Programme MEDA de l Union Européenne Intég ration progressi ve des marchés d'él ectricité de l' Al g érie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché intérieu r de l'él ectricité de l'union Européenne E u r o p e Ai d / 1 2 3 0 0 9 / D / S E R / M u l t i Rapport définitif Action 13 Recensement d une liste de projets d infrastructure J uin 2010 Projet financé par l Union Européenne Projet mis en oeuvre par SOFRECO en consortium avec IPA Energy + Water Consulting, AETS et Vattenfall Power Consultants AB Rapport définitif 1
ANME ANRE AO ARV CC TABLE DES ABREVIATIONS Agence Nationale de la Maîtrise de l Energie Agence Nationale de Régulation de l Électricité Appel d Offre Atelier de Restitution-Validation Cycle Combiné CCGT «Combined Cycle Gas Turbine» CREG EAT IPP MEM MEMEE MIT MW ONE POA Commission de Régulation de l Electricité et du Gaz (Algérie) Equipe d Assistance Technique Producteur Indépendant Ministère de l Energie et des Mines (Algérie) Ministère de l Energie, des Mines, de l Eau et de l Environnement (Maroc) Ministère de l Industrie et de la Technologie (Tunisie) Megawatt(s) Office National d'electricité Plan Opérationnel Annuel SONELGAZ Société Algérienne de l Electricité et du Gaz (Algérie) SPE STEG TdR TG TH TV UE UGP Société Algérienne de d Electricité (Algérie) Société Tunisienne de l Electricité et du Gaz (Tunisie) Termes de Référence Turbine Gaz Turbine Hydraulique Turbine Vapeur Union Européenne Unité de Gestion du Projet Rapport définitif 2
SYNOPSIS Titre du Projet : Référence : Pays bénéficiaires : INTEGRATION PROGRESSIVE DES MARCHES D'ELECTRICITE DE L'ALGERIE, DU MAROC ET DE LA TUNISIE DANS LE MARCHE INTERIEUR DE L'ELECTRICITE DE L'UNION EUROPEENNE EuropeAid/123009/D/SER/MULTI Algérie, Maroc et Tunisie Pouvoir Adjudicateur Nom Ministère de l'energie et des Mines de la République Algérienne Démocratique et Populaire, agissant au nom et pour le compte du MEM du Royaume du Maroc, du MIEPME de la République Tunisienne et en son nom propre Adresse Tour A Val d Hydra Alger Algérie Acteurs Représentants de l Autorité Contractante : Abdelkader El Mekki Directeur Général de l Energie au ministère de l Energie et des Mines Mme. Ghania Kaci Directrice de l Unité de Gestion du Projet Adresses E-mail Abdelkadermekki@mem.gov.dz Ghania.Kaci@mem.gov.dz Prestataire SOFRECO en consortium avec IPA Energy + Water Consulting, AETS et Vattenfall Power Consultants AB 92 98 boulevard Victor Hugo F-92115 Clichy Cedex France 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 00 213-21 48 81 90 00 331 41 27 95 96 Action 13 du POA 2009 : Recensement d une liste de projets d infrastructure Titre du document : Rapport définitif Date du document : Juin 2010 Auteurs du document : Emmanuel Brigot, Expert responsable de l action Nombre de pages : 126 Rapport définitif 3
TABLE DES MATIERES TABLE DES ABREVIATIONS... 2 SYNOPSIS... 3 TERMES DE REFERENCES FICHE 13... 5 RECENSEMENT D UNE LISTE DE PROJETS D INFRASTRUCTURE... 5 SECTION 1: RESUME SYNTHETIQUE... 7 SECTION 2: L ALGERIE... 9 SECTION 3: LE MAROC... 14 SECTION 4: LA TUNISIE... 18 SECTION 5 ENSEIGNEMENTS ET CONCLUSIONS... 23 ANNEXES : FICHES PROJETS... 26 MAROC... 27 UNITES DE PRODUCTION... 28 RESEAU DONT INTERCONNEXION... 40 ALGERIE... 89 UNITES DE PRODUCTION... 90 RESEAU... 104 TUNISIE... 110 UNITES DE PRODUCTION... 111 RESEAU DONT INTERCONNEXION... 119 Rapport définitif 4
