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1 Programme MEDA de l Union Européenne Intégration progressive des marchés d'électricité de l'algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché intérieur de l'électricité de l'union Européenne E u r o p e A i d / / D / S E R / M u l t i A c t i o n 1 4 d u P l a n O p é r a t i o n n e l A n n u e l : B é n é f i c e s é c o n o m i q u e s d u n r e n f o r c e m e n t d e l a c o o p é r a t i o n d e s é c h a n g e s a u M a g h r e b R a p p o r t d é f i n i t i f Juin 2010 Projet financé par l Union Européenne Projet mis en oeuvre par SOFRECO en consortium avec IPA Energy + Water Consulting, AETS et Vattenfall Power Consultants AB

2 TABLE DES MATIERES 1. SYNOPSIS RESUME INTRODUCTION ET CONTEXTE Introduction Contexte Objectifs Généraux Résultats et livrables METHODOLOGIE RETENUE POUR L ETUDE Méthodologie et Activités Outils DESCRIPTION DES SYSTEMES DES TROIS PAYS Données générales Le système électrique algérien Contexte institutionnel Production Combustible Le Systeme électrique marocain Contexte institutionnel Production Combustible Le système électrique tunisien Contexte institutionnel Production Combustible Interconnexions et échanges Le contexte des interconnexions au Maghreb Les réseaux très hautes tensions des pays La réserve tournante pour les 3 pays Les échanges transfrontaliers Étude sur les liens avec d autres projets pertinents dans les pays bénéficiaires Rapport définitif I Juin 2010

3 6. LA DEMANDE D ELECTRICITE Les courbes de charge en Algérie Maroc Tunisie La demande en energie et la consommation en les Previsions de demande en Pour L ALGERIE, la Tunisie et le Maroc Pour le Maghreb Comparaison de la demande retenue avec l etude de l action 10 (EAT) LE CORPS DES HYPOTHESES TECHNICO-ECONOMIQUES Hypothèses communes Paramètres économiques Les candidats thermiques Les autres moyens de production candidats Les Prix et caractéristiques des combustibles utilisés Projections des prix internationaux des combustibles au Maghreb de 2010 à Pouvoirs calorifiques des combustibles au Maghreb Historique des prix des combustibles au niveau international RESULTATS Développements isolés (sans integration) Introduction Algérie Maroc Tunisie Développement integré comparaison des développements Opportunites d echanges transfrontaliers CONCLUSIONS DE L ETUDE ET RECOMMENDATIONS ANNEXES Étude sur les liens avec d autres projets pertinents dans les pays bénéficiaires Rapport définitif I Juin 2010

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

5 TABLE DES ABREVIATIONS AIEA ATR BT BTU CC CEER COMELEC CREG CSP DAP DEG DPTGz EAT EDF ELTAM EMS ERGEG ETSO GNL GRD GRTE GWh HILLMIX HT IPP ISO KV ou kv LOLP MAED MEDREG MEDRING MEM MEMEE MIT Agence Internationale de l Energie Atomique Accès des tiers aux réseaux Basse tension British thermal unit Centrale à Cycle Combiné Council of European Energy Regulators Comité Maghrébin de l Electricité Commission de Régulation de l Electricité et du Gaz (Algérie) Centrale à concentration solaire Demand Analysis Program Direction de l Electricité du Gaz et de la Maîtrisé de l Energie (Tunisie) Direction de la Production et du Transport du Gaz (Tunisie) Équipe d Assistance Technique du projet Electricité de France Etude Interconnexion Egypte, Libye, Tunisie, Algérie et Maroc Energy Management System European Regulators' Group for Electricity and Gaz European Transmission System Operators Gaz naturel liquéfié Gestion de Réseau de Distribution Gestionnaire du réseau de transport d électricité (Algérie) Gigawatt heure Logiciel de recherche du plan d expansion optimale (Simulations) Haute tension Producteur Indépendant d électricité ( Indépendant Power Producer ) Independent System Operator Kilovolt Probabilité de défaillance (Loss-Of-Load-Probability) Model for Analysis of Energy Demand Mediterranean Working Group on Electricity and Natural Gas Regulation Mediterranean Electric Ring Project Ministère de l Energie et des Mines (Algérie) Le Ministère de l Énergie, des Mines, de l Eau et de l Environnement (Maroc) Ministère de l Industrie et de la Technologie (Tunisie) Étude sur les liens avec d autres projets pertinents dans les pays bénéficiaires Rapport définitif I Juin 2010

6 MT Moyenne tension MVA Millier de Volt Ampère (kva) OM Opérateur de Marché OME l Observatoire Méditerranéen de l Energie OMEL Operador del Mercado Iberico de Energia ONE Office National de l Energie (Maroc) OS Opérateur du Système (Algérie) OTC Over the Counter PCI Pouvoir calorifique inférieur du gaz PCS Pouvoir calorifique supérieur du gaz Pmax Puissance maximale POA Plan Opérationnel Annuel POG Plan Opérationnel Global PPA Power Purchase Agreement REMEP Rome Mediterranean Platform SCADA Supervisory Control And Data Acquisition SD Société de Distribution SDDP SE Stochastic hydrothermal dispatch model Le système électrique SI Systèmes d informations SONELGAZ Société Nationale d Electricité et du gaz (Algérie) SONATRACH Société Nationale des Hydrocarbures (Algérie) STEG Société Tunisienne de l Electricité et du Gaz (Tunisie) T+A+M Tunisie, Algérie et Maroc systèmes électriques isolés TAM Tunisie, Algérie et Maroc systèmes électriques intégrés TdR Termes de Référence TEN Trans European Networks TSO Transmission system operator UCTE Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity UE Union Européenne UGP Unité de Gestion du Projet USD Dollar américain Étude sur les liens avec d autres projets pertinents dans les pays bénéficiaires Rapport définitif I Juin 2010

7 1. SYNOPSIS Titre du Projet : Référence : 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 Pays bénéficiaires : Algérie, Maroc et Tunisie Nom Adresse Pouvoir Adjudicateur Ministère de l'energie et des Mines de la République Algérienne Démocratique et Populaire, agissant au nom et pour le compte du MEM du Royaume du Maroc, du MIEPME de la République Tunisienne et en son nom propre Tour A Val d Hydra Alger Algérie Acteurs Représentants de l Autorité Contractante : Adresses 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 Abdelkader.mekki@mem.gov.dz Ghania.Kaci@mem.gov.dz 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 Gilles.dubuisson@sofreco.com Hichame.selmaoui@sofreco.com Fax Bernard Duhamel : Chef de l équipe d assistance technique - bdu-kadran@wanadoo.fr Action 14 du POA 2009 : Bénéfices économiques d un renforcement de la coopération des échanges au Maghreb Titre du document : Rapport définitif Date du document : Juin 2010 Auteurs du document : Frederic REVEIZ, Gerard MALENGE, Pierre HOLVECK (Asilea Resources LLC) Med Nourredine DBOUIB, Hamid HADDOUCHE, Mohammed HMAMMOUCHI 1

8 2. RESUME Les principaux objectifs de cette étude exploratoire sont de: Déterminer les bénéfices économiques potentiels résultants des échanges électriques entre les 3 Pays (Tunisie, Algérie et Maroc ou TAM) pour les 10 prochaines années. Toute en respectant: les projets de production et d interconnexion existants, les projets en cours de réalisation ou engagés, au delà les projets sont des candidats. Analyser les opportunités générées par des échanges électriques. Ouvrir une réflexion sur les actions à prendre pour renforcer la coopération régionale dans le but d optimiser les bénéfices résultants des échanges. La méthodologie retenue pour analyser les bénéfices échanges entre les trois pays repose sur l analyse des: Monotones des puissances horaires appelées: Agrégation des courbes de charges horaires actuelles et projetées des 3 systèmes isolés (T+A+M) et intégrés (TAM). Des productions et des coûts associés dans les 10 prochaines années ( ) en considérant deux scénarios et en les comparants: - Développement isolé (T+A+M): La projection de la demande pour chaque pays est tenue en compte. Le développement du parc de chacun des pays est considéré séparément de celui des ses voisins, les interconnections entre les pays ne sont pas tenues en compte - Développement intégré (TAM): Les projections de demande sont réunies et les moyens de productions sont mis en commun par les trois pays sans prendre en compte de limitation techniques liées aux interconnections L outil utilisé dans cette étude exploratoire est le logiciel Hillmix. Cet outil est utilisé pour de nombreuses études de planification de système de production d électricité. Il a été choisi en considérant que: L étude de développement du parc de production des trois pays nécessite la manipulation d un nombre important de variables tant pour la demande (courbes de charge mensuelles) que pour l offre d électricité (caractéristiques de plusieurs types de centrales, dates de mise en service de chacune de ces centrales, coût de la défaillance, etc.). L outil permet de rechercher un plan de développement optimal dont l objectif économique est la minimisation du coût total actualisé du plan de développement pour chaque pays et pour les trois pays agrégés. Une description des interconnections en haute tension entre les trois Pays et des échanges est faite ci-dessous. Les échanges historiques entre les trois pays se sont fait en pratique sur la base de l autosuffisance de chaque pays pour faire face à leur demande d énergie et sur la fonction de secours, visant le simple transfert d énergie d un réseau à l autre en cas de situation perturbée ou de façon conjoncturelle, et avec comme critère d atteindre un solde des échanges nul. 2

9 Dans les années qui viennent et grâce à la réalisation de la dorsale en 400 kv au Maghreb, les capacités opérationnelles d échanges devraient passer en 2020 à : Interconnexions et échanges capacité opérationnelle des échanges en 2020 Les prévisions de la demande entre 2010 et 2020 pour les 3 pays du Maghreb en puissance et en énergie pour les scénarios médians proposés par les planificateurs prévoient une croissance importante dans les prochaines années: Algérie Maroc Tunisie Total Puissance (en MW) Energie (en GWh) Une analyse des courbes de demande (graphique ci-dessous) des trois pays pour 2009 donne une idée du gain potentiel (600 MW) de réduction de la puissance maximale appelée si les 3 réseaux avaient été interconnectés totalement á partir de l année Monotones des puissances appelées en fonction du pourcentage des heures de l année de l ensemble des 3 pays: 3

10 P u i s s a n c e h o r a i r e [ e n M W ] I n t é g r a t i o n p r o g r e s s i v e d e s m a r c h é s d ' é l e c t r i c i t é d e l ' A l g é r i e, d u M a r o c e t d e l a T u n i s i e T U N I S IE - A L G E R I E - M A R O C - S E M o n o t o n e s a n n u e l le s d e s p u i s s a n c e s h o r a ir e s a p p e l é e s e n T A M A l g e r ie T u n is ie M a r o c T + A + M [ P o u r c e n t a g e d u t e m p s ] 0 0% 1 0 % 2 0 % 3 0 % 4 0 % 5 0 % 6 0 % 7 0 % 8 0 % 9 0 % % A l horizon 2020 les simulations sont faites pour le Développement isolé et Développement intégré. Des hypothèses communes ont été prises: Données économiques utilisées: demande selon le scénario médian, taux d actualisation à 8%, coût de la défaillance à 2 /kwh, taux de change en Janvier 2010, taux d inflation entre 3% et 5%, et enfin horizon de l analyse á Prix du gaz : les calculs ont été réalisés avec les deux scénarios, gaz au prix international ou prix haut (5 /Mbtu) et gaz au prix économique ou prix bas (3,5 /Mbtu). Prix du charbon: Il a été retenu pour charbon un prix de 57 /t. Les projets existants et lancés dans chaque pays sont tenus en compte dans l analyse - les projets lancés entrent en service entre 2010 et 2015 (planification à moyen terme). Les candidats retenus sont essentiellement thermiques, incluant les centrales suivantes: - Centrales charbon propre (supercritique) de 600 MW à 850 MW, - Cycle Combiné de 400 à 450 MW fonctionnant au gaz naturel - Cycle Combiné hybride gaz (solaire à concentration) de 150 et 450 MW, - TAG au gaz ou TAC au LFO de 40, 120 et 200 MW. La comparaison des développements T+A+M et TAM à fin 2020 est présentée ci-dessous pour les deux scenarios du prix du gaz (3.5 et 5 /Mbtu). Pour le scenario du prix haut du gaz, il y a une réduction de la pointe cumulée (en d autre terme l amélioration du facteur de charge global) qui conduit bien à une réduction des investissements. Le gain en investissements de production, principalement thermique, est de 3498 MW soit environ 12,4 % de l effort d investissement total. Ce gain est principalement dû à la diminution de la pointe (1916 MW) et de la marge globale (1582 MW). Tunisie Algérie Maroc T+A+M TAM Demande en MW Puissance installée en MW Marge en MW Marge en % 20,3% 17,4% 21,2% 19,2% 16,0% 4

11 Pour le scenario du prix bas du gaz, la capacité supplémentaire qui doit être mise en service pour couvrir la demande est légèrement supérieure (800 MW) et la marge finale est de 18% au lieu de 16%. Le coût total actualisé des deux options de développement à l horizon 2020 est comparé dans le graphique suivant où T+A+M représente la somme du coût des développements isolés des pays et TAM le coût du développement intégré. Les développements sont basés sur le prix international du gaz. Le tableau suivant détaille le coût total actualisé des plans de développement à l horizon 2020, en GEUR (milliards d Euros), détaillé par postes principaux. Tunisie Algérie Maroc T+A+M TAM Combustible 6,96 21,47 11,46 39,89 37,25 Exploitation 1,19 3,53 2,76 7,48 7,82 Investissement 3,22 6,63 7,21 17,06 13,67 Défaillance 0,82 2,05 1,63 4,50 3,43 TOTAL en GEUR 12,19 33,68 23,06 68,93 62,17 C est en effet une différence de 6,8 GEUR (10 % du total) qui est à mettre au crédit du développement concerté dont 3,4 GEUR de gain pour les dépenses d investissement. Dans le cas du prix du gaz bas le poste combustible est bien sûr réduit d environ 10 GEUR sur la période considérée mais c est sensiblement la même différence qui est observée entre les deux options de développement. En pratique, cette différence se traduira par une réduction des investissements de chaque pays par rapport à un développement isolé puisqu il sera possible de faire appel au pays voisin par exemple pour couvrir un déficit momentané ou éviter de mettre en service des groupes à production chère, en particulier lors des pointes. Le total des dépenses en combustible durant la période divisé par la production totale montre qu un développement concerté conduit à une amélioration de la consommation spécifique avec une dépense de 3,0 ceur/kwh contre 3,1 ceur/kwh en développement isolé (le gain augmente de 5,5% en 2010 à 8% en 2020). La raison en est l utilisation de groupes de production de plus grosse puissance (meilleur rendement) et une moindre utilisation des groupes de pointe. On obtient respectivement 2,2 ceur/kwh et 2,4 ceur/kwh avec le bas du prix. On constate que les échanges nécessaires sont de l ordre de 1000 à 2000 MW pour les 3 pays ce qui, ramené proportionnellement aux puissances des réseaux, correspond assez 5

12 bien aux capacités des interconnexions telles que décrites dans le rapport plus haut (1400 MW pour l interconnexion Algérie Maroc, 800 MW pour l interconnexion Algérie Tunisie). Pour chacun des trois pays ces échanges devraient consister à importer de l électricité à un coût inférieur à celui de ses propres moyens en heures de pointe également en cas de déficit momentané de puissance et à exporter hors pointe de façon à améliorer le facteur d utilisation de ses centrales de base ou semi base. Dans le cadre d une planification concertée ces échanges peuvent constituer des apports de puissance garantie produits dans un pays et vendus dans le pays voisin. L étude réalisée, bien que limitée dans son étendue a permis de montrer l avantage d un développement concerté des moyens de production d électricité des trois pays du Maghreb. Leurs interconnexions, en cours ou programmées, sont suffisantes, au moins à l horizon 2020, pour permettre dès à présent des échanges qui leur permettront d améliorer les performances de leurs réseaux à savoir : Une réduction de la pointe globale des 3 réseaux du fait de la non concomitance des pointes (presque 2000 MW en 2020), Une réduction de la réserve globale (environ 1600 MW en 2020), La mise en service d unités plus puissantes, en particulier en base, (réduction du coût du MW installé et rendement supérieur), Cette amélioration de la performance des réseaux (pratiquement indifférente au prix du gaz, (3,5 ou 5 /Mbtu) se traduit par une meilleure efficacité de la production (nombre de kwh produits par kcal consommées) et une amélioration du facteur d utilisation des centrales. Le bénéfice à long et moyen terme est une réduction et/ou un report des investissements de chaque pays ainsi que l achat d électricité moins chère que certaines productions propres pour satisfaire la pointe. Il sera également envisageable d investir conjointement dans des projets importants, c'est-à-dire de mutualiser les investissements de production. A court terme il devient possible de déclasser immédiatement les plus anciennes centrales sans avoir à attendre la mise en place de nouveaux moyens de remplacement. La mutualisation des moyens de moyens de production de base à partir de 2020 environ (c est à dire après la mise en service des centrales déjà prévues) devrait permettre de réduire progressivement la consommation spécifique des trois pays et des coûts d investissement grâce aux effets de taille et de série. En pratique lors du calcul de leur propre plan de développement chaque pays devra tenir compte d un apport de centrales publiques ou privées localisées dans les pays voisins. Bien entendu ces apports devront être garantis et donc contractualisés sous des termes commerciaux stricts de long terme. Dans ce contexte, le cadre juridique (régulations) de chaque pays concernant les conditions et les limites pour les importations et les exportations d électricité devrait être revu et/ou adapté. Bien entendu, il conviendra d engager une étude plus détaillée pour déterminer quel est le développement optimal de chaque pays, tout en incluant les contraintes des réseaux. Aussi, un tel développement optimal devrait tenir compte du potentiel des échanges des Pays magrébins avec l Europe, incluant les programmes ambitieux des énergies renouvelables. Quelques actions de court terme à poursuivre sont Achever au plus tôt le programme des interconnexions entre les trois pays, Revoir le cadre juridique de chaque pays concernant les importations et les exportations d électricité et proposer des ajustements pour viabiliser et ou flexibiliser les échanges à une échelle qui puisse permettre de tirer des bénéfices significatifs de cette intégration. 6

13 Engager les parties prenantes transfrontières (producteurs et acheteurs d électricité) á contractualiser des échanges futurs ( MW). Sur cette base, revoir le plan de développement de chaque pays en accélérant le processus de déclassement des centrales les plus anciennes (pour améliorer l efficacité énergétique des 3 pays) Engager les discussions pour la création d un cadre institutionnel approprié qui disposera d un budget propre pour la gestion coordonnée du développement des réseaux du Maghreb. A moyen terme, et si les pays permettent une ouverture plus large des échanges, évaluer la viabilité d une mise en place d un marché magrébin de l électricité. 7

14 3. INTRODUCTION ET CONTEXTE 3.1 Introduction Dans le cadre du Projet d intégration progressive des marchés d'électricité de l'algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché intérieur de l'électricité de l'union Européenne (le «PROJET»), SOFRECO s est vu confier une mission d assistance technique par le Ministère de l'energie et des Mines de la République Algérienne Démocratique et Populaire, agissant au nom et pour le compte du Ministère de l'energie et des Mines du Royaume du Maroc, du Ministère de l'industrie, de l'energie et des Petites et Moyennes Entreprises de la République Tunisienne et en son nom propre (le «CLIENT»), aux termes du contrat de prestations de services en référence: Europaid / / D / SER / MULTI intitulé «Recrutement de l'unité de Gestion de Projet d'assistance pour l'intégration progressive des marchés d'électricité de l'algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché intérieur de l'électricité de l'union Européenne"», signé le 23 avril 2007 (le «CONTRAT PRINCIPAL»), financé par la Commission Européenne (le «BAILLEUR DE FONDS»). Le Projet contient plusieurs Actions. Mais uniquement l Action 14 «Bénéfices économiques d un renforcement de la coopération / des échanges maghrébins» est traitée dans ce rapport. Cette Action 14 est développée par l expert principal «court terme» international et des experts «court terme» locaux dans chacun des pays bénéficiaires. Ce rapport constitue un rapport final de l Action 14. Cette étude a été réalisée par l Expert Court Terme international (i.e. intervention de 3 experts) et les experts»court terme» locaux, un dans chaque pays bénéficiaire. Elle est le résultat de trois (3) missions de l Expert Court Terme international dans les Pays Bénéficiaires : la première au mois de Septembre 2009 (mission de démarrage en Algérie, au Maroc et en Tunisie- un rapport de démarrage a été livré par l Expert), la deuxième au mois de février 2010 (mission en Algérie), et enfin la troisième au mois de mars 2010 (mission au Maroc). Une mission finale de restitution se déroulera en Tunisie au mois de mai Le Consultant tient à noter que le temps de travail alloué pour la réalisation d une étude de cette nature a été très limité tel que décrit dans la fiche technique en section 10. Suite à la mission de démarrage de Septembre 2009 (i.e. Rapport de démarrage) l Expert Court Terme international a proposé une approche méthodologique et organisationnelle, ainsi que des outils adaptés pour atteindre les résultats et les livrables établis dans le rapport de démarrage. L approche, les outils et les résultats et les livrables ont été validé par le Directeur de projet et l Unité de Gestion du projet EAT. C est donc sur cette base que ce rapport est construit. 3.2 Contexte Le rapport semestriel N4 de l EAT de Mai 2009 donne un bon aperçu du contexte du secteur électrique dans les pays bénéficiaires. Le Consultant se limite donc à le décrire et à l actualiser si nécessaire. Dans ce qui suit une synthèse au niveau de l ensemble Maghrébin est présentée. D après l Observatoire Méditerranéen de l Energie (OME) la population des 3 pays, qui était de 73 millions d habitants en 2005, passera à 89 millions en La consommation électrique par habitant est en moyenne, légèrement inférieure à 1000 kwh, dans une proportion de 1 à 10 par rapport à la moyenne des pays du nord de la Méditerranée. 8

