Action 13 Recensement d une liste de projets d infrastructure

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1 Programme MEDA de l Union Européenne Intég ration progressi ve des marchés d'él ectricité de l' Al g érie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché intérieu r de l'él ectricité de l'union Européenne E u r o p e Ai d / / D / S E R / M u l t i Rapport définitif Action 13 Recensement d une liste de projets d infrastructure J uin 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 Rapport définitif 1

2 ANME ANRE AO ARV CC TABLE DES ABREVIATIONS Agence Nationale de la Maîtrise de l Energie Agence Nationale de Régulation de l Électricité Appel d Offre Atelier de Restitution-Validation Cycle Combiné CCGT «Combined Cycle Gas Turbine» CREG EAT IPP MEM MEMEE MIT MW ONE POA Commission de Régulation de l Electricité et du Gaz (Algérie) Equipe d Assistance Technique Producteur Indépendant Ministère de l Energie et des Mines (Algérie) Ministère de l Energie, des Mines, de l Eau et de l Environnement (Maroc) Ministère de l Industrie et de la Technologie (Tunisie) Megawatt(s) Office National d'electricité Plan Opérationnel Annuel SONELGAZ Société Algérienne de l Electricité et du Gaz (Algérie) SPE STEG TdR TG TH TV UE UGP Société Algérienne de d Electricité (Algérie) Société Tunisienne de l Electricité et du Gaz (Tunisie) Termes de Référence Turbine Gaz Turbine Hydraulique Turbine Vapeur Union Européenne Unité de Gestion du Projet Rapport définitif 2

3 SYNOPSIS Titre du Projet : Référence : Pays bénéficiaires : 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 EuropeAid/123009/D/SER/MULTI Algérie, Maroc et Tunisie Pouvoir Adjudicateur Nom Ministère de l'energie et des Mines de la République Algérienne Démocratique et Populaire, agissant au nom et pour le compte du MEM du Royaume du Maroc, du MIEPME de la République Tunisienne et en son nom propre Adresse Tour A Val d Hydra Alger Algérie 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 [email protected] [email protected] Prestataire SOFRECO en consortium avec IPA Energy + Water Consulting, AETS et Vattenfall Power Consultants AB boulevard Victor Hugo F Clichy Cedex France Représentants du Prestataire: Gilles DUBUISSON Directeur du Pôle Industrie, Energie, Infrastructures et Secteur Privé Hichame Selmaoui Directeur de Projets [email protected] [email protected] Fax Action 13 du POA 2009 : Recensement d une liste de projets d infrastructure Titre du document : Rapport définitif Date du document : Juin 2010 Auteurs du document : Emmanuel Brigot, Expert responsable de l action Nombre de pages : 126 Rapport définitif 3

4 TABLE DES MATIERES TABLE DES ABREVIATIONS... 2 SYNOPSIS... 3 TERMES DE REFERENCES FICHE RECENSEMENT D UNE LISTE DE PROJETS D INFRASTRUCTURE... 5 SECTION 1: RESUME SYNTHETIQUE... 7 SECTION 2: L ALGERIE... 9 SECTION 3: LE MAROC SECTION 4: LA TUNISIE SECTION 5 ENSEIGNEMENTS ET CONCLUSIONS ANNEXES : FICHES PROJETS MAROC UNITES DE PRODUCTION RESEAU DONT INTERCONNEXION ALGERIE UNITES DE PRODUCTION RESEAU TUNISIE UNITES DE PRODUCTION RESEAU DONT INTERCONNEXION Rapport définitif 4

5 TERMES DE REFERENCES FICHE 13 RECENSEMENT D UNE LISTE DE PROJETS D INFRASTRUCTURE 1. Contexte Cette action s intègre à l objectif d appui au développement institutionnel. L action 8 vient en complément de cette action. Afin de répondre à l évolution probable de la demande, de nombreux projets d infrastructure ont été évoqués qui en sont à divers niveaux d examen ou de réalisation : - Projets en cours de réalisation - Projets ayant fait l objet d un appel d offres. - Projets engagés financièrement mais dont la réalisation sur le terrain n a pas commencé, - Projets ayant fait l objet d une étude faisabilité - Projets envisagés parce que correspondant à un besoin identifié par telle ou telle partie On notera que les TdRs stipulent bien qu il ne s agit pas de refaire des études de faisabilité. L état des lieux qui figure dans le Rapport de Démarrage comprend déjà de nombreux éléments. Cette action précède l action 8 avec laquelle elle est en étroite relation. 2. Objectifs Information mutuelle des bénéficiaires. Identification de besoins nouveaux en infrastructure qui résulteraient d une intensification des échanges. Comprendre les conséquences éventuelles de ces infrastructures sur le/les marché/s à organiser. Comprendre les conséquences d une ouverture des marchés - c est à dire d un contexte nouveau - sur les hypothèses d élaboration des études de faisabilité, ce qui implique une analyse des études de faisabilité disponible. Identification des études de faisabilité à compléter, à faire ou à refaire. 3. Tâches à entreprendre 3.1 Elaboration d une liste de projets par pays, classés en fonction de leur degré de maturité. 3.2 Etude des impacts des projets recensés sur le projet d intégration progressive des marchés de l électricité de l Algérie, du Maroc et de la Tunisie. 3.3 Atelier de restitution Validation 4. Résultats attendus et Livrable RESULTAT Une meilleure connaissance des contraintes liées à la satisfaction des demandes futures dans chacun des 3 pays et des interconnexions au Maghreb. LIVRABLE Rapport d information comprenant une liste analytique des projets par pays incluant leur impact sur le Rapport définitif 5

6 projet. marché 5. Echéancier - Recrutement des experts juniors par l EAT : début février ; - Lancement : fin février ; - La mission devra être achevée en Juillet. INDICATEURS DE SUIVI - Suivi H/J d expertise prestée - Des missions sont réalisées dans les trois pays - La liste des projets est dressée - Un draft de rapport final est rédigé pour transmission aux bénéficiaires et discussion dans un ARV - Un atelier de restitution validation est organisé - Le rapport final est remis à l EAT et transmis aux bénéficiaires. 6. Nombre d h/j à mobiliser pendant la période du POA Un Expert senior (le même expert que pour l action 8): 50 jours 1 Trois Experts juniors (un par pays, éventuellement les mêmes que pour l action 8): 30 jours 1 20 jours senior de l action 8, telle qu initialement programmée, ont été transférés à l action 13 Rapport définitif 6

7 SECTION 1: RESUME SYNTHETIQUE Cette mission correspond à la fiche 13 Recensement d une liste de projets d infrastructure dans les trois pays couverts par le projet. Elle s intègre à l objectif d appui au développement institutionnel. Cette mission est décrite dans les TdR au point 4.3 j) : «L EAT aura à dresser une liste indiquant les projets d infrastructure électrique qui sont encore à développer dans et entre les pays bénéficiaires, ainsi qu entre ces derniers et l Union Européenne, dans le but de concrétiser la création du marché électrique intégré entre les pays bénéficiaires et son intégration dans celui de l Union. Il ne s agit pas de (re)faire des études de faisabilité sur les lignes électriques qui doivent être développées, ou d autres études, mais uniquement de rassembler et de réutiliser des données existantes et des études déjà entreprises à ce propos, notamment dans le cadre des projets TEN-Energie, de l étude CESI sur la boucle méditerranéenne et de l étude sur le réseau 400KV pour les pays ELTAM (Egypte, Lybie, Tunisie, Algérie, Maroc). A partir de ces TdR et suite au POA pour 2009, ont été élaborés les objectifs généraux de cette action qui sont décrits dans la Fiche d Activité : 1. De permettre une information mutuelle des bénéficiaires du projet, 2. D identifier des besoins nouveaux en infrastructure qui résulteraient d une intensification des échanges, 3. De comprendre les conséquences éventuelles de ces infrastructures sur le/les marché/s à organiser, 4. De comprendre les conséquences d une ouverture des marchés c est-à-dire d un contexte nouveau sur les hypothèses d élaboration des études de faisabilité, ce qui implique une analyse des études de faisabilité disponible et, 5. D identifier des études de faisabilité à compléter, à faire ou à refaire. Il est possible de considérer que les objectifs définis dans la Fiche d activité sont assez larges comparativement aux TdR. Ce constat est à mettre en perspective avec le livrable attendu d après la Fiche d activité qui est défini comme un «rapport d information comprenant une liste analytique par pays incluant leur impact sur le projet». Il a été proposé et admis de présenter ces projets d infrastructure selon trois critères : 1. Nature des projets : a. Unité de : En ce qui concerne les unités de production, il a été admis suite aux discussions avec les bénéficiaires de ne recenser que les unités de production d une puissance de 100MW minimum quelque soit l énergie primaire utilisée (Hydrocarbure, Cycle Combiné, Energie renouvelable). En-deçà, les unités de production doivent être considérés comme négligeables au regard du périmètre de ce recensement. Au cas par cas, il pourra être recensé des unités de puissance inférieure dans la mesure où elles auront été considérées comme pertinentes au regard du périmètre de l étude. b. Transport Réseau c. Interconnexion En ce qui concerne le réseau et les infrastructures d interconnexions, il a été admis que le recensement se limitera au Réseau supportant un palier de tension de 230kV ou 400kV. 2. Prévisions de réalisation ou de mise en service : Court Terme ( ), Moyen Terme ( ) et Long Terme (à compter de ). Rapport définitif 7

8 3. Statut des projets : a. Projet envisagé ou «idée de projet», b. Projet ayant fait l objet d une étude de faisabilité, c. Projet engagé financièrement mais non débuté, d. Projet ayant fait l objet d un appel d offres, e. Projet en cours de réalisation. Sur cette base, il a été convenu de centrer la liste des projets d infrastructures à recenser aux seules infrastructures considérées comme «structurantes» c est-à-dire de nature à contribuer à l intégration des marchés. Plus spécifiquement nous considérons que l impact des projets d infrastructures à recenser sur l intégration des marchés se situe à plusieurs niveaux : 1. Intégration du marché national de chaque pays dans un marché régional en devenir, 2. Intégration du marché national de chaque pays dans le marché de l Union Européenne et potentiellement, 3. Intégration du marché régional au marché de l Union Européenne. Sur cette base, la liste des projets sera présentée par pays et permettra de tirer les premiers enseignements quant à leur impact au niveau national. Cet impact et leurs possibles résultats seront ensuite mis en perspective dans l optique d une intégration régionale («Sud-Sud») et dans l objectif d une intégration au marché de l Union Européenne. Dans ce contexte, l établissement de ce recensement permet de mettre en perspective des projets répondant à des stratégies et des besoins qui sont presque exclusivement nationaux. En effet les plans d équipement ou encore les stratégies de planification des projets d infrastructures, en particulier pour ceux qui concernent les unités de production prennent comme cadre de référence, un cadre d abord national. Cette caractéristique naturelle est donc commune aux trois pays étudiés. Les prévisions de croissance forte de la demande de chaque pays, l ambition et l obligation de renforcer les réseaux pour raccorder l ensemble du territoire national., sans parler du rôle stratégique du secteur de l énergie pour toute Nation constituent des facteurs explicatifs de ce phénomène. Si l ambition ou l objectif d intégration est, à des degrés divers exprimés par les autorités de chacun des pays, les acteurs opérant sur les marchés doivent répondre à des contraintes et des impératifs d abord nationaux. Dans ce contexte général, certains projets, pour autant doivent être regardés comme véritablement «structurants» en ce sens que leur impact sur le processus d intégration est à relever. Dans cette optique, les projets relatifs au réseau et à l interconnexion sont appelés à jouer un rôle particulièrement important. En revanche et en écho à ce qui précède, rares sont les projets d infrastructures concernant des unités de production qui peuvent être perçus comme ayant un effet intégrant. Si cette circonstance peut être interprété comme la volonté de mettre en place un réseau, préalablement au transport d énergie dans un marché intégré, il convient cependant de relever d une part qu intégration implique ouverture de chaque marché ; processus qui est diversement apprécié selon chaque pays ; d autre part l étude des projets montre que dans les faits, intégration et ouverture, sont plus perceptibles dans le cadre de liaisons entre chaque marché national et le marché de l Union Européenne qu entre les marchés nationaux des trois pays visés entre lesquels de certains obstacles demeurent. Rapport définitif 8