TERMES DE REFERENCES FICHE 13 RECENSEMENT D UNE LISTE DE PROJETS D INFRASTRUCTURE 1. Contexte Cette action s intègre à l objectif d appui au développement institutionnel. L action 8 vient en complément de cette action. Afin de répondre à l évolution probable de la demande, de nombreux projets d infrastructure ont été évoqués qui en sont à divers niveaux d examen ou de réalisation : - Projets en cours de réalisation - Projets ayant fait l objet d un appel d offres. - Projets engagés financièrement mais dont la réalisation sur le terrain n a pas commencé, - Projets ayant fait l objet d une étude faisabilité - Projets envisagés parce que correspondant à un besoin identifié par telle ou telle partie On notera que les TdRs stipulent bien qu il ne s agit pas de refaire des études de faisabilité. L état des lieux qui figure dans le Rapport de Démarrage comprend déjà de nombreux éléments. Cette action précède l action 8 avec laquelle elle est en étroite relation. 2. Objectifs Information mutuelle des bénéficiaires. Identification de besoins nouveaux en infrastructure qui résulteraient d une intensification des échanges. Comprendre les conséquences éventuelles de ces infrastructures sur le/les marché/s à organiser. Comprendre les conséquences d une ouverture des marchés - c est à dire d un contexte nouveau - sur les hypothèses d élaboration des études de faisabilité, ce qui implique une analyse des études de faisabilité disponible. Identification des études de faisabilité à compléter, à faire ou à refaire. 3. Tâches à entreprendre 3.1 Elaboration d une liste de projets par pays, classés en fonction de leur degré de maturité. 3.2 Etude des impacts des projets recensés sur le projet d intégration progressive des marchés de l électricité de l Algérie, du Maroc et de la Tunisie. 3.3 Atelier de restitution Validation 4. Résultats attendus et Livrable RESULTAT Une meilleure connaissance des contraintes liées à la satisfaction des demandes futures dans chacun des 3 pays et des interconnexions au Maghreb. LIVRABLE Rapport d information comprenant une liste analytique des projets par pays incluant leur impact sur le Rapport définitif 5
projet. marché 5. Echéancier - Recrutement des experts juniors par l EAT : début février ; - Lancement : fin février ; - La mission devra être achevée en Juillet. INDICATEURS DE SUIVI - Suivi H/J d expertise prestée - Des missions sont réalisées dans les trois pays - La liste des projets est dressée - Un draft de rapport final est rédigé pour transmission aux bénéficiaires et discussion dans un ARV - Un atelier de restitution validation est organisé - Le rapport final est remis à l EAT et transmis aux bénéficiaires. 6. Nombre d h/j à mobiliser pendant la période du POA Un Expert senior (le même expert que pour l action 8): 50 jours 1 Trois Experts juniors (un par pays, éventuellement les mêmes que pour l action 8): 30 jours 1 20 jours senior de l action 8, telle qu initialement programmée, ont été transférés à l action 13 Rapport définitif 6
SECTION 1: RESUME SYNTHETIQUE Cette mission correspond à la fiche 13 Recensement d une liste de projets d infrastructure dans les trois pays couverts par le projet. Elle s intègre à l objectif d appui au développement institutionnel. Cette mission est décrite dans les TdR au point 4.3 j) : «L EAT aura à dresser une liste indiquant les projets d infrastructure électrique qui sont encore à développer dans et entre les pays bénéficiaires, ainsi qu entre ces derniers et l Union Européenne, dans le but de concrétiser la création du marché électrique intégré entre les pays bénéficiaires et son intégration dans celui de l Union. Il ne s agit pas de (re)faire des études de faisabilité sur les lignes électriques qui doivent être développées, ou d autres études, mais uniquement de rassembler et de réutiliser des données existantes et des études déjà entreprises à ce propos, notamment dans le cadre des projets TEN-Energie, de l étude CESI sur la boucle méditerranéenne et de l étude sur le réseau 400KV pour les pays ELTAM (Egypte, Lybie, Tunisie, Algérie, Maroc). A partir de ces TdR et suite au POA pour 2009, ont été élaborés les objectifs généraux de cette action qui sont décrits dans la Fiche d Activité : 1. De permettre une information mutuelle des bénéficiaires du projet, 2. D identifier des besoins nouveaux en infrastructure qui résulteraient d une intensification des échanges, 