15 Les prévisions faites par OME à l horizon 2020 indiquent plus qu un doublement de ces paramètres, ce qui représente un taux de croissance annuel de 5,3 % pour la puissance installée et de 4,7 % pour la production. Tableau 1 : Secteur électrique Maghreb (OME) Les trois pays du Maghreb ont engagé un processus de réformes depuis le milieu de la décennie 1990 selon une démarche propre à chacun d eux. Tableau 2 : Législation du secteur électrique En Algérie, la loi de 2002 a mis fin au monopole de la production et de la commercialisation de l électricité et du gaz naturel pour le marché national et a ouvert ces activités à l investissement privé et à la concurrence. Elle prévoit la déréglementation du secteur, la déintégration et la privatisation partielle de l opérateur historique SONELGAZ. Elle confère à tout opérateur le droit de procéder librement à l exportation et/ou à l importation de l électricité et a ouvert la voie à la mise en place d un marché de l électricité entre les pays du Maghreb et ceux du sud de l Europe (réseaux interconnectés par le câble sous-marin Maroc - Espagne et projet d interconnexion directe Algérie - Espagne). La restructuration de SONELGAZ a débouché sur la création de nombreuses filiales au sein du groupe. Mais plus de huit ans après la promulgation de la loi, il y a peu d investisseurs privés (i.e. actuellement au niveau de la production et sous forme minoritaire). Au Maroc, la Loi approuvée en 2008 a porté le seuil de l autoproduction à 50 MW au lieu de 10 MW, elle permet également l accès au réseau pour les auto-producteurs ayant choisi de développer des centrales à base d énergie renouvelable. L ONE se charge du transport de la production vers les centres de consommation et du rachat des excédents 9

16 d énergie. ONE n est pas obligé d acheter la production provenant de sources renouvelables, celle-ci peut être rachetée par des privés. En Tunisie, depuis Avril 1962, tous les secteurs (production, transport et distribution) de l énergie électrique sont sous le monopole de l entreprise d État STEG, sauf pour la production depuis Actuellement, les Autorités tunisiennes n envisagent pas d introduire des changements dans l organisation ou l actionnariat du système. D une façon générale, en dehors du Maroc, où la part du privé dans la production atteint 70%, les états restent omniprésents et demeurent les plus gros investisseurs. Les capitaux privés n affluent pas et se concentrent essentiellement dans la production (sauf au Maroc ou la distribution dans trois grandes villes est concédée aux privés). Les Ministres en charge de l énergie dans les 3 pays, réunis au début de juillet 2008 à Alger, ont cependant déclaré que : «L objectif d un Maghreb interconnecté est de dépasser le stade actuel des secours mutuels instantanés pour créer un véritable marché maghrébin et développer des accords commerciaux à plus long terme vers l Europe» (Alger, 3 juillet 2008). Lors de cette rencontre, deux conventions de transit et d échange d énergie électrique ont été signés entre SONELGAZ et l ONE. Les conditions d un fonctionnement coordonné des systèmes électriques européens et maghrébins sont au point. Il resterait à définir un cadre de cohérence au sein duquel les opérateurs maghrébins, tout en respectant les règles communes et en préservant la liberté de leurs choix pour le développement de leur propre système, puissent optimiser la planification régionale et puissent mettre en place et rendre opérationnelle de marchés régionaux d électricité. L interconnexion est renforcée par les projets d infrastructures de transport en cours dans le cadre de la boucle électrique autour de la Méditerranée, MEDRING : La mise en service d une dorsale 400 kv - actuellement en construction et dont l achèvement d un premier segment est prévu pour devrait créer une situation nouvelle. Elle rendra techniquement possible un accroissement des échanges, Les échanges entre le Maghreb (Maroc) et l Union Européenne (Espagne) se sont bien développés, à travers deux câbles sous-marins dont la capacité de transit est de 1400 MW (3 câbles pour 2100 MW dans le futur). SONELGAZ a également procédé à des échanges, quoique limités, avec l UE, Un projet d interconnexion Tunisie - Italie, d une capacité de 1200 MW est prévu. D autres projets sont envisagés tels que celui de l interconnexion d Algérie vers l Espagne (Arzew- Almeria) qui suivrait le tracé du gazoduc et un projet d interconnexion Algérie - Italie. Les trois pays du Maghreb sont associés à l UCTE et se sont engagés à en appliquer les principales dispositions techniques (participation à la tenue en fréquence, participation aux réserves, engagement de secours mutuel et compensations aux échanges volontaires). 3.3 Objectifs Généraux L objectif de cette activité énoncé dans les Termes de Référence est de «Renforcer la coopération régionale en identifiant les opportunités d échanges d électricité entre les trois pays bénéficiaires». Les missions ont permis de recueillir les impressions, ainsi que les attentes des parties prenantes et en particulier des bénéficiaires. Le Consultant les résume ci-après : 10

17 L intégration du marché des trois Pays du Maghreb est en pratique un préalable à l intégration progressive avec l Europe cependant et à part les concertations au sein du COMELEC, chaque Pays entreprend des projets de liaison qui ne sont ni coordonnés ni structurés ni financés en commun, Un système interconnecté augmente, bien entendu, la fiabilité et la sûreté du système, Un système interconnecté permet d obtenir un portefeuille diversifié de moyen de production et de proposer des produits différenciés comme par exemple une énergie renouvelable (e.g éolienne, solaire etc.), Un système interconnecté devrait permettre de faciliter des ententes commerciales de longs termes entre les acteurs situés de part et d autre des frontières pour la production et l achat de l énergie, Le système électrique régional est très dynamique et subi depuis quelques années des changements structurels et physiques significatifs qui permettraient d augmenter le niveau des échanges électriques entre les 3 pays (Les échanges aujourd hui sont limités et dans le cas Maroc-Algérie ils se limitent à des situations de secours). Ces changements sont en particulier : la réalisation des interconnexions à 400 KV, la construction et la mise en service sur le court terme d importants moyens de production et en particulier en Algérie (avec des grandes unités à cycles combinés), la croissance accélérée d une demande électrique régionale (i.e. 5% à 8% par an), les prévisions d expansion d interconnexions avec l Europe, et le changement récent des jours de weekend en Algérie. Clairement, l historique des échanges ne reflète pas le potentiel futur, Des opportunités d échange au niveau de l exploitation comme le décalage horaires entre les Pays, la différence de jour férié et ouvrables entre les 3 pays, l entrée d unités de production en dents de scies pour lesquelles une partie est non utilisée pendant un certain temps, le manque d efficacité à cause du démarrage d unités trop grandes pour couvrir une demande spécifique et autres, Néanmoins, cette action n est pas une étude de planification des moyens de production et d interconnexions. Cependant elle devrait permettre de valider les bénéfices qu une coordination de planification entre les trois pays apporterait et qui pourrait être l objet d une analyse approfondie pour une intégration/entente de planification régionale, Enfin, il est très important de ne pas oublier que le support énergétique régional est le gaz naturel. Par conséquent le développement de centrales électriques dépend de la disponibilité du gaz et de la capacité de transport de cette énergie soit sous forme de gaz, soit sous forme de produit transformé, tel que l électricité. Dans cette optique, le développement d un réseau gaz en coordination avec les besoins des centrales électriques régionales et la mise en place de contrat de long terme de fourniture et de transport de gaz vont déterminer la viabilité et la bancabilité des projets électriques nécessaires à subvenir à la demande électrique croissante. L objective de cette étude est donc de déterminer les bénéfices économiques potentiels résultants des échanges électriques entre les 3 pays du Maghreb pour les dix prochaines années en respectant les projets de production et d interconnexion en cours de réalisation et décidés à l horizon de Au delà de cette période de 5 ans les projets sont considérés comme des candidats. 11

18 3.4 Résultats et livrables Résultats : Simulations économiques des systèmes électriques isolés (Tunisie, Algérie et Maroc T+A+M) - sans échanges - et des systèmes intégrés et interconnectés (TAM) - avec échanges. Identification et analyse des bénéfices dégagés par les opportunités d accroissement des échanges transfrontaliers. Livrable : Rapport faisant état des opportunités d échange et des bénéfices attendus pour les 3 pays bénéficiaires. 12

19 4. METHODOLOGIE RETENUE POUR L ETUDE 4.1 Méthodologie et Activités L évaluation des bénéfices économiques des opportunités des échanges entre les Pays du Maghreb part des principes essentiel suivants : Une estimation de la production et des coûts associés pour les années charnières spécifiques 2010, 2015 et 2020 en considérant chaque Pays Comme un Système isolé, Une estimation de la production et des coûts associés pour les années charnières spécifiques 2010, 2015 et 2020 en considérant les trois pays interconnectés, Une évaluation comparative entre a) et b) et une constatation des bénéfices et son analyse, Un parc de production existant et des dates de déclassement données, Un parc de production prévisionnel donné jusqu en 2020, Un système de transport interne sans contraintes, sur la base que toute contrainte technique d exploitation serait résolue, Des interconnexions existantes entre les pays, Des interconnexions prévisionnelles données jusqu en 2020 entre les pays, Des interconnexions existantes des Pays avec des tiers (autres que les 3 pays), Des interconnexions prévisionnelles données jusqu en 2020 des pays avec des tiers (autres que les 3 pays), Une prévision et un profil de demande jusqu en 2020 pour chaque pays, Une prévision et un profil de demande pour un système intégré entre les 3 pays jusqu en 2020, Des coûts de marché pour les équipements et, plus important, pour les prix des combustibles 13

20 La Méthodologie que nous proposons est décrite dans les activités du tableau suivant : Tableau 3 : Méthodologie proposée pour l étude Tâche 1 Tâche 2 Tâche 3 Tâche 4 Tâche 5 Tâche 6 Tâche 7 Activité 14 - Mission de démarrage et interviews avec les acteurs impliqués et collecte d information - Choix du Modèle de Simulation: SDDP ou Hillmix - Collecte/analyse préliminaire des données "inputs du Modèle choisi et interviews supplémentaires avec les acteurs impliqués. - Préparation et mise en forme des données inputs pour le Modèle (e.g. ajustement des monotones, agrégations des courbes de demande des Pays, capacité et date de mise en service des centrales et déclassements, obtention des coûts du combustible et de transport, estimation de la production hydro et éolienne, obtention-ajustement de la disponibilité des équipements et de leurs rendements, choix des hypothèses de frontières ), - Analyse/session de mise en pratique de la méthodologie vs données disponibles / atouts et limitations du Modèle. - Planification des scénarios systèmes isolés et nœud unique interconnecté - Simulations des unités de production pour chacun des trois systèmes isolés pour des années charnières 2010,2015 et 2020 et estimation des coûts de production annuels pour chaque système isolé. - Simulations des unités de production pour le système interconnecté des Trois Pays avec les lignes d interconnexions actuelles et projetées en tenant compte des limitations de capacités de transport - pour des années charnières 2010, 2015 et 2020 et estimation des coûts de production annuels pour l ensemble du système - Estimation et calcul du bénéfice économique entre les deux scénarios pour des simulations choisies - Analyse des opportunités d échanges - Analyse d opportunités pour optimiser la production dans le système interconnecté - Conclusion et recommandations - Élaboration du Rapport et validation - Présentation du rapport et des simulations. 4.2 Outils L étude du développement du parc de production des trois pays, réalisée dans le cadre de la Tâche 5, nécessite la manipulation d un nombre important de variables tant pour la demande (courbes de charge mensuelles) que pour l offre d électricité (caractéristiques de plusieurs types de centrales, dates de mise en service de chacune de ces centrales, coût de la défaillance, etc.). Il a donc été choisi d utiliser un outil permettant de rechercher rapidement un plan de développement optimal, - au moindre coût pour chaque pays et pour les trois pays agrégés. Cet outil est le logiciel Hillmix, utilisé pour de nombreuses études de planification de systèmes de production d électricité, dont une présentation est donnée ci-après. 14

21 Modélisation et simulations avec le Logiciel Hillmix Description du modèle HILLMIX est un logiciel de recherche du plan d'expansion optimal d'un système de production électrique comportant des centrales hydroélectriques et thermiques. Il comporte trois modules, généralement utilisé de manière séquentielle. Le module de tri sélectionne, pour chaque année de fonctionnement, les configurations de centrales de production compatibles avec les contraintes (comme la chronologie de mise en service des ouvrages, le pourcentage minimal et maximal de la réserve, etc.). Le module d'optimisation recherche le plan d'investissement optimal en utilisant la technique de programmation dynamique, l'objectif économique étant la minimisation du coût total actualisé du plan de développement. Le coût couvre l'investissement et l exploitation sur le nombre d'années de la demande jusqu à l horizon du plan, plus les dépenses correspondantes du renouvellement et au fonctionnement indéfinis de l'équipement au-delà de cette période, pour répondre à une demande constante et égale à celle de la dernière année du plan (ce second terme élimine les effets de frontière en fin de plan). Le résultat de ce module est la sélection des 5 stratégies de développement les plus attractives. Le module de simulation permet de simuler la stratégie d'expansion et l'exploitation correspondante pour un plan qui peut être l'un des plans optimaux sélectionnés par le programme ou un plan modifié par l'utilisateur, compte tenu des contraintes particulières (contraintes financières par exemple). Le résultat est la présentation détaillée, pour chaque année, des coûts et productions de chaque centrale. Comparé à d'autres programmes d'expansion existants (WASP-3 en particulier) HILLMIX programme et effectue un placement précis, usine par usine, de la mise en place de l'énergie hydraulique. Avantages et limitations du modèle Avantages : Amplement utilisé ; Contrairement à la plupart des logiciels de ce type qui réalisent une simulation à partir d un placement manuel des centrales, HILLMIX détermine le placement optimal des centrales. Il optimise les coûts d exploitation et d investissement dans un système pour satisfaire à une demande prévisionnelle Inconvénients: Comme pour tous les logiciels de ce type un travail important de préparation des données est nécessaire. Il ne permet pas de simuler les limites / contraintes des échanges électriques entre plusieurs systèmes. Il n est pas adapté aux réseaux à grand nombre de centrales. Le logiciel Hillmix est décrit en Annexe 1a. Une présentation du logiciel et des exemples des écrans d entrée des données et des résultats obtenus dans cet exercice sont présentés en Annexe 1b. 15

22 5. DESCRIPTION DES SYSTEMES DES TROIS PAYS Ce chapitre décrit le secteur électrique et le système de chaque pays. 5.1 Données générales Les données générales pour l année 2008 sont résumées dans le tableau suivant : Tableau 4 : Statistiques du secteur électrique au Maghreb au 2008 Statistiques 2008 Units TUNISIE ALGERIE MAROC MAGHREB Population million PIB Milliard $ PIB/Hab. $/hab PIB/kWh $/kwh Electricit Puissance installe MW Puissance ˆ la pointe MW Production TWh Facteur de charge % 67% 65% 69% 67% Consommation TWh Pertes GWh " % 13% 18% 10% 15% Nbr clients Million Consommation/abonn kwh/abonn Consommation/hab. kwh/hab Nota : le facteur de charge est défini comme le rapport puissance moyenne (Production divisée par 8760 heures) sur la puissance de pointe. Nota: Au Maroc la Puissance de Pointe en 2008 etait de 4180 MW et la puissance de pointe nette d environ 3980 MW tel que présente sur le tableau. 5.2 Le système électrique algérien Cette section donne un aperçu du contexte institutionnel Algérien, de son parc de production actuel et des sources de combustibles. Les réseaux de transports de hautes tensions électriques sont traités ultérieurement dans le chapitre des interconnexions et des échanges Contexte institutionnel Le Ministère de l Energie et des Mines (MEM) est en charge du secteur de l Energie et des mines en Algérie. Le secteur électrique Algérien est régi par la loi du 05 février 2002 relative à l électricité et à la distribution du gaz par canalisations qui consacre l ouverture du marché de l électricité à la concurrence et à l investissement privé. Une restructuration du secteur a été opérée avec comme résultat la création de la Commission de Régulation de l Electricité et du Gaz (CREG) et la modification des statuts de l opérateur historique SONELGAZ. 16

23 Le Décret présidentiel n a transformé la Société Algérienne de l Electricité et du Gaz en une société par actions (Sonelgaz SPA). Aujourd hui, 100% du capital social de la Sonelgaz appartient à l Etat. Ces changements ont abouti à une séparation des activités Production, Transport et Distribution de l énergie électrique et la création de plusieurs entreprises pour la gestion du secteur. Actuellement, Algérie compte : 5 opérateurs pour la production de l électricité : - Sonelgaz Production Electricité (SPE) qui détient 70% de la production nette (6535 MW), Les 30% (2855 MW) restant de la production nette sont répartis entre producteurs indépendants qui sont: - Sharikat Kahraba Skikda (SKS), - Sharikat Kahraba Oua Ma Arzew (KAHRAMA),. - Sharikat Kahraba Berrouaghia (SKB), - Sharikat Kahraba hadjrat Ennous (SKH), Un Gestionnaire du Réseau de Transport Electrique (GRTE). Les infrastructures de transport sont sous la responsabilité du GRTE. Un Opérateur du Système Electrique (OS). La conduite du système est assurée par l OS. 4 Entreprises régionales de Distribution : Sonelgaz Distribution d Alger (SDA), Sonelgaz Distribution Centre (SDC), Sonelgaz Distribution Est (SDE), Sonelgaz Distribution Ouest (SDO), Un Gestionnaire du Réseau de Transport Gaz (GRTG) pour le marché intérieur ; le propriétaire du réseau de transport gaz dédié à l exportation la Sonatrach. Graphique 1 : Schéma secteur électrique algérien (2009) Ministère de l Energie MEM Commission de Régulation CREG Producteurs e.g. Kahrama, SKS, SKH, SKB S P E Producteur N (dans le futur) Traders (dans le futur) Transport (OS+OM) Distrib. N (dans le futur) SDA SDC SDE SDO Cl. Elig. e.g. Sonatrach Clients captifs Cl. Elig. Actuellement, la Sonelgaz est le seul fournisseur d électricité (produite par Sonelgaz ou par des producteurs indépendants), activité qu elle exerce au travers de ses filiales de distributions. Cependant, la régulation permet par décret, l approvisionnement des clients 17

24 éligibles par des fournisseurs indépendants (Voir décret du 07/07/07 Niveau de consommation annuelle en électricité des clients éligibles). C est le cas de la centrale hybride (gaz naturel - CSP) de Hassi R mel qui vendra son énergie à la Sonatrach. Les Tiers ont droit d accès au réseau de transport et de distribution de gaz (ATR) tel qu il est établi dans le décret du Comme exposé avant la loi a ouvert à la concurrence le marché de la production et de la vente de l électricité mais par contre, les infrastructures de Transport et de Distribution demeurent des monopoles. Tous les clients non éligibles sont alimentés par les sociétés de distribution à des conditions tarifaires fixées par la CREG. La Décision D CD du 30 mai 2005 fixe les tarifs de l électricité et du gaz. Pour ce qui est des clients éligibles les prix sont fixés dans les contrats commerciaux. Le Tarif d utilisation du réseau transport électrique par les clients éligibles est fixé annuellement par la CREG. Il est actuellement 0,66 DA/kWh (6,3 Euros ou 8,9 US/kWh). Pour les clients non éligibles le prix du transport est inclut dans la tarification au consommateur final. Le tarif transfrontalier de transit n a pas été fixé par le régulateur. Concernant le gaz naturel, un client éligible a la possibilité d acheter du gaz soit à la Sonelgaz (GRTG) soit à la Sonatarch. Cette option n est pas définitivement arrêtée en raison de la différence de prix entre le marché national et le marché extérieur Production La capacité installée du parc de production algérien á la fin de 2009 était de 9390 MW pour une puissance de pointe de 7270 MW. La production dans le réseau interconnecté a atteint 42,5 TWh tel que présenté dans le tableau suivant: Tableau 5 : Production du réseau interconnecte algérien Production du réseau interconnecté algérien Production Taux de Facteur de Puissance Année du parc croissance charge Syst. en pointe GWh % % MW % % 67% Le parc de production était composé en 2009 à 98 % de centrales thermiques fonctionnant au gaz naturel. Les retenues des centrales hydroélectriques (203 MW) qui ont été transférées à l agence de l eau servent de plus en plus au stockage de l eau alimenter les villes et pour l irrigation. 18

25 Graphique 2 : Puissance installée en Algérie (MW) à la fin de 2009 Par type de combustibles utilisés la capacité installée algérienne est la suivante : Graphique 3 : Puissance installée en Algérie (MW) à la fin de 2009 (Répartition par Nature de Combustible) Les centrales qui composent le parc de production algérien, avec les caractéristiques techniques, les consommations spécifiques moyennes des équipements thermiques et les combustibles utilisés apparaissent dans le tableau suivant: 19