9 SECTION 2: L ALGERIE Le système électrique algérien comporte, outre le réseau interconnecté, des réseaux autonomes alimentés par des turbines à gaz ou par des groupes diesel desservant des villes du sud, à travers les réseaux de distribution. En raison d une part du périmètre de cette étude, d autre part du caractère accessoire en termes de puissance des unités de production du sud et enfin du fait que 90% de la population algérienne est concentré tout le long de la bande tellienne, les projets d unités de production recensés se situent sur cette partie nord du pays. Dès lors seules les unités de production installée sur le réseau interconnecté national seront prises en considération dans le cadre de cette action. Fin 2007, la puissance totale installée sur le réseau interconnecté national existante était de 8 054* MW, dont MW en turbines à vapeur (TV), MW en turbine à gaz (TG), 825 MW en cycle combiné (CC) et 249 MW en hydraulique (TH). Depuis lors et dans le cadre du plan d urgence de production de 2000MW d électricité, (lancé en 2006) ont été réalisées un total de sept centrales électriques TG, pour un coût d investissement de près 1,4 Mrds (2 Mrds USD): Centrale Puissance installée (MW) Mise en service Batna (Aïn Djasser) 254 (2 x 127) Nov Déc Relizane 465 (3 x 155) Sept Larbaâ 560 (4 x 140) G1 & G2 Oct G3 & G4 Fév Alger Port 71 (2 x 35,5 ) 2010 Oran Est 75 (2 x 37,5) Mars 2008 M Sila 430 (2 x 215) TG1 : 2009 et TG2 : Fév Annaba 71 (2x35.5) 2010 Avec la mise en service en 2009 de la centrale en Cycle Combiné de Hadjet Ennous (1200 MW) et la mise en service en des centrales turbines à gaz décidées dans le cadre du plan d urgence pour un total de MW en TG, le renforcement des capacités de production s élève à MW. *Source : Bulletin statistique 2007 de Sonelgaz Rapport définitif 9

10 Le tableau suivant décrit l évolution prévue du parc de production selon les critères définis ci-avant : Période Statut des projets Type de centrale géographique Capacité Installée (MW) Fin En cours de réalisation Ouvrages décidés AO lancés ou en préparation Besoins identifiés En projet Axes de réflexion et d investigation Alger Port 2x35.5 Annaba 2x35.5 TG M Sila 1x215 Arbaa 2x140 Hybride Hassi R Mel (Sud) CC Terga (Ouest) 3 x 400 CC Koudiet Eddraouch (Est) 3 x 400 TG Extension F Kirina (Est) 2 x 220 TG Extension Ain Djasser 1 x 220 (Est) CC Ras Djinet (Centre) 2 x 400 TG Messerghine (Ouest) 2 x 200 CC Jilel (Est) 2 x 400 TG Non défini TG Non défini 1 x x 200 TG Non défini 2 x 100 CC Non défini 1 x 400 CC Non défini 1 x 400 CC Non défini Total des besoins probables MW, dont : Hybride Région Sud 2 x 210 CC Non défini 2400 TG Non défini Nucléaire Non défini 1000 Capacité Ajoutée (MW) A ce stade et sur la base des informations fournies, l évolution probable du parc de production en Algérie (puissance installée en MW et répartition par filière) sur la période considérée se présente comme suit : Estimation Capacité Installée TG CC TV TH Hybride Nucléaire Total Déclassement MW TG + 30 MW Solaire 3 Source : Information réunion CREG Juillet 2009 Rapport définitif 10

11 Le tableau suivant présente cette projection en pourcentage en présentant la part de chaque filière : 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% Nucléaire Hybride TH TV CC TG 20% 10% 0% En ce qui concerne le réseau, en 2008, la longueur totale du réseau de transport d'électricité en Algérie était de km. Quant aux réseaux de distribution en moyenne et basse tension, les réalisations enregistrées durant l exercice 2008, ont porté sa longueur globale à km 4. 4 Source : CREG Direction de la Communication 31 mai 2009 Rapport définitif 11

12 Le tableau suivant détaille les infrastructures (Réseau et Poste) en cours ou planifiées entrant dans le périmètre de cette action de renforcement du réseau 400kV de nature à contribuer à l intégration des marchés : Période Statut des projets Poste 400 /220 kv géographique Puissance Installée 3 postes : Réseau 400kV Mis en service - Bir Ghebalou (Centre) - Si Mustapha (Centre) - El Afroun (Centre) - Oued Athmania - Hassi Ameur MVA Est / Ouest : km 2010 En cours de réalisation - Sidi Ali Boussidi - Salah Bey - Chefia - Ain Beida MVA Est / Ouest : 623 km Nord / Sud : 285 km 2012 Ouvrages décidés AO lancés ou en préparation - Oulel El Abtal (Ouest) - Hassi R'Mel (Sud) - Hassi Messaoud (Sud) 1800 MVA Nord / Sud : 925 km 2015 Ouvrages décidés - Jijel (El Milia) 900 MVA 270 km dont 40 km (2014) Besoins estimés 10 postes 6000 MVA Besoins estimés 5 postes 3000 MVA Nord : km (220 km/an) Sud/Sud: km km (220 km/an) Rapport définitif 12

13 En ce qui concerne l interconnexion Algérie Tunise et Algérie Maroc, Tenant compte du fait que l interconnexion électrique en 400 kv entre l Algérie et le Maroc est effective depuis fin septembre 2009 grâce à un accord qui prévoit le transport dans les deux sens d une capacité de MW à travers le réseau 400 kv et que l ensemble des interconnexions électriques entre les pays du Maghreb devraient être achevées en 2010, les projets à prendre en considération dans le cadre de cette activité seront centrés sur les liaisons Euro-Algérie. Période Interconnexion Statut des projets Capacité (MW) Consistance (kms) Algérie Espagne (i) Réalisation d une centrale CCGT MW pour le marché espagnol 1 ère phase : MWCC+200MWCA km pour une profondeur maximale de 1900 m 2016 (ii) Interconnexion directe 2 ème phase : Etude en cours - Etude de faisabilité réalisée par CESI - Création d une société de projet pour la réalisation et l exploitation tout courant continu 2017 Algérie Italie Skikda / El Hadjar El Hadjar Sarlux (Sardaigne) Avantage : technique et coût 1 ère phase : 500 MW puis 2 ème phase : 1000 MW 240 km 5 La capacité du câble étant de 1000 MW, le transit de 200 MW se fera à travers l interconnexion Algérie - Maroc Rapport définitif 13

14 SECTION 3: LE MAROC La situation du Maroc en ce qui concerne l énergie et plus particulièrement l électricité se caractérise par une très forte dépendance vis-à-vis de l extérieur. Face à cette situation particulière et considérant le périmètre de cette activité, deux axes de développement et d orientations de la politique marocaine sont à mettre en exergue (1) la sécurité de l approvisionnement et (2) la diversification des sources d énergie pour la production d électricité. En ce qui concerne le premier point, les tableaux suivants détailleront l importance et le volume des projets prévus pour le renforcement du réseau électrique, à la fois le réseau purement interne mais aussi les liaisons et interconnexions avec les marchés voisins. En ce qui concerne le second aspect, le tableau suivant montre l évolution prévisible du parc de production fournie par les fiches projets qui montre à la fois cette diversification du «bouquet électrique» mais aussi l importance du charbon dans ce bouquet, en tout cas à moyen terme. Période Statut des projets Type de centrale géographique Capacité Installée (MW) Capacité Ajoutée (MW) En cours de réalisation Thermosolaire Ain Beni Mathar (Ouest) 472 Fuel Agadir (Sud) 80 Fuel Kénitra (Est) 300 Eolien Tanger (Nord) 140 Eolien Tarfaya 1 et 2 (Sud) 300 Eolien Programme EnergiPro Ouvrages décidés AO lancé / en préparation Charbon Jorf Lasfar V (Ouest) 700 Charbon Safi (Ouest) 1980 Hydraulique Abdelmoumen (Sud) 300 Hydraulique M Dez et El Menzel 172 «Projet Ouarzazate (Sud) 500 Solaire» Ouvrages décidés - Besoins identifiés «Projet Solaire» «Projet Solaire» «Projet Solaire» «Projet Solaire» Ain Beni Mathar (Ouest) 400 Sebkhate Tah (Sud) 500 Foum Al Ouad (Sud) 500 Boujdour (Sud) Axes de réflexion et d investigation Données / Prévisions Non Communiquées A ces données, il convient de mentionner les prévisions fournies par le plan d équipement de l ONE 6 qui prévoit pour la période l ajout de : MW en TG MW en parc éolien MW en Centrale Hydraulique dont STEP L information sur les sites n étant pas disponibles, il est ces capacités ajoutées doivent être intégrés à la classification de «besoins identifiés». 6 Source : ONE «Evolution du bouquet électrique à l horizon 2020» Casablanca le 15 Mars 2010 Rapport définitif 14

15 A ce stade et sur la base des informations fournies, l évolution prévisible du parc de production au Maroc (puissance installée en MW et répartition par filière) sur la période considérée se présente comme suit : Estimation Capacité Installée 7 TG CC Fuel Charbon Diesel Hydraulique dont Step Eolien Solaire Total NC Déclassement Ces données ne prennent pas en compte le processus de déclassement Le tableau suivant présente cette projection en pourcentage en présentant la part de chaque filière : 100% 80% 60% 40% 20% Solaire Diesel Charbon Fuel Eolien Hydraulique dont Step Cycle Combiné Gaz 0% En ce qui concerne le réseau, il s établit en 2009 à km. 7 A compter de 2010 : estimation sur la base des informations «fiches projets» 8 Capacité additionnelle : 300 MW Ain Béni Mathar MW MohamMedia 9 Capacité additionnelle : 172 MW Ain Beni Mathar 10 Capacité additionnelle : 300 MW Kenitra + 80 MW Agadir 11 Capacité additionnelle : 700 MW Jorf Lasfar MW Safi 12 Capacité additionnelle : 116 MW Tan Tan 13 Capacité additionnelle : 18 MW Complexe Tanafnit Elborj 14 Capacité additionnelle : 22 MW Complexe Tanafnit Elborj 15 Capacité additionelle : 172 MW M Dez et El Menzel 16 Capacité additionnelle : 300 MW Abdelmoumen 17 Capacité additionnelle : 107 MW Tanger + 60 MW Essaouira 18 Capacité additionnelle : 1000 MW EnergiPro + Tarfaya 1 et 2 : 300 MW + Tanger 140 MW 19 Capacité additionnelle : 500 MW Ouarzazate 20 Capacité additionnelle : 400 MW Ain Beni Mathar + Site de Foum Al Ouad 500 MW + Boujdour 100 MW + Site de Sebkhat Tah 500 MW Rapport définitif 15

16 Le tableau suivant détaille les projets d infrastructure réseau 400kV hypothèse de base pour le recensement de ce type d infrastructure : Mise en service Mars 2010 Septembre 2010 Septembre 2010 Décembre 2011 Décembre 2011 Décembre Décembre Désignation du projet Nature du projet Longueur kms Coûts Ligne 225kV Jorf Mediouna Renforcement Rabattement 400kV à 2 ternes Réseau Centre MDhs / 7 M (1) Ligne 400kV à 2 Ternes Evacuation (1) 200 (1) 440 MDhs Agadir / Gulmin Energie Produite (2) 18 MDhs au Sud (2) Extension Poste Agadir (1) Ligne 400kV Agadir / Tan Tan (2) Extension Poste Tan-Tan (1) Ligne 400kV à 2 Ternes Chichaoua/ Ghanem/ Mediouna (2) Extension Poste Mediouna (1) Ligne 400kV à 2 Ternes Chichaoua / Ghanem / Agadir (2) Poste 400 kv Ghanem (3) Extension Poste Agadir Réalisation Poste 400kV Chemaia 2 x 450 MVA Extension Poste 400/225 kv Chemaia Réalisation Poste 400/225 kv Tizgui 2 x 600 MVA (1) Ligne 400kV à 2 Ternes Tan Tan / Laayoune (2) Poste Laayoune (3) Poste Tan Tan Rabattement d un terne 400kV Mediouna / Ghanem & Schuntage ligne Jorf / Laawmra Rabattement d un terne de ligne 400 kv Oualili / Melloussa Réalisation Poste 400/225 kv Lawamar : 2 x 450 MVA Réalisation Poste de transformation 400/225 kv Souk Larbaa : 1 x 450 MVA ème ATR Oualili : 460 MVA Prolongement d un terne : 2014 Ligne 400 kv Ferdioua / Melloussa Shuntage des ternes 400 kv 2014 Tahaddart / Melloussa Oualili / Melloussa Construction 2 ème ligne 400 kv 2014 Matma / Bourdim (ATR) Evacuation Energie Produite au Sud Développement Réseau Intérieur Développement Réseau Intérieur 458MDhs / 41M (1) 140 (1)326 MDhs (2) 18 MDhs 344MDhs / 31M (1) 120 (1) 264 MDhs (2) 40 MDhs 304MDhs / 27M (1) 176 (1)388 MDhs (2) 200 MDhs (3) 280 MDhs 868MDhs / 77M Développement Réseau Intérieur 280MDhs / 25M Développement Réseau Intérieur 30 MDhs / 2,7M Développement Réseau Intérieur 170MDhs / 15M (1) 250 (1) 660 MDhs Développement (2) 211 MDhs Réseau Intérieur (3) 103 MDhs 974MDhs / 87M Développement Réseau Intérieur 9 25 MDhs / 2,2M Développement Réseau Intérieur 3 7MDhs/624k Développement Réseau Intérieur 130MDhs/11,5M Développement Réseau Intérieur 87MDhs / 7.8 M Développement Réseau Intérieur 60MDhs / 5,3M Développement Réseau Intérieur 15 22,5 MDhs / 2M Développement Réseau Intérieur MDhs / 2,3M Développement Réseau Intérieur MDhs/33M Rapport définitif 16