3. De comprendre les conséquences éventuelles de ces infrastructures sur le/les marché/s à organiser, 4. De comprendre les conséquences d une ouverture des marchés c est-à-dire d un contexte nouveau sur les hypothèses d élaboration des études de faisabilité, ce qui implique une analyse des études de faisabilité disponible et, 5. D identifier des études de faisabilité à compléter, à faire ou à refaire. Il est possible de considérer que les objectifs définis dans la Fiche d activité sont assez larges comparativement aux TdR. Ce constat est à mettre en perspective avec le livrable attendu d après la Fiche d activité qui est défini comme un «rapport d information comprenant une liste analytique par pays incluant leur impact sur le projet». Il a été proposé et admis de présenter ces projets d infrastructure selon trois critères : 1. Nature des projets : a. Unité de : En ce qui concerne les unités de production, il a été admis suite aux discussions avec les bénéficiaires de ne recenser que les unités de production d une puissance de 100MW minimum quelque soit l énergie primaire utilisée (Hydrocarbure, Cycle Combiné, Energie renouvelable). En-deçà, les unités de production doivent être considérés comme négligeables au regard du périmètre de ce recensement. Au cas par cas, il pourra être recensé des unités de puissance inférieure dans la mesure où elles auront été considérées comme pertinentes au regard du périmètre de l étude. b. Transport Réseau c. Interconnexion En ce qui concerne le réseau et les infrastructures d interconnexions, il a été admis que le recensement se limitera au Réseau supportant un palier de tension de 230kV ou 400kV. 2. Prévisions de réalisation ou de mise en service : Court Terme (2010 2015), Moyen Terme (2015 2020) et Long Terme (à compter de 2020 2025). Rapport définitif 7
3. Statut des projets : a. Projet envisagé ou «idée de projet», b. Projet ayant fait l objet d une étude de faisabilité, c. Projet engagé financièrement mais non débuté, d. Projet ayant fait l objet d un appel d offres, e. Projet en cours de réalisation. Sur cette base, il a été convenu de centrer la liste des projets d infrastructures à recenser aux seules infrastructures considérées comme «structurantes» c est-à-dire de nature à contribuer à l intégration des marchés. Plus spécifiquement nous considérons que l impact des projets d infrastructures à recenser sur l intégration des marchés se situe à plusieurs niveaux : 1. Intégration du marché national de chaque pays dans un marché régional en devenir, 2. Intégration du marché national de chaque pays dans le marché de l Union Européenne et potentiellement, 3. Intégration du marché régional au marché de l Union Européenne. Sur cette base, la liste des projets sera présentée par pays et permettra de tirer les premiers enseignements quant à leur impact au niveau national. Cet impact et leurs possibles résultats seront ensuite mis en perspective dans l optique d une intégration régionale («Sud-Sud») et dans l objectif d une intégration au marché de l Union Européenne. Dans ce contexte, l établissement de ce recensement permet de mettre en perspective des projets répondant à des stratégies et des besoins qui sont presque exclusivement nationaux. En effet les plans d équipement ou encore les stratégies de planification des projets d infrastructures, en particulier pour ceux qui concernent les unités de production prennent comme cadre de référence, un cadre d abord national. Cette caractéristique naturelle est donc commune aux trois pays étudiés. Les prévisions de croissance forte de la demande de chaque pays, l ambition et l obligation de renforcer les réseaux pour raccorder l ensemble du territoire national., sans parler du rôle stratégique du secteur de l énergie pour toute Nation constituent des facteurs explicatifs de ce phénomène. Si l ambition ou l objectif d intégration est, à des degrés