‟une part, avec l‟Espagne à travers une liaison de 2000 MW de capacité et, d‟autre part, avec l‟Italie via la Sardaigne à travers une liaison de 1000 MW de capacité.

La question est d‟attirer les investisseurs et celle-ci est au cœur de la création d‟un marché ouvert et concurrentiel.

S‟agissant des études visant l‟intégration, il convient de noter les étapes suivantes :

1993-1994 : études CEE/COMELEC financées par la CEE

SYSMED 1 portant sur la première boucle impliquant les trois pays et l‟Europe

SYSMED 2 avec comme principal résultat l‟étude MEDRING laquelle est un approfondissement de SYSMED 1

ELTAM (étude TRACTEBEL) portant sur des échanges économiques procédant de renforcement de l‟interconnexion avec des dates bien définies

L’étude USTDA qui a étudié l‟interconnexion de trois pays seulement mais qui n‟a pas pu être validée

Les études COMELEC.

En ce qui concerne les réalisations, il est à noter les liaisons en 400 kV tant du côté marocain que du côté tunisien. L‟interconnexion 400 kV Tunisie-Lybie est au stade de projet.


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LISTE DES PERSONNES RENCONTREES LORS DE LA PREMIERE MISSION D’IDENTIFICATION

Madame Ghania KACI Directrice de l‟Unité de Gestion de Projet

Monsieur Bernard DUHAMEL Chef de l‟Equipe d‟Assistance Technique

Monsieur Peter CZECH Expert long terme Réseaux

Monsieur Gérard DANGLA Expert long terme Formation

Monsieur Emmanuel BRIGOT Expert court terme Action 13

Monsieur Nadjib OTMANE Président de la CREG

Monsieur Zoubir HAKMI Membre du Comité de Direction de la CREG

Monsieur Farid RAHOUAL Responsable de la Planification de la CREG

Monsieur Smaïl MOUSSI Directeur des Affaires de Régulation de SONELGAZ

Monsieur Rachid ABDOUN Directeur du Développement de SONELGAZ

Monsieur DIALLO AMADOU THIERNO Chef de Division Énergie et TIC, Département de l‟Infrastructure, Banque Africaine de Développement (BAD)

Monsieur Ahmed OUNALLY, Consultant Division Énergie et TIC, BAD

Dr BABU RAM Ingénieur Électricien en Chef, Département de l‟Infrastructure, BAD

Monsieur Youssef ARFAOUI Expert en Énergie et Chargé d‟Investissement, Secteur Privé, BAD

Monsieur Alex RUGAMBA Coordinateur, Secrétariat du Consortium pour les Infrastructures en Afrique (ICA), BAD

Monsieur Kambanda Callixte Spécialiste Principal en Infrastructure, Secrétariat du Consortium pour les Infrastructures en Afrique (ICA), BAD

Monsieur Khaled BACCAR Associé FICOM Conseil

Monsieur Foued ROUSSI Consultant FICOM Conseil

Monsieur DHOUIB Mohamed Noureddine Ingénieur ESE Consultant

Madame Souad ALLAGUI Chef de Département Principal Planification Réseau de Transport de l‟Electricité, STEG

Monsieur Moheddine MEJRI Chef de Département Études Énergétiques, STEG

Monsieur Imed AMARA Chef de Projet Production Indépendante d‟Électricité (IPP), STEG

Monsieur Ameur BCHIR Chargé de Mission Groupe IPP du Ministère de l‟Industrie de l‟Énergie et des Petites et Moyennes Entreprises de Tunisie

Monsieur LAZREG Institut des Hautes Études Stratégiques


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ANNEXE 2 : RAPPORT DEUXIEME MISSION D’IDENTIFICATION


Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché intérieur de l'électricité de l'Union européenne

EuropeAid/123009/D/SER/Multi

Act ion 08 du P lan Opéra t ionne l Ann ue l 2009 : Étude sur l es l iens avec d ’au t res pro je ts per t inents dans les pa ys b éné f ic ia i res

Rappor t de Miss ion n°2 de l ’exper t cou r t te rme,

Dr Al ioune FAL L

Équipe d'Assistance Technique Projet "Intégration progressive des marchés d'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché intérieur de l'Union européenne"

Projet financé par


Projet mis en œuvre par SOFRECO

en consortium avec IPA Energy + Water Consulting, AETS et Vattenfall Power Consultants

1. Introduction

Le présent rapport est relatif à la deuxième mission effectuée du 06 au 19 septembre 2009 au Maroc et en Algérie, mission qui complète la première qui s‟est déroulée du 19 au 29 juillet avec pour cadre Alger et Tunis.

L‟accent a été mis durant cette deuxième mission, sur le Maroc. Cette mission a bénéficié d‟une meilleure préparation redevable pour une part substantielle aux efforts de Monsieur Mohamed BOUTACHALI, ce qui a permis de rencontrer les services des ministères concernés ainsi que la Délégation de l‟Union Européenne. Les rencontres avec les différentes structures ont permis de se faire une idée de la situation du secteur électrique marocain, en particulier en termes de politique et de stratégie.

Cependant, le principal problème demeure ici aussi l‟accès à la documentation.