17 Construction Poste Transformation 400/225 kv Anjra Extension Poste 400 kv Bourdim Développement Réseau Intérieur Développement Réseau Intérieur 250MDhs/22M 20MDhs/1,8M 2014 Extension Poste 400 kv Oualili Développement Réseau Intérieur 20MDhs/1,8M 2014 Ligne à 2 Ternes Chemaia / Tizgui Développement Réseau Intérieur MDhs/47M Tenant compte du périmètre de cette étude, les actions engagées concernent la refonte structurelle de l interconnexion et doivent se matérialiser par : 1. la construction d une troisième ligne de 700 MW Maroc Espagne En , les échanges Maroc Espagne ont été de GWh dans le sens Nord-Sud et de 8 GWh dans le sens Sud Nord ; c est-à-dire une balance négative de GWh. A ce propos, il est possible de s interroger sur l opportunité du choix que constituerait la réalisation d une nouvelle liaison Maroc Espagne dans l optique de renforcer le processus d intégration. En effet, ne serait-il pas aussi judicieux de rechercher à améliorer l utilisation des liaisons actuelles en utilisant ces infrastructures existantes de manière plus efficientes? 2. l achèvement de la ligne 400 kv avec l Algérie. L impact de ces deux projets est de permettre une augmentation graduelle de la capacité commerciale de l interconnexion jusqu à 1000 MW avec l Espagne et 1200 MW avec l Algérie. Il apparaît clairement que ces projets et / ou ces décisions concernant les deux points précédents auront un impact certain sur le processus d intégration, qu il s agisse d une intégration entre les pays du Maghreb ou d une intégration «Sud / Nord». 21 Preliminary Report «The Spanish Electricity System» Red Electrica de Espana, 2009 Rapport définitif 17

18 SECTION 4: LA TUNISIE La Tunisie se caractérise par un marché de taille modeste comparativement aux autres pays du Maghreb et par une part importante du gaz dans la production d électricité qui selon les dernières données disponibles est issue des filières suivantes : - 45% de centrale thermique vapeur, - 40% de centrale Cycle Combiné, - 14% de Centrale à Turbine à Gaz et - 1% d énergie renouvelable (Hydrauliques et Eolien) L évolution du parc de production telle que fournie par les fiches ne modifient qu à la marge ces ratios comme le montre le tableau suivant : Période Statut des projets Type de centrale géographique Capacité Installée (MW) Fin En cours de réalisation Ouvrages décidés AO lancés ou en préparation Ouvrages décidés AO lancés ou en préparation Axes de réflexion et d investigation TG Thyna (Sud) 126 CC Ghannouch/Gabes (Est) 416 Eolienne Bizerte (Nord) 120 (Kchabta + Metline) CC Sousse (Est) 380 < x < 450 CC Bizerte (Nord) 380 < x < 450 CC gaz ou Charbon «Projet ELMED» Hawaria (Gaz) ou Skhira (Charbon) 3 x x 600 Prévisions : 25% du total des besoins devraient être couverts par la Centrale Nucléaire Nucléaire Non défini 700 < x < 1100 Capacité Ajoutée (MW) < x < Sur les 1200 MW, 400 MW sont prévus pour être dédiés au marché national Rapport définitif 18

19 A ce stade et sur la base des informations fournies, l évolution probable du parc de production en Tunisie (puissance installée en MW et répartition par filière) sur la période considérée se présente comme suit : Estimation Capacité Installée 23 TG CC TV Hydraulique Eolien Nucléaire Total Déclassement Ces données ne prennent pas en compte le processus de déclassement Le tableau suivant présente cette projection en pourcentage en présentant la part de chaque filière : 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% Eolien Hydraulique TV Cycle Combiné Gaz 20% 10% 0% A compter de 2010 : estimation sur la base des informations «fiches projets» 24 STEG : 1280 MW+ El Bibane : 27 MW 25 Centrale Gaz Feriana : 126 MW 26 Centrale Gaz Thyna : 126 MW 27 STEG : 364 MW + Radès II : 471 MW 28 Centrale Ghannouch : 416 MW 29 Centrales de Sousse et Bizerte : 2 x 400 MW (Rapport STEG 2008) 30 Projet ELMED : 1200 MW 31 Centrale éolienne : Sidi Daoud : 35 MW 32 Centrales éoliennes : Kchabta 58 MW + Meltine 62 MW 33 Centrale éolienne Bizerte : 120 MW 34 Centrale Nucléaire : 1000 MW Données Rapport STEG 2008 Rapport définitif 19

20 En ce qui concerne le réseau, les données actuellement disponibles concernant l extension du réseau 400 kv visé par cette fiche envisagent la réalisation de : 1. Deux lignes 400 kv Bizerte-Mateur et Bizerte- Mornaguia,au cas où les deux cycles combinés prévus au Nord seront installés à Bizerte 2. Deux lignes 400 kv El Haouaria-Mornaguia. Le tableau suivant détaille les projets d infrastructure réseau 400kV hypothèse de base pour le recensement de ce type d infrastructure : Prévision de mise en service 2011 Désignation du projet Passage en 400 kv Ligne «Mornaguia Mateur Jendouba» Statut du projet En cours de réalisation Longueur kms Nature du Projet Renforcement des échanges Est / Ouest Complément de la «Boucle Euro-med» Coût / Financemen t Modalités de financement Non défini 2014 Evacuation de l'énergie du site de la Centrale CC de Bizerte Appel d offre non lancé 2 Lignes : 70 kms Renforcement du réseau 400 kv. Projet lié au projet IPP ayant un impact très limité sur l intégration des marchés Modalités de financement Non défini Rapport définitif 20

21 En ce qui concerne maintenant les interconnexions avec les autres réseaux, Maghrébin et européen, les projets d infrastructures prévus sont : Période / Prévision de date mise en service Interconnexion Statut des projets Capacité (MW) Consistance (kms) ème liaison Tunisie Algérie km Tunisie Italie Etude de faisabilité terminée Etude d exécution du projet en cours MW exclusivement dédié à l exportation 400 MW marché national 200 km Tunisie - Italie 1000 MW 2015 Gestion par une société mixte STEG / Terna Il est prévu que 20% de la capacité soit en libre accès pour l électricité issue d énergie renouvelable. Projet intégré au 12 ème plan de la STEG ème liaison 35 Tunisie Lybie Etude de faisabilité en 2006 («ELTAM») Appel d offre non encore lancé km Ces projets définis ci-dessus complèteront donc les interconnexions actuelles avec d une part l Algérie (1 x 225 kv «Tajerouine El Aouinet» ; 1 x 150 kv «Metlaoui Djebel Onk» et ; 2 x 90 kv «Tajerouine El Aouinet» et «Fernana El Kala») et d autre part la Libye (2 x 225 kv «Mednine Abou Kammech» et «Tataouine Rouis»). Par ailleurs, l interconnexion avec l Italie comprend deux volets : 1. Un câble sous-marin en courant continu 1000 MW dont l exploitation et la gestion seront assurées par une société mixte STEG / Interna (le ratio de participation de chaque partenaire n est pas encore défini). Il est prévu que 20% de la capacité soit en libre accès pour l électricité issue d énergie renouvelable. La mise en service est fixée à En parallèle, un pôle de production («projet ELMED») d une puissance installée de 1200 MW (800 MW dédié exclusivement à l exportation vers l UE et 400 MW pour le marché national sous forme d un «PPA» / Contrat d achat avec la STEG doit être mis en service. Le choix du site n est pas encore arrêté, prévu pour 2016 et dépendra de l énergie primaire utilisée : charbon ou gaz. Dans cette dernière hypothèse, il est envisagé que le site de production soit 35 Liaison s ajoutant aux 2 liaisons 90 kv + 1 liaison 150 kv + 1 liaison 225 kv Rapport définitif 21

22 situé au Cap Bon. Le coût de l ensemble (câble et site de production) est évalué à : 1.5 Mrds < x < 2.5 Mrds. En ce qui concerne le financement, la Banque Mondiale et la Banque Européenne d Investissement (BEI) dans le cadre du programme européen TEN Energy se sont engagés à soutenir le projet. A l image de la situation qui prévaut pour les autres pays, les projets d infrastructures de production en Tunisie ont pour principal objectif la satisfaction de la demande nationale. Sur cette base cependant, il convient de relever que le projet de centrale nucléaire en Tunisie est le seul projet d infrastructure de production dont une mise en service à moyen / long terme est envisagé avec le plus de certitude. Le projet est actuellement en phase préparatoire dédiée à la conduite des études (étude de faisabilité technico-économique et de rentabilité) nécessaires à la prise de décision. Cette phase, débutée en 2007 est prévue pour se clore en A cette phase d étude doit succéder une phase d appel d offre ( ), une phase de construction et de mise en service ( ), et une phase d exploitation ( ). Il est prévu que cette unité couvre en 2030 au maximum 15% de la demande nationale, actuellement estimée pour 2030 à MW en pointe. En ce qui concerne le point particulier des énergies renouvelables, il convient de constater qu il est possible de s appuyer sur des informations fiables à horizon 2013 concernant les projets en cours de discussion ou en étude de faisabilité. Au-delà, l incertitude demeure. Pour autant, un point particulier a été mentionné : il s agit du plan solaire tunisien pour lequel l Agence Nationale de la Maîtrise de l Energie (ANME) travaille dans la perspective Pour conclure sur la question des énergies renouvelables, deux études ont été mises en exergue : l étude de faisabilité CSP - 25MW et l étude de faisabilité 50MW pour les cimentiers auto-producteurs. En ce qui concerne les projets de Transport / Réseau, 2016 apparaît ici encore comme une date limite pour envisager des données sinon fiables du moins arrêtées. Rapport définitif 22

23 SECTION 5 ENSEIGNEMENTS ET CONCLUSIONS Sur la base des objectifs définis par la fiche d activité, plusieurs enseignements peuvent être tirés : En ce qui concerne «l information mutuelle des bénéficiaires du projet», nous estimons que ce recensement répond à cet objectif par la mutualisation et la mise en commun des informations données par les différents bénéficiaires. Il apparaît que ce recensement devra être relayé par d autres initiatives initiées par les bénéficiaires à l issue de ce projet. Ces initiatives pourront être entreprises dans des structures telles que le Comelec pour avoir un impact pérenne. En écho à ce qui précède, il convient de constater que le principe d un développement durable et d une intégration régionale et internationale comme pilier des orientations stratégiques constitue une recommandation commune aux trois pays. Cependant, il apparaît que cette volonté ne bénéficie pas d une traduction toujours évidente, en tout cas pour ce qui concerne les projets relatifs aux unités de production. En effet, comme précédemment évoqués et comme il est détaillé ci-après dans les fiches projets, les unités de production sont envisagées dans un cadre prioritairement national : la programmation ou les plans d équipement le prenant comme périmètre de référence. Pour ce qui concerne «l identification des besoins nouveaux en infrastructure qui résulterait d une intensification des échanges», la diversité des situations des trois pays rend peu aisée l identification de besoins nouveaux en projets structurants propres à participer à une intégration des trois marchés du maghreb. Le Maroc se caractérise par une situation de faibles ressources énergétiques nationales. Dès lors il est soumis à une forte dépendance de l extérieur (96% de l électricité provient de sources d énergie importées, le reste étant issue d une production locale principalement hydro-électrique). Dans ce cadre, le Maroc fonde sa stratégie énergétique sur deux axes principaux : (1) la sécurité de l approvisionnement, ce qui implique une diversification de la provenance géographique de l énergie importée et, par voie de conséquence (2) une attention particulière en ce qui concerne le degré de dépendance vis-à-vis de l extérieur, là encore ceci se traduit par une volonté de diversifier son «bouquet électrique». Dès lors dans une optique d intégration des marchés, le Maroc entend bénéficier et profiter de sa position géographique spécifique entre deux grands marchés respectivement électrique et gazier : l Espagne au Nord et l Algérie à l Est. Dans cette démarche de mesures relatives au renforcement de l offre, le Maroc semble attacher à renforcer d une part ses capacités de production et d autre part les infrastructures d interconnexion avec ses voisins (Algérie et Espagne). Dans ce double mouvement, seules les infrastructures d interconnexion semblent devoir jouer un rôle structurant dans l optique d une intégration. En effet, les choix de renforcement des moyens de production sont présentés comme devant répondre principalement à l évolution nationale de la demande. Pour conclure sur le Maroc, la volonté de poursuivre son intégration régionale se traduit par l ambition d une part de construire une troisième ligne de 700 MW entre le Maroc et l Espagne (bien que l on ait souligné que le choix d améliorer l utilisation des structures existantes puissent aussi être une alternative judicieuse, en particulier en terme de coût d investissement) et d autre part de pérenniser la ligne 400 kv avec l Algérie. De son côté, l Algérie bénéficie d un atout majeur en comparaison de ses deux voisins ; il s agit de son potentiel énergétique, en particulier gazier. Mais à l image du Maroc et la Tunisie, le programme de développement du secteur de l électricité entend d une part soutenir le développement socioéconomique du pays et d autre part assurer la couverture du marché national. Rapport définitif 23