divers exprimés par les autorités de chacun des pays, les acteurs opérant sur les marchés doivent répondre à des contraintes et des impératifs d abord nationaux. Dans ce contexte général, certains projets, pour autant doivent être regardés comme véritablement «structurants» en ce sens que leur impact sur le processus d intégration est à relever. Dans cette optique, les projets relatifs au réseau et à l interconnexion sont appelés à jouer un rôle particulièrement important. En revanche et en écho à ce qui précède, rares sont les projets d infrastructures concernant des unités de production qui peuvent être perçus comme ayant un effet intégrant. Si cette circonstance peut être interprété comme la volonté de mettre en place un réseau, préalablement au transport d énergie dans un marché intégré, il convient cependant de relever d une part qu intégration implique ouverture de chaque marché ; processus qui est diversement apprécié selon chaque pays ; d autre part l étude des projets montre que dans les faits, intégration et ouverture, sont plus perceptibles dans le cadre de liaisons entre chaque marché national et le marché de l Union Européenne qu entre les marchés nationaux des trois pays visés entre lesquels de certains obstacles demeurent. Rapport définitif 8
SECTION 2: L ALGERIE Le système électrique algérien comporte, outre le réseau interconnecté, des réseaux autonomes alimentés par des turbines à gaz ou par des groupes diesel desservant des villes du sud, à travers les réseaux de distribution. En raison d une part du périmètre de cette étude, d autre part du caractère accessoire en termes de puissance des unités de production du sud et enfin du fait que 90% de la population algérienne est concentré tout le long de la bande tellienne, les projets d unités de production recensés se situent sur cette partie nord du pays. Dès lors seules les unités de production installée sur le réseau interconnecté national seront prises en considération dans le cadre de cette action. Fin 2007, la puissance totale installée sur le réseau interconnecté national existante était de 8 054* MW, dont 2 740 MW en turbines à vapeur (TV), 4 240 MW en turbine à gaz (TG), 825 MW en cycle combiné (CC) et 249 MW en hydraulique (TH). Depuis lors et dans le cadre du plan d urgence de production de 2000MW d électricité, (lancé en 2006) ont été réalisées un total de sept centrales électriques TG, pour un coût d investissement de près 1,4 Mrds (2 Mrds USD): Centrale Puissance installée (MW) Mise en service Batna (Aïn Djasser) 254 (2 x 127) Nov Déc. 2009 Relizane 465 (3 x 155) Sept. 2009 Larbaâ 560 (4 x 140) G1 & G2 Oct. 2009 G3 & G4 Fév. 2010 Alger Port 71 (2 x 35,5 ) 2010 Oran Est 75 (2 x 37,5) Mars 2008 M Sila 430 (2 x 215) TG1 : 2009 et TG2 : Fév. 2010 Annaba 71 (2x35.5) 2010 Avec la mise en service en 2009 de la centrale en Cycle Combiné de Hadjet Ennous (1200 MW) et la mise en service en 2009-2010 des centrales turbines à gaz décidées dans le cadre du plan d urgence pour un total de 1 926 MW en TG, le renforcement des capacités de production s élève à 3 126 MW. *Source : Bulletin statistique 2007 de Sonelgaz Rapport définitif 9
Le tableau suivant décrit l évolution prévue du parc de production selon les critères définis ci-avant : Période Statut des projets Type de centrale géographique Capacité Installée (MW) Fin 2009 10 109 2010-2012 2013-2015 2017-2020 2021-2025 En cours de réalisation Ouvrages décidés AO lancés ou en préparation Besoins identifiés En projet Axes de réflexion et d investigation Alger Port 2x35.5 Annaba 2x35.5 TG M Sila 1x215 Arbaa 2x140 Hybride Hassi R Mel (Sud) 150 2 CC Terga (Ouest) 3 x 400 CC Koudiet Eddraouch (Est) 3 x 400 TG Extension F Kirina (Est) 2 x 220 TG Extension Ain Djasser 1 x 220 (Est) CC Ras Djinet (Centre) 2 x 400 TG Messerghine (Ouest) 2 x 200 CC Jilel (Est) 2 x 400 TG Non défini 700 3 TG Non défini 1 x 100 1 x 200 TG