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2. Compréhension de l’action 8 :

Partant des TdR tels qu‟ils ressortent de la fiche de projet sur l‟action 8, la thématique discutée lors de la première mission a été présentée aux responsables Marocains notamment la Direction de l‟Énergie aux fins de tester la commune compréhension du contenu de l‟action 8.

Il semblerait du point de vue des interlocuteurs Marocains que la thématique proposée lors de la première mission, à savoir (i) Études institutionnelles, organisationnelles concernant les marchés nationaux comme celui du Maroc, (ii) Revue des programmes majeurs du genre SYSTMED, MEDRING, PROGRAMME MEDA, MEDREG, et (iii) Mix énergétique et grands projets solaires et gaziers, constituerait un débordement des termes de référence et qu’il serait indiqué au vu du temps imparti, de resserrer la thématique.

3. Éléments saillants des échanges avec les différents interlocuteurs :

A) Situation du secteur électrique marocain :

Le secteur électrique marocain a été confronté ces dernières années à un déséquilibre entre l‟offre et la demande d‟énergie électrique qui s‟est traduit par des délestages opérés par l‟ONE, l‟Office étant confronté à une croissance soutenue de la demande, de l‟ordre de 8 % par an alors même qu‟il accusait du retard dans le développement de nouvelles capacités de production, retard imputable en partie à la non sécurisation de sites de production du fait de la compétition du secteur touristique.

En raison de ses faibles dotations en ressources énergétiques, hydrocarbures et charbon notamment, le Maroc reste très dépendant de l‟extérieur pour son approvisionnement en combustibles de ses centrales de production à dominante thermique. Cet état de fait induit de graves difficultés financières dans la gestion de l‟ONE, exacerbées par le renchérissement des prix des énergies fossiles.

Les Assises nationales tenues en mars 2009, à la suite des travaux du Cabinet McKinsey, ont permis de définir une stratégie et un Plan national d‟actions prioritaires.

La stratégie est sous-tendue par deux principes : le positionnement du charbon au cœur de la production d’électricité et l’autosuffisance en matière d’approvisionnement en énergie électrique, le taux de dépendance se situant actuellement à 17 % (de l‟ordre de 750 MW). A cet égard, le Maroc compte exploiter son important potentiel en énergies renouvelables notamment l’énergie éolienne pour laquelle il dispose de 6000 MW on shore (peut-être 25 000 MW off shore) et de ressources non conventionnelles comme les schistes bitumineux dont l‟exploitation fait l‟objet d‟un projet pilote de 100 MW de l‟ONE qui sera exécuté à Tarfaya. A l‟instar des autres pays d‟Afrique du Nord, le Maroc envisage aussi l’option nucléaire pour laquelle un site a été choisi après les diligences effectuées pour la qualification de ce dernier.

A travers la loi de finances 2009, il a été créé un Fonds de Développement Énergétique avec une dotation initiale de 1 milliard de dollars US alimenté par l‟Arabie Saoudite, les Émirats Arabes Unis et la Fondation Hassan II, ainsi qu‟une Société d’Investissements énergétiques qui servira, entre autres, au financement de capacités énergétiques.

En ce qui concerne le Plan national d’actions prioritaires décliné selon deux volets, offre et demande, il convient de mentionner les mesures suivantes :

Volet demande :

la généralisation des lampes basse consommation (LBC) (22 millions de lampes prévues correspondant à 800 MW, dont 5 millions installées) ;


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une tarification plus efficace avec, d‟une part, l‟institution du système moins 20/ moins 20 visant à inciter les particuliers à l‟économie en leur rétrocédant 20 % des économies, s‟ils parviennent à réduire de 20 % leur propre consommation par rapport à un niveau de référence et, d‟autre part, la mise en place d‟un dispositif dit « super pointe » par lequel un client THT ou HT est rémunéré s‟il accepte de s‟effacer pendant les heures de forts appels de puissance ;

le passage à GMT+1 (depuis le 1er juin 2008), etc.

Volet offre :

1) centrale à cycle combiné d’Ain Beni Mathar de 470 MW financée par la Banque

africaine de Développement dont une composante solaire thermique à

concentration de 20 MW. L’achèvement de cette centrale déjà partiellement

mise en service et qui utilise le gaz de redevance du gazoduc MEDGAZ, est prévu

en avril 2010 ;

2) extension de la centrale de production de Jorf Lasfar (2 x 350MW, au charbon)

pour une mise en service prévue en 2013, l‟appel d‟offres pour la construction devant

être lancé fin septembre 2009 ;

3) nouvelle centrale de production concessionnaire de Jorf Lihoudi (Safi) (2 x 660

MW, au charbon) dont l‟appel d‟offres pour le choix du promoteur a été déjà lancé

pour une mise en service en 2014 et

4) mise en service de 1500 MW d’énergie éolienne, prévue d‟ici 2013.

B) Aspects institutionnels et organisationnels :

En ce qui concerne les aspects institutionnels et organisationnels, il convient de noter que le Maroc possède une longue et riche expérience d‟ouverture au privé de son secteur électrique depuis l‟avènement de la première centrale de production concessionnaire de Jorf Lafsar et les délégations de gestion des régies de Casablanca, de Rabat, Tanger, etc.