26 CENTRALES HYDRAULIQUES TURBINES A GAZ (TG) THERMIQUES A VAPEURS (TV) CYCLES COMBINES (CC) I n t é g r a t i o n p r o g r e s s i v e d e s m a r c h é s d ' é l e c t r i c i t é d e l ' A l g é r i e, d u M a r o c e t d e l a T u n i s i e Tableau 6 : Le Parc de Production électrique Algérien (à la fin 2009) LE PARC DE PRODUCTION ELECTRIQUE ALGERIEN (à la fin 2009)* Type de la centrale Nom de la Centrale Groupes Date de mise en service Puissance nette nominale (MW) Consommation spécifique (kcal/kwh) Combustible SKIKDA CC Gaz Naturel Hadjret Ennous Gaz Naturel MARSAT Gaz Naturel RAVIN BLANC Gas Naturel RAS DJINET Gas Naturel SKIKDA Gas Naturel JIJEL Gas Naturel M Sila Gaz Naturel M Sila Gaz Naturel TIARET Gaz Naturel HAMMA Gaz Naturel TILGHEMT Gaz Naturel H. MESSAOUD NORD 220kV Gaz Naturel H. MESSAOUD OUEST Gaz Naturel F'KIRINA Gaz Naturel KAHRAMA Gaz Naturel SKB Gaz Naturel Oran Est Gaz Naturel Relizane Gaz Naturel Arbaa Gaz Naturel Alger Port Gaz Naturel M Sila Gaz Naturel Annaba Gaz Naturel Batna Gaz Naturel DARGUINAH 2 65 ZIAMA, 1 50 MANSOURIAH 1 50 ERRAGUENE 1 14 IGHIL EMDA TOTAL PARC à la fin (*) Les petites centarles isolées qui fonctionnent au diesel ne sont pas inclues Les consommations spécifiques du parc algérien varient actuellement autour de : 1800 kcal/kwh pour les centrales Cycle Combiné (2000MW), 2600/2900 kcal/kwh pour les turbines Vapeur (5000MW), 2600 à 3700 kcal/kwh pour les turbines à gaz (2000MW). 20

27 5.2.3 Combustible En 2008 la consommation globale en gaz naturel en Algérie a atteint 26,6 milliards de m 3 (Gm 3 ou Bcm) : Distribution publique - DP (5,2 Gm 3 ou Bcm) Clients industriels - CI (3,1 Gm 3 ) Centrales électriques - CE (11,7 Gm 3 ) Clients desservis directement par le réseau de la Sonatrach (6,6 Gm 3 ). Les combustibles utilisés Le combustible prépondérant utilisé par le parc thermique est le gaz naturel. Le gaz naturel consommé par l ensemble des centrales électriques en 2008 est de 11,1 milliards de m 3 et en ,3 milliards de m 3 : Le tableau ci après présente l évolution de la demande (en millions de m 3 ) de gaz naturel en Algérie à l horizon 2018, y inclut celle des centrales électriques, dans le scénario moyen du rapport de la CREG 2009 (Programme indicatif d approvisionnement du marché national en gaz ) : Tableau 7 : Demande des clients reliés au réseau GRTG Demande des clients reliés au réseau GRTG Centrales Electriques (CE) Distribution Publique (DP) Clients Industriels (CI) Total Clients Industriels Sonatrach Total GRTG et Sonatrach Total La consommation des clients industriels desservis par la Sonatrach connaîtra l évolution la plus importante, ceci est du aux hypothèses de réalisation de nouveaux projets pétrochimiques (ammoniac et aluminium). 21

28 Graphique 4 : Evolution de la demande de gaz naturel à l horizon 2018 au Algérie par type d utilisation (Scenario moyen) En 2018 la consommation de gaz par les centrales électriques pourrait atteindre presque millions de m 3. L Algérie est l un des plus grands producteurs de gaz naturel au monde. Les réserves prouvées en 2006 étaient estimées à 4600 milliards de m 3 (Voir en annexe 2a). Le pays compte avec une infrastructure gazière propre très développée qui est par ailleurs intégrée au réseau de la méditerranée (Voir en annexe 2b). Les gazoducs existants ou en projet en provenance de l Algérie vers l Europe seront pour 2020 les suivants : Algérie-Italie via la Tunisie : gazoduc «Transmed ou Enrico Mattei» existant (1983/94) d une capacité de transit de 30/33 Bcm dont environ 1,7 Bcm en redevance de droit de passage pour la Tunisie, Algérie-Espagne via le Maroc : gazoduc «Magreb Europe» existant (1996) d une capacité de 12,5 Bcm dont environ 0,9 Bcm en redevance de droit de passage pour le Maroc, Algérie-Espagne entre Béni Saf et Alméria : ce gazoduc «Medgaz» de 210km en cours de mise en service (2010) est prévu à 8 puis 18 Bcm. Algérie-Italie via la Sardaigne et la Corse : ce projet «Galsi» d une capacité de 8 Bcm (puis 10) est prévu pour avant Nigeria-Algérie (TSGP) : ce gazoduc en projet est prévu à partir de 2016/17. Il doit transiter vers l Europe 20 Bcm via le Niger et Hassi R Mel puis Béni Saf et/ou Elkala en Algérie, puis à long terme environ 30 Bcm. 22

29 Graphique 5 : Tracé des gazoducs «Maghreb-Europe» en 2010 Enfin, le réseau gazier interne algérien dessert amplement le centre, le nord, l est et l ouest du pays. La carte du réseau est en Annexe 2c. Le Prix du Combustible Le prix du gaz naturel pour le marché intérieur est proposé par l Agence de Régulation des Hydrocarbures (ARH) et fixé par décret. Le prix actuel est celui fixé par le Décret du Le prix de session est uniforme à travers le territoire national aux points de livraison des systèmes de transport par canalisation du producteur. Ce prix est actualisé annuellement au 1er janvier selon la méthodologie du Décret de (Décret Exécutif fixant les modalités et procédures pour la détermination du prix de vente, non compris les taxes, du gaz sur le marché national) pour l année (n). Il est actualisé sur la base des paramètres de l année de référence (i) - date d application du Décret et ceux de l année (n) : en particulier, le prix de cession (i), le taux de change Dn et Di (parité à la vente du dollars US par rapport au dinar algérien à partir des cotations publiés para la Banque d Algérie au 1 er janvier de l année (n) et un facteur de croissance annuel de x: Prix de cession (n) = Prix de cession(i) x Dn/Di x (1+x) exp (k-i) La méthodologie est révisée tous les 5 ans. Le prix du gaz pour le marché d exportation est le prix dans le marché international et est négocié entre les parties. 23

30 Le tarif actuel d utilisation du réseau de transport de gaz fixé par la CREG est de 40 DA/ par 1000 thermies (0,38 Euros ou 0,5 $US per 1000 Th ; 1,5 Euro / Mbtu ou 2,1$US/Mbtu) (Voir Décision D-06-05/CD du 30 mai 2005). Ce tarif est inclut dans le tarif final pour les clients non éligibles 5.3 Le Systeme électrique marocain Cette section donne un aperçu du contexte institutionnel Marocain, de son parc de production actuel et des sources de combustibles. Les réseaux de transports de hautes tensions électriques sont traités ultérieurement dans le chapitre des interconnexions et des échanges Contexte institutionnel Les intervenants Les parties à caractère public qui interviennent dans le secteur sont : Le Ministère de l Énergie, des Mines, de l Eau et de l Environnement (MEMEE) qui a pour mission d élaborer et de mettre en œuvre la politique énergétique nationale ; il assure également la tutelle technique de l ONE, Le Ministère de l Intérieur qui, au travers de la Direction des Régies et Services Concédés, assure la tutelle des Régies municipales et contrôle les concessions de distribution, Le Ministère de l Economie et des Finances exerce le contrôle financier de l ONE et des régies de distribution, Le Ministère des Affaires Économiques et Générales soumet à approbation les tarifs d électricité étudiés par la Commission Interministérielle des Prix regroupant les différents départements ministériels et organismes concernés, l Office National de l Electricité (ONE) est l opérateur le plus important du marché. L ONE est verticalement intégré et présent dans toutes les activités (production, transport, distribution, fourniture et acheteur unique). Cependant, dans le cadre de l initiative de l énergie propre (EnergiPro) il est prévu que les promoteurs privés fournissent de l énergie aux gros clients en utilisant le réseau de transport de l ONE, Il n y a pas d autorité de régulation indépendante. Bien que L ONE soit l opérateur le plus important, l Office n a pas le monopole 0de la production et de distribution et de la fourniture, activités caractérisées par une forte présence des acteurs privés. La production des producteurs indépendants (IPP) représente plus de la moitié de la production d électricité au Maroc, ils vendent leur production à l ONE par des contrats à long terme. La distribution et la fourniture d électricité aux consommateurs finaux sont de la responsabilité de l ONE, de délégataires privés dans les villes de Casablanca, Rabat et Tanger-Tétouan et des régies de distribution. L ONE est l acheteur unique du marché électrique marocain, et est ainsi responsable de l achat de toute l électricité produite par les producteurs indépendants et par les producteurs autonomes. L ONE a également le monopole de l achat de l électricité importée au Maroc. 24

31 D autre part, l ONE est responsable de la vente centralisée d électricité. Comme acheteur unique, l ONE fournit aux consommateurs situés dans ses périmètres de distribution, et il vend aussi l électricité disponible (soit achetée/importée soit produite par lui-même) aux autres distributeurs, c est à dire, aux délégataires privés et aux régies communales Le modèle de marché actuel est celui du monopole. Le cadre législatif actuel ne permet pas l ouverture du marché électrique ni l établissement de la concurrence. Cependant, le Maroc étudie une réforme substantielle de son marché, incluant une réforme de la politique d approvisionnement, et une réforme pour l ouverture du marché à la concurrence. Le Maroc, en plein développement économique et social et peu pourvu en ressources énergétiques, satisfait ses besoins croissants en énergie en s approvisionnant à plus de 97% de l extérieur. Cette forte dépendance le rend vulnérable aux fluctuations erratiques des marchés et à la volatilité de leurs cours. Une nouvelle stratégie pour le secteur énergétique articulée autour des principaux axes suivants: Construire un bouquet électrique optimisé autour de choix technologiques fiables et compétitifs ; Développer les énergies renouvelables ; Eriger l efficacité énergétique en priorité nationale ; Mobiliser les ressources nationales ; S intégrer dans le système énergétique régional Equilibrer la production nationale et les importations. Pour ce qui est de l'offre, il s'agit essentiellement d'accélérer les plans d'équipement à l'horizon 2012 et l'exécution d'un plan multi-annuel. S'agissant de la demande, le plan national prévoit une mobilisation pour l'adoption de mesures urgentes d'efficacité énergétique et de réduction de la consommation à travers notamment la généralisation des lampes à basse consommation (LBC) et des chauffe-eau solaires, la rationalisation de l'éclairage public, l'intensification des audits énergétiques au niveau des industriels, des agriculteurs et des collectivités locales, une tarification incitative à la réduction de la consommation ou à l'effacement de la puissance électrique appelée pendant la pointe. Egalement, il y a un potentiel important des ressources locales en énergies renouvelables notamment l énergie solaire. A ce sujet le Maroc a développé le «Projet Solaire Marocain» de 2000 MW sur cinq sites à horizon Les tarifs électriques Les tarifs d électricité aux consommateurs ONE et aux consommateurs des régies de distributions sont fixés par arrêté du Ministre chargé des affaires économiques après examen de la Commission Interministérielle des Prix regroupant les différents départements ministériels et organismes concernés. Les tarifs d achat de l ONE aux producteurs indépendants ainsi que ceux de ventes des distributeurs / concessionnaires à leurs clients sont fixés dans le cadre de contrats commerciaux. 25

32 Graphique 6 : Schéma organisationnel ONE (Maroc) - ventes et achats d énergie Contrats avec garantie d achat ONE Thermique/Hydraulique/Eolien Interconnexions IME & IMA ONE Auto-Producteurs Acheteur Unique Dispatching National Régies et Concessionnaires ONE Distribution Clients THT/HT Clients MT Clients BT Les tarifs de transport Il n existe pas un tarif de transport de l énergie électrique, en dehors de celui qui sera mis en place pour l énergie d origine renouvelable transportée par L ONE et vendue à des tiers autres que l ONE. Ce tarif à été fixé a 0,06 de Dh/kWh (5,3 Euros ou 7,4 US/MWh) jusqu en 2011 et 0,08 Dh/kWh (7,1 Euros ou 9,9 US/MWh) au-delà. Il n existe pas non plus de tarif transfrontalier de transit de l énergie entre deux pays Production La capacité installée du parc de production marocaine á la fin de 2009 était de 5850 MW (et près de 6135 MW en incluant les TAG de Ain Beni Mathar) pour une puissance de pointe de 4375 MW (et nette de pointe de 4,144 MW). La production dans le réseau interconnecté a atteint 25,0 TWh tel que présenté dans le tableau suivant: Tableau 8 : Production au Maroc Production (hors autoproducteurs) Année Production du parc GWh Taux de croissance % Facteur de Charge Syst. % Puissancen pointe MW ,004 69% 3, , % 69% 4,144 Le parc de production était essentiellement composé de centrales thermiques fonctionnant au charbon, au gaz naturel et au fioul lourd et de centrales hydrauliques : 26

33 Graphique 7 : Puissance installe au Maroc (MW) à la fin de 2009 Par type de combustibles utilisés la capacité installée marocaine est la suivante : Graphique 8 : Puissance installe au Maroc(MW) à la fin de 2009 (Répartition par Nature de Combustible) Les centrales qui constituent le parc de production marocain, avec leurs caractéristiques techniques, les carburants et les consommations spécifiques moyennes des équipements thermiques apparaissent dans le tableau suivant: 27

34 C E NT RA L E S E O L IE NN E CENTRALES HYDRAULIQUES T H E R M IQ U E S D IE SE L T URBINES A GAZ (T G ) CY CL E S T HERMIQUES A VAPEURS C (TV O M ) B I NE S (CC) I n t é g r a t i o n p r o g r e s s i v e d e s m a r c h é s d ' é l e c t r i c i t é d e l ' A l g é r i e, d u M a r o c e t d e l a T u n i s i e Tableau 9 : Parc de production électrique au Maroc (2009) LE P AR C D E P R O D UC TIO N E LE CTRIQ U E MA R O C (à la fin )* Type de la ce ntrale Nom de la Centr ale Gr oupe s D ate de m is e e n s e rvic e P uis s anc e nette nominale (MW ) Cons omm ation s pé cifique (k c al/k W h) C om bus tible T A HA DDA RT (IPP) Ga z Natu re l J ERA DA Ch arb o n M O HA M M EDIA (CHA RBO N) Ch arb o n J ORF LA SFA R (IPP) / Ch arb o n M O HA M M EDIA (FIO UL) Fiou l Lo u rd K EN ITRA Fiou l Lo u rd M O HA M M EDIA 100 M W Fiou l Lo u rd M O HA M M EDIA 33 M W / Fiou l Lo u rd TIT M ELLIL / Fioul Lourd TETOU A N Fiou l Lo u rd A GA D IR Fiou l Lo u rd T A NGER Fiou l Lo u rd TETOU A N Fiou l Lo u rd T A G LA A YO UNE 3 21/03/ Fiou l Lo u rd T A NT A N Fiou l Lo u rd LA A YOU NE Fiou l Lo u rd T A NGER Gas o il Petites usines distrib Gasoil ED DA KHLA Fiou l Lo u rd ST EP A fo ue r (1e r c o up le ) G ST EP A fo ue r (1e r c o up le ) G ST EP A fo ue r (2è c o up le) G ST EP A fo ue r (2è c o up le) G A HM ED EL HA NSA LI A ÏT M ESSA O UD BIN E EL O UIDA NE &54& A FOURER M Y YOU SSEF HASSAN 1ER A L M A SSIRA IM FOU T & D A OU RA T S.S. M A A CHO U K. Z IDA NIA & 36 7 LA LLA T A KERKOU ST M A NSOUR EDDA HBI A L W A HD A & EL KANSERA IDRISS 1ER A LLA L A L FA SSI OUED AL M AKHAZINE LA U M O HA M M ED A L KH A M IS BOU AREG A u tres < 2 M W PA RC EOLIEN C.E.D PA RC EOLIEN O.N.E PA RC EOLIEN A M O UGDOU L 71 11/03/ PA RC EOLIEN DE T A NGER /04/ TO TA L P A RC à la fin (* ) Les petites centarles is olées qui fonctionnent au dies el ne s ont pas inclues Nota: le Consultant a pris 140 MW pour le parc éolien de Tanger, 107 MW ont été mis en service en

35 5.3.3 Combustible Les combustibles utilisés : Les combustibles essentiellement utilisés par le parc thermique sont le charbon, le fioul lourd et le gaz naturel. En ce qui concerne le Charbon : Le charbon est importé et est en majorité utilisé par la centrale IPP de Jorf (4 x 330 MW) et la Centrale de l ONE de Mohamedia (2 x150 MW). Le tableau suivant présente la consommation de charbon dans le secteur électrique Tableau 10 : Consommation de charbon au Maroc Consommateur 2008 Million de tonnes 2009 Million de tonnes Centrales ONE (c) Jorf IPP 3.62 (b) 3.62 (b) Total 4.48(a) 4.09(a) (a) Source ONE (b) Calcul : Le calcul est fait sur la base d une production à partir du charbon de 11,600 Gwh en 2008 dont 10,000 GWh pour Jorf ; une consommation spécifique de 2200 kcal/kwh et un pouvoir calorifique du charbon d environ 6,000 Kcal/kg. Pour 2009, l estimation est faite en prenant la même production qu en (c) Obtenu par différence entre le total et la consommation de Jorf En ce qui concerne le Fioul Lourd (HFO) : Le Fioul Lourd utilisé par les centrales est du N2. Le Fioul Lourd est importé et est en majorité utilisé par les centrales de l ONE. Il provient dans un premier lieu de la Raffinerie de la Samir (Capacité de 7.7 millions tonne/an de combustibles) à Mohammedia et s il est insuffisant il est importé. Le tableau suivant présente la consommation de Fioul Lourd dans le secteur électrique les dernières années : Tableau 11 : Consommation de fioul lourd au Maroc Consommateur Million de tonnes Million de tonnes Centrales ONE 1.10 (a) 0.97 (a) (a) Source : ONE seul grand consommateur pour les centrales électriques La consommation de gasoil (LFO) par l ONE a été de tonnes et de 13,200 tonnes en 2008 et 2009 respectivement, enfin celle de petcoke a été d environ Tonnes en En ce qui concerne le gaz naturel: Le tableau suivant présente les sources et l utilisation du gaz en 2008 : Le gaz naturel provient de l Algérie et, est assuré, au titre de la «Redevance» de passage du gaz transporté par le Gazoduc Maghreb Europe (GME). La capacité actuelle du GME 29

36 est de 12.5 milliards de m 3 par an, environ 0.9 milliards de m 3 sont repris par le Maroc au titre de la redevance, donc 7% de la capacité annuelle du GME. Les volumes prélevés dans le cadre du droit de passage ont évolué comme suit: Tableau 12 : Volumes prélèves de gaz naturel au Maroc (droit de parage) Quantités transitées Millions m3 Millions m3 Redevance En Nature millions m3 En devise millions $US Prix moyen $US/MMBT U , , , , , , , , , , , ,7 2008* 11, ,6 (*) Prévisions de clôture La consommation de gaz naturel en nature en 2009 a été de 545 million de m3, tandis que celle de 2008 a été de 484 million de m3 donc proche du prévisionnel. Le gaz naturel a été introduit dans le mix électrique marocain en 2005 à travers son utilisation par la première centrale à cycle combiné du pays à Tahaddart. En 2008 des travaux pour le raccordement au GME d autres projets ont été lancés, en particulier pour la centrale hydride à cycle combine - concentration solaire (CSP) de Ain Beni Mathar et pour le projet de fabrication automobile de Renault - Nissan dans la zone franche de Tanger. Les consommations de gaz par l ONE en 2008 et en 2009 ont été respectivement de et millions de Mbtu ( millions de Mbtu en 2007). En 2007 et 2008 environ 500 millions m3 ont été utilisés pour approvisionner la centrale à CC de 384 MW de Tahaddart (Production 2008 : GWh, pour un facteur d utilisation de 85%) En 2009, tout le volume prélevé a été utilisé pour la production d électricité au niveau de la centrale de cycle combiné de Tahaddart (384 MW) et les essais de mise en service de la centrale hydride CC-CSP de Ain Beni Mathar (470 MW dont 22 MW CSP). Environ 500 millions m3 de gaz devraient être consommé par cette dernière. Le Prix des Combustibles: En ce qui concerne le Charbon : Le prix est négocié á l issue des appels d offre internationaux. Les opérateurs achètent le charbon Spot ou sous des contrats de long terme sur le marché international. 30

37 En ce qui concerne le Fioul lourd et du Gasoil Les achats de Fioul Lourd et de Gasoil auprès des fournisseurs marocains se fait sur la base de la structure de prix (barème) arrêtée par le Ministère des Affaires Sociales et Economique et communiquée par le MEMEE. Les prix sont revus d une manière régulière en fonction des prix internationaux. Le Fioul Lourd destiné à la production de l énergie électrique d une puissance supérieure à 10 MW jouit d un barème spécial plus favorable. Au 1er Mars 2010 le pris de reprise du N2 (Prix du produit) a été fixé à 3987 DH/tonne (352 Euros ou 493 $US par tonne) tandis que le prix de vente final en gros pour la consommation des centrales a été établi à 2385 DH/Tonne avec la TVA (211 Euros ou 295 $US par tonne). En ce qui concerne le Gaz naturel Le prix du gaz de redevance correspondant au droit de passage sur le gaz transité de l Algérie vers l Espagne à travers le territoire marocain est fixé par le gouvernement marocain sous contrat pour la vente à l opérateur (ONE). Ce prix reflète le prix international du gaz. 5.4 Le système électrique tunisien Cette section donne un aperçu du contexte institutionnel Tunisien, de son parc de production actuel et des sources de combustibles. Les réseaux de transports de hautes tensions électriques sont traités ultérieurement dans le chapitre des interconnexions et des échanges Contexte institutionnel Le Ministère de l Industrie et de la Technologie MIT à travers la Direction de l Electricité, du Gaz et de la Maîtrise de l Energie (DGE) est chargé du secteur de l énergie. Cette Direction a sous sa tutelle la Société Tunisienne de l Electricité et du Gaz (STEG) et Entreprise Tunisienne d Activité Pétrolière (ETAP). Elle fixe les prix de l énergie, et donc de l électricité et du gaz. La DGE a en charge le lancement des projets IPP et les négociations de contrats avec les producteurs d énergie électriques privés. La Direction des Etudes et de la Planification (DEP) de la STEG est chargée de l établissement des plans directeurs de la production et du transport de l électricité et du gaz. La Direction de la Production et du Transport de l Electricité (DPTE) de la STEG est chargée de l exploitation des centrales et du réseau haute tension, des interconnexions avec les réseaux voisins et du pilotage du réseau (Dispatching). La Direction de la Production et du Transport du Gaz (DPTGz) de la STEG est chargée de la production et du transport du gaz naturel, des interconnexions avec les réseaux voisins et du pilotage du réseau (Dispatching). Il existe de centrales de production privée (IPP) qui vendent exclusivement à la STEG, c est le cas de CPC Rades II (470 MW) et ECUMED El Bibane (27 MW). Plusieurs projets IPP sont lancés et en phase de dépouillement. Il n existe pas un tarif de transport de l énergie électrique, mis à part celui applicable aux énergies d origine renouvelable produites en Tunisie ou des opérateurs autres que la STEG 31