Non défini 2 x 100 CC Non défini 1 x 400 CC Non défini 1 x 400 CC Non défini 800 + 1200 Total des besoins probables 3 300 MW, dont : Hybride Région Sud 2 x 210 CC Non défini 2400 TG Non défini 1 900 Nucléaire Non défini 1000 Capacité Ajoutée (MW) 3 187 2 440 4 000 5 720 A ce stade et sur la base des informations fournies, l évolution probable du parc de production en Algérie (puissance installée en MW et répartition par filière) sur la période considérée se présente comme suit : Estimation Capacité Installée 2008 2009 2010 2012 2013 2015 2016 2020 2021-2025 TG 4 205 5 419 4 957 5 797 6 697 7 797 CC 825 2025 4 425 6 025 8 825 11 225 TV 2 435 2 435 2 435 2 435 2 239 1 662 TH 230 230 230 0 0 0 Hybride 0 0 150 150 150 570 Nucléaire 0 0 0 0 0 1000 Total 7 695 10 109 12 197 14 407 17 911 22 254 Déclassement 230 120 273 400 2 120MW TG + 30 MW Solaire 3 Source : Information réunion CREG Juillet 2009 Rapport définitif 10
Le tableau suivant présente cette projection en pourcentage en présentant la part de chaque filière : 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% Nucléaire Hybride TH TV CC TG 20% 10% 0% 2008 2009 2010 2012 2013 2015 2016 2020 2021-2025 En ce qui concerne le réseau, en 2008, la longueur totale du réseau de transport d'électricité en Algérie était de 19 552 km. Quant aux réseaux de distribution en moyenne et basse tension, les réalisations enregistrées durant l exercice 2008, ont porté sa longueur globale à 245 642 km 4. 4 Source : CREG Direction de la Communication 31 mai 2009 Rapport définitif 11
Le tableau suivant détaille les infrastructures (Réseau et Poste) en cours ou planifiées entrant dans le périmètre de cette action de renforcement du réseau 400kV de nature à contribuer à l intégration des marchés : Période Statut des projets Poste 400 /220 kv géographique Puissance Installée 3 postes : Réseau 400kV 2007-2009 2009 Mis en service - Bir Ghebalou (Centre) - Si Mustapha (Centre) - El Afroun (Centre) - Oued Athmania - Hassi Ameur 5 000 MVA Est / Ouest : 1 688 km 2010 En cours de réalisation - Sidi Ali Boussidi - Salah Bey - Chefia - Ain Beida 3 000 MVA Est / Ouest : 623 km Nord / Sud : 285 km 2012 Ouvrages décidés AO lancés ou en préparation - Oulel El Abtal (Ouest) - Hassi R'Mel (Sud) - Hassi Messaoud (Sud) 1800 MVA Nord / Sud : 925 km 2015 Ouvrages décidés - Jijel (El Milia) 900 MVA 270 km dont 40 km (2014) 2016-2020 2021-2025 Besoins estimés 10 postes 6000 MVA Besoins estimés 5 postes 3000 MVA Nord : 1 100 km (220 km/an) Sud/Sud: 4 450 km 1 100 km (220 km/an) Rapport définitif 12
En ce qui concerne l interconnexion Algérie Tunise et Algérie Maroc, Tenant compte du fait que l interconnexion électrique en 400 kv entre l Algérie et le Maroc est effective depuis fin septembre 2009 grâce à un accord qui prévoit le transport dans les deux sens d une capacité de 1 000 MW à travers le réseau 400 kv et que l ensemble des interconnexions électriques entre les pays du Maghreb devraient être achevées en 2010, les projets à prendre en considération dans le cadre de cette activité seront centrés sur les liaisons Euro-Algérie. Période Interconnexion Statut des projets Capacité (MW) Consistance (kms) 2013 - Algérie Espagne (i) Réalisation d une centrale CCGT 2 000 MW pour le marché espagnol 1 ère phase : 1 200 1000MWCC+200MWCA 5 240 km pour une profondeur maximale de 1900 m 2016 (ii) Interconnexion directe 2 ème phase : 2 000 - Etude en cours - Etude de faisabilité réalisée par CESI - Création d une société de projet pour la réalisation et l exploitation tout courant continu 2017 Algérie Italie Skikda / El Hadjar - 2020 El Hadjar Sarlux (Sardaigne) Avantage : technique et coût 1 ère phase : 500 MW puis 2 ème phase : 1000 MW 240 km 5 La capacité du câble étant de 1000 MW, le transit de 200 MW se fera à travers l interconnexion Algérie - Maroc Rapport définitif 13