24 Cette dimension logiquement et prioritairement nationale de la stratégie n empêche cependant pas de percevoir un impact régional aux projets d infrastructures. Ainsi il est évident que le programme de renforcement du réseau 400 kv par la construction d une «artère» Est Ouest ne se comprend que dans une logique d ouverture des marchés avec les Etats voisins. Cependant pour avoir un réel impact structurant, ces liaisons d interconnexions avec la Tunisie et le Maroc ne devraient plus être envisagés dans une simple perspective d échanges de secours et de mise en commun des réserves de puissance pour acquérir une nouvelle dimension ; ce qui ne semble pas à ce jour être le cas au regard des prévisions de développement du parc de production pour chacun des trois pays. Enfin, malgré la taille modeste de son marché, la Tunisie présente le seul projet d infrastructure de production de nature à concourir à une intégration des marchés. Il s agit du projet «ELMED» mais qui ne concerne pas les relations entre les pays du Maghreb. La spécificité de ce projet (1/3 de la production dédiée au marché Tunisien et 2/3 au marché Italien) pourrait être déclinée pour d autres unités de production chargé de fournir deux pays du Maghreb et ainsi concourir à l intégration «Sud / Sud». Tout comme le Maroc, la Tunisie exprime une volonté d intensification des échanges avec le marché de l Union Européenne via l Italie, en raison de la proximité géographique mais aussi et surtout du différentiel de prix entre l Italie et la Tunisie. Dans le même mouvement, il convient de relever que la dorsale 400 kv reliant Mornaguia, Oueslatia et Bouchemma constituera un projet d une grande importance pour l émergence d un marché Maghrébin et sa future intégration dans le marché Européen. Cet élément ainsi que la réalisation de l interconnexion en 400 kv avec la Lybie sont d ailleurs développés plus en détail dans les fiches projets correspondantes. Pour autant, il n apparaît pas que la perspective d une intégration des marchés de l électricité au Maghreb constitue un enjeu prioritaire dans les décisions relatives aux projets d infrastructures. Il a ainsi été évoqués comme obstacles à l ouverture à la concurrence et à l intégration : d un point de vue purement interne ou national le phénomène des «IPP» / Producteur Indépendant et l impact des contrats de fourniture à long terme ; d un point de vue régional, la question de l ouverture du marché du gaz en écho à la question du différentiel du tarif du gaz entre les trois pays. Pour palier à ces situation et pour dépasser le référentiel national une première piste de réflexion concernant l identification de besoins nouveaux pourrait être la création d une instance supranationale chargée de donner les bases d une planification sinon harmonisée du moins coordonnée. Dépassant le stricte cadre des «infrastructures» cette entité pourrait aider à mieux envisager un parc régional pour un marché unique. Une telle avancée, institutionnelle cette, fois devrait permettre une meilleure mise en commun des informations touchant à la diversité et la répartition des capacités disponibles au sein de chaque pays. Ainsi au regard du potentiel en énergie solaire des trois pays et dans une moindre mesure éolien, cette structure pourrait avoir en charge de définir des projets de réalisation d unités de production aux utilisant ces ressources primaires. Les enjeux sont au moins triples : (1) une mutualisation des investissements, (2) une réponse commune à une contrainte que s est imposée l Union Européenne en matière «d énergie verte» et (3) la possibilité pour chaque pays du Maghreb de parvenir à son tour à atteindre ses objectifs domestiques en matières de diversification des sources d énergie et ce, dans un cadre régional. Pour ce qui touche à la compréhension des «conséquences éventuelles de ces infrastructures sur le/les marché/s à organiser» et sur la base des commentaires qui précèdent, les conséquences de ces infrastructures sur l intégration des marchés semble pouvoir se résumer par l idée suivante : l effet structurant des projets d infrastructures sur l objectif d intégration est marginal car ils entendent répondre exclusivement à une évolution de la demande prise dans un cadre strictement interne ou national. Les projets d infrastructures de réseau en particulier le réseau 400 kv - au contraire, peuvent être perçus comme le préalable à l émergence d un réseau communautarisé propre à un marché intégré. Rapport définitif 24

25 Pour atteindre cet objectif cependant, une volonté politique commune devra elle aussi émerger, pour par exemple permettre d élaborer une planification régionale des équipements qui soit intégrée. Arguons que ce recensement constitue une prémisse à cette ambition. Enfin pour ce qui touche «aux conséquences d une ouverture des marchés et de leur impact sur des études de faisabilité», les études de faisabilité des projets recensées montrent que l impact sur l intégration des marchés entre les trois pays devrait être limité. En revanche, tel n est pas le cas pour les projets d infrastructure envisagés entre chacun des pays et le marché de l Union Européenne via l Espagne et/ou l Italie. Cependant il convient de relever que ces projets s ils peuvent permettre aux opérateurs des trois pays de devenir acteur sur le marché de l Union Européenne ou de concourir à établir les conditions d une libéralisation de chaque marché national, ils ne peuvent être interprétés comme structurants pour l émergence d un marché Maghrébin sinon unifié du moins harmonisé. Au-delà, de 2017 les informations concernant projets d infrastructures relatives aux unités de production sont limitées et ce, pour les trois pays visés. A ce stade, hormis la centrale du projet ELMED de 1200 MW prévue pour une mise en service en 2016, nous ne percevons pas de projet d infrastructure de production susceptible de participer à une intégration des marchés. En ce qui concerne les infrastructures de transport, les projets peuvent apparaître plus significatifs : nouvelle interconnexion 400 kv Maroc Algérie et Algérie Tunisie avec le passage à palier / niveau de tension. Dans un sens positif, les interconnexions peuvent être considérés comme constituant un préalable essentiel à l émergence d un marché régional de l électricité, notamment en rendant plus robuste l ensemble de ces interconnexions interrégionales. Ainsi, il convient de constater une progression dans le sens de cette intégration dans le cadre des deux accords récents conclu entre l ONE et la SONELGAZ. Si le premier organise des procédures d échanges entre les deux réseaux limité à un mécanisme de secours mutuel en cas d aléas dans l un des deux réseaux ; en revanche le second envisage la transition de 1000 MW d énergie vers l Espagne via le réseau marocain. Dans cette optique, il est à noter ici un signal fort donné par les opérateurs marocains et algériens dans le sens d une intégration de leurs marchés électriques respectifs vers le marché de l Union Européenne. Les projets d interconnexions avec l Europe peuvent apparaître plus significatifs et «structurants» (projet de troisième ligne Maroc Espagne, projet Tunisie Italie ainsi que les projets Algérie Espagne et Algérie Italie), notamment en tenant compte de l information disponible et fournie pour ces projets. En revanche, il peut être considéré que ces projets d interconnexion avec l Europe participent plus à l intégration de chaque marché national au marché de l UE que d une intégration d un marché Maghrébin au marché de l Union Européenne. En d autres termes, ces projets parallèles mis en œuvre par chacun des pays peuvent être vus comme répondant à des besoins et des objectifs nationaux. Rapport définitif 25

26 ANNEXES : FICHES PROJETS Les Fiches projets sont classées de la manière suivante : 1. Par pays : Maroc, Algérie et Tunisie 2. Pour chaque pays, par type de projets : Unité de production puis Réseau dont Interconnexions internationales suivant la date de prévision de mise en service du projet Rapport définitif 26

27 MAROC Rapport définitif 27

28 UNITES DE PRODUCTION Rapport définitif 28

29 Centrale Thermosolaire Ain Beni Mathar Ain Beni Mathar Transport Interconnexion kv/400kv Raccordement techniques : 300 MW : 172 MW - Le cycle complet intégrant la partie vapeur et le cycle champ solaire seront mis en service en avril ,9 Mrds Dhs / 524,4 M Tranche 1: 2009 Tranche 2: BAD : Prêt en 2005 de 136,4 M puis en 2008 de 151,4 M (suite au redimensionnement de la centrale 250 MW à 470MW) - Fonds Mondial pour l'environnement : 36,6M - ONE : 100 M - ICO Espagnol : 100 M - Statut du projet: En cours de réalisation - Impact sur l'intégration: Neutre au regard du redimmensionnement du projet et de ses deux objectifs - Périmètre prioritairement national (1) Redimensionnement : Augmentation de la capacité de production installée a été accrue pour répondre aux retards d'investissement observés dans le programme de développement de l'one et l'accroissement plus rapide de la demande en énergie du Royaume (2) Objectif sectoriel du projet : Généralisation de l'accès à l'électricité et le développement des énergies renouvelables en vue de soutenir la croissance économique et la compétitivité des entreprises marocaines (3) Objectif spécifique : Contribuer à la sécurisation de l'alimentation en énergie électrique du pays, à la diversification des sources d'énergie et à la réduction de l'émission des gaz à effet de serre. Rapport définitif 29

30 Parc éolien de Tanger (Dhar Saadan et Beni Majmel) Tanger (1) 107 MW (Dhar Saadane) Transport Interconnexion (2) 33 MW Raccordement Total : 140MW 225 kv techniques - Productibilité moyenne annuelle : 526 GWh - Le parc comprend 165 aérogénérateur (Puiss. Nom. Unitaire : 850 KW H), postes BT/MT, postes élévateurs MT/HT : 225 kv, 2 lignes 225 kv - Superficie du parc: ha (17 km x 2km) 2,6 Mrs Dhs / 236 M (1) : 04/2009 (2) : 04/ Co-financement national et international : BEI (80 M ), Banque KfW (50 M ), Coopération financière espagnole (100 M ) et ONE sur fonds propres - Statut du projet: Généralisation de la mise en service - Impact sur l'intégration: Limité au regard du périmètre et des objectifs prioritairement nationaux. Ce projet : (1) S'inscrit dans le cadre du programme national de diversification de l'énergie renouvelable (2) Entre dans le cadre du Mécanisme pour un Développement Propre (MDP) de l'one (3) Doit permettre de renforcer les moyens de production d'origine éolienne et du réseau d'interconnexion de la région nord du Royaume. Rapport définitif 30

31 GD Agadir Agadir Transport Interconnexion kv/400kv Raccordement techniques - Centrale Fuel / Oil 740 MDhs / 67M 2010 / Pas d'indications particulières - Statut du projet: Au regard de la date prévue de mise en service, unité en cours de réalisation - Impact sur l'intégration: Neutre au regard de la puissance installée de cette unité et des objectifs prioritairement nationaux qui lui sont assignés: (1) Renforcer la sécurité d'alimentation du réseau Sud qui enregistre une évolution croissante de la demande et (2) Réduction des investissements en réseau de transport. Rapport définitif 31

32 TAG Kénitra Kénitra Transport Interconnexion kv Raccordement techniques - Centrale Fuel 2,1 Mrds Dhs / 186 M Cofinancement : BID (1,6 Mrds Dhs / 146 M ) et ONE (500 Mrds Dhs / 40 M ) - Statut du projet: Appel d'offre lancé en Impact sur l'intégration: Limité - puissance installée 300 MW, objectif prioritairement national. Rapport définitif 32