Ainsi 65 % de la production d‟électricité du Maroc sont à l‟actif de sociétés privées à côté de l‟ONE qui joue en fait le rôle d‟acheteur unique alors qu‟en termes de volume, la part de la distribution par les délégations de gestion (privées) dans les grandes villes atteint 52 %.

Cependant, l‟ONE demeure une société verticalement intégrée, assurant une partie de la production, disposant du monopole du transport ainsi que de celui de la distribution en dehors du périmètre des régies.

La séparation des principales fonctions de l‟ONE, l‟émergence de clients éligibles, la coexistence d‟un marché réglementé et d‟un marché libre, la création d‟un organe de régulation indépendant sont autant de mesures longtemps attendues qui tardent à être concrétisées. Il convient de noter que la définition du schéma cible de l‟organisation du secteur électrique marocain constitue le troisième volet de l‟étude du Cabinet McKinsey, volet qui n‟a pas fait l‟objet de livrable à ce jour.

En attendant, la loi sur les énergies renouvelables en instance d’adoption est présentée comme une loi de libéralisation de ce sous-secteur qui devrait permettre un rôle accru du privé à travers en particulier l’autoproduction et la vente d’excédents à l’ONE à un tarif prédéterminé (tarif préférentiel égal au coût de l‟autoproduction par des moyens d‟autoproduction non renouvelables augmenté de 20 %).


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C) Interventions des bailleurs de fonds dans le secteur de l’énergie du Maroc :

L‟intérêt des bailleurs de fonds pour le secteur électrique marocain reste élevé comme l‟attestent les interventions de la Bad, de la Banque Mondiale et de l‟Union Européenne notamment. Ainsi, il convient de mentionner le prêt de 100 millions de dollars US de la Banque Mondiale, « Energy Policy Development Loan », pour le développement du secteur de l’énergie du Maroc accordé par la Banque et prévoyant la réforme du secteur de l’énergie. Celle-ci incluant, entre autres mesures, la mise en place d’un régulateur indépendant, la séparation des principales fonctions au niveau de l’opérateur historique, la mise en place d’un opérateur système, l‟adoption d‟une loi sur les énergies renouvelables, d‟une autre sur l’efficacité énergétique ainsi que la transformation du CDER en agence.

La Banque mondiale finance aussi le programme de renforcement des réseaux de transport et de distribution de l‟ONE à côté de l‟étude tarifaire, ainsi qu‟une étude diagnostic du processus d‟achat de combustibles et d‟énergie de l‟ONE en vue de la mise en place d‟une salle de marché pour optimiser les achats, etc.

L‟Union européenne quant à elle, instruit un important financement en vue d‟appuyer l‟État marocain dans son entreprise de réforme du secteur de l‟énergie, à la suite des Assises nationales sur ce secteur.

L‟emploi des 76,6 millions d‟euros de financement dont l‟instruction est en voie de finalisation devrait concerner trois volets : (i) appui budgétaire basé sur l‟exécution d‟une matrice d‟actions, (ii) assistance technique par le biais de jumelages institutionnels et (iii) subvention à des mesures d‟efficacité énergétique dans les bâtiments (volet non encore finalisé).

Il convient de noter que nonobstant le choix du principe de l‟autosuffisance en matière d‟approvisionnement en énergie électrique, le Maroc continue de miser sur la coopération avec les pays voisins comme en témoignent le renforcement des liaisons avec l‟Espagne (troisième ligne d‟interconnexion en cours de construction) et avec l‟Algérie (dorsale 400 kV) ainsi que les accords commerciaux signés avec l‟Espagne et avec l‟Algérie pour permettre des transactions entre les pays concernés.

L‟article 9 de la Directive de l‟Union Européenne devrait permettre au Maroc de valoriser son potentiel éolien sur le marché de l‟Union européenne si les discussions sur les conditions de transit sont concluantes.

D) Le COMELEC instrument de la coopération intra-maghrébine :

A travers les activités de ses commissions notamment celle de la Planification et des Études et celle des Interconnexions Maghrébines, elle apporte une contribution appréciable à la coopération intra-maghrébine en matière d‟énergie électrique. Il convient de noter à ce propos le projet de réactualisation de l‟étude MEDRING ainsi que l‟étude de schéma directeur production-transport d‟électricité au niveau des pays du COMELEC que celui-ci projette de réaliser sur ressources propres.

Il faut néanmoins constater que pour le moment ne figurent pas à l‟agenda du COMELEC ni les études organisationnelles et institutionnelles ni le passage du COMELEC à un vrai pool d‟échange d‟énergie électrique à l‟instar par exemple du SAPP (Southern Africa Power Pool des pays de la SADC).


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4. Prochaines étapes

Très clairement, les travaux du Cabinet McKinsey, les interventions de la Banque mondiale ainsi que celles de l‟Union Européenne rentrent dans le cadre de l‟action 8. Cependant, la mission au Maroc n‟a pas permis de collecter la documentation nécessaire, faute pour ce qui est de la Banque mondiale d‟avoir pu établir les contacts avec la représentation de l‟institution au Maroc.