38 sont les acheteurs. Il n existe pas non plus de tarif transfrontalier de transit de l énergie entre deux pays voisins. Comme mentionné dans le rapport de l Action 11 EAT Harmonisation du Cadre Législative : «A court terme, un nouveau projet de législation, qui introduirait des nouvelles exceptions au monopole de la STEG, est analysé actuellement par le MIEPME. Il serait directement lié à un projet d infrastructure détaillé ci-dessous. Ce projet de législation permettrait au nouvel IPP: - d exporter directement à l Italie les deux tiers de sa production d électricité, ce qui représenterait la première exception au monopole d exportation de la STEG. - d avoir le droit d accès et d usage des réseaux pour transporter l électricité destinée à l exportation au travers du réseau national et de la ligne de transport transfrontalière devant être construite.» Production La capacité installée du parc de production tunisien á la fin de 2009 était de 3478 MW pour une puissance de pointe de 2660 MW. La production du parc dans le réseau interconnecté a atteint 14,3 TWh tel que présenté dans le tableau suivant: Tableau 13 : Production en Tunisie (hors auto producteurs) Production en Tunisie (hors autoproducteurs) Production Taux de Facteur de Puissance charge Année du parc croissance Syst. en pointe GWh % % MW % % 61% Le parc de production était essentiellement composé de centrales thermiques fonctionnant au gaz naturel et en moindre proportion au fioul lourd. 32

39 Graphique 9 : Puissance installe en Tunisie (MW) à la fin de 2009 Par type de combustibles utilisés la capacité installée marocaine est la suivante: Graphique 10 : Puissance installée en Tunisie (MW) à la fin de 2009 (Répartition par Nature de Combustible) Les centrales qui constituent le parc de production tunisien, avec leurs caractéristiques techniques, les combustibles et les consommations spécifiques moyennes des équipements thermiques, apparaissent dans le tableau suivant: 33

40 TURBINE A GAZ (TG) THERMIQUES A VAPEURS (TV) CYCLES COMBINES (CC) I n t é g r a t i o n p r o g r e s s i v e d e s m a r c h é s d ' é l e c t r i c i t é d e l ' A l g é r i e, d u M a r o c e t d e l a T u n i s i e Tableau 14 : Le Parc de Production électrique Tunisien (à la fin 2009) LE PARC DE PRODUCTION ÉLECTRIQUE TUNISIEN (à la fin 2009) Type de la centrale Nom de la Centrale Type de groupe Date de mise en service Puissance nette nominale (MW) Puissance nette nominale (MW) Consommation spécifique (kcal/kwh) Combustible Sousse B 2TGCC + TVCC x 182, Gaz Naturel Radès II (IPP) 2TGCC + TVCC 2 x Feu Addionnel FA 2 x Gaz Naturel Ghannouch 2'TV x Fioul Lourd / Gaz Sousse A 2'TV x Fioul Lourd/Gas Radès A 2'TV x Fioul Lourd/Gas Radès B 2'TV x Fioul Lourd/Gas Tunis Sud 3'TG x Gaz Naturel Bouchemma 2'TG x TG Gaz Naturel Sfax 2TG x Gaz Naturel Menzel Bourguiba 2'TG x Gasoil Korba TG TG Gaz Naturel Kasserine 2TG x Gaz Naturel Robbana TG Gas-oil Zarzis TG Gas-oil Bir M'Chergua 2'TG X Gaz Naturel Goulette TG Gaz Naturel Thyna 3'TG x Gaz Naturel Feriana 2TG x Gaz Naturel El bibane (IPP) 2TG x 13,5 27 Gaz Naturel EL CENTRALES ÉOLIENNES EL EL CENTRALES HYDRAULIQUES TOTAL PARC à la fin 2009 HY existante

41 5.4.3 Combustible Les combustibles utilisés : Les combustibles utilisés dans le parc thermique sont essentiellement le gaz naturel et le Fioul Lourd. En ce qui concerne le gaz naturel : Des entreprises privées et l ETAP (Entreprise Tunisienne d Activités Pétrolières, appartenant à l Etat Tunisien) exploitent le gaz naturel dans le territoire tunisien. Les producteurs privés disposent de contrats de concession. Tel que décrit dans le rapport de l Action 11 EAT Harmonisation du Cadre Législatif : «La STEG est impliquée dans les secteurs du gaz et de l électricité. Concernant le gaz, elle a le monopole de l achat, de la commercialisation, du transport, de la distribution, de l importation et de l exportation ; elle a aussi le rôle d acheteur unique. Dans son rôle d acheteur unique, la STEG: Achète toute la production de gaz commercial tunisien à un prix fixé par le Ministère de l Energie. Commercialise tout le gaz acheté à un prix régulé.» Le tableau suivant présente les sources et l utilisation du gaz en 2008: Tableau 15 : Les sources et l utilisation de gaz 2008 au Tunisie Bilan en 2008 Ktep (a) (b) Millions m3 (d) Sources (Prélèvements) Internes - Gaz Miskar Gaz du Sud Externes - Gaz Algérien Redevance 1000 (c) Gaz Algérien Achat Total Sources Utilisation Production Electrique STEG Production IPP Autres (Industriels et clients basses pression) Divers (Autocons, pertes...) Total Utilisation (a) Rapport d activité 2008 STEG. (b) Il y a une disponibilité de 4770 Tep (c) Gaz de Redevance. En 2007: 940 sur 1814 Ktep. (d) Facteur de conversion utilisé 1kTep = Million de m3 de gaz naturel 35

42 La consommation de gaz naturel en Tunisie est de l ordre de 4.5 Millions de m3 par année dont 70% environ est utilisé par les centrales thermique. Un peu plus de 50% du gaz naturel provient de l Algérie a travers de du pipeline de l opérateur TransTunisian Pipeline Co qui transporte le gaz Algérien vers l Europe (l Italie). Ce gazoduc a une capacité de millions de m 3 par an et vu la l importante demande Européenne est déjà saturé. Le reste du gaz provient du puits offshore de Miskar et des puits du sud d ElBorna et autres. Le gaz tunisien est traité pour être commercialisé à Ghannouch. Deux (2) expansions sont en cours : l une dans la zone offshore du puits Miskar dont la mise en service est attendue en 2010 (+800 m3/an) et l autre au sud encore en essaie et dont la mise en service serait en en 2014 (environ million m3/an). Les sources existantes plus les expansions devraient suffire pour assurer la fourniture de gaz pour les centrales actuelles et prévues jusqu en Des sources additionnelles devraient être nécessaires au delà. Les infrastructures gazières en Tunisie sont présentées en Annexe 3 (le schéma date de 2006, le Consultant comprend que l infrastructure n a pas évoluée significativement depuis) Prix des Combustibles: Les prix des hydrocarbures, subventionnés depuis longtemps, ont commencé à se mettre au niveau des prix internationaux. Une augmentation progressive des prix a commencé à partir de 2004 pour s approcher d une manière progressive des prix internationaux. Le gaz pour la production d électricité reste encore subventionné. En ce qui concerne le gaz naturel : Le décret No du 15 mai 2000 fixe le prix du gaz commercial écoulé sur le marché local par les titulaires de concessions d exploitation d hydrocarbures, cela est valable pour tous les gaz quelle que soit leur origine (on shore ou off shore). Le prix de vente du gaz naturel à Ghannouch est fixé par le décret réglementaire et est établi à 80% du prix du Fioul Lourd HFO (1% Sulfure) FOB Platts Med. Le coût moyen de transport de gaz naturel dans le réseau tunisien est de 10 $US / 1000 m3. Par ailleurs la STEG doit payer un tarif de transit pour les prélèvements de gaz naturel acheté sur le gazoduc de l opérateur TransTunisian Pipeline Co. En ce qui concerne le Fioul Lourd (HFO) : Le prix du Fioul Lourd pour les centrales électriques est celui de la structure des prix de vente des produits pétroliers fixés par le ministère de l'industrie. C'est le même prix de vente des sociétés de distributions qui est appliqué aux industriels. 36

43 5.5 Interconnexions et échanges Le contexte des interconnexions au Maghreb ETUDE ELTAM 2003 Il est important de rappeler que l exercice de cette Action 14 n a pas comme objectif la planification ou la justification des interconnexions et des moyens des productions. Cette étude ne prévoit pas n en plus des études d écoulement de charge ou de stabilité des systèmes non - interconnectés et interconnectés. Pour cela une analyse sur le renforcement des interconnexions avait été faite par la COMELEC en Il s agit de l étude ELTAM (Egypte, Libye, Tunisie, Algérie et Maroc). Une description sommaire de cette étude et des résultats est donc faite ici. Afin de mettre en œuvre une évaluation économique des projets des réseaux étudiés, le consultant avait procédé à une estimation de leurs revenus futurs éventuels. Deux types de revenus avaient été examinés : les «revenus d échanges» et les «revenus de fiabilité». Des logiciels d optimisation ont été utilisés. Le consultant avait donné les recommandations générales suivantes : Le résultat de l étude économique démontrait que la justification économique des renforcements d interconnexion 500/400 kv entre les pays ELTAM s appuyait sur deux facteurs : l amélioration de la fiabilité des systèmes de transport et un peu de commerce transfrontalier. Les opérations transfrontalières ne pouvaient, à elles seules, générer suffisamment de revenus pour justifier la totalité du projet d interconnexion. Ceci était dû à la similarité des structures des systèmes de génération actuels et futurs, à la similarité des coûts du gaz naturel dans la région ELTAM et au fait que les pays de la région ELTAM étaient déjà interconnectés en 220 kv. Le projet ELTAM avait besoin d un renforcement significatif du réseau de transport électrique dans les pays concernés. Des problèmes de sécurité pouvaient se présenter pour fermer l anneau Méditerranéen (MEDRING) à moins que des mesures de contrôle d urgence et des procédures d exploitation ne soient prises à temps. Les études techniques montraient que les mesures préventives de sécurité pour assurer une exploitation sous la contrainte "N-1" dans un système globalisé limitait énormément les échanges de capacités. L étude technique avait vérifié le fonctionnement correct du système interconnecté avec le planning proposé. Elle avait conclu sur une série de recommandations du point de vue du renforcement nécessaire des réseaux internes et sur la mise sur pied d un plan de défense. L étude présentait un tableau résumé pour chaque projet, le planning optimal économiquement parlant et le planning recommandé des interconnections haute tension prenant en compte les différents aspects techniques et économiques. 37

44 Tableau 16 : Projets des interconnections haute tension- Etude ELTAM Section Année Optimale Année Recommandée Algérie Tunisie Lien 400 kv tunisien > Tunisie Libye Libye Egypte Enfin pour les 3 pays concernés dans cette Action 14, les conclusions spécifiques étaient les suivantes: Maroc Algérie Aucun renforcement au-delà du projet d interconnexion 400 kv (ligne double terne entre Bourdim (Maroc) et H Ameur (Algérie)) n était recommandé. Tunisie Algérie La connexion Jendouba - Chefia à 400 kv était rentable et les transits d électricité en vrac de l Algérie à la Tunisie ou l Italie via la Tunisie étaient possibles. La date de mise en service recommandée de l interconnexion Jendouba -El Hadjar 2 à 400 kv était de Lien 400 kv à travers la Tunisie Le consultant n avait pas d éléments permettant de justifier économiquement le projet de réseau 400 kv interne tunisien en vue d augmenter les capacités de transit transfrontalières. Néanmoins il recommandait de mettre en service ce réseau tunisien de 400kV dès 2015 pour les raisons techniques suivantes : Pour éviter l apparition des goulots d étranglement à l intérieur de la Tunisie ; Pour améliorer la sécurité du réseau tunisien spécialement du point de vue réglage de la tension ; La construction du lien 400kV pouvait cependant être complétée par d autres axes 400kV périphériques alimentant des zones décentralisées importantes telles que Sousse et Sfax. L Annexe 4 montre les interconnexions électriques en Méditerranée qui existaient en 2008 et celles qui étaient prévues selon Medelec et OME (2008). Comme il est expliqué dans les sections suivantes dans le contexte du TAM, les dates de mise en service de plusieurs liaisons ont variés par rapport à celles données sur le graphique de l annexe. 38

45 B o ur dim 3 0 km 5 3 km D jen d o ub a 2 0 km 120 k m 40 0 k m 534 k m 2x125 km 103 k m 3 5 km 80 k m 2 0 k m 65 k m 65 k m 53 k m 20 k m 3 0 km 35 k m 130 k m 75 k m 17 0 k m 13 0 k m 20 k m I n t é g r a t i o n p r o g r e s s i v e d e s m a r c h é s d ' é l e c t r i c i t é d e l ' A l g é r i e, d u M a r o c e t d e l a T u n i s i e Les réseaux très hautes tensions des pays ALGERIE La longueur totale du réseau de transport THT (Très Haute Tension : et 150 kv) était de km à fin 2008 (Statistiques Sonelgaz). Le niveau de tension 400 kv est actuellement en développement. On notera que le réseau en 400 kv totalise une longueur de 2574 km dont 1365 km exploités à la tension 220 kv. La structure 400 kv Est - Ouest sera finalisée en 2010 avec une consistance estimée à 1920 km. La carte ci-après présente la configuration du réseau de transport réseau très haute tension à l horizon 2015: Graphique 11 : Carte réseau 400kV en Algérie en 2015 T e rg a 3 x M W H adjret Ennous 3 x M W C a p D jine t 2 x M W Jijel 2 x M W 10 5 km 31 6 k m 10 5 km Skikda 2 x M W K. Eddraouch 3 x M W H. A m e u r 2x500 MVA El Affroun 2x500 M VA Si M ustapha 2 x50 0 M V A Jijel (El M ilia ) 2x500 MVA 80 k m 1 20 k m 3x115 MW 2x168 MW R. D jam e l 2x500 MVA 1 50 k m 4 20 k m 20 4 k m 1 23 k m 1 16 k m Ch efia 3x300 MVA Sidi A li B oussidi 3x300 MVA Ouled E l Abtal 2x300 MVA Bir Gh b alou 2x500 M VA Salah B ey 2x300 MVA O. A th m a n ia 2x500 MVA Ain B eida 2x300 MVA 2x146 MW 1x200 MW 36 0 km H assi R M el 2x300 MVA Hassi M essaoud 2x300 MVA R é se au 4 00 kv R é se au 2 20 kv G rou pe d e p rod uc tio n H orizon 2015 Interconnexion entre des réseaux Le réseau THT est interconnecté avec les réseaux du Maroc et de la Tunisie. Avec le Maroc, l Algérie compte quatre liaisons : 2 en 220 kv et 2 en 400 kv. Avec la Tunisie, l Algérie compte cinq liaisons: 2 en 90 kv, une en 150 kv, une autre en 220 kv et la dernière en 400 kv. La nouvelle interconnexion avec le Maroc est exploitée en 400 kv depuis fin 2009 alors que celle avec la Tunisie, devrait être en fonctionnement en 400 kv en

46 Tableau 17 : Interconnexions du réseau algérien avec les réseaux voisins Poste 1 Poste 2 L (km) Simple ou Double Circuit Algérie Maroc Section (mm²) Tension (kv) Ghazaouet Oujda 47 Simple 1x Tlemcen Oujda 65.8 Simple 1x Hassi Ameur Capacité nominale (MVA) Bourdim 250 Double 2x x1200 Algérie Tunisie El Aouinet Tajerouine 62 Simple 1x El Aouinet Tajerouine 60 Simple 1x El Kala Fernana 45 Simple 1x Djebel Onk Metlaoui 59 Simple 1x Chefia Jendouba 120 Simple 2x / /1200 MAROC Le réseau 400 kv à l horizon 2015 est présenté ci-dessous: Graphique 12 : Le réseau marocain 400 kv à l horizon

47 TUNISIE Le réseau haute tension se compose d un réseau de transport en 225 kv et de deux réseaux de répartition 90kV au nord et 150kV au sud. Une structure qui comprend une ligne de 160 km et de 1200 MVA de capacité entre Mornaguia - Mateur - Jendouba et Chefia en Algérie, est équipée en 400 KV mais exploitée en 225kV depuis Elle passera définitivement en 400 KV en 2011 et constituera un premier tronçon d une artère d échange entre les pays voisins. Le deuxième tronçon de la ligne 400kV (1200 MVA) reliera Mornaguia - Oueslatia - Bouchamma et devrait être en service en Le troisième tronçon de la ligne 400kV (1200 MVA) de 300 km reliera Bouchemma (Tunisie) et Sorman (Libye) après Il est prévu la réalisation des lignes hautes tensions pour l évacuation des centrales IPP de Bizerte et Haouaria suivantes : Deux lignes 400kV Bizerte- Mateur et Bizerte Mornaguia et, Deux lignes 400kV El Haouaria-Mornaguia Graphique 13 Le réseau haute tension eu Tunisie au 2010 Nota: La ligne existante est exploitée en 225kV mais équipée en 400kV (elle devrait être exploitée en 400kV à partir de 2011) 41

48 La carte ci-après présente la configuration projetée du réseau en Graphique 14 : Configuration projetée du réseau tunisien en 2016 Il y plusieurs interconnexions existante entre l Algérie et la Tunisie en 90kV, 150kV et 225 kv détaillée dans le tableau suivant : 42

49 Tableau 18 : Interconnexions du réseau tunisien avec les réseaux voisins Liaison U (kv) Physique Capaciten (MW) Exploitable El-Aouinet-Tajerouine El-Aouinet-Tajerouine El Kala-Fernana Djebel Onk-Metlaoui Total Cette structure d interconnexion transfrontalière existante est en cours de renforcement par la réalisation d une ligne de 400kV de 160 km et de 1200 MVA de capacité entre Mornaguia - Mateur - Jendouba Chefia en Algérie et dont la mise en service est prévue en La capacité exploitable supplémentaire théorique est de 1000 MW à partir de la mise en service de la ligne en 2011, cependant le niveau ne peut être validé qu à partir d une étude de répartition de charge Des interconnexions transfrontalière sont également envisagées entre la Tunisie et l Italie et entre la Tunisie et la Lybie dans le cadre des projets ELMED et MEDRING: Tunisie Lybie: une liaison 400 kv en 2016 Tunisie Sicile: une liaison 400 kv (1200 MW) par Terna - Rete Elettrica Nazionale entre El Haouaria (Tunisie) et Partana (Sicile) La réserve tournante pour les 3 pays La répartition de la réserve tournante convenue entre les trois pays était de 40% pour l Algérie et le Maroc, et 20% pour la Tunisie ; elle a été récemment modifiée et impose de disposer respectivement maintenant de 240 MW, 120 MW et 60 MW en réserve en cas de perte du plus gros groupe au Maghreb qui est proche de 400 MW. En 2014, avec la mise en service de la centrale thermique de Safi (2 x 660 MW) au Maroc, la réserve disponible devra être augmentée Les échanges transfrontaliers Les échanges historiques Les échanges historiques entre les trois pays se sont fait en pratique sur la base de l autosuffisance de chaque pays pour faire face à leur demande d énergie et sur la fonction de secours, visant le simple transfert d énergie d un réseau à l autre en cas de situation perturbée ou de façon conjoncturelle, et avec comme critère d atteindre un solde des échanges nul. D ailleurs les échanges entre les trois pays du Maghreb sont actuellement limités à: 200/250 MW entre l Algérie et le Maroc, 100/150 MW entre la Tunisie et l Algérie. Seuls les échanges transfrontaliers de l Espagne vers le Maroc ont été significatifs. 43

50 Graphique 15 : Historique des échanges entre les trois pays 1200 Évolution des échanges d énergie électrique au Maghreb h W600 G Algérie - Tunisie Algérie - Maroc Tableau 19 : Les échanges d un pays à l autre Echanges Internationaux GW h GW h GW h Energie de l Algérie vers Maroc Energie de Maroc vers l Algérie Total Energie de l Algérie vers Tunisie Energie de Tunisie vers l Algérie Total Energie de l Espagne vers Maroc Pourcentage de la consommation du Maroc 12% 18% 20% Consommation Energie Maroc Consommation Energie l Algérie Consommation Energie Tunisie (a) Consommation = Production - Pertes Les échanges entre les trois pays pendant une année ne représentent pas plus de 1% de la consommation de l ensemble des pays. A titre illustratif, l Annexe 5 montre les échanges dans la région méditerranéenne en Par contre les échanges commerciaux entre l Espagne et le Maroc ont atteint 20% de la consommation nette marocaine en

