TASK FORCE MDP NIP. Note d Information sur le Projet

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1 Ministère de l Industrie, de l Energie et des Petites et Moyennes Entreprises TASK FORCE MDP NIP Note d Information sur le Projet Projet d installation de cogénérateurs dans 4 entreprises du groupe POULINA Page 1 / 7

2 Installation de cogénérateurs dans quatre entreprises du groupe POULINA (Nouvelle unité céramique, Complexe Sidi Saleh, Nouvelle usine MDF, et autres unités) 1 [Nom de l'institution/opérateur soumettant le projet]: Agence Nationale pour la Maîtrise de l'energie (ANME) [Nom des porteurs du projet]: Groupe POULINA [Date de soumission du projet à l'and-tunisie] : Septembre 2007 A Participants au projet A 1- Le promoteur du projet Nom du promoteur du projet Type d organisation Groupe POULINA Groupe industriel privé Autres fonctions du promoteur Adresse Personne à contacter GP1, km12, Ezzahra, 2034 Tunis Mr Abdelwaheb Ben ayed, PDG Mr Hédi Didouni, Responsable technique, chef projet cogénération Téléphone/ fax / hedi.didouni@poulinagroup.com A 2- Sponsors du projet (Liste de tous les sponsors du projet) Nom du sponsor du projet Type d organisation Principales activités Adresse Agence Nationale pour la Maîtrise de l'energie (ANME) Institution Nationale Téléphone/ fax Développement de la politique tunisienne en matière d'efficacité énergétique et d'énergies renouvelables 3 rue 8000, Montplaisir, 1073 Tunis, Tunisie dganme@anme.nat.tn kawther-lihidheb@anme.nat.tn osman.nejib@anme.nat.tn 1 Cette NIP a été élaborée à partir des données des études de préfaisabilité des équipements de cogénération des entreprises citées. Ces études ont été réalisées à l initiative de la Task Force cogénération (MIEPME/ANME). Page 2 / 7

3 B- Description du projet B 1- Titre du projet Installation de cogénérateurs dans quatre établissements du groupe POULINA (Nouvelle unité céramique, Complexe Sidi Saleh, Nouvelle usine MDF, et autres unités) B 2- Localisation du projet Région Villes Description brève de la localisation du projet Etablissements industriels répartis entre la région de Tunis, le Cap Bon et Sfax. Nouvelle unité céramique: Sfax Complexe Sidi Saleh (GIPA, ALMES, Les couvoirs): Sfax Nouvelle usine MDF: Bir M Cherga Autres établissements : STIBOIS (Bir Kasaa), Couvoirs Cédria (Borj Cédria) 4 équipements de cogénération seront installés sur les sites respectifs des 4 unités industrielles concernées. B3- Type de projet (Secteur d activité) a. Demande d'énergie b. Production d énergie : c. Transport : d. Procédés Industriels e. Agriculture f. Renforcement des capacités d'absorption du carbone g. Déchets Les cogénérateurs produiront simultanément de l'électricité et de la chaleur B 4- Description technique du projet Le projet regroupe (bundling) quatre systèmes de cogénération à installer dans 4 entreprises différentes, et géographiquement éloignées les unes des autres : - Nouvelle unité céramique: Production de produits céramiques - Complexe Sidi Saleh (GIPA, ALMES, Les couvoirs): Le cogénérateur alimentera trois usines : GIPA (glaces), ALMES (margarine?), Les couvoirs (production de poussins). - Nouvelle usine MDF: Production de plaques MDF - Autres établissements : STIBOIS (Production de plaques MDF), Couvoirs Cédria (production de poussins) Page 3 / 7