SECTION 3: LE MAROC La situation du Maroc en ce qui concerne l énergie et plus particulièrement l électricité se caractérise par une très forte dépendance vis-à-vis de l extérieur. Face à cette situation particulière et considérant le périmètre de cette activité, deux axes de développement et d orientations de la politique marocaine sont à mettre en exergue (1) la sécurité de l approvisionnement et (2) la diversification des sources d énergie pour la production d électricité. En ce qui concerne le premier point, les tableaux suivants détailleront l importance et le volume des projets prévus pour le renforcement du réseau électrique, à la fois le réseau purement interne mais aussi les liaisons et interconnexions avec les marchés voisins. En ce qui concerne le second aspect, le tableau suivant montre l évolution prévisible du parc de production fournie par les fiches projets qui montre à la fois cette diversification du «bouquet électrique» mais aussi l importance du charbon dans ce bouquet, en tout cas à moyen terme. Période Statut des projets Type de centrale géographique Capacité Installée (MW) 2008 5292 Capacité Ajoutée (MW) 2010-2012 En cours de réalisation Thermosolaire Ain Beni Mathar (Ouest) 472 Fuel Agadir (Sud) 80 Fuel Kénitra (Est) 300 Eolien Tanger (Nord) 140 Eolien Tarfaya 1 et 2 (Sud) 300 Eolien Programme EnergiPro 1000 2 292 2013-2016 Ouvrages décidés AO lancé / en préparation Charbon Jorf Lasfar V (Ouest) 700 Charbon Safi (Ouest) 1980 Hydraulique Abdelmoumen (Sud) 300 Hydraulique M Dez et El Menzel 172 «Projet Ouarzazate (Sud) 500 Solaire» 3 652 2017-2020 Ouvrages décidés - Besoins identifiés «Projet Solaire» «Projet Solaire» «Projet Solaire» «Projet Solaire» Ain Beni Mathar (Ouest) 400 Sebkhate Tah (Sud) 500 Foum Al Ouad (Sud) 500 Boujdour (Sud) 100 1 500 2021-2025 Axes de réflexion et d investigation Données / Prévisions Non Communiquées A ces données, il convient de mentionner les prévisions fournies par le plan d équipement de l ONE 6 qui prévoit pour la période 2015 2020 l ajout de : - 800 MW en TG - 450 MW en parc éolien - 400 MW en Centrale Hydraulique dont STEP L information sur les sites n étant pas disponibles, il est ces capacités ajoutées doivent être intégrés à la classification de «besoins identifiés». 6 Source : ONE «Evolution du bouquet électrique à l horizon 2020» Casablanca le 15 Mars 2010 Rapport définitif 14
A ce stade et sur la base des informations fournies, l évolution prévisible du parc de production au Maroc (puissance installée en MW et répartition par filière) sur la période considérée se présente comme suit : Estimation Capacité 2008 2009 2010 2012 2013 2016 2017 2020 2021-2025 Installée 7 TG 615 1 215 8 1 387 9 1387 1387 CC 380 380 380 380 380 Fuel 600 600 1 136 10 1 136 1 136 Charbon 1 785 1 785 1 785 4 465 11 4 465 Diesel 69 185 12 185 185 185 Hydraulique dont Step 1 265 1 283 13 1 305 14 1 477 15 1 477 464 464 464 764 16 764 Eolien 114 281 17 2 121 18 2 121 2 121 Solaire 500 19 1 500 20 Total 5 292 6 193 8 763 12 415 13 915 NC Déclassement Ces données ne prennent pas en compte le processus de déclassement Le tableau suivant présente cette projection en pourcentage en présentant la part de chaque filière : 100% 80% 60% 40% 20% Solaire Diesel Charbon Fuel Eolien Hydraulique dont Step Cycle Combiné Gaz 0% 2009 2010-2012 2013-2016 2017-2020 En ce qui concerne le réseau, il s établit en 2009 à 18 962 km. 7 A compter de 2010 : estimation sur la base des informations «fiches projets» 8 Capacité additionnelle : 300 MW Ain Béni Mathar + 300 MW MohamMedia 9 Capacité additionnelle : 172 MW Ain Beni Mathar 10 Capacité additionnelle : 300 MW Kenitra + 80 MW Agadir 11 Capacité additionnelle : 700 MW Jorf Lasfar + 1980 MW Safi 12 Capacité additionnelle : 116 MW Tan Tan 13 Capacité additionnelle : 18 MW Complexe Tanafnit Elborj 14 Capacité additionnelle : 22 MW Complexe Tanafnit Elborj 15 Capacité additionelle : 172 MW M Dez et El Menzel 16 Capacité additionnelle : 300 MW Abdelmoumen 17 Capacité additionnelle : 107 MW Tanger + 60 MW Essaouira 18 Capacité additionnelle : 1000 MW EnergiPro + Tarfaya 1 et 2 : 300 MW + Tanger 140 MW 19 Capacité additionnelle : 500 MW Ouarzazate 20 Capacité additionnelle : 400 MW Ain Beni Mathar + Site de Foum Al Ouad 500 MW + Boujdour 100 MW + Site de Sebkhat Tah 500 MW Rapport définitif 15
