Intégration progressive des marchés d`électricité de l`Algérie, du

Transcription

Programme MEDA de l’Union Européenne
Intégration
progressi ve
des
marchés
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
la Tunisie dans le marché intérieur de
l'électricité de l'Union Européenne
Europe Aid/123009/D/SER/Multi
Action 08 : Étude sur les liens avec
d’autres projets pertinents dans les pays
bénéficiaires
Rapport Définitif
Dr Alioune FALL
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 ég r a t i o n p r o g r e s si v e d e s m a r c h é s d ' é l e c tr i ci té d e l ' Al g é r i e, d u M ar o c e t d e l a T u n i s i e
dans le marché intérieur de l'électricité de l'Union européenne
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
3
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
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
4
Quelques réflexions conclusives ................................................................... 39
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
Étude sur les liens avec d’autres projets pertinents dans les pays bénéficiaires – Rapport définitif I Juin 2010
SOFRECO I IPA Energy + W ater Consulting I AETS I Vattenfall Power Consultants AB
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 euroméditerranéen 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
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
Nom
Adresse
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
Tour A Val d‟Hydra
Alger
Algérie
Prestataire
SOFRECO en consortium avec
IPA Energy + Water Consulting,
AETS
et
Vattenfall
Power
Consultants AB
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
Adresses E-mail
Fax
Représentants du Prestataire:
Gilles DUBUISSON Directeur du
Pôle Industrie, Energie,
Infrastructures et Secteur Privé
Hichame Selmaoui
Directeur de Projets
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
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
1
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
2

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 2224 %, 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
3
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.
4
Contribution au développement économique :
Le changement d‟échelle dans le domaine de l‟énergie solaire devrait
bénéfiques importants sur le développement économique des pays de
notamment en matière d‟économie de combustibles, de sécurité
diversification industrielle, d‟augmentation des recettes d‟exportation
d‟intégration économique régionale
avoir des effets
la région MENA
énergétique, de
et en matière
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 :
5
Pays
Nombre de
projets
Localisation
Capacité
(MW)
Coût (M
US$)
Contribution CTF
(M US$)
Algérie
3
M‟Ghaier
80
322
58
Naama
70
285
51
Hassi R‟mel II
70
285
51
Kom Ombo
70
370
51
Marsa Alam
30
270
44
Province de Maan
100
418
72
410
40
Égypte
2
Jordanie
2
Ligne Aqaba-Qatrán
Maroc
3
Tunisie
3
Tan-Tan
50
240
35
Ain Beni Mathar
125
525
90
Ouarzazate
100
440
72
Projet IPP-CSP
100
450
73
Elmed-CSP
100+
450
73
1140
40
5604
750
Ligne Tunisie-Italie
Total
13
900 MW
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
6
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
7
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 luimême 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.
8
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.
9
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
10
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.
11
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
12
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.
13
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
14
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.
15
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)
16
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.
17
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
18
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.
19
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.
20
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.
21
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
 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
 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
 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 ;
22

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 ;
23

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
24
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.
25
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
bénéfiques importants sur le développement économique des pays de
notamment en matière d‟économie de combustibles, de sécurité
diversification industrielle, d‟augmentation des recettes d‟exportation
d‟intégration économique régionale.
avoir des effets
la région MENA
énergétique, de
et en matière
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
26
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
3
Pour des besoins de 2,8 à 3, 4 m /MWh et un coût d‟investissement de l‟équipement de dessalement de 15003
3
2000 $/m /jour (technique MSF) ou 900-1700 $/m /jour (technique MED), le coût d‟investissement additionnel se
monte à 33-37 $/kW.
27
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, AlgérieItalie, 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.
28
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 :
29
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
Algérie
Égypte
Jordanie
Nombre de
projets
Localisation
Capacité
(MW)
Coût (M
US$)
Contribution
CTF (M US$)
3
M‟Ghaier
80
322
58
Naama
70
285
51
Hassi R‟mel II
70
285
51
Kom Ombo
70
370
51
Marsa Alam
30
270
44
Province de Maan
100
418
72
410
40
2
2
Ligne Aqaba-Qatrán
Maroc
Tunisie
3
3
Tan-Tan
50
240
35
Ain Beni Mathar
125
525
90
Ouarzazate
100
440
72
Projet IPP-CSP
100
450
73
Elmed-CSP
100+
450
73
1140
40
Ligne Tunisie-Italie
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.
30
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
31
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 intramaghrébine 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.
32
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 ;
33

