WÄRTSILÄ ENERGY SOLUTIONS LA NÉCESSITÉ D'UNE ÉNERGIE FLEXIBLE AU MAROC

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Jean-François Marin
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2 PERSPECTIVES La demande en électricité devrait augmenter d'environ 4 % par an jusqu'en TWh 50 TWh 40 TWh 30 TWh Demande en électricité au Maroc Demande annuelle 2015 Demande de pointe 35,8 TWh MW 20 TWh 10 TWh 0 TWh Source : GlobalData, ONEE 2 Demande annuelle 2025 Demande de pointe 54,5 TWh MW

3 LE MAROC S'EST FIXÉ DES OBJECTIFS AMBITIEUX POUR L'ACCROISSEMENT DE LA PART DES SOURCES D'ÉNERGIE RENOUVELABLES INTERMITTENTES DANS SON MIX ÉNERGÉTIQUE JUSQU'EN

PERSPECTIVES 2015 2025 Capacité prévue jusqu'en 2025 CAPACITÉ INSTALLÉE 2015 CAPACITÉ INSTALLÉE 2025 Éolien 10% Solaire 2% Turbine vapeur

4 PERSPECTIVES Capacité prévue jusqu'en 2025 CAPACITÉ INSTALLÉE 2015 CAPACITÉ INSTALLÉE 2025 Éolien 10% Solaire 2% Turbine vapeur 37% Éolien 13% Solaire 13% Turbine vapeur 31% Hydro 26% Hydro 14% MCI 2% OCGT 13% CCGT 10% MCI 1% OCGT 7% CCGT 21% Source : GlobalData, ONEE 4

5 SOLAIRE Le Maroc est une région idéale pour l'énergie solaire L'objectif est d'ajouter ~2 GW de solaire au cours des 5 10 prochaines années La technologie sera une combinaison de centrales solaires à concentration et photovoltaïques. 5

6 ÉOLIEN «Programme éolien MW» du Maroc jusqu'en projets à grande échelle dont plusieurs déjà raccordés ou en construction 6

7 GNL Terminal GNL à Jorf Lasfar d'une capacité 2 millions de tonnes de GNL par an Pipeline entre Jorf Lasfar et Tanger, ~400 km Conversion d'ocgt et CCGT pour le fonctionnement GNL Nouvelle capacité de production thermique au gaz de MW 7

8 SCÉNARIO

9 ALTERNATIVES SCÉNARIO 2025 Un accroissement des quantités de sources d'énergie renouvelables intermittentes nécessite de la flexibilité dans le réseau. CAS DE RÉFÉRENCE Toutes les centrales au gaz MW seront des centrales gaz à cycle combiné (CCGT) ALTERNATIVES Remplacer les CCGT proposées avec des parts accrues de moteurs à combustion interne (MCI) OBJECTIF réduire le coût total de production et gérer les énergies renouvelables intermittentes dans le réseau CAS DE RÉF. 0 % MCI 20 % MCI 40 % MCI 60 % MCI 80 % MCI 100 % MCI 9

10 SCÉNARIO 2025 Centrales incluses dans le réseau électrique marocain modélisé Les nouvelles installations sont indiquées en rouge Centrale Charbon ST Jerada ST Jorf Lasfar ST Kenitra ST Mohammadia (charbon) ST Mohammadia (fioul) ST Jerada Extension ST Safi Turbines gaz à cycle combiné CCGT Ain Beni Mathar CCGT Tahaddart Nouvelle construction CCGT Capacité installée 165 MW MW 300 MW 300 MW 300 MW 318 MW MW 450 MW 384 MW 0 MW MW Centrale Turbines gaz à cycle ouvert GT Kenitra II GT Mohammedia (fioul) GT Mohammedia TAG GT Tanger GT Tetouan GT Tit Mellil Moteurs à combustion interne ICE Ed Dakhla ICE Tan-Tan ICE Laayoune ICE Wärtsilä Capacité installée 315 MW 99 MW 300 MW 40 MW 139 MW 198 MW 38 MW 117 MW 72 MW 0 MW MW Centrale Hydro Pompage-turbinage Réservoir Au fil de l'eau Pompage-turbinage Réservoir Renouvelables Solaire à concentration Solaire photovoltaïque Éolienne Solaire à concentration Solaire photovoltaïque Éolienne Interconnexions SpainLINK Capacité installée 472 MW MW 98 MW 350 MW 125 MW 180 MW 2 MW 847 MW MW 470 MW MW 900 MW 10

11 Coût de production [millions USD] SCÉNARIO 2025 Même un petit nombre de moteurs à combustion interne dans le réseau marocain entraînerait des économies Réserve non tournante par MCI CAS DE RÉF. SOLUTION OPTIMALE % MCI 20 % MCI 40 % MCI 60 % MCI 80 % MCI 100 % MCI Coût combustible Coût exploit. & maint. Fixe Coût exploit. & maint. variable Coût démar. & arrêts Coût combustible démar. Coût émissions 11

12 FACTEURS DE CAPACITÉ Légères améliorations des facteurs de capacité des grandes centrales thermiques 0% MCI 80% MCI Turbine vapeur 65% 72% CCGT 12% 5% OCGT 2% 0% MCI 6% 5% Solaire 46% 46% Éolienne 34% 34% Hydro 14% 13% 12

Provision de réserve [GWh] Provision de réserve [GWh] SCÉNARIO 2025 Réserves du réseau Marges de réserve supposées : Primaire : 4% Secondaire sup. et inf.

13 Provision de réserve [GWh] Provision de réserve [GWh] SCÉNARIO 2025 Réserves du réseau Marges de réserve supposées : Primaire : 4% Secondaire sup. et inf. : 8 % Les moteurs fournissent une réserve secondaire comme non tournante 0 % MCI 80 % MCI Primary raise Secondary lower Secondary raise 0 Primary raise Secondary lower Secondary raise ST CCGT OCGT ICE ICE - Non-spin ST CCGT OCGT ICE ICE - Non-spin 13

Production [MW] Production [MW] SCÉNARIO 2025 L'ajout de moteurs à démarrage et rampe rapide dans le réseau réduit le nombre de cycling dans les grandes centrales thermiques 0 % MCI 80 % MCI 9 000 9

14 Production [MW] Production [MW] SCÉNARIO 2025 L'ajout de moteurs à démarrage et rampe rapide dans le réseau réduit le nombre de cycling dans les grandes centrales thermiques 0 % MCI 80 % MCI Thu Fri Sat Sun Mon Tue Wed Hydro ST CCGT ICE SpainLINK Wind Solar OCGT Hydro-PS 0 Thu Fri Sat Sun Mon Tue Wed Hydro ST CCGT ICE SpainLINK Wind Solar OCGT Hydro-PS 14

15 Spain LINK Utilisation du lien Puissance annuelle 0 % MCI 79 % GWh 20 % MCI 68 % GWh 40 % MCI 64 % GWh 60 % MCI 66 % GWh 80 % MCI 68 % GWh 100 % MCI 66 % GWh 15

16 RÉSUMÉ Des moteurs apportent de la stabilité au réseau électrique du Maroc Économies annuelles : 150 millions USD Une grande partie des reserves du réseau peut être fournie comme non tournante 16

17 DISCUTONS-EN Jérôme Jouaville Responsable Développement Commercial, Afrique de l'ouest Tél. : jerome.jouaville@wartsila.com

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