Le tableau suivant détaille les projets d infrastructure réseau 400kV hypothèse de base pour le recensement de ce type d infrastructure : Mise en service Mars 2010 Septembre 2010 Septembre 2010 Décembre 2011 Décembre 2011 Décembre 2011 2012 2012 Décembre 2012 2013 2013 2013 2013 Désignation du projet Nature du projet Longueur kms Coûts Ligne 225kV Jorf Mediouna Renforcement Rabattement 400kV à 2 ternes Réseau Centre 30 75 MDhs / 7 M (1) Ligne 400kV à 2 Ternes Evacuation (1) 200 (1) 440 MDhs Agadir / Gulmin Energie Produite (2) 18 MDhs au Sud (2) Extension Poste Agadir (1) Ligne 400kV Agadir / Tan Tan (2) Extension Poste Tan-Tan (1) Ligne 400kV à 2 Ternes Chichaoua/ Ghanem/ Mediouna (2) Extension Poste Mediouna (1) Ligne 400kV à 2 Ternes Chichaoua / Ghanem / Agadir (2) Poste 400 kv Ghanem (3) Extension Poste Agadir Réalisation Poste 400kV Chemaia 2 x 450 MVA Extension Poste 400/225 kv Chemaia Réalisation Poste 400/225 kv Tizgui 2 x 600 MVA (1) Ligne 400kV à 2 Ternes Tan Tan / Laayoune (2) Poste Laayoune (3) Poste Tan Tan Rabattement d un terne 400kV Mediouna / Ghanem & Schuntage ligne Jorf / Laawmra Rabattement d un terne de ligne 400 kv Oualili / Melloussa Réalisation Poste 400/225 kv Lawamar : 2 x 450 MVA Réalisation Poste de transformation 400/225 kv Souk Larbaa : 1 x 450 MVA 2013 3 ème ATR Oualili : 460 MVA Prolongement d un terne : 2014 Ligne 400 kv Ferdioua / Melloussa Shuntage des ternes 400 kv 2014 Tahaddart / Melloussa Oualili / Melloussa Construction 2 ème ligne 400 kv 2014 Matma / Bourdim (ATR) Evacuation Energie Produite au Sud Développement Réseau Intérieur Développement Réseau Intérieur 458MDhs / 41M (1) 140 (1)326 MDhs (2) 18 MDhs 344MDhs / 31M (1) 120 (1) 264 MDhs (2) 40 MDhs 304MDhs / 27M (1) 176 (1)388 MDhs (2) 200 MDhs (3) 280 MDhs 868MDhs / 77M Développement Réseau Intérieur 280MDhs / 25M Développement Réseau Intérieur 30 MDhs / 2,7M Développement Réseau Intérieur 170MDhs / 15M (1) 250 (1) 660 MDhs Développement (2) 211 MDhs Réseau Intérieur (3) 103 MDhs 974MDhs / 87M Développement Réseau Intérieur 9 25 MDhs / 2,2M Développement Réseau Intérieur 3 7MDhs/624k Développement Réseau Intérieur 130MDhs/11,5M Développement Réseau Intérieur 87MDhs / 7.8 M Développement Réseau Intérieur 60MDhs / 5,3M Développement Réseau Intérieur 15 22,5 MDhs / 2M Développement Réseau Intérieur 12 26 MDhs / 2,3M Développement Réseau Intérieur 230 370MDhs/33M Rapport définitif 16
2014 2014 Construction Poste Transformation 400/225 kv Anjra Extension Poste 400 kv Bourdim Développement Réseau Intérieur Développement Réseau Intérieur 250MDhs/22M 20MDhs/1,8M 2014 Extension Poste 400 kv Oualili Développement Réseau Intérieur 20MDhs/1,8M 2014 Ligne à 2 Ternes Chemaia / Tizgui Développement Réseau Intérieur 240 528MDhs/47M Tenant compte du périmètre de cette étude, les actions engagées concernent la refonte structurelle de l interconnexion et doivent se matérialiser par : 1. la construction d une troisième ligne de 700 MW Maroc Espagne En 2009 21, les échanges Maroc Espagne ont été de 4 637 GWh dans le sens Nord-Sud et de 8 GWh dans le sens Sud Nord ; c est-à-dire une balance négative de 4 629 GWh. A ce propos, il est possible de s interroger sur l opportunité du choix que constituerait la réalisation d une nouvelle liaison Maroc Espagne dans l optique de renforcer le processus d intégration. En effet, ne serait-il pas aussi judicieux de rechercher à améliorer l utilisation des liaisons actuelles en utilisant ces infrastructures existantes de manière plus efficientes? 2. l achèvement de la ligne 400 kv avec l Algérie. L impact de ces deux projets est de permettre une augmentation graduelle de la capacité commerciale de l interconnexion jusqu à 1000 MW avec l Espagne et 1200 MW avec l Algérie. Il apparaît clairement que ces projets et / ou ces décisions concernant les deux points précédents auront un impact certain sur le processus d intégration, qu il s agisse d une intégration entre les pays du Maghreb ou d une intégration «Sud / Nord». 21 Preliminary Report «The Spanish Electricity System» Red Electrica de Espana, 2009 Rapport définitif 17