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.
34
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€
780 M€
720 M€
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
Pas nécessaire
Pas nécessaire
Fonds propres (30 %)
Prêts bailleurs publics potentiels
Prêts commerciaux requis
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€
15400 M€
21000 M€
Prêts commerciaux requis
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
35

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)
36
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
Error!
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.
37
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.
38
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 luimême 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 préqualification 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
39
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.
40
EXTRAITS PLAN SOLAIRE TUNISIEN
41
42
43
44
45
46
47
48
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.
49
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.
50
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.
51
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 sousmarin 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 :
52
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
53
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
54
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.
55
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 %.
56
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.
57
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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59
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
Ac t i o n 0 8 du P la n O pé rat i o n ne l An n u e l 2009 :
Étude sur les liens avec d ’autres projets
p e r t i n e n t s d a n s l e s p a ys b é n é f i c i a i r e s
Rapport de Mission de l’expert court terme,
D r Al i o u n e F A L 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).
60
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 sousgroupes 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.
61
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 ItalieTunisie 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.
63
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
64
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 (octobrenovembre 2009). Il a été précisé qu‟en réalité, les études MEDRING ont davantage servi à
65
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 sousgroupes 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 20122020.
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.
66
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
67
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)
68
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.
69
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
70
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
Ac t i o n 0 8 du P la n O pé rat i o n ne l An n u e l 2009 :
Étude sur les liens avec d’autres projets
p e r t i n e n t s d a n s l e s p a ys b é n é f i c i a i r e s
Rapport de Mission n°2 de l’expert cou rt terme,
D r Al i o u n e F A L 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.
71
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) ;
72

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 %).
73
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).
74
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.
75
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
76
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.
77
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
78
retenir un schéma plus
responsabilités. Elle traitera
présentement éclatée entre
satisfaisante. En particulier,
régulation.
harmonieux avec une répartition plus
aussi des questions liées à la régulation dont
différents ministères ne sont pas exécutées
sera étudiée l’opportunité d’instituer un
claire des
les activités
de manière
organe de
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
17 %
Eau potable
100 %
Assainissement
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.
79
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.
80
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 octobrenovembre 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.
81
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
82
PRINCIPALES REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES

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Dr. Albrecht Kaupp. “Medring Update Study – Preliminary Findings”. February 2010.

MED-EMIP. “Medring Update Study”. Final Draft April 2010.

CFE, IIASA, PIK & PwC. “100 % Renewable Electricity – A Roadmap to 2050 for Europe
and North Africa”. 2010.
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projects. The Tunisia-Libya Interconnection”. Experts‟ group meeting on electricity
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
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
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Concept”. 05 August 2008.
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
Observatoire
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de
méditerranéennes ». Décembre 2008.

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« Perspectives
énergétiques
 Synthèse Etude ELTAM.

EURELECTRIC.
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
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
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2009.

German Aerospace Center (DLR). “Concentrating Solar Power for the Mediterranean.
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
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
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83

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structurant ». Novembre 2009.
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l‟Energie.
« Perspectives
énergétiques
 Synthèse Etude ELTAM. 

Trans-Mediterranean Renewable Energy Cooperation (TREC). “The DESERTEC
Concept”. 05 August 2008. 

Tunisie : divers documents.
84
Le contenu de la présente publication relève de la seule
responsabilité du consortium mené par SOFRECO et ne peut
en aucun cas être considéré comme reflétant l’avis de l’Union
Européenne
85

Intégration progressive des marchés d`électricité de l`Algérie, du

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