51 Les importations d énergie en provenance d Espagne en 2008 et 2009 supérieures à 4 TWH ont contribué fortement à satisfaire la demande au Maroc. Le niveau d importation non négligeable s explique par une réduction occasionnelle de la production charbon, une hydraulicité très sèche notamment en 2008 et un accroissement très important de la demande depuis 2003 (à plus de 7% par an). La capacité des échanges actuels et futurs Avec l interconnexion en 400KV entre le Maroc et l Algérie les capacités d échanges possibles pourraient passer à 750 MW en n (ou 250 MW en n-1 ligne). Par contre l échanges entre l Espagne et le Maroc, en courant alternatif, peut actuellement atteindre 900 MW. Dans les années qui viennent a et grâce à la réalisation de la dorsale en 400 kv au Maghreb, les capacités opérationnelles d échanges devraient passer en 2020 à : 1400 MW entre le Maroc et l Espagne, 1400 MW entre le Maroc et l Algérie (en n ligne), 750 MW entre la Tunisie et l Algérie (en n ligne), 1200 MW entre l Algérie et l Espagne (en courant continu), et éventuellement 800 MW entre la Tunisie et la Sicile (en courant continu) si le projet de Haouaria se réalise Graphique 16 : Capacités d échange opérationnelles à l horizon MW Espagne ALMERIA TARIFA FERDIOU A BOURDIM OUJDA Maroc 1200 MW TERGA GHAZAOUET TLEMCEN Algérie 1400 MW Italie (Sardaigne) SIDI ALI BOUSSIIDI EDDRAOUCH EL OUINET DJEBEL ONK EL KALA 1200 MW CHEFIA 800 MW Italie (Sicile) PARTANA DJENDOUBA TAJEROUINE METLAOUI FERNANA 800 MW EL HAOUARIA Tunisie TATAOUI N Légende THT CC 400 kv 220 kv 150 kv 90 kv Libye 45

52 Interconnexions entre le Maroc, l Algérie et l Espagne. En 2020, le Maroc sera raccordé : avec l Espagne, par trois (3) liaisons en courant alternatif en 400kV pouvant transiter 3 x 700 MW entre les postes de Ferdioua et Tarifa (en Espagne); deux (2) liaisons sont en exploitation et ont une capacité maximale de 2 x 700W qui est limitée actuellement à 900 MW, avec l Algérie par, premièrement une ligne en 400kV double terne entre les postes de Bourdim et Hassi Ameur (en Algérie) pouvant transiter au maximum 1230 MVA par terne et deuxièmement par deux lignes en 225kV (simple terne) entre le poste d Oujda et les postes de Ghazaouet et Tlemcen (en Algérie) pouvant transiter au maximum 2 x 250 MVA. Comme vue antérieurement, les achats d énergie par le Maroc en provenance de l Espagne a atteint plus de 4 TWh. Sur la période 2010 à 2013 il sera possible d importer d'espagne à un prix moyen de 55 /MWh (60 centimes de MAD par kwh). Les échanges envisagés entre l ONE et la SONELGAZ sont de deux types: Echange d énergie de type programmé préférentiel, Echange d énergie de type secours, à la demande de l une ou l autre des parties et ce pendant les heures pleines, les heures de pointe soir, telles que définies dans les consignes d exploitation de l interconnexion Maroc-Algérie. Concernant le transit dans les deux sens entre l Espagne et l Algérie via le réseau marocain, des accords ont été conclus entre les parties. En 2010, la liaison avec l Espagne est limitée à 900 MW. Cette puissance correspond à 1400 MW (capacité maximale de la liaison) moins une réserve équivalente au plus gros groupe marocain qui est de 330 MW et moins les pertes réseau correspondantes ; en effet en cas de déclenchement d un groupe au Maghreb c est le réseau espagnol qui assure seul et instantanément le secours ; ensuite les réseaux maghrébins rétablissent la situation conformément à leur accord sur la réserve tournante, chacun fournissant une part de la puissance nécessaire. Pour l interconnexion avec l Espagne, la liaison Anjra-Ferdioua-Tarifa (troisième liaison) permettra de renforcer les échanges et de pouvoir transiter 1400 MW en 2020 (2100 MW moins la perte du plus gros groupe qui est de 600 MW et moins les pertes réseau). Pour sécuriser ou permettre en 2020 un transit maximal théorique de MVA avec l Algérie, le deuxième circuit de la liaison finale (prévue avec deux circuits 400kV en simple terne) entre les postes d Oualili et de Bourdim devra être achevé. Le second circuit uniquement entre Al Fassi (Matmata) et Ouallili est réalisé, il restera juste à achever la liaison entre Al Fassi et Bourdin de 240km pour disposer des deux circuits opérationnels. Le transit avec l Algérie avant 2009 était limité à 250 MW avant cette première liaison en 400kV. Comme expliqué avant, avec la liaison finale en 400kV, le transit avec l Algérie passera à 1400 MW en N et 750 MW en N-1 (perte d un circuit 400kV). La liaison entre Oualili et Mediouna, qui est constituée d une ligne double terne depuis 2008, sera interconnectée en 2015 avec les centrales de Jorf Lasfar 5 & 6 et de Safi 1 & 2 via le poste de Chemaia. Une seconde liaison directe en 400kV entre Chemaia et Oualili via le poste de Tizgui est prévue d être réalisée pour 2020 qui achèvera le réseau 400kV en doublant la dorsale atlantique et sécurisant le SE. 46

53 Projet d interconnexions entre l Algérie et l Europe Un projet d interconnexion entre l Algérie et l Espagne est envisagé pour une capacité de 2000 MW en courant continu entre Alméria (en Espagne) et les deux centrales CC de Terga (3 x 400MW) et de Skikda (2 x 400MW) situées en Algérie dont 800 MW seront dédiés au SE algérien. Elle serait posée le long du gazoduc. Une dorsale double circuit en 400kV du réseau algérien sera terminée pour 2015 permettant ainsi de soutenir le réseau 225kV existant du pays et d autoriser des échanges (inférieurs à 700 MW) entre la Tunisie et le Maroc sous réserve d une rémunération pour le transit qui devrait être supérieure à 2 /MWh. Enfin, il est envisagé une liaison 400 kv (1200 MW) entre K. Eddraouch (Algérie) et la Sardaigne (535 MEUR pour 800 km). Interconnexions entre la Tunisie, l Algérie et l Italie En 2010, le transit entre la Tunisie et l Algérie reste assez limité entre 100 et 150 MW avec échanges limitées entre les deux pays et de secours. Comme vue avant, quatre lignes existent entre la Tunisie et l Algérie : 2 en 90 kv (70 et 80 MVA) entre El Kala (Algérie) et Fernana (Tunisie) et entre El Ouinet (Algérie) et Tajerouine (Tunisie) 1 en 150 kv (160 MVA) entre Jebel Onk (Algérie) et Metlaoui (Tunisie) 1 en 225 kv (240 MVA) entre El Ouinet (Algérie) et Tajerouine (Tunisie) 1 liaison 225 kv équipée 400 kv (1070 MVA) entre Chefia (Algérie) et Djendouba (Tunisie) ; elle est prête depuis 2003 du côté algérien et depuis 2005 du côté tunisien mais reste exploitée actuellement en 225kV. L exploitation en 400 kv de cette dernière liaison permettra l achèvement de la dorsale entre les trois pays et de donner à cette interconnexion un nouveau rôle d échange commercial et de dépasser les usages actuels basés sur l autosuffisance pour faire face à la demande d énergie et sur la fonction de secours, visant le simple transfert d énergie d un réseau à l autre en cas de situation perturbée ou de façon conjoncturelle.en 2020, il sera possible de disposer d une capacité opérationnelle de transit de 700/800 MW entre l Algérie et la Tunisie. Le futur projet Elmed d interconnexion entre la Tunisie et l Italie via la Sicile, qui est prévu pour 2015/16, sera alimenté par la centrale à cycle combiné fonctionnant au gaz (ou thermique fonctionnant au charbon) respectivement à Haouaria ou à Skhira de 1200 MW dont 800 MW seront dédiés à l exportation vers l Italie. Il convient de noter aussi que les deux liaisons 225 kv (720 MVA) Tunisie - Libye2 non encore opérationnelles pour des raisons de synchronisation de réseaux, la Libye étant accrochée aux réseaux Est Méditerranée (Egypte, Turquie, etc.) alors que la Tunisie est accrochée au réseau Ouest Européen via l Algérie, le Maroc et l Espagne. Après renforcement du ring Méditerranée les problèmes devraient se résoudre et une liaison 400 kv pourrait voir le jour en Une autre solution possible serait une liaison en courant continu. 47

54 P u i s s a n c e h o r a i r e [ e n M W ] I n t é g r a t i o n p r o g r e s s i v e d e s m a r c h é s d ' é l e c t r i c i t é d e l ' A l g é r i e, d u M a r o c e t d e l a T u n i s i e 6. LA DEMANDE D ELECTRICITE 6.1 Les courbes de charge en 2009 L allure des courbes de charges des trois pays en 2009 sont assez similaires entre les trois pays avec : Une période creuse de 24h à 7h. Une période intermédiaire de 7h à 19h. Une pointe du soir plus ou moins marquées de 19h à 23h (ou 22h en Algérie). Il existe un décalage de la pointe du soir avec le Maroc d une heure compte tenu du décalage horaire du Maroc par rapport aux deux autres pays Algérie Le système électrique (SE) algérien est constitué principalement de centrales thermiques fonctionnant au gaz naturel peu cher et d un parc en expansion pour satisfaire une demande notamment de plus en plus importante en été. Le parc de production installée était en 2009 de MW dont 203 MW d hydraulique donnant une réserve en capacité d environ MW (23%). La production annuelle a été de 42,5 TWh pour une puissance maximale de MW (facteur de charge de 67%). 95% du temps la puissance appelée est supérieure à MW. La pointe, avant en hiver, est maintenant en été (juillet). Les deux mois de Juillet et d Août sont les plus chargés de l année. Graphique 17 : Monotone des puissances appelées du SE algérien en A L G E R I E - S E M o n o t o n e s m e n s u e ll e s d e s p u i s s a n c e s h o r a ir e s a p p e lé e s e n [ P o u r c e n t a g e d u t e m p s ] 0% 10% 2 0 % 30% 40% 5 0 % 60% 7 0 % 8 0 % 90% % J a n v i e r F é v r i e r M a r s A v r i l M a i J u i n J u i l l e t A o u t S e p t O c t N o v D é c e m b r e A N N E E 48

55 P uissance de pointe en M W P u i s s a n c e m o y e n n e e n M W I n t é g r a t i o n p r o g r e s s i v e d e s m a r c h é s d ' é l e c t r i c i t é d e l ' A l g é r i e, d u M a r o c e t d e l a T u n i s i e Entre 19h et 23h, la pointe journalière augmente en moyenne de 800 MW. La variation entre la pointe du soir et la nuit est en moyenne de MW. Graphique 18 : Courbes de charge du SE algérien en M o y e n n e M a x. e n J u i ll e t M i n. e n M a i A L G E R I E - S E A l l u r e d e l a c o u r b e d e c h a r g e e n H e u r e s Graphique 19 : Evolution de la production mensuelle en Algérie en ALGERIE - Pointe m e ns ue lle du SE e n M ois 49

56 Graphique 20 : Évolution de la pointe journalière en 2009 du SE algérien ALG ERIE - SE Evolution de la Pointe Journa liè re e n Maroc Le système électrique marocain qui est assez diversifié est constitué de centrales charbon, au gaz naturel, hydroélectriques, éoliennes et sans oublié une liaison avec l Espagne assez chargée. Le parc de production installée était en 2009 de MW (et environ 6135 MW en incluant les TAG de la centrale de Ain Beni Mathar) donnant une réserve de puissance d environ MW (30%). La production annuelle a été de 25 TWh pour une puissance maximale de MW (facteur de charge de 69%). 95% du temps la puissance appelée est supérieure à MW. La pointe est également répartie sur l année suite à des incitations tarifaires notamment en été (juillet). 50

57 P u is s a n c e m oy e n ne e n M W I n t é g r a t i o n p r o g r e s s i v e d e s m a r c h é s d ' é l e c t r i c i t é d e l ' A l g é r i e, d u M a r o c e t d e l a T u n i s i e Graphique 21 : Monotone des puissances appelées du SE marocain en M ARO C - S E M o n o ton e s m e n s u e lle s d e s p uis s an ce s ho raire s a pp e lé e s e n J a n v ie r F év r i e r M a r s A v r i l M a i J u i n J u i l le t A o u t S e p t O c t N o v D éc e m b r e A N N E E % 20% 40% 60% 80% 100% Entre 19h et 23h, la pointe du soir augmente «en moyenne» de 700 MW avec un écart de 1000 MW entre la pointe du soir et la consommation de nuit. Graphique 22 : Courbes de charge du SE marocain en 2009 M AR O C - S E Allu re d e la co u rb e d e ch ar g e e n Moy en ne Max. e n Ju ille t Min. e n A ou t H e u r e s

58 Graphique 23 : Evolution de la production mensuelle au Maroc en Maroc - Pointe mensuelle du SE en Graphique 24 : Evolution de la pointe journalière en 2009 du SE marocain MAROC - SE Evolution de la Pointe Journalière en Tunisie Le système électrique tunisien est constitué de moyens thermiques fonctionnant au gaz naturel ou au fioul. Le parc de production installée était en 2009 de MW donnant une réserve de puissance d environ 820 MW (24%). La production annuelle a été de 14,3 TWh pour une puissance maximale de 2660 MW (facteur de charge de 60%). 95% du temps la puissance appelée est supérieure à MW. 52

59 P u is s a n c e m o y e n n e e n M W P u is s a n c e h o ra ir e [e n M W ] I n t é g r a t i o n p r o g r e s s i v e d e s m a r c h é s d ' é l e c t r i c i t é d e l ' A l g é r i e, d u M a r o c e t d e l a T u n i s i e La pointe annuelle constatée est en été (Juillet et Août). Entre 19h et 22h, la pointe du soir augmente «en moyenne» de 300 MW et baisse de 800 MW en heures creuses Graphique 25 : Monotone des puissances appelées du SE tunisien en T U N I S I E - S E M o n o t o n e s m e n s u e lle s d e s p u is s a n ce s h o r a ir e s ap p e lé e s e n J a n v i e r F é v r i e r M a r s A v r i l M a i J u i n J u i l l e t A o u t S e p t 2100 O c t N o v D é c e m b r e A N N E E [ P o u r c e n t a g e d u te m p s ] 500 0% 10% 20 % 30% 40% 5 0% 60% 70 % 8 0% 90% 1 00 % Graphique 26 : Courbes de charge du SE tunisien en T U N IS IE - S E Allu r e d e la c o u r b e d e c h a r g e e n M o y e n n e M a x. e n A o û t M in. e n A vr i l H e u r e s

60 Puissance de pointe en MW I n t é g r a t i o n p r o g r e s s i v e d e s m a r c h é s d ' é l e c t r i c i t é d e l ' A l g é r i e, d u M a r o c e t d e l a T u n i s i e Graphique 27 : Evolution de la pointe mensuelle en 2009 en Tunisie Tunisie - Pointe mensuelle du SE en Mois Graphique 28 : Evolution de la pointe journalière en Tunisie en TUNISIE - SE Evolution de la Pointe Journalière en

61 6.2 La demande en energie et la consommation en 2009 La production en électricité pour les trois pays a été de 81,6 TWh en 2009 pour une puissance installée totale de presque MW. Le facteur de charge annuelle est de 67% et 69% respectivement pour l Algérie et le Maroc, mais de 61% pour la Tunisie qui s explique en partie par une pointe assez forte en été due au tourisme et à la climatisation Tableau 20 : Comparaison des puissances, productions et réserves disponibles des 3 parcs En 2009 Puissance appelée Production nette Facteur de charge Puissance installée Réserve (MW) (GWh) (MW) (MW) Algérie % % Maroc % % Tunisie % % Total % % En 2008, les pertes constatées au Maghreb sont comprises entre 10% (Maroc) et 18% (Algérie) tandis que les consommations spécifiques sont de l ordre de 240 ktep /GWh avec 250 pour l Algérie et 220 pour le Maroc. La consommation la plus élevée est en Algérie cela vient d un parc constitué de moyens de production moins performants dont beaucoup de turbines à gaz de petite taille. Tableau 21 : Comparaison des consommations en énergie électrique dans les 3 SE en 2008 En 2009 Production nette (dt hydro.) Consommation Pertes Consommation (hors hydro) Consommation spécifique (en PCI) (TWh) (TWh) (%) (Ktep) (Ktep/GWh) Algérie 40,0 32,8 18 % x 0,9 251 Maroc 24, % Tunisie 14, % Total 78,6 67,2 15 % L Algérie doit pouvoir réduire rapidement son niveau de pertes et surtout réduire sa consommation spécifique (certainement de plus de 10%) avec l arrivée de nouvelles centrales Cycle Combiné performantes et fonctionnant en base. 55

62 6.3 les Previsions de demande en 2020 Les projections de la demande en électricité retenues pour cette présente étude correspondent aux scénarios «Médian» établis pour chacun des trois pays par les planificateurs. Le Consultant a conservé identique de 2010 à 2020 le facteur de charge Pour L ALGERIE, la Tunisie et le Maroc ALGERIE Pour l Algérie les prévisions de la demande (scénario médian) en 2020 seront de MW en puissance de pointe et de presque 72 TWh soit 64 % de croissance sur la période (ou de 5% par an). Tableau 22 : Prévision de demande en énergie et en puissance à 2020 du SE algérien Année Pmax nette MW Energie nette appelée GWh Facteur de charge % % % % % % % % % % % MAROC Pour le Maroc, les prévisions de la demande (scénario médian) en 2020 seront de MW en puissance de pointe et de presque 50 TWh soit 92% de croissance sur la période (ou 6,7% par an). La croissance annuelle des dernières années au Maroc a été de 7% de 2003 à

63 Tableau 23 : Prévision de demande en énergie et en puissance à 2020 du SE marocain Année Pmax nette MW Energie nette appelée GWh Facteur de charge % % % % % % % % % % % TUNISIE Pour le Tunisie, les prévisions de la demande (scénario médian) en 2020 seront de 680 MW en puissance de pointe et de presque 24,5 TWh soit 67% de croissance sur la période (ou de 5,1% par an). Tableau 24 : Prévision de demande en énergie et en puissance à 2020 du SE tunisien Année Pmax nette MW)a) Energie nette appelée GWh)a)) Facteur de charge(b) % % % % % % % % % % % (a) prévisions de la STEG de 2010 à 2016 et 5% de croissance au delà. (b) hypothèse constante sur la base du facteur de charge constaté en 2009 par simplification. 57

64 Puissance horaire [en MW] I n t é g r a t i o n p r o g r e s s i v e d e s m a r c h é s d ' é l e c t r i c i t é d e l ' A l g é r i e, d u M a r o c e t d e l a T u n i s i e Pour le Maghreb Pour l ensemble des pays du Maghreb, les prévisions de la demande (scénario médian) en 2020 seront de 146 TWh. La puissance de pointe de l ensemble des pays sera inférieure à la somme des pointes de chacun des pays qui serait de MW compte tenu des échanges possibles aux heures de pointe. La puissance appelée à la pointe des trois systèmes variera entre MW et MW ; si les trois réseaux ne faisaient qu un seul système interconnecté. Cette différence qui est de presque MW en 2020 correspondrait au gain maximale de puissance apportée par une interconnexion complète des les trois pays dans les mêmes conditions. Tableau 25 : Prévisions de la demande (scénario médian) des trois pays Algérie Maroc Tunisie Total Puissance (en MW) Energie (en GWh) Le graphique ci-dessous donne une idée, à partir de l année 2009, du gain potentiel (600 MW) de réduction de la puissance maximale appelée si les 3 réseaux avaient été interconnectés totalement. Graphique 29 : Monotone des puissances appelées du trois SE en TUNISIE-ALGERIE-MAROC - SE Monotones annuelles des puissances horaires appelées en 2009 TAM 2009 Algerie Tunisie Maroc T+A+M [ Pourcentage du temps ] 0 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 58

65 Une interconnexion complète entre les trois systèmes électriques permettrait de lisser la courbe de charge et d améliorer les facteurs de charge annuelle en diminuant la pointe et augmentant légèrement la consommation en heures creuses. Elle permettait d éviter une réalisation coûteuse en ouvrage de pompage-turbinage ou autre moyen de pointe coûteux pour chacun des systèmes. Les schémas ci-dessous montrent en 2009 les opportunités d échanges en été aux heures de pointe entre le Maroc, l Algérie et la Tunisie. Graphique 30 : Possibilités d échanges aux heures de pointe en été (Année 2009) TUNISIE-ALGERIE-MAROC Journe du 26 juillet 2009 (Dimanche ) TAM ALGERIE MAROC TUNISIE TUNISIE-ALGERIE-MAROC Journe du 31 juillet 2009 (Vendredi) TAM ALGER IE MAROC TU NISIE

66 T A M A L G E R IE M A R O C T U N IS IE T U N I S I E - A L G E R I E - M A R O C J o u r n é e d u 2 9 j u i l l e t ( o u v r a b l e ) Les graphiques précédents montrent les possibilités d échanges aux heures de pointe les jours ouvrables et fériés du fait du décalage horaire d une heure qui permettrait de déplacer la pointe du soir pour les trois systèmes et de la lisser mais aussi l après midi en été avec la climatisation et en hiver (par exemple ci-dessous de la pointe du matin décalée entre l Algérie et les deux autres pays un jour ouvrable). Graphique 31 : Possibilités d échanges aux heures de pointe en hiver (Année 2009) T A M A L G E R IE M A R O C T U N IS IE T U N I S I E - A L G E R I E - M A R O C J o u r n é e d u 1 5 d é c e m b r e ( o u v r a b l e )