33 Programme EnergiPro (1) : 200 MW Transport Interconnexion (2) : 400 MW Raccordement (3) : 400 MW Total : 1000 techniques 230 kv/400kv Tranches 1 : : : % privé - Statut du projet: S'agissant d'un programme permettant à des autoproducteurs de produire de l'électricité à partir des énergies renouvelables, en l'acheminant sur le réseau de transport à partir des sites de production vers les sites de consommation, la classification donnée par la fiche n'est pas approprié - Impact sur l'intégration: A ce stade neutre, en particulier si l'on prend en compte le récent projet de parc éolien de 100 MW à Akhefnir (Sud) dont la mise en service est prévue L'impact du programme dépendra donc de l'implantation et du dimensionnment de chaque parc intégré au programme EnergiPro dont l'objectif est d'atteindre 1000 MW. Pour autant, le cadre de ce programme reste prioritatairement national (diversification énergétique, réponse à demande nationale etc.) Rapport définitif 33

34 Parc éolien de Tarfaya Tarfaya 1 et MW en 2010 Transport Interconnexion 100 MW en 2011 Raccordement Total : 300 MW 225 kv/400kv techniques Construction et Transport : 4Mrds Dhs / 360M Tranche 1 : 2011 Tranche 2 : Autofinancement par l'adjudicataire + financement à hauteur de 3 Mrds Dhs par Banque Nationale (Groupe Banque Populaire) et Française - Statut du projet: Sélection de l'adjudicataire en cours - Impact sur l'intégration: Neutre en raison (1) de la localisation géographique du parc (2) de l'objectif d'amélioration du réseau d'interconnexion de la région. Rapport définitif 34

35 Parc éolien de Tan Tan Tan Tan (1) 200 MW Transport Interconnexion (2) Extension à 300 MW Raccordement 230 kv/400kv? techniques - Nombre d'aérogénérateurs : Puissance Unitaire 850 kv - Constitué d une centrale éolienne de 300 MW, il sera développé par un opérateur privé dans le cadre d un contrat avec garantie d achat pour une période de 20 ans. Le montant de l investissement est estimé à 4,7 milliards de DH et sera entièrement financé par le promoteur retenu. L adjudicataire de ce marché sera déclaré avant la fin de l année Son délai de réalisation est de 18 mois et la mise en service de 200 MW est prévue pour septembre La capacité restante pour octobre Estimation : 4,7 Mrds Dhs / 415 M (1) : 2011 (2) : Oct Statut du projet: Décision concernant l'adjudicataire : fin Impact sur l'intégration: Neutre au regard de la localisation géographique du parc. - Parc développé par un opérateur privé dans le cadre d'un contrat avec garantie d'achat pour une période de 20 ans. Rapport définitif 35

36 STEP Abdelmoumen Province de Taroudant (sur l'oued Issen) Transport Interconnexion 300 MW 230 kv/400kv Raccordement techniques - Centrale Hydraulique - Prévision 2 GWh/jour - Evacuation de l'énergie : 4 départs 225 kv 2 Mrds Dhs / 177M Bailleur international : BEI 100M - Autre modalité de financement - Statut du projet: En cours de réalisation - Impact sur l'intégration: Neutre au regard des objectifs et du périmètre de ce projet prioritairement nationaux notamment évolution de la demande et diversification du "bouquet électrique": (1) Le projet de construction d une STEP est se justifie par les prévisions d'évolution de la demande d'énergie et de la capacité de régulation instantanée que les systèmes hydrauliques exercent sur le réseau électrique. (2) La station de transfert d'énergie par pompage fait partie des projets en développement pour assurer l'adéquation offre - demande sur la période Rapport définitif 36

37 Extension Centrale de Jorf Lasfar : Tranche V et VI Jorf Lasfar Tranche V et VI : 2 x 350 MW Transport Interconnexion Capacité installée actuelle: 1356MW Raccordement 400kV techniques - Centrale Charbon 10 Mrds Dhs / 909 M Tranche V : Les deux unités (Tranche V et VI) seront réalisées dans le cadre de la production privée d'électricité via un contrat d'achat et de fourniture d'une durée de 30 ans - assuré par l'actuel exploitant : Abu Dhabi National Energy Company PJSC (TAQA) - Statut du Projet: Appel d'offre en cours (Assistance Technique et Accompagnement) lancé au mois de Decembre Impact sur l'intégration des marchés: Limité, unité de production devant prioritairement répondre à l'évolution de la demande nationale Rapport définitif 37

38 Centrale charbon (réalisation nouvelle centrale) Safi 2 x 660 : 2013 Transport Interconnexion 660 : 2014 Raccordement Puissance installée totale : 1320 MW 400kV techniques 20 Mrds Dhs / 182 M La société sélectionnée sera chargée du financement, de la conception, de la mise en service, de l'exploitation et de la maintenance de la centrale ainsi que de la vente de l'électricité produite à l'one. - Statut du projet : Etude des offres techniques - Concession de production d'électricité octroyée par l'one. Durée de la concession : 30 ans - Impact sur l'intégration des marchés: Limité dans la mesure où il est déclaré que cette centrale doit assurer 27% de la demande globale nationale à l'horizon 2014 / 2015, objectif prioritairement national. Rapport définitif 38

39 M'Dez et El Menzel Transport Interconnexion kv/400kv Raccordement techniques ONE - Statut du projet: Etude en cours - Impact sur l'intégration: Neutre au regard de l'objectif et périmètre du projet ("diversification du bouquet électrique" et mise en valeur des ressources nationales d'énergie - Enjeux prioritairement nationaux. Rapport définitif 39

40 RESEAU DONT INTERCONNEXION Rapport définitif 40

41 Rabbatement en structure 400 kv 2 Ternes de la ligne 225 kv Jorf Mediouna Interconnexion 400 kv techniques - Outre le Rabbatement le projet comprend l'extension du poste 225 kv de Lawamer 75 Mdhs / 6,7 M Mars Données non disponibles - Statut du projet: En cours de réalisation - Impact sur l'intégration: Neutre - Objectif prioritairement national : renforcement du Réseau Centre - Longeur : 30 kms Rapport définitif 41

42 Ligne Agadir - Tan + 1 poste Agadir + 1 poste Tan Tan Agadir - Tan Tan Transport Interconnexion Raccordement 400KV techniques - (1) Ligne 400KV à 2 T Agadir - Tan Tan : 140 kms - (2) Extension du Poste d'agadir : 2 travées 225 kv - (3) Extension du Poste de Tan Tan : 2 travées 225 kv (1) 308 MDhs (2) 18 MDhs (3) 18 MDhs Total : 344 MDhs / 30,7 M Septembre Données non disponibles - Statut du projet: En cours de réalisation - Impact sur l'intégration: Neutre en raison de la localisation géographique et le périmètre du projet : Evacuation de l'energie produite au Sud Rapport définitif 42

43 Ligne Agadir - Gulmin Agadir - Gulmin Transport Interconnexion Raccordement 400KV techniques - Ligne 400KV à 2 T Agadir - Gulmin : 200 kms 440 MDhs / 39,2 M Septembre Données non disponibles - Statut du projet: En cours de réalisation - Impact sur l'intégration: Neutre en raison de la localisation géographique et le périmètre du projet : Evacuation de l'energie produite au Sud Rapport définitif 43

44 Interconnexion Maroc - Algérie Bourdim - Hassi Ameur Transport Interconnexion Raccordement 400 kv techniques - L'accord ONE / SONELGAZ prévoit le transport dans les deux sens d'une capacité de 1000MW Estimation 40 M Octobre Statut du projet : En cours - Impact sur l'intégration: Important: (1) Ce projet constitue un signal fort pour la concrétisation de la volonté des deux pays pour l'intégration de leurs marchés électriques dans le marché électrique européen (2) Ce projet participe au renforcement des connexions internes (Est / Ouest) à 400 kv. L'objectif de cette infrastructure vise le développement des échanges et des relations commerciales entre l'algérie et le Maroc et permettra d assurer le transit de la nouvelle production algérienne. - Accord de partenariat ONE / SONELGAZ Rapport définitif 44

45 Ligne Chichachoua - Tensift II Chichachoua - Tensift Interconnexion 225Kv techniques -Rabattement de la ligne Chichaoua - Tensift par une ligne à 2 Ternes sur le poste de Chrifia - Longueur 55 kms 187 MDhs / 16,5 M Décembre Données non disponibles - Statut du projet: En cours - Impact sur l'intégration: Neutre - Développement du Réseau Intern. Rapport définitif 45

46 Ligne Chichaoua - Ghanem - Mediouna Chichaoua - Ghanem - Mediouna Interconnexion 400 KV techniques - Ligne 400 KV à 2 Ternes Chichaoua - Ghanem - Mediouna (prolongement) - Longueur : 190 kms 264 MDhs / 23 M Données non disponibles - Statut du projet: En cours - Impact sur l'intégration: Neutre - Développement du Réseau Intern Rapport définitif 46

47 Ligne Jerada - Bourdim + 1 Poste à Jerada Jerada - Bourdim Interconnexion 225 kv techniques (1) Ligne 225 kv à 2 Ternes Jerrada - Bourdim (2) Réalisation d'un nouveau poste 225 kv à Jerada (4 Travées) (1) 42 MDhs (2) 35 MDhs Total : 77 MDhs / 6,9 M Décembre Données non disponibles - Statut du projet : En cours - Impact sur l'intégration : Limité, objectif prioritairement national :Renforcement du réseau nord Rapport définitif 47

48 Poste de la Centrale Thermique de Kenitra Kenitra Interconnexion 225 kv techniques - Extension du poste de la centrale thermique 70 MDhs / 6,2 M Décembre Données non disponibles - Statut du projet: En cours - Impact sur l'intégration: Limité en raison de l'objectif prioritairement national du projet : Renforcement du réseau nord Rapport définitif 48

49 Ligne Esshoul - Zaer Esshoul - Zaer Interconnexion 225 kv techniques - Ligne 225 kv à 2 Ternes pour rabattre la ligne 225 kv Esshoul Zaer sur le poste de Fouarat - Longueur : 55 kms 187 MDhs / 16,7 M Décembre Données non disponibles - Statut du projet: En cours - Impact sur l'intégration: Limité en raison de l'objectif et du périmètre prioritairement national du projet : Renforcement du réseau nord Rapport définitif 49

50 Ligne Iaawmra - Dar Bouazza Iaawmra - Dar Bouazza Interconnexion 225 Kv techniques -Rabattement en 225 Kv de la ligne Iaawmra - Dar Bouazza sur le poste d'ouled Saleh par 2 lignes simples - Longeur 5 kms 80 MDhs / 7 M Mars Données non disponibles - Statut du projet: Pas d'information particulière - Impact sur l'intégration : Neutre, projet aux objectif et périmètre prioritairement nationaux: Développement du réseau interne Rapport définitif 50

51 Selouane - Imzourhene Interconnexion 225Kv techniques -(1) Bouclage en 225 KV Selouane - Imzourene via le Client Essentilum - (2) Une travée au poste 225 KV de Selouane - (3) Une travée au poste 225 KV d'imzourene (1) 80MDhs (2) 9MDhs (3) 7,2MDhs Total : 96,2 MDhs / 8,5 M Juin Données non disponibles - Statut du projet: Pas d'information particulière - Impact sur l'intégration: Neutre, projet au périmètre et objectif prioritairement nationaux : Développement du réseau interne Rapport définitif 51

52 Ligne Mediouna - Kourigba Mediouna - Kourigba Interconnexion 225Kv techniques -(1) Ligne 225 KV à 2 Ternes : Longueur 100 kms - (2) Travée au poste 225 KV de Mediouna - (3) Travée au poste 225 KV de Kourigba (1):130MDhs (2):18MDhs (3):10MDhs Total : 158 MDhs / 14 M Juin Données non disponibles - Statut du projet : Pas d'information particulière - Impact sur l'intégration: Neutre, Projet aux périmètre et objectif prioritairement nationaux Rapport définitif 52

53 Ligne Errachidia - Tinghir Errachidia - Tinghir Interconnexion 225Kv techniques - Réalisation d'une ligne 225 KV ST - Longueur 130 kms 104 MDhs / 9 M Juin Données non disponibles - Statut du projet: Pas d'information particulière - Impact sur l'intégration: Neutre, projet aux périmètre et objectif prioritairement nationaux Rapport définitif 53

54 Ligne Tan - Tan Laayoune Tan Tan -Laayoune Interconnexion 225 KV techniques - Rabattement en 225 KV de la ligne Tan Tan - Laayoune par une ligne à 2 Ternes - Longueur 10 kms 13 MDhs / 1 M Juin Données non disponibles - Statut du projet: Pas d'information particulière - Impact sur l'intégration : Neutre, localisation géographique du projet et périmètre purement national Rapport définitif 54

55 Ligne Ait Melloul - Glalcha Ait Melloul - Glalcha Interconnexion 225 KV techniques - Rabattement en 225 KV de la ligne Ait Melloul - Glalcha par une ligne 225 KV à 2 Ternes - Longueur 3 kms 4 MDhs / 354 k Septembre Données non disponibles - Statut du projet: Pas d'information particulière - Impact sur l'intégration: Neutre Rapport définitif 55