4 Le projet groupé totalise 13,5 MWe de puissance électrique nominale, dont 2 moteurs totalisant 4 MW et une turbine de 9,5 MW : Enteprises Puissance (MWé) Technologie 1 Nouvelle unité céramique 3,5 Turbine 2 Complexe Sidi Salah (GIPA, ALMES, Les couvoirs) 2 Moteur 3 Nouvelle usine MDF - Bir Mcherga 6 Turbine 4 Autres (Stibois Bir Kassa, Couvoirs Cedria, etc.) 2 Moteur TOTAL 13,5 Le projet mobilisera un investissement de l'ordre de 10,8 MDT. Les cogénérateurs produiront 108 GWh d'électricité par an, ce qui permettra de satisfaire la majeure partie des besoins électriques des établissements concernés, estimés à 97 GWh. Les reliquats, estimés à 11 GWh, seront cédés à la STEG. Les cogénérateurs permettront, ainsi, d'économiser tep de gaz naturel par an. B 5- Timing prévu pour le projet Démarrage prévu du projet Janvier 2009 Situation du projet à l'heure actuelle Date projetée de mise en place effective du projet Estimation du temps nécessaire pour que le projet soit opérationnel après l adoption de la NIP Durée de vie du Projet Première année prévue de livraison des CERs (ou URCEs: Unités de Réduction Certifiées des Emissions) Etudes de préfaisabilité en cours. Janvier 2010 Délais pour le montage financier : 1 an Délais pour les négociations : 6 mois Délais pour la construction : 9 mois. 21 ans 2010 Dernière année prévue de livraison des CERs (ou URCEs: Unités de Réduction Certifiées des Emissions) 2030 Page 4 / 7

5 C- Emissions évitées C 1- Période de comptabilisation (ou de crédit) des émissions évitées 7 ans renouvelables deux fois, à partir de janvier 2010 C2- Emissions évitées sur toute la période de crédit (agrégées en téco2) Total des CERs par an: tonnes équivalent CO2 Emissions totales pour la période de comptabilisation des crédits: Période de 10 ans: tonnes équivalent CO2 Trois périodes de 7 ans (total 21 ans): tonnes équivalent CO2 C 3- Emissions évitées sur toute la période de crédit (par gaz) Dioxyde de Carbone (CO 2): tonnes Méthane (CH 4): A mesurer ultérieurement Oxyde Nitreux (N 2O): A mesurer ultérieurement C 4- Ligne de Base : Description du niveau de référence des émissions: Les émissions de la ligne de base correspondront aux émissions de gaz à effet de serre intégrant, d'une part, les émissions des 4 sites, découlant de la production de vapeur/chaleur par les établissements concernées, pour leur propre usage, et d'autre part, les émissions hors-site des entreprises, imputables à leur consommation d électricité, laquelle engendre des émissions de GES au niveau des centrales électriques du réseau de la STEG. Méthodologie de Ligne de base à utiliser: o Il s agit d un projet d efficacité énergétique se trouvant en dessous du plafond admis de 60 GWh d économie en «équivalent-électrique», ce qui donne la possibilité de bénéficier du statut de projet de petite échelle. En effet, le projet permet d économiser au maximum tep primaires par an, ce qui correspondrait à 41 GWh électriques finales, si cette quantité d énergie devait être utilisée pour produire de l électricité. C est donc la méthodologie AMS.II.B de projets de petite échelle qui est applicable pour le présent projet. Page 5 / 7