67 6.4 Comparaison de la demande retenue avec l etude de l action 10 (EAT) La prévision de la demande dans le cadre de la mission 10 «Intégration progressive des marchés d Electricité de l Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché intérieur de l Electricité de l Union Européenne» a porté sur la période à travers l identification et l examen des différents facteurs explicatifs de l évolution de la demande d électricité. Cette prévision s est faite en analysant le contexte socio-économique qui a prévalu au cours de la période passée et les évolutions futures plausibles en tenant compte à la fois des potentialités, mais aussi des opportunités et contraintes qui prévalent au niveau régional et international. L outil de planification utilisé est le modèle DAP (Demand Analysis Program) qui permet quatre prévisions: Prévision simple (tendancielle), Prévision selon des facteurs déterminants, Prévision consumériste, Prévision de Maîtrise de la Demande d Electricité (MDE) sur base des équipements. La prévision sectorielle selon les facteurs déterminants est celle qui a été la mieux élaborée. Elle s appuie sur l identification de facteurs déterminants pour chacun des 22 secteurs considérés. Ces facteurs peuvent être typiquement des tonnes produites, des unités produites (ex : nombre de nouveaux logements), des m² de surface de bureaux, des nombres d élèves, nombre de lits d hôpitaux, nombre de passagers transportés, etc. selon les secteurs. Parmi les facteurs déterminants peuvent intervenir les différentes efficacités énergétiques, ainsi que des facteurs représentant le taux de substitution d une énergie par une autre. Cette méthode est par essence gourmande en données statistiques sur les différents secteurs, et s applique le plus souvent en fonction des données disponibles. Le ratio entre le taux de croissance de la consommation et celui du facteur déterminant choisi est appelé «élasticité» : si cette dernière est délicate à évaluer à priori, une analyse du passé permet souvent d évaluer son ordre de grandeur, du moins au cours de périodes peu perturbées par d autres facteurs. Comme il est d usage, trois scénarios ont été construits : un scénario de référence et deux scénarii d encadrement. Chacun d eux identifie une situation plausible susceptible de cerner les évolutions possibles de la consommation future de l électricité. Ces scénarii sont construits sur la base d hypothèses relatives notamment à l évolution socioéconomique du pays, aux données macro-économiques, à la politique énergétique nationale et à l efficacité énergétique. Il a été établi dans un premier temps deux types de prévisions : la prévision tendancielle (Simple Trend) basée sur l extrapolation des tendances passées et la prévision sectorielle prenant en compte les facteurs déterminants. Le travail a été complété par la prévision consumériste et la prévision MDE sur base des équipements qui ont été limitées uniquement au secteur résidentiel, en raison de la durée réduite de la mission et d indisponibilité de données. Cela a fait donc trois scénarios pour chaque type de prévision, l objectif étant de tester la sensibilité aux différentes hypothèses adoptées, en vue d affiner davantage les hypothèses de base. Les résultats de la prévision sectorielle pour chaque pays pour les différents scénarios (bas, médium et haut) sont comparés ci-dessous avec ceux des planificateurs (scénario moyen) dans le but de situer les prévisions EAT par rapport au scénario pris dans cette action. 61

68 Dans le but de faire des comparaisons valables le Consultant a ramené toutes les puissances et les énergies au niveau des besoins de production nette (i.e. puissances et énergies appelées). Les puissances et les énergies appelées incluent donc la consommation et les pertes. Des ajustements vers le haut, pour inclure les pertes, ont donc été faits sur les prévisions d énergies effectués dans l Action 10 EAT (GWh). En particulier pour l Algérie 22% du volume d énergie (GWh/an) a été ajouté sur les prévisions de consommation étant donné que les pertes sont estimées à 18% sur la production nette. Dans le cas Tunisien, 14% du volume a été ajouté étant donné que les pertes sont estimées à 12% sur la production nette. Dans le cas marocain les prévisions après pertes étaient disponibles. Ces ajustements sont, bien entendu, faits en considérant que les niveaux de pertes techniques restent constants au cours du temps. Il faut noter que les puissances EAT incluent les pertes. La comparaison des puissances appelées à la pointe et des énergies nettes prévisionnelles sera faite avec les prévisions des scénarios de l étude de la demande de l action 14 EAT et des prévisions retenues par les entités de planification de chaque pays (Algérie : Sonelgaz / GREG, Maroc : ONE, Tunisie STEG) aux horizons 2010, 2015 et 2020 prenant en compte les productions constatées en 2008 et ALGERIE Pour l Algérie, au défaut de niveaux d activité directement disponibles en grandeurs physiques, les productions en valeurs monétaires (DA) ont été utilisées comme facteur déterminant pour les 22 secteurs analysés. Les trois scénario, bas moyen et haut, pour différents taux de croissance du facteur ont été produits. Cependant, les prévisions à un facteur déterminant se sont révélées insuffisamment précises faute d avoir à disposition des statistiques fournissant des facteurs déterminants en grandeurs physiques (productions en tonnes pour l industrie, surfaces occupées en m 2 pour le tertiaire) et faute de connaître l inflation sectorielle. Une modélisation à deux facteurs déterminants à donc été étudié par le Consultant de l Action 10 EAT. Dans ce cas, l activité de l industrie en particulier a été estimé en tonnes/an via la part que représentent les entreprises publiques dans la production brute. Cette prévision a été jugée comme étant plus fondée que celle à un facteur déterminant. Cette prévision - Prev Sect 2FD - a une tendance légèrement supérieure à celle du scénario haut à 1 seul facteur déterminant - Prev Sect 1 FD rel (3) haut. Tableau 26 : Comparaison des prévisions de la demande du système électrique algérien Puissance appelée à la pointe Energie appelée nette Année réalisée ou prévisionnelle Action 10 EA réalisée ou prévisionnelle Action 10 EAT (MW) (MW) (GWh) (GWh/année) Bas Moyen Haut Bas Moyen Haut

69 Le tableau montre bien que les prévisions à long terme du planificateur de la demande en énergie et en puissance pour le système électrique algérien et donc celles utilisées dans cette Action 14 sont significativement plus importantes que celles obtenues pour le scénario haut EAT avec un (1) facteur déterminant. MAROC Pour le Maroc, la méthode choisie a été celle des prévisions sectorielles (i.e. secteurs résidentiels, industriels et tertiaires) basées sur un (1) facteur déterminant par secteur, á savoir l activité économique de chaque secteur. Les résultats de la prévision sectorielle pour les trois scénarii (bas, moyen et haut) au Maroc sont donnés ci-dessous. Tableau 27 : Comparaison des prévisions de la demande du système électrique marocain. Puissance appelée à la pointe Energie appelée nette Année réalisée ou prévisionnelle Action 10 EA réalisée ou prévisionnelle Action 10 EAT (MW) (MW) (GWh) (GWh/année) Bas Moyen Haut Bas Moyen Haut N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A Le tableau montre que les prévisions du planificateur et donc celles utilisées dans cette Action 14 se situent entre le scénario moyen et le scénario bas EAT à un (1) facteur déterminant. TUNISIE Comme pour le Maroc, la méthode choisie dans le cas tunisien a été celle des prévisions sectorielles (secteurs résidentiels, industriels et tertiaires) basées sur un (1) facteur déterminant par secteur, á savoir l activité économique de chaque secteur. Les résultats de la prévision sectorielle pour les trois scénarii (bas, moyen et haut) en Tunisie sont donnés ci-dessous. 63

70 Tableau 28 : Comparaison des prévisions de la demande du système électrique tunisien Puissance appelée à la pointe Energie appelée nette Année réalisée ou prévisionnelle Action 10 EA réalisée ou prévisionnelle Action 10 EAT (MW) (MW) (GWh) (GWh/année) Bas Moyen Haut Bas Moyen Haut Le tableau montre que les prévisions à long terme du planificateur de la demande en énergie et en puissance pour le système électrique tunisien et donc celles utilisées dans cette Action 14 correspondent au scénario moyen EAT à un (1) facteur déterminant. 64

71 7. LE CORPS DES HYPOTHESES TECHNICO-ECONOMIQUES Le corps des hypothèses pour développer la méthodologie exposée dans le chapitre 2 pour les systèmes isolés - sans échanges - et intégrés - avec échanges - est présenté dans cette section. 7.1 Hypothèses communes Paramètres économiques Horizon d étude La période retenue pour la présente étude de planification des investissements pour les trois pays est dont trois années cibles 2010, 2015 et Toutefois pour obtenir une durée de vie économique du projet suffisante et définir une valeur de fin de jeu représentative, les simulations seront été prolongées jusqu en Taux d actualisation Un taux d actualisation de référence commun de 8% est utilisé. Taux et coût de la défaillance (LOLP) L espérance de durée de défaillance retenue est fixée à 48 heures pour les trois pays. Une pénalisation de la défaillance a été retenue en concertation à 2 uro/kwh et établie à partir du coût d anticipation de la turbine à gaz (TG, moyen de pointe) et en fonction d un critère de qualité correspondant à la durée de défaillance. Nota : une justification économique (méthode explicite) de cette valeur de la défaillance devrait être estimée par chacun des pays. Taux de change L Euro est la monnaie utilisée dans l étude aux conditions économiques de Janvier Les valeurs retenues sont les suivantes pour 1 uro : Taux de change Janvier 2010 Euro 1 uro Dinart Algérien 104 DZD Dinart Tunisien 1,9 TND Dirham Marocain 11,3 MAD US Dollar 1,4 USD Tableau 29 : Taux de change pour les trois pays eu Janvier

72 Inflation En 2009, le taux d inflation moyen constaté pour la zone Maghreb se situe entre 4 et 5%. L inflation devrait relativement rester stable de 2010 à 2015 et comprise entre 3 et 5%. Tableau 30 : Inflation pour les trois pays Inflation Algérie 3 % 3,5 % 4,5 % Maroc 2,8 % 2 % 3,9 % Tunisie 4,6 % 3,1 % 5 % Le taux d inflation moyen des pays depuis lesquels les pays du Maghreb sont susceptibles d importer des équipements est considéré constant et pris à 2% Les candidats thermiques Principales centrales existantes ou en projet pour chacun des pays Les centrales thermiques récentes ou en projet en Algérie, Maroc et Tunisie sont données ciaprès à titre indicatif pour définir les tailles des moyens de production des candidats communs. Les tableaux montrent aussi les projets lancés et tenus en compte dans l analyse. Pour l Algérie : Tableau 31 : Projets lancés et tenus en compte dans l étude- Algérie Type Centrale Puissance Date de mise en service Cycle Combiné Skikda 2 x 412 MW Existante (2006) Hadjret Ennous (SkH) 3 x 400 MW Existante (2008) Terga 3 x 400 MW 2012 Koudiet Eddraouech 3 x 400 MW 2013 Ras Djinet 2 x 400 MW 2014 Jijel 2 x 400 MW 2015 TAG Kirina 1 2 x 146 MW Existante (2004) 66

73 Type Centrale Puissance Date de mise en service Arbaa Batna (ain Djasser) Relizane M Sila 3 x 140 MW 2 x 127 MW 3 x 155 MW 2 x 215 MW Existante (2009) Messerghine 2 x 200MW 2015 Ain Djasserll 200 MW 2013 Kkirina MW 2013 CC hybride gaz Tilghemt (Hassi R Mel) 150 MW (dont 30MW solaire) 2010/11 Pour le Maroc : Tableau 32 : Projets lancés et tenus en compte dans l étude-maroc Type Centrale Puissance Date de mise en service Cycle Combiné Tahaddart 384 MW Existante Ain Beni Mathar 472 MW (dont 22 MW de solaire) 2010 (a) Autres sites 3 x 384 MW 2015/2016/2017 TAG/ CC Kenitra 2 x 150 MW puis 450MW 2011/? Mohammedia 3 x 100 MW puis 450 MW 2009/? Charbon Jorf Lasfar 1 à 4 4 x 330 MW existante Jorf Lasfar 5 & 6 2 x 350 MW 2013 Safi 1 & 2 2 x 660 MW 2014/15 TAC (LFO) Tan Tan 116 MW 2009 (a) (b) Le consultant a considéré la date de mise en service pour la puissance totale en 2010, bien que le cycle ouvert de 300 MW a commencé à produire déjà en Plusieurs ouvrage de faible capacité non pas été tenu en compte comme projets existants ou lancés tel que le projet de 40 MW du complexe hydraulique de Tanafnit et et le projet diesel de 72 MW d Agadir D autres projets, tels que la STEP de Adbdelmoumen de 300 MW en 2014, le parc éolien IPP de Tarifaya MW 2011 et 2012, le programme EnergiPro MW et le Projet Solaire Marocain 2000 MW - n ont non plus été considérés comme des projets lancés et donc imposés. La section Candidats Thermiques Proposés présente les candidats retenus à part les projets lancés. 67

74 Pour la Tunisie : Tableau 33 : Projets lancés et tenus en compte dans l étude-tunisie Type Centrale Puissance Date de mise en service Cycle Combiné Rades II 470 MW Existante (2003) Sousse C 400 MW 2013 Ghannouch 412 MW 2011 Bizerte 400 MW 2014 Cycle Combiné ou Charbon El Harouadia (Elmed) 3 x 400 MW ou 2 x 600 MW 2015/16 TAG/TAC Thyna Goulette Ferriana 3 x 120 MW 120 MW 2 x 120 MW Existantes Note: Rades, Sousse et Bir M'Charga ne sont pas sur ce tableau puisque ce ne sont pas des candidats mais des projets considérés comme lancés. Les Candidats thermiques proposés Les candidats thermiques retenus sont des centrales : Centrales charbon propre (supercritique) de 600 MW à 850 MW, Cycle Combiné de 400 à 450 MW fonctionnant au gaz naturel, Cycle Combiné hybride gaz (solaire à concentration) de 150 et 450 MW, TAG au gaz ou TAC au LFO de 40, 120 et 200 MW. Le tableau ci-dessous résume les caractéristiques des candidats thermiques 68

75 Tableau 34 : Caractéristiques standards des candidats thermiques proposes Projets Charbon propre Supercritique (sans capture C02) Cycle Combiné Cycle Combiné Hybride (+/- 20 MW solaire) Combustible Puissance Charbon 600/660 Gaz naturel 400/450 Gaz naturel 150 TAG Gaz / LFO 200 TAG Gaz / LFO 120 TAG Gaz /LFO 40 Rendement (PCI) Coût Construction Coût investissement Coût fixe O&M Coût var. O&M Total Fortuit et programmé MW kcal/kwh /kw /kw /kw/an /MWh (%) (42 %) ,5 15 % (54%) ,1 11 % 1570 (55%) ,1 12 % (35%) (33%) (30%) Source: base de données du Consultant ,5 10 % ,5 10 % ,5 10 % Ces valeurs proposées par le consultant sont normatives. Elles résultent des prix constatés en Europe (pour deux unités sur site) ces dernières années : consommation spécifique, rendement, coût variable et fixe d exploitation (O&M), coût de construction, indisponibilité aléatoire et programmée. Ces coûts de construction «Overnight cost» et d investissement (incluant les intérêts financiers durant la construction) sont exprimés aux conditions économiques de Janvier 2010 hors taxes d importation et de TVA Remarques. Remarques sur les coûts des centrales charbon SC (hors capture CO 2 et infrastructures portuaires) annoncés par le consultant à 2200$US/kW en coût d investissement et à 1680$US/kW en coût de construction : le dernier rapport de l IEA (édition d avril 2010) donne pour les centrales charbon SC (Median case without CO 2 capture ) un coût de construction standard ( Median overnight ) de 1915$US/kW pour un rendement de 35% ; soit 14% de plus que le coût de construction proposé par le consultant. Par ailleurs les coûts d investissement annoncés par Eureletric et EPRI sont respectivement de 2300$US/kW et 2400$US/kW. Les coûts de construction varient selon les pays ; avec par exemple en Chine un niveau de prix de l ordre de 700$US/kW, en Belgique de 2500$US/kW et en Afrique du Sud de 2100$US/kW. Tableau 35 : Les émissions de CO 2 pour les centrales thermiques (à titre indicatif) Centrales Thermiques Emissions de CO 2 (en g/kwh) CC de 400/450 MW 380/430 GT de 120/200 MW 700 /800 Charbon de 600/850 MW 780/970 Nota : Les centrales «Charbon» émettent pratiquement deux fois plus de GES que les centrales «Cycle Combiné». 69

76 uro/kw gar./an I n t é g r a t i o n p r o g r e s s i v e d e s m a r c h é s d ' é l e c t r i c i t é d e l ' A l g é r i e, d u M a r o c e t d e l a T u n i s i e Les droites d équilibre Les droites d équilibre permettent de définir les projets les plus rentables pour une durée de fonctionnement donnée. Pour un taux d actualisation de 8% et un prix du charbon en 2010 de 57 par tonne (ou de 80$/tonne); les centrales au charbon sont plus rentables pour un fonctionnement en base lorsque le prix du gaz naturel est supérieur à 4,1 /Mbtu (ou 5,75$/Mbtu). Pour un prix international du gaz naturel à 5 /Mbtu, le charbon est plus intéressant économique que le gaz si la différence de prix reste constante. En semi base, c est toujours le Cycle Combiné qui reste le plus compétitif des moyens de production thermique. A l inverse, et pour un prix économique du gaz à 3,5 /Mbtu, le charbon est économiquement plus cher ; voir le graphique ci-après. Graphique 32 : Droites d équilibre pour 3,5 /Mbtu pour le gaz naturel et 57 /tonne pour le charbon Centrales thermiques fonctionnant au gaz naturel ou charbon TAG (40 MW et 120MW ) et Cycle Combiné (400 /500MW) versus Charbon ( 600/660MW) Droites d'équilibre Prix du Charbon en 2010/t : 57 Prix du Gaz Nat. en 2010/MBtu : 3.5 Prix du Gaz Naturel en /Mbtu : 6, Pourcentage du temps (%) TG 40MW TG 120MW CC CC 600MW Charbon 600MW Pour un prix économique du gaz à 5 /Mbtu le charbon est économiquement plus intéressant en base (facteur de charge supérieur à 85%); mais pas en semi base (facteur de charge entre 40% et 60%); voir le graphique ci-après. Nota : Si le prix du coût d investissement des centrales Charbon augmente de 25% (et proche de 2000 /kw) alors c est la production à partir de centrales CC qui redevient plus compétitif pour un prix du gaz à 5 /Mbtu. 70

77 uro/kw gar./an I n t é g r a t i o n p r o g r e s s i v e d e s m a r c h é s d ' é l e c t r i c i t é d e l ' A l g é r i e, d u M a r o c e t d e l a T u n i s i e Graphique 33 : Droites d équilibre pour 5 /Mbtu pour le gaz naturel et 57 /tonne pour le charbon Centrales thermiques fonctionnant au gaz naturel ou charbon TAG (40 MW et 120MW ) et Cycle Combiné (400 /500MW) versus Charbon ( 600/660MW) Droites d'équilibre Prix du Charbon en 2010/t : Prix du Gaz Nat. en 2010/MBtu : 5 Prix du Gaz Naturel en /Mbtu : 6, Pourcentage du temps (%) TG 40MW TG 120MW CC CC 600MW Charbon 600MW Les coûts de revient économiques des concurrents thermiques au Maghreb Les coûts de revient économiques des futures centrales (TAG de 120 MW, CC de 400/450 MW et Charbon de 600/660 MW) calculés pour le taux d actualisation de 8 % (et hors taxes d importation) sont donnés à titre indicatif ci-après en fonction pour un prix du gaz de 3,5 et 5 /Mbtu et du charbon à 57 /t. 71

78 en uro/mwh I n t é g r a t i o n p r o g r e s s i v e d e s m a r c h é s d ' é l e c t r i c i t é d e l ' A l g é r i e, d u M a r o c e t d e l a T u n i s i e Tableau 36 : Coût de revient économique des futures centrales thermiques concurrentes Coût de revient économique des centrales thermiques au Maghreb Taux d'actualisation : 8% Combustible Gaz naturel Gaz naturel Charbon 6000kcal Prix en ,5 /Mbtu 5 /Mbtu 57 /t 5 $/Mbtu 7 $/Mbtu 80 $/t - - 3,4 $/Mbtu Coût de revient en /MWh en /MWh en /MWh TAG 120 MW (33%) h h h h CC 450 MW (54%) h h h h Charbon 660 MW (42%) h h h Graphique 34 : Evolution du coût de revient économique en fonction du nombre d heures de fonctionnement Coût de revient économique en uro 2010 par MWh (hors taxe importation) Taux d'actualisation de 8% TAG à 3,5 /Mbtu TAG à 5 /Mbtu CCà 3,5 /Mbtu CC à 5 /Mbtu Charbon à 57 /t h h h h h h h h Heures 72

79 7.1.3 Les autres moyens de production candidats Parc éolien Les prix des fermes éoliennes pour un développement privé varient entre 1250 à 2000 par kw selon la taille unitaire (de 200 kw à plus 2 MW) et le nombre d aérogénérateurs installés : Pour un parc inférieur à 10 MW et de petites éoliennes de moins de 300 kw, le prix est de l ordre de /kw selon l éloignement du parc par rapport au réseau et l éloignement géographique Pour un parc d une capacité comprise entre 50 à 150 MW et des éoliennes de plus du 1 MW, le prix est de l ordre de à /kw. Centrale thermo-solaire à concentration Des réalisations de centrales solaires à concentration sont envisagées dans les trois pays et de plus ou moins grandes tailles (de 20 à 150 MW). Les prix de ces installations dépendront de l importance de ces installations et de l évolution du marché mondial dans les prochaines années. Les prix sont encore très élevés et varient actuellement entre 4500 et 6000 /kw selon le type de centrale de production d électricité avec ou sans stockage d énergie. Nucléaire après 2020 Plusieurs pays envisagent la construction de centrales nucléaires d une puissance unitaire comprise entre 700 à 1200 MW dont les mises en services ne pourront arriver raisonnablement qu après 2023 compte tenu notamment de la taille unitaire par rapport au parc installé. Le nucléaire, n apparaissant pas avant 2020 dans les programmes d investissement des trois pays, n a pas été pris en compte comme concurrent dans l étude. 7.2 Les Prix et caractéristiques des combustibles utilisés Les unités utilisées pour les rapports dans les trois pays sont résumés dans le tableau cidessous : Tableau 37 : Unités de rendement utilises dans le rapport Algérie Maroc Tunisie PCI/PCS PCS PCI PCI Rendement en th/kwh en kcal/kwh en Tep/GWh En kcal/kwh 1 th/kwh = 1000kcal/kWh En kcal/kwh 1 Tep/GWh = 10 Gcal/GWh La thermie (th) est une unité de quantité de chaleur ; 1 th = kcal = 1 Mcal. Une Tep est égal à 10 Gcal. Nota : - PCS/PCI = 1,111 (Natural Gaz) ; 1,075 (HFO),1,055 (LFO) et 1,05 (Coal) - 1 TEP = 1 000m 3 de gaz = MJ = Mcal et 1m 3 = kcal (PCS) 73