C‟est le lieu de rappeler comme indiqué dans le rapport de première mission du 19 au 29 juillet qu‟il n‟a pas été possible d‟accéder à une quelconque documentation en Tunisie.

Ceci pose le problème, entre autres, de l’appui d’un expert local qui puisse aider à pallier ces lacunes par un meilleur suivi et des relances des institutions ciblées et qui puisse parfaire le recensement des projets et en confectionner des fiches en particulier pour toutes études, initiatives récemment finalisées, en cours ou projetées relatives à/aux :

Interconnexions

Stratégies d‟approvisionnement énergétique

Plans directeurs production/transport au niveau national et au niveau régional

Organisation du secteur de l‟électricité et perspectives d‟évolution institutionnelle

Harmonisation des cadres législatifs et réglementaires

Protocole, charte sur l‟énergie au niveau régional

Actualisation de l‟étude MEDRING

Actualisation de l‟étude ELTAM

Autres études et programmes concernant les pays arabes méditerranéens

Plan solaire méditerranéen : positionnement national de chacun des trois pays

Initiative DESERTEC : positionnement national de chacun des trois pays

Stratégie nationale, régionale en matière d‟enr.

En attendant la prochaine mission, les consultants d‟appui devraient être sélectionnés et leur contrat mis en vigueur très rapidement pour qu‟ils puissent exécuter les tâches telles que décrites ci-avant.

5. Conclusion :

Alors que certains de nos interlocuteurs continuent de s‟interroger sur le contenu de l‟action 8, il apparaît que le problème majeur demeure l‟accès à la documentation pertinente concernant les projets ou initiatives entrant dans le champ de l‟action. A cet égard, si l‟appui de l‟Unité de Gestion de Projet et de l‟Équipe d‟Assistance Technique reste critique, il est peut-être permis d‟espérer que l‟apport de consultants d‟appui locaux pourra aider à résorber le gap d‟information à condition bien sûr que ceux-ci fassent l‟objet d‟un choix judicieux mettant en avant l‟efficacité des candidats potentiels, leur connaissance du secteur de l‟électricité, leur entregent et leur disponibilité.

Enfin, nous voudrions ici remercier tous nos interlocuteurs qui nous ont consacré une partie de leur temps précieux.


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DEUXIEME MISSION ACTION 8 : SYNTHESE DES RENCONTRES

La première partie de la mission s‟est déroulée au Maroc et a été l‟occasion de rencontrer, en compagnie de Monsieur Mohamed BOUTACHALI, les principaux acteurs du secteur notamment des responsables du Ministère de l‟Énergie, de l‟Office national de l‟Électricité (maintenant ONEE suite à l‟intégration de l‟office chargé de l‟eau potable dans l‟ex ONE) et du Ministère de l‟Intérieur. Elle a été sanctionnée par une visite à la Délégation de la Commission Européenne.

Rencontre avec les Services de la Direction de l’Énergie du Maroc :

Elle a réuni autour de Monsieur HAJROUN, chef de division à la DEER, Messieurs Abderraouf BENABOU, Chef de Service du Transport et des Interconnexions, Allal REQADI, Chef de la Division de la Distribution et du Marché de l‟Électricité, Jamal HMAMA, Chef de Service des Systèmes de production.

L‟échange a commencé par la discussion des termes de référence de l‟action 8 qui vient en complément de l‟action 13 et comme cette dernière, vise à procéder à l‟inventaire de projets autres que les projets d‟infrastructure proprement dite et à analyser leur impact sur le projet d‟intégration progressive des marchés de l‟électricité. L‟enquête à mener auprès des acteurs locaux et des bailleurs de fonds concernera les projets récemment finalisés, ceux en cours et les projets prévus. Entre autres projets, les termes de référence mentionnent ceux qui suivent :

SYSTMED

SYSTINT

USTDA

MEDRING


Travaux du MEDREG

Actions de la Banque Mondiale et des autres bailleurs de fonds.

Il semblerait que la thématique proposée lors de la première mission, à savoir (i) Études institutionnelles, organisationnelles concernant les marchés nationaux comme celui du Maroc, (ii) Revue des programmes majeurs du genre SYSTMED, MEDRING, PROGRAMME MEDA, MEDREG, et (iii) Mix énergétique et grands projets solaires et gaziers, constituerait un débordement des termes de référence et qu’il serait indiqué au vu du temps imparti, de resserrer la thématique.

En ce qui concerne les projets majeurs récents et en cours au Maroc, il convient de mentionner le prêt de 100 millions de dollars US de la Banque Mondiale, « Energy Policy Development Loan », pour le développement du secteur de l’énergie du Maroc accordé par la Banque et prévoyant la réforme du secteur de l’énergie. Celle-ci incluant, entre autres mesures, la mise en place d’un régulateur indépendant, la séparation des principales fonctions au niveau de l’opérateur historique, la mise en place d’un opérateur système, l‟adoption d‟une loi sur les énergies renouvelables, d‟une autre sur l’efficacité énergétique ainsi que la transformation du CDER en agence.