6 Quelles modifications le projet permettra t'il d'induire: Le projet permettra d'économiser l'énergie se rapportant aux besoins de chaleur des quatre entreprises, ce qui aura des retombées positives au niveau de leur compétitivité et de l'indépendance énergétique nationale. Par ailleurs, les pertes habituelles de transport relatives à la consommation d électricité des quatre entreprises, qui s'élèvent à environ 12%, seront évitées, du fait que ces entreprises utiliseront directement l'électricité produite sur site par les cogénérateurs. En outre, les établissements concernés éviteront les microcoupures d'électricité en recourant à l'électricité produite par leurs cogénérateurs, et amélioreront de ce fait la qualité de leur production. Quelle serait la situation en l'absence du projet: Les entreprises concernées continueraient à se fournir en électricité auprès du réseau de la STEG et à utiliser du gaz naturel pour satisfaire leurs besoins spécifique en chaleur. D- Aspects Financiers D 1- Coût Total Coût de développement Coût d installation Autres Coûts Coût total du projet 0,55 MDT 10,8 MDT 11,4 MDT D 2- Sources de financements identifiés Autofinancement 3,4 MDT Prêt long terme 7,9 MDT Prêt court terme MDP contribution estimée (sur toute la durée du crédit : 21 ans) 66% de l investissement total (en montants non actualisés) MDP contribution avancée D 3- Revenues estimés provenant des CERs à céder Prix projeté du CERs 10 US$/teCO2 Revenus totaux projetés 5,7 MUS $ Détail des revenues sur la période de crédit Montant et modalités de transfert des revenues des CERs à céder: Avance Transferts annuels Autres Période de 10 ans: 2,6 MUS $ Première période de 7 ans: 1,8 MUS $ Non encore négociés.in $ US.In $ US.In $ US Page 6 / 7

7 D 4- Autres aspects financiers Le projet recevra-t'il des financements provenant de l'aide au développement ou d'autres sources comme le GEF? Prière mentionner les montants Le projet sera financé à raison de 30% par autofinancement et 70% via des crédits fournis par le secteur bancaire classique. Aucune ressource provenant de l'aide Publique au Développement ne sera utilisée par ce projet. E- Contribution du projet au Développement Durable : Sur le plan économique, le projet permettra de générer des revenus MDP de l'ordre de 7,1 millions de dinars sur les 21 années de durée de crédit. Le temps de retour du projet atteindrait les 3 ans en considérant les revenus des CERs. En ce qui concerne le TRI, il serait autour de 35% toujours en considérant les CERs. Les économies d'énergies réalisées, qui atteindraient les tep permettraient un gain net en devises pour la Nation de l'ordre de 45 millions US$ sur toute la durée de vie du projet, en supposant une hypothèse conservatrice d un cours fixe du gaz à 200 $US/tep. L amélioration des conditions de production par l élimination des microcoupures d électricité sera également un atout supplémentaire de la cogénération, dans la mesure où elle permettra de réduire les pertes de production. L impact social du projet et ses répercussions possibles sur les populations avoisinantes: Au niveau de l'emploi, le projet mobilisera des emplois spécialisés pour la gestion, l'entretien et la maintenance des installations de cogénération. L impact probable de ce projet sur l environnement: Le projet permettra de générer des réductions significatives des émissions, totalisant téco2. Le projet est t il assujetti à une étude d impact environnementale selon la loi nationale sur les études d impact? Le projet n'est pas soumis à une étude d'impact sur l'environnement. L'impact du projet en termes stratégiques: Le projet permettra de contribuer à la réduction de la dépendance de la Tunisie vis-à-vis des importations énergétiques. De même, le projet permettra de maîtriser la gestion des systèmes de cogénération au niveau des entreprises et de créer un marché d opérateurs spécialisés dans l installation et la maintenance des équipements de cogénération. F - Autres informations pertinentes Le projet se trouve actuellement dans la phase des études de faisabilité, qui sont réalisées individuellement sous l égide de la Task Force Cogénération. Il faut noter que le regroupement des quatre entreprises a été fait dans la perspective du montage d un seul dossier MDP, compte tenu de l'appartenance de ces entreprises à un seul groupe industriel, et de la prédisposition des entreprises à lancer le processus d équipement dans les plus brefs délais. En se basant sur l'analyse économique, le projet est évidemment assez attractif. Mais le volume d investissement requis et le bouclage du schéma de financement constitueront de réels défis pour ces entreprises, surtout celles déjà engagées dans d importants programmes d investissements prioritaires (dans le cadre de la mise à niveau), et donc ayant épuisé leurs capacités d endettement. En améliorant la pertinence économique des projets de cogénération, et en drainant éventuellement des ressources financières pour le bouclage des schémas de financement, le MDP pourrait jouer un rôle décisif dans la concrétisation des quatre projets cogénération. Page 7 / 7