80 L Algérie (contrairement aux deux autres pays) donne ses consommations en PCS compte tenu que pour le marché du gaz les prix sont annoncés généralement PCS. Tous les calculs sont conduits sur la base des pouvoirs calorifiques inférieurs (PCI), seuls susceptibles de permettre des comparaisons cohérentes entre combustibles. Les volumes de gaz étant généralement exprimés en valeurs PCS, ces dernières sont redressées en PCI dans le rapport PCI/PCS = 0, Projections des prix internationaux des combustibles au Maghreb de 2010 à 2020 Pour cette étude, le Consultant a considéré les projections suivantes concernant les niveaux et les évolutions des prix des combustibles utilisés au Maghreb. Ces prévisions sont basées principalement celles du «World Energy Outlook » ou du «International Energy Outlook ». Tableau 38 : Projections à long terme des prix des combustibles utilisés (WEO et IEO 2009) Price projections Crude Oil ( kcal/kg Natural Gaz ( 8750 kcal/m3) Coal (6 000 kcal/kg 5,4 Mbtu/Baril) (PCI) 24 MBtu/kg) 2008/baril 2008/Mbtu 2008/t , , , , , , Source : International Energy Outlook 2009 Il a été considéré une dérive annuelle des prix de 2010 à 2020 de : 3,9% pour le Brut, 4,8 % pour le Gaz naturel, et de 1,16% pour le Charbon. 1 The World Energy Outlook is an annual publication of the International Energy Agency. 2 International Energy Outlook is an annual publication of the Energy Information Administration (USA) 74

81 uro/baril ou /t (Coal) uro/mbtu (NG) I n t é g r a t i o n p r o g r e s s i v e d e s m a r c h é s d ' é l e c t r i c i t é d e l ' A l g é r i e, d u M a r o c e t d e l a T u n i s i e Graphique 35 : Projections à long terme des prix des combustibles utilisés (WEO et IEO 2009) Projections des prix des combustibles (IEO 2009) ,0 11,0 10,0 90 9, Crude Oil Coal Natural Gas ,0 7,0 6,0 5,0 4,0 3,0 2,0 En 2010, le prix du charbon livré sur site pour les trois pays sera pris à 9,5 par Gcal (ou 3,35 $/Mbtu) et le prix du gaz international (PCI) sera 5 /Mbtu (ou 7$/Mbtu). Pour le Fioul lourd (HFO), on retiendra 300 /t. Tableau 39 : Hypothèses communes des prix des combustibles en 2010 Prix en 2010 International Algérie Maroc Tunisie Gaz Naturel (PCI) En uro /Mbtu 5 3,5 5 ou 3,5 5 ou 3,5 International En uro /Gcal Marche intérieur en uro /Gcal 19,9-19,9 19,9-13,9 13,9 13,9 Charbon Fioul lourd (HFO) en uro /Gcal 9,5 9,5 9,5 9,5 en uro /Gcal (300 /t) Pour l Algérie, il a été retenu un prix économique du gaz (calcul net-back) de 3,5 /Mbtu en retranchant de la valeur du marché international les coûts techniques nécessaires à sa mise en œuvre (méthode du net-back). de 1,5 /Mbtu pour les 3 étapes suivantes de regazéification, transport maritime et liquéfaction du gaz. 75

82 7.2.2 Pouvoirs calorifiques des combustibles au Maghreb Les combustibles utilisés par les trois pays sont le fuel lourd (BTS ou HTS), le gaz naturel et le charbon (importé au Maroc). Tableau 40 : Caractéristiques normatives des combustibles (PCS et PCI pour le gaz) Nota : HFO (PCI) Natural Gaz Coal (PCI) kcal/kg - 42 GJ/t densité : 0, kcal/m 3 (PCS) GJ/Mbtu 42 GJ/1000m 3 - Standard (PCI) : kcal/m 3 36,6 GJ /1000m kcal/kg - 25,1 GJ/t 23,8 Mbtu/kg PCS = Pouvoir calorifique supérieur, tenant compte de la chaleur de vaporisation de l'eau de fumées. PCI = Pouvoir calorifique inférieur, soit celui plus couramment utilisé. Pour le gaz naturel au Maghreb, on utilisera les valeurs annoncées par la CREG (Algérie) dans ses rapports d activités, soit : PCS : 9,5 Gcal par 1000m 3 PCI : 8,6 Gcal par 1000m 3 (ou 36 GJ /1000m 3 ) Le tableau suivant rappelle les facteurs de conversion entre les unités énergétiques. Tableau 41 : Facteurs de conversion entre les unités énergétiques Complément : 1 Baril = 136 kg = 159 L = 5,41Mbtu = MJ = 5,41 / 3,969 GCal = 1,36 Gcal m 3 de gaz naturel = 35,31 cubic feet = 35,31 x 1185 MJ = 41,86 GJ = 35,31 x 1,123 Mbtu = 39,7 Mbtu =0,252 x 39,7 Gcal = 10 Gcal (PCS) 1 cubic feet = environ 1123 Btu 1Mbtu = kcal 76

83 7.2.3 Historique des prix des combustibles au niveau international Il a été constaté depuis 2002 une forte volatilité des prix des combustibles (Brut, Gaz naturel et Charbon) et notamment avec de fortes fluctuations de 2007 à Le prix du Brut qui était autour de 20$ est passé brutalement à des niveaux records (130/140 $ par baril). Les trois graphiques (ICE, IEA et EIA) ci-après donnent l historique des prix du brut au niveau international sur deux périodes. Graphique 36 : ICE Brent Crude Oil Closing Price 77

84 Lors de forum IEF (International Energy Forum) en décembre 2009, les travaux du groupe d experts internationaux concluent d encourager l émergence d un consensus d un prix approprié du baril de pétrole restant dans une fourchette entre 60 et 80$ (soit entre 45 et 60 ). Comme pour le brut, le prix du gaz naturel a suivi des fluctuations comparables entre 2007 et 2008 (voir le graphique BP ci-après) pour atteindre au hub Henry un niveau de prix moyen de plus de 8 $/Mbtu puis revenir à moins de 5 $/Mbtu début Graphique 37 : Evolution du prix du gaz naturel international depuis 1990 (BP) 78

85 Current US D / t I n t é g r a t i o n p r o g r e s s i v e d e s m a r c h é s d ' é l e c t r i c i t é d e l ' A l g é r i e, d u M a r o c e t d e l a T u n i s i e Concernant le prix international du Charbon, les prix ont grimpés fortement pour retomber au niveau d avant 2006 c est à dire entre 60 et 70$ la tonne. Graphique 38 : Evolution du prix du charbon à l international depuis 1990 (BP) 200 Coal price (Origin : BP historical data series) Japan c oking coal import Northwest Europe m ark er pric e Japan s team coal import US Central Appalachian

86 8. RESULTATS Bien que les calculs réalisés ne prétendent pas remplacer l étude complète d un plan directeur au moindre coût, les résultats obtenus sont suffisamment explicites pour donner des indications réalistes quant à l évolution future du parc de production des différents pays. Les développements proposés sont basés sur le scénario médian de l évolution de la demande, avec un facteur de charge constant sur la période. Tous les coûts sont actualisés à la première année considérée, 2010, en appliquant un taux d actualisation de 8%. 8.1 Développements isolés (sans integration) Introduction Dans cette étape de l étude on a considéré un développement de chacun des pays séparément de celui de ses voisins, les interconnexions entre les trois pays n étant pas prises en compte. Cela ne correspond pas tout à fait à la réalité puisque des accords de coopération existent entre les pays mais ils ne conduisent pas actuellement à des échanges réguliers importants ; ces échanges concernent surtout le secours en cas de perte soudaine d un groupe important, chaque pays participant au maintien de la fréquence suivant une règle prenant en compte la puissance respective de chacun des trois réseaux. D une manière générale on a tenu compte de la planification à moyen terme prévue par chacun des pays c'est-à-dire des projets de centrale considérés comme «lancés». A ces centrales décidées, le logiciel ajoute un certain nombre de centrales permettant de satisfaire la demande avec une marge dont la valeur est fonction du coût de la défaillance ; ces centrales sont choisies parmi un certain nombre de centrales «candidates» qui ont été définies en fonction de la taille du réseau. Le cas échéant on a regroupé des unités de production pour réduire le nombre total de centrales, c est le cas en particulier de l Algérie pour laquelle les centrales à cycle combiné ont une puissance unitaire de 1200 MW, les 3 tranches de 400 MW ayant été regroupées. Afin d éviter l influence éventuelle de l extrémité du plan sur les calculs, les calculs ont été réalisés jusqu à l année 2025 mais on ne présente ci-dessous que les résultats à l horizon fixé pour cette étude, Les données utilisées pour les calculs sont celles présentées dans le chapitre précédent (Corps des hypothèses technico-économiques) et rappelées rapidement ci-après. Demande selon les scénarios «Médian», Taux d actualisation : 8%, Coût de la défaillance : 2 /kwh, Prix du gaz : les calculs ont été réalisés avec les deux scénarios, gaz au prix international ou prix haut (5 /Mbtu) et gaz au prix économique de l Algérie ou prix bas (3,5 /Mbtu) ; les comparaisons (TAM et T+A+M) utilisent le même prix pour tout les pays, deux comparaisons ont été réalisées, l une basée sur le prix haut et l autre sur le prix bas; d une manière générale les graphiques et les tableaux présentés correspondent au prix international du gaz. Prix du charbon: 57 /t. 80

87 Tableau 42 : Paramètres des Candidats Thermiques Projets Charbon propre Supercritique Cycle Combiné Cycle Combiné Hybride Combustible Puissance Rendement (PCI) Coût Construction Coût investissement Coût O&M Coût O&M Total Fortuit et programmé MW kcal/kwh /kw /kw /kw/an /MWh (%) Charbon 600/ Gaz naturel 400/ Gaz naturel (42 %) ,5 15 % (54%) ,1 11 % (55%) ,1 12 % TAG Gaz / LFO (35%) TAG Gaz / LFO (33%) TAG Gaz /LFO (30%) ,5 10 % ,5 10 % ,5 10 % Algérie La planification proposée à l horizon 2020 pour l Algérie est présentée dans le graphique cidessous. Graphique 39 : Evolution des moyens de production (Algérie) 81

88 D ici 2020, la capacité supplémentaire qui doit être mise en service pour couvrir la demande est de 7350 MW pour arriver, compte tenu des déclassements de centrales anciennes, à un parc de MW disponible, soit une marge d environ 17 % comme détaillée dans le tableau ci-après. Cette marge, 2666 MW représente environ 6 unités de cycle combiné. Le résultat est identique avec le prix du gaz économique. Dans les 2 scénarios du prix du gaz (5 ou 3,5 /Mbtu), l essentiel du parc futur est constitué de centrales à cycle combiné 3x400 MW. Il n a pas été tenu compte des projets d exportation vers l Italie ou l Espagne considérant que ces projets seraient autosuffisants, ne joueraient qu un rôle secondaire dans le réseau en particulier pour ce qui concerne les transits dans les interconnexions avec le Maroc et la Tunisie. Tableau 43 : Planification proposée a l horizon 2020 pour l Algérie 82

89 8.1.3 Maroc La planification proposée à l horizon 2020 pour le Maroc est présentée dans le graphique cidessous. Graphique 40 : Evolution des moyens de production (Maroc) D ici 2020, la capacité thermique supplémentaire qui doit être mise en service pour couvrir la demande est de 4980 MW thermiques (plus 300 MW d éolien et 500 MW de solaire, dont uniquement une partie de la puissance est garantie) pour arriver, compte tenu des déclassements des anciennes centrales, à un parc de MW disponible, soit une marge d environ 21 % comme détaillée dans le tableau ci-après. Cette marge, 2233 MW représente environ 4 unités charbon ; elle semble élevée mais elle tient compte de 700 MW d importation d Espagne et d une puissance en base de l éolien et du solaire équivalente au productible annuel, ainsi que d une puissance installée hydroélectrique non négligeable. Dans le cas présenté ci-haut, le coût du gaz est celui du prix international et le plan de développement inclut une centrale charbon en Dans le cas du prix économique du gaz, attractif par rapport au charbon, le programme propose un parc constitué de centrales à cycle combiné et de turbines à gaz sans centrale charbon pour une puissance de MW disponible (i.e. 540 MW de plus que pour le cas du prix du gaz haut) et une marge finale de 25%, supérieure à celle du cas du gaz au prix international qui est de 21%. L étude du transit d électricité sur l interconnexion avec l Espagne ayant montré une importation régulière d énergie (de l ordre de 4000 GWh en 2008 et 2009) on a considéré la possibilité d importer 700 MW du réseau espagnol. Néanmoins comme ces valeurs étaient liées à une réduction occasionnelle de production des centrales au charbon et à une mauvaise hydraulicité et que les prévisions de l ONE montrent une baisse notable de l importation, on a introduit une dérive importante (i.e. augmentation dans le temps) du coût de l électricité de l Espagne pour que la quantité importée soit réduite à environ 150 GWh à partir de l année

90 Tableau 44 : Planification proposée a l horizon 2020 pour le Maroc Tunisie La planification proposée à l horizon 2020 pour la Tunisie est présentée dans le graphique cidessous. Graphique 41 : Evolution des moyens de production (Tunisie) 84

91 D ici 2020, la capacité supplémentaire qui doit être mise en service pour couvrir la demande est de 3010 MW (plus 190 MW éolien, dont uniquement une partie de la puissance est garantie) pour arriver, compte tenu des déclassements de centrales anciennes, à un parc de 5871 MW disponible, soit une marge d environ 20 % comme détaillée dans le tableau ciaprès. Cette marge, 1191 MW représente environ 3 unités cycle combiné. Comme pour le réseau marocain, dans le cas présenté le coût du gaz est celui du prix international. Dans le cas du prix économique du gaz, le programme propose un parc constitué d une centrale à cycle combiné de moins et compensé par plus de turbines à gaz pour une puissance totale de 5591 MW (280 MW de moins que dans le cas du prix du gaz haut) disponible et une marge finale de 16,3%. Tableau 45 : Planification proposée a l horizon 2020 pour la Tunisie 8.2 Développement integré Dans cette étape de l étude les demandes des trois pays ont été réunies et les moyens de production ont été mis en commun sans prendre en compte de limitation technique liée aux interconnexions. Les projets planifiés dans les différents pays ont été pris en compte même s ils n apparaissent pas explicitement sur les tableaux pour des raisons de simplification. La localisation géographique des futures centrales n est pas indiquée étant indifférente pour la planification (aux pertes de transport et contraintes d exploitation près) ; dans la réalité il s agit, bien évidemment, d un développement concerté entre les trois réseaux chacun apportant sa part dans le système global de façon à garantir à chaque pays une nécessaire indépendance énergétique. De même que pour l étude des développements isolés, les calculs ont été conduits avec les deux prix du gaz de façon à pouvoir comparer le développement intégré au développement séparé des pays dans le cas de chacune de ces hypothèses. La planification proposée à l horizon 2020 pour le système TAM (Tunisie Algérie Maroc) est présentée dans le graphique ci-dessous. 85

92 Graphique 42 : Evolution des moyens de production (TAM) D ici 2020, la capacité supplémentaire qui doit être mise en service pour couvrir la demande est de MW (hors renouvelable) pour arriver, compte tenu des déclassements de centrales anciennes, à un parc de MW disponible, soit une marge d environ 16 % comme détaillée dans le tableau ci-après. Cette marge, 4508 MW représente environ 11 centrales cycle-combiné. Dans le cas présenté le coût du gaz est celui du prix international. Dans le cas du prix économique du gaz, la capacité supplémentaire qui doit être mise en service pour couvrir la demande est légèrement supérieure et de MW (800 MW de plus que dans le cas du prix du gaz haut) et la marge finale est de 18%, au lieu de 16%. 86

93 Tableau 46 : Planification proposée a l horizon 2020 pour le système TAM (Tunisie-Algérie-Maroc) Intégré 8.3 comparaison des développements Les calculs ci-dessus confirment les conclusions tirées de l observation des courbes de la demande, à savoir que la réduction de la pointe cumulée (en d autre terme l amélioration du facteur ce charge global) conduit bien à une réduction des investissements (le gain en investissements de production, principalement thermique, est de 3498 MW soit environ 12,4 % de l effort d investissement total. Ce gain est principalement dû à la diminution de la pointe (1916 MW) et de la marge globale (1582 MW). Tableau 47 : Comparaison des Développements T+A+M et TAM Tunisie Algérie Maroc T+A+M TAM Demande en MW Puissance installée en MW Marge en MW Marge en % 20,3% 17,4% 21,2% 19,2% 16,0% Le coût total actualisé des deux options de développement à l horizon 2020 est comparé dans le graphique suivant où T+A+M représente la somme du coût des développements isolés des pays et TAM le coût du développement intégré. Les développements sont basés sur le coût international du gaz. 87

94 Graphique 43 : Comparaison des coûts de développement Le tableau suivant détaille le coût total actualisé des plans de développement à l horizon 2020, en GEUR (milliards d Euros), détaillé par postes principaux. Tableau 48 : Détaille du coût actualisé des plans de développement à l horizon 2020 (T+A+M et TAM) Tunisie Algérie Maroc T+A+M TAM Combustible 6,96 21,47 11,46 39,89 37,25 Exploitation 1,19 3,53 2,76 7,48 7,82 Investissement 3,22 6,63 7,21 17,06 13,67 Défaillance 0,82 2,05 1,63 4,50 3,43 TOTAL en GEUR 12,19 33,68 23,06 68,93 62,17 La constatation précédente qu un développement concerté conduisait à une réduction de la capacité de production nécessaire pour couvrir la demande est confirmée par la lecture du tableau. C est en effet une différence de 6,8 GEUR (10 % du total) qui est à mettre au crédit du développement concerté dont 3,4 GEUR de gain pour les dépenses d investissement. Dans le cas du prix du gaz économique, le poste combustible est bien sûr réduit d environ 10 GEUR sur la période considérée mais c est sensiblement la même différence qui est observée entre les deux options de développement. En pratique, cette différence se traduira par une réduction des investissements de chaque pays par rapport à un développement isolé puisqu il sera possible de faire appel au pays voisin par exemple pour couvrir un déficit momentané ou éviter de mettre en service des groupes à production chère, en particulier lors des pointes. 88

95 Le total des dépenses en combustible durant la période divisé par la production totale montre qu un développement concerté conduit à une amélioration de la consommation spécifique avec une dépense de 3,0 ceur/kwh contre 3,1 ceur/kwh en développement isolé (le gain augmente de 5,5% en 2010 à 8% en 2020). La raison en est l utilisation de groupes de production de plus grosse puissance (meilleur rendement) et une moindre utilisation des groupes de pointe. On obtient respectivement 2,2 ceur/kwh et 2,4 ceur/kwh avec le prix du gaz économique. 8.4 Opportunites d echanges transfrontaliers On constate que les échanges nécessaires sont de l ordre de 1000 à 2000 MW pour les 3 pays ce qui, ramené proportionnellement aux puissances des réseaux, correspond assez bien aux capacités des interconnexions telles que décrites dans les sections précédentes (1400 MW pour l interconnexion Algérie Maroc, 800 MW pour l interconnexion Algérie Tunisie). Pour chacun des trois pays ces échanges devraient consister à importer de l électricité à un coût inférieur à celui de ses propres moyens en heures de pointe également en cas de déficit momentané de puissance et à exporter hors pointe de façon à améliorer le facteur d utilisation de ses centrales de base ou semi base. Dans le cadre d une planification concertée ces échanges peuvent constituer des apports de puissance garantie produits dans un pays et vendus dans le pays voisin. Il convient également de noter que ces interconnexions peuvent servir à transiter l énergie qui pourrait être exportée par la Tunisie et l Algérie, vers l Europe via la connexion existante avec l Espagne. 89