A cet égard, il faut mentionner les actions d’accompagnement de l’État marocain par l’Union Européenne à travers l’octroi d’un crédit de 76,6 millions d’euros destinés à financer la réforme du secteur de l’énergie dont les principales mesures font l‟objet d‟une


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matrice d‟actions convenues entre les parties. Parmi ces actions, il faut mentionner le lancement prévu en 2010 de l’étude relative à la régulation du secteur.

Les travaux du Cabinet McKinsey, financés par la Fondation Hassan II, ont permis de définir la stratégie énergétique pour la période 2020-2030 ainsi qu’un Plan national d’actions prioritaires décliné selon les volets offre et demande. S‟agissant de ce dernier volet, il semble intéressant de mentionner (i) la généralisation des lampes basse consommation (LBC) – 22 millions de lampes prévues correspondant à 800 MW, dont 5 millions installées – (ii) une tarification plus efficace avec, d‟une part, l‟institution du système moins 20/ moins 20 visant à inciter les particuliers à l‟économie en leur rétrocédant 20 % des économies, s‟ils parviennent à réduire de 20 % leur propre consommation par rapport à un niveau de référence et, d‟autre part, la mise en place d‟un dispositif dit « super pointe » par lequel un client THT ou HT est rémunéré s‟il accepte de s‟effacer pendant les heures de forts appels de puissance (iii) le passage à GMT+1 (depuis le 1er juin 2008), etc.

En ce qui concerne le volet offre, outre la centrale à cycle combiné d’Ain Beni Mathar de 470 MW financée par la Banque africaine de Développement dont une composante solaire thermique à concentration de 20 MW, l‟État du Maroc a retenu deux importants projets, à savoir l’extension de la centrale de production de Jorf Lasfar (2 x 350MW, charbon) pour une mise en service prévue en 2013, l‟appel d‟offres pour la construction devant être lancé fin septembre 2009 et la nouvelle centrale de production concessionnaire de Jorf Lihoudi (Safi) (2 x 660 MW, charbon) dont l‟appel d‟offres pour le choix du promoteur a été déjà lancé pour une mise en service en 2014. Il convient de noter que la centrale à cycle combiné d‟Ain Beni Mathar dont l‟achèvement est prévu en avril 2010, est partiellement mise en service et utilise le gaz de redevance du gazoduc MEDGAZ.

C‟est le lieu d‟indiquer que deux principes sous-tendent la stratégie énergétique du Gouvernement à savoir le positionnement du charbon au cœur de la production d’électricité et l’autosuffisance en matière d’approvisionnement en énergie électrique, le taux de dépendance se situant actuellement à 17 % ( de l‟ordre de 750 MW). A cet égard, le Maroc compte exploiter son important potentiel en énergies renouvelables notamment l’énergie éolienne – mise en service de 1500 MW prévue d‟ici 2013 - pour laquelle il dispose de 6000 MW on shore (peut-être 25 000 MW off shore) et de ressources non conventionnelles comme les schistes bitumineux dont l‟exploitation fait l‟objet d‟un projet pilote de 100 MW de l‟ONE qui sera exécuté à Tarfaya. A l‟instar des autres pays d‟Afrique du Nord, le Maroc envisage aussi l’option nucléaire pour laquelle un site a été choisi après les diligences effectuées pour la qualification de ce dernier.

A travers la loi de finances 2009, il a été créé un Fonds de Développement Énergétique avec une dotation initiale de 1 milliard de dollars US alimenté par l‟Arabie Saoudite, les Émirats Arabes Unis et la Fondation Hassan II, ainsi qu‟une Société d’Investissements énergétiques qui servira, entre autres, au financement de capacités énergétiques.

Il est important de noter que le Maroc continue de miser sur le partenariat public-privé notamment dans le segment de la production aujourd‟hui assurée à hauteur de 65 % par la production concessionnaire. A cet égard, la loi sur les énergies renouvelables en instance d’adoption devrait se traduire par la libéralisation de ce sous-secteur et un rôle accru du privé à travers en particulier l’autoproduction et la vente d’excédents à l’ONE à un tarif prédéterminé (tarif préférentiel égal au coût de l‟autoproduction par des moyens d‟autoproduction non renouvelables augmenté de 20 %).

La mesure dans laquelle l’étude du cabinet McKinsey qui comporte 3 volets, (i) les actions prioritaires à court terme, (ii) la stratégie énergétique à moyen et long termes et (iii) la définition du schéma cible de l’organisation du secteur électrique marocain, s‟inscrira dans le sens de l‟approfondissement de l‟option de libéralisation et d‟ouverture au privé du secteur reste à déterminer ; en effet à ce jour, le schéma d’organisation cible n’a pas fait l’objet de livrable par le Cabinet.


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Il faut aussi mentionner l’étude tarifaire dont l’exploitation de l’avis de manifestation d’intérêt est en cours. Cette étude financée par la Banque Mondiale a comme objectifs la révision de la structure tarifaire existante (datant de 1986) ainsi qu‟une plus grande efficacité par l’adoption du système de price-cap.

Rencontre avec l’ONE :

Elle a eu lieu le 09 septembre 2009 et a regroupé autour de Monsieur Taoufik LAABI, Chef de Division Planification, Messieurs Hamadi HAJJI Chef de Division Modélisation Financière, El Figel SALLAH EDDINE, Chef de division Etudes des réseaux à la direction Opération Système et Zakaria NADIR Ingénieur Etudes à la Direction Stratégie et Planification.