56 Ligne Melloussa - Tetouane Melloussa - Tetouane Interconnexion 225 KV techniques - Rabattement en 225 KV de la ligne Melloussa - Tetouane par une ligne 225 KV à 2 Ternes - Longueur : 34 kms 45 MDhs / 4 M Septembre Données non disponibles - Statut du projet: Pas d'information particulière - Impact sur l'intégration : Neutre Rapport définitif 56

57 Ligne Fouarrat - Loukkos Fouarrat - Loukkos Interconnexion 225 KV techniques - Rabattement en 225 KV de la ligne Fouarrat - Loukkos par une ligne à 2 Ternes - Longueur : 6 kms 8 MDhs / 700 k Septembre Données non disponibles - Statut du projet: Pas d'information particulière - Impact sur l'intégration: Neutre Rapport définitif 57

58 Ligne Selouane - Oujda Selouane - Oujda Interconnexion 225 KV techniques - Rabattement en 225 KV de la ligne Selouane - Oujda par une ligne 225 KV à 2 Ternes - Longueur : 24 kms 32 MDhs / 3 M Octobre Données non disponibles - Statut du projet: Pas d'information particulière - Impact sur l'intégration: Neutre, en raison du périmètre et de l'objectif prioritairement national : renforcement du réseau interne Rapport définitif 58

59 Jorf Centrale de Jorf Lasfar Interconnexion 225 KV techniques - (1) Réalisation de 3 lignes 225 KV pour évacuation des nouvelles tranches de Jorf (Jorf V et VI). Longueur : 60 kms - (2) Réalisation d'un poste 225 KV équipé de 5 travées à Jorf Lasfar (1) 60 MDhs (2) 100 MDhs Total : 160 MDhs Décembre % national (public et/ou privé) - national avec participation étrangère (publique et/ou privée - Bailleur international - Autre modalité de financement - Statut du projet: Pas d'information particulière - Impact sur l'intégration: Neutre, objectif du projet prioritairement national : Evacuation de l'énergie produite au centre Rapport définitif 59

60 Ligne Chemaia - Tensift Chemaia - Tensift Interconnexion 225 KV techniques - (1) Ligne 225 KV à 2 Ternes Chemaia - Tensift II. Longueur : 70 kms - (2) Extension du poste 225 kv Tensift II - (3) Réalisation du poste 400/225 kv Chemaia de 2 x 450 MVA (1) 91MDhs (2) 14 MDhs (3) 280 MDhs Total : 385 MDhs / 34 M Décembre Données non disponibles - Statut du projet: Pas d'information particulière - Impact sur l'intégration: Neutre, objectif et périmètre du projet prioritairement nationaux : Développement du réseau interne Rapport définitif 60

61 Extension du poste de Mediouna Mediouna Interconnexion 400 KV techniques - Extension du poste 400 / 225 kv de Meiouna 40 MDhs / 3,5 M Décembre Données non disponibles - Statut du projet: Pas d'information particulière - Impact sur l'intégration: Neutre, périmètre prioritairement national : Développement du réseau interne Rapport définitif 61

62 Réalisation du nouveau poste d'agadir Agadir Interconnexion 400 KV techniques - Poste 400 / 225 kv d'agadir 2 x 450 MVA 280 MDhs / 25 M Décembre Données non disponibles - Statut du projet: Pas d'information particulière - Impact sur l'intégration: Neutre, localisation géographique du projet dont l'objectif est le développement du réseau interne Rapport définitif 62

63 Ligne Dakhla - Boujeddour + 1 Poste à Dakhla + 1 Poste à Boujeddour Dakhla - Boujeddour Interconnexion 225 kv techniques - (1) Ligne 225 kv Dakhla - Boujeddour. Longueur 340 kms - (2) Poste de Dakhla 225 / 22 de 2 x 70 MVA - (3) Réalisation d'un poste à Boujeddour 225 / 22 de 2 x 40 MVA (1) 272 MDhs (2) Poste Boujeddour : Données non disponibles (3) 55 MDhs Décembre Données non disponibles - Statut du projet: Pas d'information particulière - Impact sur l'intégration: Neutre, localisation géographique et objectif du projet : Evacuation de l'énergie produite au sud Rapport définitif 63

64 Ligne Tinghir - Ouarzazate + 1 poste à Ouarzazate Tinghir - Ouarzazate Interconnexion 225 KV techniques - (1) Bouclage en 225 KV Tinghir - Ouarzazate : 130 kms - (2) Extension du poste de Ouarzazate en 225 KV (1) 104 MDhs (2) 9 MDhs Total: 113 MDhs / 10 M Juin Données non disponibles - Statut du projet: Pas d'information particulière - Impact sur l'intégration: Neutre Rapport définitif 64

65 Extension du poste de Chemaia Chemaia Interconnexion 400 KV techniques - Extension du poste 400/225 KV à 2 Travées 30 MDhs / 2,6 M Données non disponibles - Statut du projet: Pas d'information particulière - Impact sur l'intégration: Neutre, localisation géographique et objectif du projet : Développement du réseau interne Rapport définitif 65

66 Lignes Mediouna - Ghanem et Jorf - Laawmra Mediouna - Ghanem - Jorf et Laawmra Transport Interconnexion Raccordement 400 KV techniques - Rabattement d'un terne de la ligne 400 KV Mediouna - Ghanem et schuntage de la ligne Jorf - Laawmra - Longueur : 9 kms 25 MDhs / 2,2 M Données non disponibles - Statut du projet: Pas d'information particulière - Impact sur l'intégration: Neutre, périmètre et objectif prioritairement national du projet : Développement du réseau interne Rapport définitif 66

67 Oualili - Melloussa Oualili - Melloussa Interconnexion 400 KV techniques - Rabattement d'un terne sur la ligne Oualili - Melloussa sur le poste de souk larbaa par une ligne à 2 Ternes - Longueur : 3 kms 7 MDhs / 619 k Données non disponibles - Statut du projet: Pas d'information particulière - Impact sur l'intégration: Limité, Développement du réseau interne Rapport définitif 67

68 Ligne Ghanem - Chichaoua - Agadir Ghanem - Chichaoua - Agadir Interconnexion 400 KV techniques - (1) Réalisation d'une ligne 400 KV à 2 Ternes. Longueur : 178 kms - (2) Réalisation d'un poste 400/225 kv à Ghanem (1) 388 MDhs (2) 200 MDhs Total : 588 MDhs / 52 M Données non disponibles - Statut du projet: Pas d'information particulière - Impact sur l'intégration: Neutre, localisation géographique et périmètre du projet : Développement du réseau interne Rapport définitif 68

69 Poste à Lawamar Lawamar Interconnexion 400 KV techniques - Réalisation du poste 400/225 KV de 2 x 450 MVA 130 MDhs / 11,5 M Données non disponibles - Statut du projet: Pas d'information particulière - Impact sur l'intégration: Neutre, en particulier parce que ce poste semble spécifiquement dédié à l'alimentation de l'aéroport Mohamed V Casabalanca, donc objectif prioritairement national de développement du réseau interne Rapport définitif 69

70 Ligne Fouarat - Oualili Fouarat - Oualili Interconnexion 225 KV techniques - Rabattement d'un Terne de la ligne Fouarat - Oualili par une ligne 225 KV à 2 Ternes - Longueur : 9 kms 13 MDhs / 1,1 M Données non disponibles - Statut du projet: Pas d'information particulière - Impact sur l'intégration: Neutre, projet ayant pour objectif le développement du réseau interne Rapport définitif 70

71 Ligne Shoul - Toulal Shoul - Toulal Transport Interconnexion Raccordement 225 KV techniques - Rabattement en 225 KV de la ligne Shoul - Toulal par une ligne à 2 Ternes 225 KV - Longueur : 19,5 kms 25 MDhs / 2,2 M Données non disponibles - Statut du projet: Pas d'information particulière - Impact sur l'intégration: Neutre, Développement du réseau interne Rapport définitif 71

72 Ligne UR1 - Tizgui UR1 - Tizgui Interconnexion 225 KV techniques - Rabattement en 225 KV de la ligne UR1 - Tizgui par une ligne à deux ternes - Longueur : 15 kms 19,5 MDhs / 1,7 M Données non disponibles - Statut du projet : Pas d'information particulière - Impact sur l'intégration: Neutre, objectif prioritairement national et localisation géographique du projet : Développement du réseau interne Rapport définitif 72

73 Poste d'agdez Agdez Interconnexion 225 KV techniques - Raccordement en antenne par une ligne 60 KV à structure 225 KV du poste d'agdez - Longueur : 75 kms 60 MDhs / 5,3 M Données non disponibles - Statut du projet: Pas d'information particulière - Impact sur l'intégration: Neutre, Développement du résau interne Rapport définitif 73

74 Poste de transformation Souk Larbaa Souk Larbaa Interconnexion 400 KV techniques - Réalisation d'un poste de transformation 400/225 KV de 1 x 450 MVA 87 MDhs / 7,7 M Données non disponibles - Statut du projet: Pas d'information particulière - Impact sur l'intégration: Neutre, Développement du réseau interne Rapport définitif 74

75 ATR Oualili Interconnexion 400 KV techniques - Réalisation d'un 3ème poste ATR de 460 MVA 60 MDhs / 5,3 M Données non disponibles - Statut du projet: Pas d'information particulière - Impact sur l'intégration: Neutre, Développement du réseau interne, objectif prioritairement national Rapport définitif 75

76 Ligne Tan Tan - Laayoune + 1 poste à Tan Tan + 1 Poste à Laayoune Tan Tan - Laayoune Interconnexion 400 KV techniques - (1) Ligne 400 KV à 2 Ternes Tan Tan - Laayoune. Longueur : 300 kms - (2) Poste 400 kv à Tan Tan - (3) Poste 400 / 225 kv à Laayoune de 2 x 600 MVA (1) 660MDhs (2) 103 MDhs (3) 211 MDhs Total 974 MDhs / 86 M Données non disponibles - Statut du projet: Pas d'information particulière - Impact sur l'intégration: Neutre, géographique et projet ayant pour objectif le développement du réseau interne Rapport définitif 76

77 Terne de la ligne Ferdouia - Melloussa Ferdioua - Meloussa Interconnexion 400 KV techniques - Prolongement d'un terne de la ligne Ferdouia - Melloussa jusqu'au poste d'anjerra - 15 kms 22,5 MDhs / 2 M Données non disponibles - Statut du projet: Pas d'information particulière - Impact sur l'intégration: Neutre, Développement du réseau interne Rapport définitif 77

78 Terne Tahadart - Melloussa + Terne Melloussa - Oualili Tahadart - Melloussa - Oualili Interconnexion 400 KV techniques - Shuntage d'un terne Tahadart - Melloussa et d'un terne Melloussa - Oualili - Longueur : 12 kms 26 MDhs / 2,3m Données non disponibles - Statut du projet: Pas d'information particulière - Impact sur l'intégration: Neutre, Développement du réseau interne Rapport définitif 78

79 Ligne Matma - Bourdim Matma - Bourdim Interconnexion 400 KV techniques - Construction d'une deuxième ligne 400 KV ST Matma - Bourdim - Longueur : 230 kms 345 MDhs / 30,5 M Données non disponibles - Statut du projet: Pas d'information particulière - Impact sur l'intégration: Important dans la mesure où il peut s'intégrer au développement/prolongement des liaisons 400 kv avec l'algérie en plus du cadre strictement national lié au développement du réseau interne Rapport définitif 79

80 Terne de la ligne Melloussa - Tetouane Melloussa - Tetouane Transport Interconnexion Raccordement 225 KV techniques - Rabattement d'un terne de la ligne 225 KV Melloussa - Tetouane sur le jeu de barre 225 KV du poste de Anjra - Longueur : 14 kms 18 MDhs / 1,6 M Données non disponibles - Statut du projet: Pas d'information particulière - Impact sur l'intégration: Neutre Rapport définitif 80

81 ATR Bourdim + Poste de Bourdim Bourdim Interconnexion 400 KV techniques - (1) ATR de Bourdim - (2) Extension du poste (1): 25 MDhs (2): 20 MDhs Total: 45 MDhs / 4 M Données non disponibles - Statut du projet: Pas d'information particulière - Impact sur l'intégration: Neutre en raison du périmètre prioritairement national de ce projet : Développement du réseau interne Rapport définitif 81

82 Poste de transformation Anjra Interconnexion 400 / 225 KV techniques - Construction du poste 400 / MDhs / 22 M Données non disponibles - Statut du projet: Pas d'information particulière - Impact sur l'intégration: Neutre, Développement du réseau interne Rapport définitif 82