96 9. CONCLUSIONS DE L ETUDE ET RECOMMENDATIONS L étude réalisée, bien que limitée dans son étendue a permis de montrer l avantage d un développement concerté des moyens de production d électricité des trois pays du Maghreb. Leurs interconnexions, en cours ou programmées, sont suffisantes, au moins à l horizon 2020, pour permettre dès à présent des échanges qui leur permettront d améliorer les performances de leurs réseaux à savoir: Une réduction de la pointe globale des 3 réseaux du fait de la non concomitance des pointes (presque 2000 MW en 2020), Une réduction de la réserve globale (environ 1600 MW en 2020), La mise en service d unités plus puissantes, en particulier en base, (réduction du coût du MW installé et rendement supérieur), Cette amélioration de la performance des réseaux (pratiquement indifférente au prix du gaz, 3,5 ou 5 /Mbtu) se traduit par une meilleure efficacité de la production (nombre de kwh produits par kcal consommées) et une amélioration du facteur d utilisation des centrales. Le bénéfice à long et moyen terme est une réduction et/ou un report des investissements de chaque pays ainsi que l achat d électricité moins chère que certaines productions propres pour satisfaire la pointe. Il sera également envisageable d investir conjointement dans des projets importants, c'est-à-dire de mutualiser les investissements de production. A court terme il devient possible de déclasser immédiatement les plus anciennes centrales sans avoir à attendre la mise en place de nouveaux moyens de remplacement. La mutualisation des moyens de production de base à partir de 2020 environ (c est à dire après la mise en service des centrales déjà prévues) devrait permettre de réduire progressivement la consommation spécifique des trois pays et des coûts d investissement grâce aux effets de taille et de série. En pratique lors du calcul de leur propre plan de développement chaque pays devra tenir compte d un apport de centrales publiques ou privées localisées dans les pays voisins. Bien entendu ces apports devront être garantis et donc contractualisés sous des termes commerciaux stricts de long terme. Dans ce contexte, le cadre juridique (régulations) de chaque pays concernant les conditions et les limites pour les importations et les exportations d électricité devrait être revu et/ou adapté. Bien entendu, il conviendra d engager une étude plus détaillée pour déterminer quel est le développement optimal de chaque pays, tout en incluant les contraintes des réseaux. Aussi, un tel développement optimal devrait tenir compte du potentiel des échanges des Pays magrébins avec l Europe, incluant les programmes ambitieux des énergies renouvelables. Quelques actions de court terme à poursuivre sont Achever au plus tôt le programme des interconnexions entre les trois pays Revoir le cadre juridique de chaque pays concernant les importations et les exportations d électricité et proposer des ajustements pour viabiliser et ou flexibiliser les échanges à une échelle qui puisse permettre de tirer des bénéfices significatifs de cette intégration. Engager les parties prenantes transfrontières (producteurs et acheteurs d électricité) á contractualiser des échanges futurs ( MW). 90

97 Sur cette base, revoir le plan de développement de chaque pays en accélérant le processus de déclassement des centrales les plus anciennes (pour améliorer l efficacité énergétique des 3 pays) Engager les discussions pour la création d un cadre institutionnel approprié qui disposera d un budget propre pour la gestion coordonnée du développement des réseaux du Maghreb. A moyen terme, et si les pays permettent une ouverture plus large des échanges, évaluer la viabilité d une mise en place d un marché magrébin de l électricité. 91

98 10. ANNEXES Liste des annexes Liste des tableaux et graphiques Fiche technique action 14 Annexe 1a : Description ou logiciel Hillmix Annexe 1b : Présentation Hillmix - exemples écrans entrées et résultats Annexe 2a : Réserves prouvées de gaz en Algérie Annexe 2b : Le réseau gazier de gaz, Année 2008 Annexe 2c : Réseau Algérien de transport de gaz, Année 2008 Annexe 3 : Infrastructure gazière en Tunisie, 2006 Annexe 4 : Interconnexions Electriques en Méditerranée et TAM Annexe 5 : Echanges dans la région méditerranéenne en

99 LISTE DES TABLEAUX ET DES GRAPHIQUES Tableaux Tableau 1 : Secteur électrique Maghreb (OME) Tableau 2 : Législation du secteur électrique Tableau 3 : Méthodologie proposée pour l étude Tableau 4 : Statistiques du secteur électrique au Maghreb au 2008 Tableau 5 : Production du réseau interconnecte algérien Tableau 6 : Le Parc de Production électrique Algérien (à la fin 2009) Tableau 7 : Demande des clients reliés au réseau GRTG Tableau 8 : Production au Maroc Tableau 9 : Parc de production électrique au Maroc (2009) Tableau 10 : Consommation de charbon au Maroc Tableau 11 : Consommation de fioul lourd au Maroc Tableau 12 : Volumes prélèves de gaz naturel au Maroc, droit de passage Tableau 13 : Production en Tunisie (hors auto producteurs) Tableau 14 : Le Parc de Production électrique Tunisien (à la fin 2009) Tableau 15 : Les sources et l utilisation de gaz 2008 au Tunisie Tableau 16 : Projets des interconnections haute tension- Etude ELTAM Tableau 17 : Interconnexions du réseau algérien avec les réseaux voisins Tableau 18 : Interconnexions du réseau tunisien avec les réseaux voisins Tableau 19 : Les échanges d un pays à l autre Tableau 20 : Comparaison des puissances, productions et réserves disponibles des 3 parcs Tableau 21 : Comparaison des consommations en énergie électrique dans les 3 SE en 2008 Tableau 22 : Prévision de demande en énergie et en puissance à 2020 du SE algérien Tableau 23 : Prévision de demande en énergie et en puissance à 2020 du SE marocain Tableau 24 : Prévision de demande en énergie et en puissance à 2020 du SE tunisien Tableau 25 : Prévisions de la demande (scénario médian) des trois pays Tableau 26 : Comparaison des prévisions de la demande du système électrique algérien 93

100 Tableau 27 : Comparaison des prévisions de la demande du système Electrique marocain. Tableau 28 : Comparaison des prévisions de la demande du système électrique tunisien Tableau 29 : Taux de change pour les trois pays eu Janvier 2010 Tableau 30 : Inflation pour les trois pays Tableau 31 : Projets lancés et tenus en compte dans l étude- Algérie Tableau 32 : Projets lancés et tenus en compte dans l étude- Maroc Tableau 33 : Projets lancés et tenus en compte dans l étude- Tunisie Tableau 34 : Caractéristiques standards des candidats thermiques proposés Tableau 35 : Les émissions de CO 2 pour les centrales thermiques (à titre indicatif) Tableau 36 : Coût de revient économique des futures centrales thermiques concurrentes Tableau 37 : Unités de rendement utilisées dans le rapport Tableau 38 : Projections à long terme des prix des combustibles utilisés (WEO et IEO 2009) Tableau 39 : Hypothèses communes des prix des combustibles en 2010 Tableau 40 : Caractéristiques normatives des combustibles (PCS et PCI pour le gaz) Tableau 41 : Facteurs de conversion entre les unités énergétiques Tableau 42 : Paramètres des Candidats Thermiques Tableau 43 : Planification proposée a l horizon 2020 pour l Algérie Tableau 44 : Planification proposée a l horizon 2020 pour Maroc Tableau 45 : Planification proposée a l horizon 2020 pour Tunisie Tableau 46 : Planification proposée a l horizon 2020 pour le système TAM (Tunisie- Algérie- Maroc) intégré Tableau 47 : Comparaison des Développements T+A+M et TAM Tableau 48 : Détaille du coût actualisé des plans de développement à l horizon 2020 (T+A+M et TAM) Graphiques Graphiques Graphique 1 : Schéma secteur électrique algérien (2009) Graphique 2 : Puissance installée en Algérie (MW) à la fin de 2009 Graphique 3 : Puissance installée en Algérie (MW) à la fin de 2009 (Répartition par Nature de Combustible) Graphique 4 : Evolution de la demande de gaz naturel à l horizon 2018 en Algérie par type d utilisation (Scénario moyen) Graphique 5 : Tracé des gazoducs- Maghreb-Europe en 2010 Graphique 6 : Schéma organisationnel ONE (Maroc) - ventes et achats d énergie 94

101 Graphique 7 : Puissance installée au Maroc (MW) à la fin de 2009 Graphique 8 : Puissance installée au Maroc(MW) à la fin de 2009 (Répartition par Nature de Combustible) Graphique 9 : Puissance installée en Tunisie (MW) à la fin de 2009 Graphique 10 : Puissance installée en Tunisie (MW) à la fin de 2009 (Répartition par Nature de Combustible) Graphique 11 : Carte réseau 400kV en Algérie en 2015 Graphique 12 : Le réseau marocain 400 kv à l horizon 2015 Graphique 13 : Le réseau haute tension en Tunisie au 2010 Graphique 14 : Configuration projetée du réseau tunisien en 2016 Graphique 15 : Historique des échanges entre les trois pays Graphique 16 : Capacités d échange opérationnelles à l horizon 2020 Graphique 17 : Monotone des puissances appelées du SE algérien en 2009 Graphique 18 : Courbes de charge du SE algérien en 2009 Graphique 19 : Evolution de la production mensuelle en Algérie en 2009 Graphique 20 : Evolution de la pointe journalière en 2009 du SE algérien Graphique 21 : Monotone des puissances appelées du SE marocain en 2009 Graphique 22 : Courbes de charge du SE marocain en 2009 Graphique 23 : Evolution de la production mensuelle au Maroc en 2009 Graphique 24 : Evolution de la pointe journalière en 2009 du SE marocain Graphique 25 : Monotone des puissances appelées du SE tunisien en 2009 Graphique 26 : Courbes de charge du SE tunisien en 2009 Graphique 27 : Evolution de la pointe mensuelle en 2009 en Tunisie Graphique 28 : Evolution de la pointe journalière en Tunisie en 2009 Graphique 29 : Monotone des puissances appelées du trois SE en 2009 Graphique 30 : Possibilités d échanges aux heures de pointe en été (Année 2009) Graphique 31 : Possibilités d échanges aux heures de pointe en hiver (Année 2009) Graphique 32 : Droites d équilibre pour 3,5 /Mbtu pour le gaz naturel et 57 /tonne pour le charbon Graphique 33: Droites d équilibre pour 5 /Mbtu pour le gaz naturel et 57 /tonne pour le charbon Graphique 34 : Evolution du coût de revient éco. en fonction du nombre d heures de fonctionnement Graphique 35 : Projections à long terme des prix des combustibles utilisés (WEO et IEO 2009) Graphique 36 : ICE Brent Crude Oil Closing Price Graphique 37 : Evolution du gaz naturel international depuis 1990 (BP) Graphique 38 : Evolution du prix du charbon à l international depuis 1990 (BP) 95

102 Graphique 39 : Evolution des moyens de production (Algérie) Graphique 40 : Evolution des moyens de production (Maroc) Graphique 41 : Evolution des moyens de production (Tunisie) Graphique 42 : Evolution des moyens de production (TAM) Graphique 43 : Comparaison des coûts de développement 96

103 FICHE TECHNIQUE ACTION 14 Fiche 14 Bénéfices économiques d un renforcement de la coopération / des échanges maghrébins Année Avancée Commentaires Ressources Humaines en H/J Mise en œuvre Mission lancée en septembre 2009 Action achevée en avril - mai 2010 Programmé Expert senior : Experts junior : Réalisé Expert senior : Experts junior : 12 0 Programmé Experts seniors : 3 Experts junior : Le contexte Cette action s inscrit dans l objectif de renforcement des compétences via la dissémination des connaissances techniques. Les trois pays du Maghreb échangent de l'électricité, cela depuis de nombreuses années et dans le cadre de mécanismes de soutien mutuel en cas de défaillance. Même si les échanges entre les pays ne correspondent pas aux capacités des interconnexions, entre l'algérie et le Maroc, des contrats commerciaux bilatéraux sont mis en œuvre pour des échanges de secours de type commercial. Par contre, on sait qu il existe des éléments de complémentarité des courbes de charge entre les pays. Par ailleurs, les projets annoncés, ou en cours - qu il s agisse de la dorsale 400 kv ou de construction de nouvelles centrales - élargiront les opportunités d échanges. Chacun des trois pays dispose de centres de conduite modernes, en mesure d effectuer des simulations au niveau régional. 97

104 2. Objectifs Déterminer les échanges électriques entre les pays bénéficiaires sur le plan économique et sur la base de décisions d investissements en moyens de production et interconnexions, pour la période Déterminer et analyser les bénéfices économiques des échanges. Sur la base des résultats obtenus, proposer des actions à prendre pour, d une part, optimiser la production des Pays en utilisant les échanges et, d autre part, améliorer la planification régionale. 3. Tâches à entreprendre 3.1 Mission de démarrage : - Entretiens avec les acteurs impliqués, et collecte d information ; - Choix du Modèle de Simulation: SDDP ou Hillmix. (12 HJS) Collecte/analyse préliminaire des données «input» du Modèle choisi et entretiens supplémentaires avec les acteurs impliqués ; - Préparation et mise en forme des données «input» du Modèle (e.g. ajustement des monotones, agrégations des courbes de demande des pays, capacité et date de mise en service des centrales et déclassements, obtention des coûts du combustible et de transport, estimation de la production hydro et éolienne, obtention-ajustement de la disponibilité des équipements et de leurs rendements, choix des hypothèses de frontières ) ; - Session de mise en pratique de la méthodologie et analyse des résultats en fonction des données disponibles et des limitations du Modèle ; - Planification des scénarios : systèmes isolés ; nœud unique interconnecté. (30 HJS + 30HJJ) Simulations des unités de production pour chacun des trois systèmes isolés, pour les années charnières 2010, 2015 et 2020, et estimation des coûts de production annuels pour chaque système isolé ; - Simulations des unités de production du système interconnecté des trois pays avec les lignes d interconnexions, actuelles et projetées en tenant compte des limitations de capacité de transport - pour les années charnières 2010, 2015 et 2020, et estimation des coûts de production annuels pour l ensemble du système ; - Estimation et calcul du bénéfice économique entre les deux scénarios pour les simulations retenues ; - Analyse des opportunités d échanges ; - Analyse d opportunité pour optimiser la production dans le système interconnecté ; - Conclusions et recommandations ; élaboration du rapport pré-final : fin mars (27 HJS + 9 HJJ) 3.4 Organisation d un atelier de restitution dans l un des trois pays bénéficiaires. (6 HJS + 6 HJJ) 98

105 4. Résultats attendus et livrable RESULTATS : - Etat et tendances des échanges transfrontaliers existants. - Simulations des échanges possibles, sur la base des parcs et des interconnexions en place et prévus sur la période 2010 à Identification des nouvelles possibilités/ opportunités pour un accroissement des échanges transfrontaliers. LIVRABLE : Rapport faisant état des opportunités d échange et des bénéfices attendus pour les 3 pays bénéficiaires. 5. Echéancier et Indicateurs de suivi ECHEANCIER (3.1) Mobilisation de l ECT responsable et démarrage de l Action avec missions en Tunisie et au Maroc : mi-septembre en 2009 rapport de démarrage. A partir de février 2010, l expert CT senior, en charge de l action, est assisté de 2 experts senior. - 1 phase de l action (tâche 3.2) : février 2010 ; - 2 phase (tâche 3.3) : mars 2010 ; - Organisation et tenue de l AR : avril Réception du rapport final : fin avril Réception du rapport définitif : mai - juin 2010 INDICATEURS DE SUIVI - Suivi H/J d expertise prestée - Mobilisation des experts - Rapport de démarrage à l issue de la première mission - Rapport intermédiaire à l issue de la 1 phase - Rapport pré-final à l issue de la 2 phase - Tenue de l AR dans l un des trois pays bénéficiaires. - Réception du rapport final 6. Nombres d h/j à mobiliser pendant la période 2010 Trois Experts senior : 63 Hj Trois Experts juniors (un par pays) : 45 Hj 99

106 ANNEXE 1A DESCRIPTION OU LOGICIEL HILLMIX HILLMIX* *Développé par SOGREAH en coopération avec Michel Paccard Consultant HILLMIX est un logiciel de recherche du plan d'expansion optimal d'un système de production électrique comportant des centrales hydroélectriques et thermiques. Le programme est écrit en Visual C++ et fonctionne sous Windows. Il comporte trois modules, généralement utilisé de manière séquentielle. Le module de tri qui permet de sélectionner pour chaque année de fonctionnement les configurations compatibles avec les contraintes (comme la chronologie, le pourcentage minimal et maximal de la réserve, etc.). Le module d'optimisation qui réalise l'optimisation de l'exploitation et le plan d'investissement en utilisant la technique de programmation dynamique, l'objectif économique étant la minimisation du coût total actualisé du plan de développement. Le coût couvre l'investissement et l exploitation sur le nombre d'années de la demande jusqu à l horizon du plan, plus les dépenses correspondantes du renouvellement et au fonctionnement indéfinis de l'équipement au-delà de cette période, pour répondre à une demande constante et égale à celle de la dernière année du plan (ce second terme élimine les effets de frontière en fin de plan). Le résultat de ce module est la sélection des 5 projets d'expansion les plus attractifs. Le module de simulation qui permet de simuler la stratégie d'expansion et l'exploitation correspondante pour un plan qui peut être l'un des plans optimaux sélectionnés par le programme ou un plan modifié par l'utilisateur, compte tenu de contraintes particulières (contraintes financières par exemple). Comparé à d'autres programmes d'expansion existants (WASP-3 en particulier) HILLMIX programme effectue un placement précis, usine par usine, de la mise en place de l'énergie hydraulique. Spécifications Les données d'entrée : Généralités: Durée du calcul: 30 ans maximum; Nombre de conditions hydrologiques: 3, maximum; Nombre de projets hydrauliques: 15, maximum pratique; Nombre de types d'unités thermiques: 15, maximum pratique; Nombre de périodes saisonnières par an: 12, maximum (durée variable). Taux d'actualisation / coût du combustible fossile / dérive des coûts du carburant; Contraintes de "tunnel" (nombre maximum d unités mise en service par an); Coût du kwh non servi et valeur maximale de la probabilité de défaillance acceptable. 100

107 Demande: Prise en compte d un maximum de 5 années (le logiciel effectuant une interpolation pour les années intermédiaires) avec une courbe de demande par période de l année, définie par sept valeurs en MW de la monotone de charge (correspondants aux probabilités 0/6 à 6/6) Centrales hydroélectriques: Type: le projet peut être engagé (date de mise en service connue) ou non; Nombre d'étapes de développement par projet: 5, maximum; Date au plus tôt et au plus tard de mise en service des projets non engagés; Puissance de base et bloc d'énergie de pointe pour les différentes étapes / périodes / conditions hydrologiques; Coût de construction et d'exploitation; Taux de disponibilité ; contraintes d antériorité et d'incompatibilité. Centrales thermiques: Type: le projet peut être engagé (date de mise en service connue) ou non; Le nombre maximum de groupes: pas limité; Date au plus tôt et au plus tard de mise en service des projets non-engagés; Puissance en base et en pointe; Consommation spécifique de carburant; Coût de construction et d'exploitation (hors carburant); Condition de tunnel; Taux de disponibilité ; Durée de maintenance annuelle. Calcul Interpolation de la demande entre les années de données: linéaire; Placement de l énergie par la méthode Baleriaux; Prise en compte du temps d entretien (unités thermiques). Les résultats : Total des coûts réduits pour les cinq meilleurs plans et des programmes de développement connexes; Détail de la production de simulation (de la demande, de l'énergie fournie, les coûts annuels et de rentes, LOLP, de nouvelles unités ou des marches, des unités de la retraite...); 101

108 Développement d'indicateurs économiques (objectif de référence du plan); Expansion graphique. Environnement : Windows 2000 et XP. 102

109 ANNEXE 1B PRESENTATION HILLMIX - EXEMPLES ECRANS ENTREES ET RESULTATS 103

110 Présentation du logiciel HILLMIX Plan de développement au moindre coût Méthodologie DEMANDE OFFRE PLAN de DEV. (HILLMIX) CAPEX / OPEX 1

111 Plan de développement au moindre coût Présentation du logiciel Hillmix Recherche du plan de développement optimal d un parc de production d électricité Programmation dynamique Placement de l hydroélectricité précis 3 années hydrologiques 12 périodes annuelles différentes (demande et production hydroélectrique) Plan de développement au moindre coût Logiciel Hillmix Intrants principaux Généraux Années départ / arrivée Probabilité des hydro conditions Coûts des carburants Taux d actualisation Coût de la défaillance Marges mini et maxi Demande Monotone par période et par an Centrales Existante, décidée, candidate Date de mise en service au + tôt Durée de vie Lien logique (antécédent ou exclusion) Centrales thermiques Nombre de groupes Puissance de chaque groupe Consommation spécifique Centrales hydroélectriques Productible et puissance par période et par hydrologie MW pointe MW base GWh pointe GWh base 100% Temps 2

112 Logiciel Hillmix Données générales Logiciel Hillmix Données Demande 3

113 Logiciel Hillmix Données centrales hydroélectriques Logiciel Hillmix Données centrales thermiques 4

114 Plan de développement au moindre coût Logiciel Hillmix Calculs et résultats Calculs 1. Recherche des configurations candidates 2. Optimisation dynamique 3. Simulation Résultats 1. Pour chaque année, toutes les combinaisons de centrales qui répondent au critère de réserve mini et maxi 2. Pour chacun des 5 meilleurs plans (les moins chers) la séquence de mise en service des usines ou groupes de production 3. Pour le plan choisi, le détails des coûts (carburants, exploitation-entretien, investissements et défaillance) et la production des centrales année par année et pour chaque hydro condition. Logiciel Hillmix Configurations candidates 5

115 Logiciel Hillmix Optimisation dynamique Logiciel Hillmix Simulation 6

116 Logiciel Hillmix Résultats-1 Logiciel Hillmix Résultats-2 7

117 Logiciel Hillmix Résultats-3 Logiciel Hillmix Résultats-4 8

118 ANNEXE 2A RESERVES PROUVEES DE GAZ EN ALGERIE Principales réserves de gaz et principaux fournisseurs dans le voisinage européen 104

119 ANNEXE 2B LE RESEAU GAZIER DE GAZ, ANNEE

120 ANNEXE 2C RESEAU ALGERIEN DE TRANSPORT DE GAZ, ANNEE

121 107

122 108

123 ANNEXE 3 INFRASTRUCTURE GAZIERE EN TUNISIE 109

124 ANNEXE 4 INTERCONNEXIONS ELECTRIQUES EN MEDITERRANEE TAM 110