Les échanges ont été structurés autour des travaux du Cabinet McKinsey devant permettre de définir la stratégie énergétique sur la période 2008-2030 à travers trois missions :

1ère mission : elle a porté sur la vision à court terme et a traité de différents aspects liés à l‟offre, à la demande, à la réduction des pertes ainsi qu‟aux tarifs (en particulier l‟adoption de mesures d‟incitation aux économies d‟énergie), à la gouvernance du secteur avec la mise en place de différents comités et groupes de travail.

2ème mission : elle a porté sur la vision stratégique à l‟horizon 2030, qui place le charbon au cœur du système de production et vise l‟objectif d‟autosuffisance en matière d‟approvisionnement en énergie électrique.

A cet égard, un programme ambitieux d’exploitation du potentiel éolien a été élaboré qui prévoit la construction de centrales éoliennes de 140 MW à Tanger (dont 107 MW ont été mis en service) et 300 MW à Tarfaya (200 MW en 2011 et 100 MW en 2012) et l’encouragement de l’autoproduction (transit de l‟énergie produite à travers le réseau de l‟ONE moyennant paiement d‟un timbre, rachat des excédents par l‟ONE à un tarif incitatif). La loi sur les enr, véritable loi de libéralisation de ce sous-secteur devrait permettre un développement substantiel de la production concessionnaire à base d‟énergie éolienne. Des conventions ont été ainsi signées avec certains clients grands comptes de l’ONE qui avec l‟autoproduction éolienne, réaliseront des économies sur leur prime fixe – passage de la catégorie longue utilisation à la catégorie courte utilisation - tout en participant à réduire par ces investissements, la pression financière qui pèse sur l‟ONE et à accroître l‟indépendance énergétique du Maroc. Le Maroc mise aussi sur l’énergie solaire notamment dans le cadre du Plan Solaire Méditerranéen (ont été retenus dans ce cadre, 20 projets sur 60 projets présentés par le Maroc). Les développeurs de projets d‟enr devraient, par ailleurs, pouvoir tirer parti de l‟Article 9 de la Directive Européenne pour exporter une partie de la production réalisée au Maroc.

Il convient de noter la création d’un KYOTO POLE dans la région d’Oujda, inauguré récemment par le Roi, dans l‟objectif de promouvoir les enr grâce à la mise en place d‟un dispositif d‟incitations conçu à cet effet.

Nonobstant l‟option de l‟autosuffisance en matière d‟approvisionnement en énergie électrique, le Maroc poursuit sa politique de coopération avec les pays voisins comme illustré par les discussions avec la France en vue d’une convention d’établissement, après l’Espagne. Il convient de citer aussi l‟accord signé entre le Maroc et l‟Algérie aux termes duquel, ce dernier pays a la possibilité de vendre en Espagne de l‟électricité en transitant celle-ci par le Maroc moyennant paiement d‟un droit de transit.

3ème mission : cette phase de l’étude McKinsey porte sur la restructuration du secteur de l’électricité qui comprend actuellement une multiplicité d‟acteurs institutionnels notamment l‟ONE, les Régies, les concessionnaires privés, les ministères chargés de l‟énergie, de l‟intérieur, des Affaires Économiques et générales, la Commission Interministérielle responsable des prix de l‟énergie. La restructuration devrait permettre de


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retenir un schéma plus harmonieux avec une répartition plus claire des responsabilités. Elle traitera aussi des questions liées à la régulation dont les activités présentement éclatée entre différents ministères ne sont pas exécutées de manière satisfaisante. En particulier, sera étudiée l’opportunité d’instituer un organe de régulation.

Les autres sujets abordés au cours de la rencontre ont eu trait à la revue d’initiatives comme l’étude MEDRING qui sera mise à jour avec des ressources internes, SYSTMED, ELTAM, etc. ; ainsi que des interventions de l’Union Européenne et de la Banque Mondiale. Cette dernière finance le programme de renforcement des réseaux de transport et de distribution à côté de l‟étude tarifaire, une étude diagnostic du processus d‟achat et la mise en place d‟une salle de marché pour optimiser les achats de combustibles et d‟énergie de l‟ONE, des activités de mesures des vents, l‟acquisition de lampes basse consommation (5 millions achetées dans la première tranche).

Rencontre avec la Direction des Régies et des Services Concédés :

Elle a eu lieu le 10 septembre 2009 et a permis de recueillir le point de vue du Ministère de l‟Intérieur présenté par Monsieur Saïd HOUSNI Chef de la Division Technique.

Ainsi, en ce qui concerne la libéralisation du secteur de l‟électricité, l’attention avait été attirée sur le caractère inapproprié d’une libéralisation à la va-vite, celle-ci ne pouvant réussir qu’à la condition d’une mise à niveau préalable, vu la disparité des situations des différents pays concernés. Le Ministère de l‟Intérieur a ainsi refusé d‟aller avec le Ministère de l‟Energie dans cette entreprise de libéralisation, particulièrement dans le contexte difficile où l’ONE éprouve toutes les peines à assurer sa mission au niveau de la production comme en attestent les délestages opérés l‟année dernière. La mise en place et le fonctionnement d’une bourse ne sont pas des activités simples à réaliser et pourraient s‟avérer coûteuses.