83 Poste de Oualili Oualili Transport Interconnexion Raccordement 400 KV techniques - Extension du poste 20 MDhs /1,8 M Données non disponibles - Statut du projet: Pas d'information particulière - Impact sur l'intégration: Neutre objectif de développement du réseau interne Rapport définitif 83

84 Réalisation du poste de Tizgui Tizgui Interconnexion 400 KV techniques - Poste 400/225 KV de 2 x 600 MVA 170 MDhs / 15 M Données non disponibles - Statut du projet: Pas d'information particulière - Impact sur l'intégration: Neutre, périmètre prioritairement national : Développement du résau interne Rapport définitif 84

85 Ligne Chemaia - Tizgui Chemaia - Tizgui Interconnexion 400 KV techniques - Réalisation d'une ligne 400 KV à 2 Ternes - Longueur: 240 kms 528 MDhs / 46,7 M Données non disponibles - Données non disponibles - Statut du projet : Pas d'information particulière - Impact sur l'intégration: Neutre, Développement du réseau interne Rapport définitif 85

86 Ligne Mediouna - Tit Mellil Mediouna - Tit Mellil Interconnexion 225 KV techniques - Réalisation d'une ligne 225 KV à 2 Ternes - Longueur : 20 kms - Données non disponibles -Données non disponibles - Données non disponibles - Statut du projet: Pas d'information particulière - Impact sur l'intégration: Neutre, Objectif prioritairement national de développement du réseau interne Rapport définitif 86

87 Ligne Chichaoua - Glalcha Chichaoua - Glalcha Interconnexion 225 KV techniques - Réalisation d'une ligne - Longueur : 50 kms - Données non disponibles - Données non disponibles - Données non disponibles - Statut du projet: Pas d'information particulière - Impact sur l'intégration: Neutre, objectif prioritairement national du projet : développement du réseau interne Rapport définitif 87

88 Ligne Igli - Glalcha Igli - Glalcha Interconnexion 225 KV techniques - Réalisation d'une ligne Igli - Glalcha - Données non disponibles - Données non disponibles - Données non disponibles - Statut du projet: Pas d'information particulière - Impact sur l'intégration: Neutre, projet à l'object prioritairement national : le développement du réseau interne Rapport définitif 88

89 ALGERIE Rapport définitif 89

90 UNITES DE PRODUCTION Rapport définitif 90

91 Centrale Annaba Port d'annaba (Région Est) Puissance nominale 2 x 35,5 MW Interconnexion 60 kv techniques Turbines à Gaz TG1 : 12/2009 TG2 : 01/ SPE / Sonelgaz - Statut du projet: En cours de réalisation - Impact sur l'intégration: Neutre au regard de (1) la puissance installée du projet (2) l'objectif et le périmètre du projet : le renforcement de l'alimentation locale (3) l'intégration de ce projet du plan d'urgence 2000MW, prioritairement national Rapport définitif 91

92 Centrale d'alger-port Port d'alger Transport Interconnexion Puissance nominale 2 x 35,5 MW Raccordement 60 kv techniques Turbines à Gaz TG1 : 01/2010 TG2 : 02/ SPE / Sonelgaz - Statut du projet: En cours de réalisation - Impact sur l'intégration: Neutre au regard de (1) la puissance installée du projet (2) l'objectif et le périmètre du projet : le renforcement de l'alimentation locale (3) l'intégration de ce projet du plan d'urgence 2000MW, prioritairement national Rapport définitif 92

93 Centrale de M'Sila : Renforcement et rénovation M'sila (Région Est) Puissance nominale 2 x 215 MW Interconnexion 220 kv techniques Turbines à Gaz TG1 : 11/2009 TG2 : 02/ SPE / Sonelgaz - Statut du projet: En cours de réalisation - Impact sur l'intégration: Neutre au regard de (1) l'objectif et le périmètre du projet : le renforcement de l'alimentation locale et (2) l'intégration de ce projet du plan d'urgence 2000MW, prioritairement national Rapport définitif 93

94 Centrale de Larbaâ Région Centre, Alger Transport Interconnexion Puissance nominale 4 x 140 MW Raccordement 220 kv techniques Turbines à Gaz TG1 : 05/2009 TG2 : 06/2009 TG3 : 07/2009 TG4 : 02/ SPE / Sonelgaz - Statut du projet: En cours de réalisation - Impact sur l'intégration: Neutre au regard de (1) Objectif et périmètre du projet : le renforcement de l'alimentation locale (2) Intégration de ce projet du plan d'urgence 2000MW, prioritairement national et (3) du fait que cette unité apparaît comme un moyen de production prévu pour faire face à la consommation de pointe Rapport définitif 94

95 Centrale électrique hybride : Solaire / Turbine à Gaz Hassi R'Mel 30 MW thermique solaire et 120 MW Turbine Gaz Interconnexion 225 kv techniques 350 M % Algérien (public et/ou privé) - Algérien avec participation étrangère (publique et/ou privée - Bailleur international - Autre modalité de financement - Statut du projet: En cours de réalisation - Impact sur l'intégration: Neutre dans la mesure où ce projet se donne pour missions : (1) de contribuer à la production d'électricité à partir du solaire et de l'éolien (2) de servir de base de support pour la recherche de partenariat pour l'investissement, l'exploitation, la technologie et la recherche et (3) de permettre la constitution d'un pôle de recherche pour le solaire. Dans une optique d'intégration des marchés, ce projet devrait donc être regardé comme un projet pilote pour de futures perspective (types plan solaire méditerranéen ou Desertec) : donc objectif de maîtrise de technologie nouvelle. Mais à ce stade et à moyen terme, l'impact est limité voire neutre Rapport définitif 95

96 Développement du parc de production des réseaux isolés du Sud s mutiples Ilizi, In Aménas, El Golea, Beni Abbès, Timimoun Interconnexion Total : 155MW - techniques Turbine à gaz Ilizi : 3 x 5 MW In Aménas : 6 x 5 MW El Golea : 3 x 10 MW & 2 x 5 MW Beni Abbès : 4 x 5 MW Timimoun : 2 x 25 MW Statut du projet: En cours - Impact sur l'intégration : Neutre au regard de (1) la localisation géographique des unités et (2) l'objectif prioritairement national de désenclavement Rapport définitif 96

97 Centrale électrique "Sharikat Kahraba" Terga (SKT) Terga - Région Ouest Transport Interconnexion 3 x 400 MW 400kV Raccordement techniques - Centrale de type Cycle Combiné. Puissance installée: 3 tranches de 400 MW chacune. Fournisseur 159 Mrds Dhs / 1,5 Mrds % Algérien - Mode projet Financing - Statut du projet: En cours de réalisation - Impact sur l'intégration: Neutre dans la mesure où ce projet présente des objectifs prioritairement nationaux : (1) Sécurisation de l'approvisionnement énergétique de la région et (2) participation au plan d'urgence national Rapport définitif 97

98 Centrale électrique "Sharikat Kahraba" Koudiet Eddraouch (SKD) Koudiet Eddraouch - Région Est Transport Interconnexion 3 x 400 MW 400kV Raccordement techniques - Centrale de type Cycle Combiné. Puissance installée: 3 tranches de 400 MW chacune. 179 Mrds Dhs / 1,4 M (Source Elmoudjahid.com 04/05.08) % Algérien - Mode projet Financing - Statut du projet: En cours de réalisation - Impact sur l'intégration: De par sa localisation géographique et de son positionnement sur la dorsale 400 kv Est/Ouest, ce projet serait susceptible de jouer un rôle "structurant" s'il ne devait répondre prioritairement à l'évolution de la demande et des besoins nationaux tels qu'énoncés par le programme indicatif de la CREG. Rapport définitif 98

99 Extension Centrale F'Kirina F'Kirina (Est) Transport Interconnexion Puissance nominale 200 MW Raccordement 220 kv techniques SPE / Sonelgaz - Statut du projet: Extension décidée - Evaluation des offres techniques en cours - Impact sur l'intégration: Neutre, dans la mesure où la réalisation et l'extension de cette unité de production entre dans le cadre d'une politique nationale de développement et a pour objectif prioritairement national de renforcer le réseau électrique national dans certaines localités qui connaissent des coupures électriques fréquentes (délestage) Rapport définitif 99

100 Ain Djasser (Extension) Ain Djasser Puissance nominale 200 MW Interconnexion 220 kv techniques Turbines à Gaz 22 Mrds Dinhars / 208 M (Source: elwatan.com 17/11/09) SPE / Sonelgaz - Statut du projet: Evaluation des offres techniques en cours - Impact sur l'intégration: Neutre, dans la mesure où cette unité de production et son extension prévue fait partie du programme d'urgence "pour la réalisation de centrales d'une capacité totale de 2000MW afin d'améliorer l'approvisionnement en énergie électrique de plusieurs régions du pays" et "vise à satisfaire les besions de la population en énergie et à participer au développement de l'économie nationale" (M. Khelil, Ministre de l'energie et des Mines - Nov 2009) Rapport définitif 100

101 Centrale électrique Ras Djinet Ras Djinet Transport Interconnexion 800 MW 400kV Raccordement techniques - Centrale de type Cycle Combiné SPE / Sonelgaz - Statut du projet: Projet décidé - Impact sur l'intégration: Neutre dans la mesure où ce projet de renforcement de la centrale existante présente des objectifs prioritairement nationaux : (1) Sécurisation de l'approvisionnement énergétique de la région et (2) participation au plan d'urgence national Rapport définitif 101

102 Messerghine Messerghine (Région Ouest - Oran) Puissance nominale 400 MW Interconnexion 220 kv techniques Turbines à Gaz % National : Convention de financement cadre Sonelgaz / Banque Nationale d'algérie (11 Mars 2010) - Statut du projet: Ouvrage décidé - Impact sur l'intégration: Neutre dans la mesure où ce projet est prévu pour faire face à la consommation de pointe dans un cadre prioritairement national Rapport définitif 102

103 Centrale électrique Jijel Jijel Interconnexion 800 MW 400kV techniques Centrale de type Cycle Combiné SPE / Sonelgaz - Statut du projet: Décision de l'extension prise - Impact sur l'intégration: Neutre dans la mesure où la décision de renforcement de la centrale existante répond à des impératifs prioritairement nationaux. Rapport définitif 103

104 RESEAU Rapport définitif 104

105 Renforcement infrastructure 400 kv A travers le territoire national (Nord - Sud) techniques Interconnexion 400kV : 3 postes de transformation 400 / 220 kv totalisant une puissance installée de 1800 MVA: Hassi Messaoud - Hassi R'Mel (Sud) + Ouled El Abtal (Ouest) - Réalisation de 925 km de lignes en 400kV en 2010 et 908 km en GRTE - Etat - Statut du projet: En cours - Impact sur l'intégration: Neutre, objectif national de maillage suivant le palier 400 kv Rapport définitif 105

106 Renforcement infrastructure 400 kv A travers le territoire national techniques Interconnexion 400kV : 10 postes de transformation 400 / 220 kv totalisant une puissance installée de 6000 MVA: El Milia (Est), Beni Saf (Ouest), Oumech (Sud), Béchar, Adrar, In Salah, Tamanrasset et trois autres postes - Réalisation de 5550 km de lignes en 400kV Au-delà de GRTE - Etat - Statut du projet: Besoins identifiés / Ouvrages décidés - Impact sur l'intégration: Objectif national de maillage suivant le palier 400 kv Rapport définitif 106

107 Renforcement infrastructure 400 kv A travers le territoire national techniques Interconnexion 400kV : 5 postes de transformation 400 / 220 kv totalisant une puissance installée de 3000 MVA - Réalisation de 1100 km de lignes en 400kV Au-delà de GRTE - Statut du projet: Besoins identifiés - Impact sur l'intégration: Objectif national de maillage suivant le palier 400 kv : la localisation géographique une fois connue conférerait un rôle "structurant" à ces projets Rapport définitif 107

108 Interconnexion Algérie - Espagne Phase 1 : 1200 MW Phase 2 : 2000 MW Interconnexion 400kV techniques Cable sous-marin en courant continu d'une capacité de MW (240 km) - Au-delà de 2015 Horizon 2016/ Statut du projet: Etude technico-économique réalisée - Impact sur l'intégration: Important, par hypothèse, ce projet apparaît comme "structurant" visant à renforcer les liens entre le marché algérien et le marché de l'ue. Rapport définitif 108