Il faudrait plutôt opérer la séparation des principales fonctions de l’ONE – l‟ONE qui vient de faire l‟objet de fusion avec l‟ONEP - et procéder à la mise en place d’un régulateur. Il convient de noter que de l’ordre de 65 % de la production est assurée par des opérateurs privés (production concessionnaire) alors qu’en distribution, les Régies qui totalisent près de 52 % des quantités distribuées, fonctionnent sous le régime de la délégation de gestion au privé pour les plus grandes d’entre elles.

Au niveau de la Distribution, il convient de mentionner une initiative majeure en cours visant la restructuration de cette activité au travers d’un regroupement régional des acteurs – ONE, ONEP, Régies, etc. – suite à une étude réalisée par ICEA-SGI. Sur financement de la Banque Mondiale, un projet pilote est en cours d‟exécution dans la perspective de l‟émulation dans d‟autres zones du Maroc, de l‟expérience de consolidation de la distribution si elle est concluante. L‟intérêt de la consolidation apparaît dans les écarts de taux d‟investissements au chiffre d‟affaires observés entre les différents services (électricité, eau potable et assainissement) comme illustré par les données fournies par l‟étude du projet pilote :

Electricité Eau potable Assainissement 17 % 100 % 800 %

Ratio investissements/chiffre d’affaires

Avec la consolidation, le ratio de l‟ensemble est ramené à 100 %. Dans l‟hypothèse d‟une séparation des activités, les services d‟assainissement devraient connaître une multiplication par quatre du prix du service.


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Il convient de souligner que du point de vue du ministère de l’Intérieur, le concept de multiservices est une dimension fondamentale de la politique en matière de fourniture de services collectifs de base.

La collectivité joue un rôle extrêmement important dans la création et la distribution des services de l‟eau, de l‟électricité et de l‟assainissement qui en tant que services de proximité, relèvent de sa compétence. La Charte communale en fait l‟autorité concédante sur le territoire de la commune.

Il convient de noter que les Régies ne peuvent s’approvisionner en énergie électrique qu’auprès de l’ONE qui joue ainsi le rôle d’acheteur unique.

En matière de régulation, la Direction des Régies et des Services Concédés du Ministère de l’Intérieur veille au respect de la réglementation et des textes de loi, alors que la fixation des prix relève d’une Commission Interministérielle présidée le Ministère des Affaires Économiques et Générales qui statue sur les requêtes d‟ajustement tarifaire des sociétés de distribution et transmet son avis au Premier Ministre en vue de la prise de décision. C‟est un exercice assez lourd qui devrait pouvoir gagner en souplesse par le biais de la contractualisation (contrat de programme).

Visite à la Délégation de l’Union européenne au Maroc :

Cette visite à la Délégation a permis de s‟informer sur les actions de coopération de l‟UE dans le secteur de l‟électricité du Maroc auprès de Monsieur Cyril DEWALEYNE, Chargé de Programmes Énergie.

L‟UE instruit un important financement en vue d‟appuyer l‟État marocain dans son entreprise de réforme du secteur de l‟énergie dont la nouvelle stratégie vient d‟être définie à la suite des Assises de l‟Énergie de 2009. L‟intervention de UE se distingue de celle de la Banque Mondiale, précisément le prêt PPDE (Prêt pour la Politique de développement de l‟Énergie (ou EDPL, Energy Development Policy Loan) de 100 millions de dollars US mais dont la deuxième tranche ne semble pas avoir été débloquée

Ainsi, l’instruction d’un financement de 76,6 millions d’euros est en voie de finalisation. L‟emploi des ressources s‟opèrera selon trois volets :

Volet appui budgétaire basé sur l‟exécution d‟une matrice d’actions ;

Volet assistance technique par le biais de jumelages institutionnels (Ministère, CDER, etc.) ;

Volet subvention pour le financement des mesures d’efficacité énergétique dans les bâtiments (en parallèle avec le Projet du GEF sur le code dans les bâtiments).

Ce dernier volet n’est pas encore finalisé.

En ce qui concerne les travaux du Cabinet McKinsey qui suscitent la curiosité particulièrement s‟agissant de la partie relative à la restructuration du secteur de l‟électricité, il n‟ya pas, à l‟heure actuelle, de visibilité sur le déroulement et sur les lignes directrices de l‟étude en termes de recommandations.

Ces travaux rentrent sans doute dans la catégorie des projets à considérer dans le cadre de l’action 8, comme du reste le Plan Solaire Méditerranéen qui pourrait permettre d’intensifier la coopération avec les pays de l’UE à la faveur de ‘article 9 de la Directive Européenne.


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Durant le séjour à Alger, outre quelques séances de travail avec l‟EAT notamment sur le séminaire de Casablanca, des séances de travail ont pu être organisées avec la CREG, Commission de Régulation de l‟Électricité et du Gaz et avec le COMELEC.

Séance de travail avec la CREG :

Cette séance de travail tenue le 15 septembre 2009 entre les experts des Actions 8 et 14 et Messieurs Zoubir HAKMI Membre du Comité de Direction de la CREG et Farid RAHOUAL Responsable de la Planification a permis d‟échanger davantage sur les problèmes de planification (action 14) que sur les sujets intéressant l‟action 8. En effet, s‟agissant des travaux du MEDREG, ceux-ci pour l‟heure se sont limités à un recensement des interconnexions, à la situation institutionnelle dans les différents pays alors qu‟en ce qui concerne les études ELTAM, MEDRING, des clauses de confidentialité pourraient empêcher l‟accès aux rapports de ces études.

Séance de travail avec le COMELEC :

Elle a eu lieu le 17 septembre 2009 avec comme interlocuteur Monsieur Lakhdar CHOUIREB et a permis de faire un tour d‟horizon des activités du Comité Maghrébin de l‟Électricité (COMELEC) à travers celles de certaines de ses commissions :

Commission Planification et Études : elle a en charge les études d‟interconnexion, de tarification des échanges à l‟échelle maghrébine ainsi que l‟établissement d‟un cadre de cohérence des schémas directeurs de développement des réseaux maghrébins.

Il convient de mentionner ici, la réactualisation de l’étude MEDRING pour laquelle chacun des 9 pays de la rive sud de la Méditerranée devrait désigner deux experts pour participer à ce projet notamment en ce qui concerne la définition des objectifs de la nouvelle étude (impact du package 20/20/20 de l‟Union Européenne, du Plan solaire méditerranéen et plus généralement du développement de l‟électricité verte).

Par ailleurs sur ressources propres, le COMELEC projette de réaliser une étude de schéma directeur Production-transport d’électricité au niveau des pays du COMELEC.

S’agissant de tarification des échanges, le COMELEC a bien conduit une étude des coûts de transit mais les premiers résultats en dents de scie, laissent apparaître un besoin d’affinement. Aussi bien le COMELEC mise beaucoup sur l’action 06 relative à l’étude des tarifs de transit du Projet d‟Intégration progressive des Marchés d‟Électricité des Pays du Maghreb dans le Marché Intérieur de l‟Union Européenne.

Commission des Interconnexions Maghrébines : c‟est l‟organe opérationnel du COMELEC ayant pour rôle de : (i) coordonner l‟exploitation des réseaux maghrébins interconnectés, (ii) mettre en place les règles et consignes d‟exploitation et veiller à leur application, (iii) veiller à la conformité des futures interconnexions maghrébines vis-à-vis des règles en vigueur et (iv) participer à la promotion des échanges inter maghrébins en vue d‟un marché maghrébin de l‟électricité.

Il convient de mentionner les difficultés de fonctionnement synchrone des réseaux TAM (Tunisie-Algérie-Maroc) et UCTE (Union pour la Coordination des réseaux de transport de l‟électricité) de la dorsale 400 kV. De nouveaux tests devraient être réalisés en octobre-novembre 2009 après ceux non concluants réalisés en 2006.

La CIM est bien placée pour jouer le rôle de pool d’échange d’énergie électrique puisqu‟ayant en charge, entre autres, la mise en place d‟un système d‟échange des informations entre les pays maghrébins interconnectés relatif à la sécurité, la gestion des réseaux et le décompte des flux d‟énergie.

Le COMELEC n‟a pas inscrit dans son programme de travail, les questions relatives à l‟organisation des marchés de l‟électricité ou à la régulation des systèmes électriques.


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LISTE DES PERSONNES RENCONTREES LORS DE LA DEUXIEME MISSION D’IDENTIFICATION

Madame Ghania KACI Directrice de l‟Unité de Gestion de Projet

Monsieur Bernard DUHAMEL Chef de l‟Équipe d‟Assistance Technique

Monsieur Peter CZECH Expert long terme Réseaux

Monsieur Gérard DANGLA Expert long terme Formation

Monsieur Emmanuel BRIGOT Expert court terme Action 13

Monsieur Frédéric REVEIZ Expert court terme Action 14

Monsieur Nadjib OTMANE Président de la CREG

Monsieur Zoubir HAKMI Membre du Comité de Direction de la CREG

Monsieur Farid RAHOUAL Responsable de la Planification de la CREG

Monsieur HAJROUN Chef de division à la DEER

Monsieur Abderraouf BENABOU Chef de Service du Transport et des Interconnexions

Monsieur Allal REQADI Chef de la Division de la Distribution et du Marché de l‟Électricité

Monsieur Jamal HMAMA Chef de Service des Systèmes de production

Monsieur Taoufik LAABI Chef de Division Planification (ONE)

Monsieur Hamadi HAJJI Chef de division Modélisation Financière (ONE)

Monsieur El Figel SALLAH EDDINE Chef de Division Études des réseaux (ONE)

Monsieur Zakaria NADIR ingénieur Études (ONE)

Monsieur Saïd HOUSNI Chef de la Division Technique (Ministère de l‟Intérieur)

Monsieur Cyril DEWALEYNE Chargé de programmes Énergie (Délégation Union Européenne)

Monsieur Lakhdar CHOUIREB Secrétaire Général du COMELEC


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PRINCIPALES REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES

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