109 Interconnexion Algérie - Italie techniques Interconnexion 400kV - Câble sous-marin en courant continu d'une capacité de MW (265 km vers Sardaigne) Estimé à 535 millions d'euros Au-delà de 2015 Horizon Statut du projet: Etude technico-économique réalisée - Impact sur l'intégration: Important, par hypothèse, ce projet apparaît comme "structurant" visant à renforcer les liens entre le marché algérien et le marché de l'ue Rapport définitif 109

110 TUNISIE Rapport définitif 110

111 UNITES DE PRODUCTION Rapport définitif 111

112 Extension N 2 centrale à combustion de Thyna Thyna près de Sfax 126 Raccordement 150 KV techniques Unite à combustion fonctionnant au gaz naturel de marque GENERAL ELECTRIC modele PG9001E et debitant sur le reseau 150 kv au niveau du poste de Thyna situé. C'est la troisieme unité à âtre installée dans le même site et destinée comme ses précédentes à fonctionner en pointe ou pour le secours en cas de defaillance d'un groupe de base. 110 MDT / 58 M Prévision Avril % financement de la Banque Islamique de Devloppement( BID ) - Statut du projet: En cours de réalisation - Impact sur l'intégration: Cette unité va contribuer au renforcement de la puissance installée et sécuriser le fonctionnement du réseau en répondant au besoin de la pointe et de secours. Ces aspects sont de nature à faciliter l'intégration du marché tunisien dans le marché maghrebin, étant entendu apres ajustement équitable des prix du gaz naturel entre les trois pays. Rapport définitif 112

113 Centrale à cycle combiné de Ghannouch Gabes Condition site à Raccordement 230 Kv techniques Centrale de fabrication ALSTHOM est composée d'une Turbine à gaz de 276MW et d'une Turbine à vapeur de 136 MW. L'ensemble accouplé en "sandwich" à un seul alternateur de 412 MW d'où l'appellation "single shaft" et destinée à un fonctionnement en base en évacuant sa puissance au niveau d'un poste 230Kv 730 MDT / 383 M Prévision Mars Fond propre STEG 180 MDT / 94 M - BEI 360 MDT / 189 M - FADES 190 MDT / 100 M - Statut du projet: Projet en phase de réalisation - Impact sur l'intégration: Neutre, dans la mesure où cette centrale de base est destinée à renforcer la puissance installée et contribuer à l'amélioration du rendement énergetique du systeme de production de la STEG en terme de consommation spécifique. Par son apport au réseau, ce projet faciliterait l'intégration du marché tunisien dans le marché maghrebin et européen, étant entendu après ajustement des prix du gaz entre les trois pays. Rapport définitif 113

114 Centrale éolienne de Bizerte Metline et Kchabta Raccordement kv techniques Cette centrale est composée de 91 éoliennes de puissance unitaire 1320 kw et répartie sur deux sites Metline et Kchabta respectivement 47 et 44 unités. L' ensemble de chaque site débite sa puissance sur un poste 90/30 kv qui lui est affecté. Cette centrale va renforcer la puissance installée et augmenter la proportion des energies renouvelables dans la production totale. 370 MDT / 194 M prevision Août % Credit public FAD du Gouvernement Espagnol - Statut du projet: En cours - Impact sur l'intégration: Neutre au regard du périmètre et des objectifs du projet de construction de cette centrale :Contribuer à réaliser l'objectif d'atteindre un taux des énergies renouvelables fixé à 10 % à l horizon 2020, et à reduire les GES par une diminution de la consommation des combustibles fossiles. Dès lors, prise en compte de la diversification des sources d'energie au plan national. Pour autant, à moyen terme, le retour d' experience de ce projet va stimuler le secteur privé à investir dans ce domaine et par la même initiera le concept du marché libre sur le plan national ensuite son integration dans le marché maghrebin et européen. Dès lors, c'est un impact indirect qui peut s'établir par le retour d'expérience. Ceci est confirmé par l'engouement actuel des investisseurs privés après avoir constaté la rentabilité du projet précédent de Sidi Daoud. Rapport définitif 114

115 Centrale à cycle combiné de Sousse Sousse (Condition site à 20 ) Raccordement 380 < x < 450 MW 230 kv techniques Appel d' offres en cours de dépouillement technique - Estimation Mars Statut du projet: Appel d'offres en cours de dépouillement technique - Impact sur l'intégration: Neutre dans la mesure où cette centrale de base est destinée à renforcer la puissance installée et contribuer à l amelioration du rendement énergétique du système de production STEG, périmètre et objectif prioritairement nationaux. Pour autant, par son apport au réseau, ce projet faciliterait l'intégration du marché tunisien dans le marché maghrebin étant entendu après ajustement équitable des prix du gaz entre les trois pays. Rapport définitif 115

116 Centrale cycle combiné de Bizerte Bizerte 380 < x < 450 MW Raccordement 230 kv techniques Appel à candidature en cours - Estimation Mars 2014 Projet IPP - Statut du projet: Besoin identifié / Ouvrage décidé - Impact sur l'intégration: Cette centrale de base est destinée à renforcer la puissance installée et contribuer à l'amélioration du rendement énergétique du systeme de production national, dès lors a priori rôle peu "structurant" car répondant à des objectifs prioritairement nationaux. Pour autant, par cet cet apport, ce projet pourrait faciliter l'intégration du marché tunisien dans le systeme maghrebin sous réserve d'un ajustement équitable des prix du gaz entre les trois pays et de contrat ferme à long terme. Par ailleurs, le développement des mécanismes IPP peut être perçu comme un outil d'ouverture des marchés domestiques aux investisseurs étrangers, notamment privés. Rapport définitif 116

117 Centrale italienne Cycle Combiné : Hawaria ou Charbon : Skhira Raccordement kV techniques Le choix du combustible est en cours d'analyse et sera determinant pour le choix du site Estimation : CC: 1,3 Mrds DT / 682 M Charbon: 2,4Mrds DT / 1,3 M CC: 2017: : : 400 Charbon: 2017: : Bailleur international - Statut du projet: Ouvrage décidé / AO en préparation - Impact sur l'intégration: Dans la perspective d'une intégration "Sud / Sud", ce projet aura peu d' impact dans la mesure ou il s'agit d'un projet IPP destiné au 2/3 au marché italien et 1/3 au marché tunisien à travers un contrat long terme avec engagement d' achat. En revanche, par hypothèse, l'impact "structurant" est fort dans le cadre d'une intégration "Sud / Nord" entre un des marché du maghreb avec le marché de l'ue (Italie). Rapport définitif 117

118 Centrale nucléaire Interconnexion Estimation 700 < x < 1100 MW - techniques Statut du projet: Projet en "Phase préparatoire" ( ) - Impact sur l'intégation: Objectif déclaré "Unité est prévue pour couvrir 15% de la demande nationale en 2030". Demande nationale en pointe estimée à 7500MW en 2030 Rapport définitif 118

119 RESEAU DONT INTERCONNEXION Rapport définitif 119

120 Passage en 400 kv de la ligne Mornaguia Mateur Jendouba Mornaguia Mateur Jendouba Puissance MVA Transport kV techniques Nouvel Axe 400 kv du réseau Tunisien Equipée en 400 KV et exploitée initialement en 230 K, ce passage necessitera les extentions dans les postes de Mornaguia (2 ATR 230/400 KV 400 MVA) Mateur (1 ATR 230/400 KV 400MVA) Jendouba (1 ATR 230/400 KV 400MVA) Estimation 2011 non encore defini - Statut du projet: En cours de réalisation - Impact sur l'intégration: Important dans la mesure où cette ligne permettra (1) de renforcer l'échange entre l'est et l'ouest (2) de compléter la boucle euro-méditerranéenne en 400KV. Ce projet revêt donc une grande importance pour l'integration du marché tunisien dans le contexte maghrebin et europeen : intégration "Sud / Sud" et "Sud / Nord" Rapport définitif 120

121 Interconnexion Tunisie - Algérie 400 kv Jendouba (Tunisie) - Chafia (Algérie) kv Raccordement techniques - Longueur 160 kms équipée en 400 kv avec un conducteur Almelec double faisceaux 2 x 570 mm2 prevision 2011 Les modalités de financement concernant la partie Postes HT est finalisée et en attente de validation par les autorités - Statut du projet: En cours de réalisation - Impact sur l'intégration: Important dans la mesure où cette ligne va renforcer les échanges Algérie / Tunisie et constituer une partie de la boucle "Euro Méditerranéenne". Ce projet est donc d'une grande importance pour l'intégration du marché tunisien dans le contexte maghrébin et européen. Rapport définitif 121

122 Evacuation de l'énergie du site de la Centrale CC de Bizerte Monarguia Mhamdia Lac Sud Puissance MVA Transport kV techniques Ce site non encore définitif est dimentionné pour une puissance totale de 1200 MW correspondant à un total de 3 centrales à cycle combiné.c'est la raison du choix du 400 kv comme niveau de tension d' évacuation de l' energie.l' infrastructure reseau correspondante,à réaliser à la charge de la STEG, est constituée de deux lignes aériennes 400kv equipée de conducteur à faisceaux almelec 2x570 mm2 de capacité de 1200 MVA et de longueur de 70 kms chacune. 1Euro= 1,8 DT MDT / 37 M Estimation 2014 Projet à la charge de la STEG et financement non encore defini. - Statut du projet: Appel d'offres n'est pas encore lancé - Impact sur l'intégration: A part le renforcement partiel du reseau 400 KV en créant un secours entre les deux postes Mornaguia et Mateur, cette insfrastructure est etroitement liée au projet IPP correspondant et sa position est neutre vis à vis de l'integration du marché tunisien dans le contexte maghrebin et europeen, dès lors un objectif purement national. Rapport définitif 122

123 Ligne 400 kv Mornaguia Oueslatia Bouchemma et Mornaguia - Hawaria Postes 400/225 kv Oueslatia (400 MVA) et Bouchemma (400 MVA) Mornaguia, Ouslatia, Bouchemma Puissance MVA Transport kV techniques Il s'agit de la dorsale du réseau tunisien en préparation de l'interconnexion en 400 kv avec la Lybie d'une part et des ouvrages de la nouvelle centrale de Hawaria d'autre part Estimation non encore connu - Statut du projet: AO non encore lancé - Impact sur l'intégration: Cette ligne permettra (1) de renforcer l'echange entre le Nord et le Sud (2) de completer la boucle euro-méditerranéenne en 400KV et (3) de créer les conditions d'un renforcement des échanges "Sud / Sud". Ce projet revêt donc une grande importance pour l'intégration du marché tunisien dans le contexte maghrebin et européen. Rapport définitif 123

124 Interconnexion Tunisie Italie 400 kv Hawaria (Tunisie) - Partana ou Favara (Italie) kv Raccordement techniques Ce projet comporte une liaison câble HVDC 400 kv (conducteur en cuivre de mm2 à papier imprégné) et 2 stations de conversion AC/DC. Il sera réalisé en deux étapes respectivement 2012 et 2015 et ce, pour suivre les renforcements des réseaux 230/400 kv dans les deux pays. 500 M prevision 2016 Modalités de financement non encore définies - Statut du projet: Etude de faisabilité (groupe de travail mixte) terminé. Etude d'exécution du projet et choix du combustible pour la centrale seront confiés à une socité à capitaux mixte déjà constitué - Impact sur l'intégration: Ce projet représente la deuxième interconnexion entre le réseau maghrébin et le réseau européen après celle du Maroc avec l'espagne. Il constitue donc un moyen important pour renforcer l'intégration du marché tunisien avec celui de l'ue. En raison (1) de difficultés dans le renforcement du réseau côté italien et (2) de l'arrêt de la décision finale concernant le choix du combustible de la future centrale, la date de mise en service, initialement prévue en 2012 et 2015 a été reportée à Le choix du combustible (Gaz ou charbon) sera déterminant pour le lieu d'implantation de la future centrale ainsi que pour le renforcement correspondant du réseau 400 kv Tunisien. Rapport définitif 124

125 Interconnexion Tunisie Lybie 400 kv Bouchemma (Tunisie) - Frontières Tuniso Lybiennes kv Raccordement techniques Cette ligne d'un longueur de 200 kms est équipée de conducteurs Almelec en double faisceaux 2 x 570 mm2 et constitue la troisième liaison d'interconnexion après celles en 203 kv 80 MDT / 42 M prevision 2016 par le FADES pour la partie tunisienne - Statut du projet: Etude de faisabilité financée par le FADES dans le cadre de l'étude ELTAM et terminée depuis AO non encore lancé. Ce projet sera intégré au 12ème plan de la STEG pour la période Impact sur l'intégration: Cette ligne va renforcer les échanges entre la Lybie et la Tunisie et constituer une partie de la boucle "euro méditerranée".ce projet présente donc une grande importance pour l'intégration des marchés. Rapport définitif 125

126 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 Rapport définitif 126