SECTION 4: LA TUNISIE La Tunisie se caractérise par un marché de taille modeste comparativement aux autres pays du Maghreb et par une part importante du gaz dans la production d électricité qui selon les dernières données disponibles est issue des filières suivantes : - 45% de centrale thermique vapeur, - 40% de centrale Cycle Combiné, - 14% de Centrale à Turbine à Gaz et - 1% d énergie renouvelable (Hydrauliques et Eolien) L évolution du parc de production telle que fournie par les fiches ne modifient qu à la marge ces ratios comme le montre le tableau suivant : Période Statut des projets Type de centrale géographique Capacité Installée (MW) Fin 2008 3313 2010-2012 2013-2016 2017-2020 2021-2025 En cours de réalisation Ouvrages décidés AO lancés ou en préparation Ouvrages décidés AO lancés ou en préparation Axes de réflexion et d investigation TG Thyna (Sud) 126 CC Ghannouch/Gabes (Est) 416 Eolienne Bizerte (Nord) 120 (Kchabta + Metline) CC Sousse (Est) 380 < x < 450 CC Bizerte (Nord) 380 < x < 450 CC gaz ou Charbon «Projet ELMED» Hawaria (Gaz) ou Skhira (Charbon) 3 x 400 2 x 600 Prévisions : 25% du total des besoins devraient être couverts par la Centrale Nucléaire Nucléaire Non défini 700 < x < 1100 Capacité Ajoutée (MW) 662 760 < x < 900 1200 22 22 Sur les 1200 MW, 400 MW sont prévus pour être dédiés au marché national Rapport définitif 18
A ce stade et sur la base des informations fournies, l évolution probable du parc de production en Tunisie (puissance installée en MW et répartition par filière) sur la période considérée se présente comme suit : Estimation Capacité 2008 2009 2010 2012 2013 2016 2017 2020 2021-2025 Installée 23 TG 1 307 24 1 433 25 1 559 26 1 559 1 559 CC 835 27 835 1 251 28 2 051 29 3 251 30 TV 1 090 1 090 1 090 1 090 1 090 Hydraulique 62 62 62 62 62 Eolien 19 54 31 174 32 294 33 294 Nucléaire 1000 34 Total 3 313 3 474 4 016 5 056 6256 Déclassement Ces données ne prennent pas en compte le processus de déclassement Le tableau suivant présente cette projection en pourcentage en présentant la part de chaque filière : 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% Eolien Hydraulique TV Cycle Combiné Gaz 20% 10% 0% 2008 2009 2010-2012 2013-2016 2017-2020 23 A compter de 2010 : estimation sur la base des informations «fiches projets» 24 STEG : 1280 MW+ El Bibane : 27 MW 25 Centrale Gaz Feriana : 126 MW 26 Centrale Gaz Thyna : 126 MW 27 STEG : 364 MW + Radès II : 471 MW 28 Centrale Ghannouch : 416 MW 29 Centrales de Sousse et Bizerte : 2 x 400 MW (Rapport STEG 2008) 30 Projet ELMED : 1200 MW 31 Centrale éolienne : Sidi Daoud : 35 MW 32 Centrales éoliennes : Kchabta 58 MW + Meltine 62 MW 33 Centrale éolienne Bizerte : 120 MW 34 Centrale Nucléaire : 1000 MW Données Rapport STEG 2008 Rapport définitif 19
En ce qui concerne le réseau, les données actuellement disponibles concernant l extension du réseau 400 kv visé par cette fiche envisagent la réalisation de : 1. Deux lignes 400 kv Bizerte-Mateur et Bizerte- Mornaguia,au cas où les deux cycles combinés prévus au Nord seront installés à Bizerte 2. Deux lignes 400 kv El Haouaria-Mornaguia. Le tableau suivant détaille les projets d infrastructure réseau 400kV hypothèse de base pour le recensement de ce type d infrastructure : Prévision de mise en service 2011 Désignation du projet Passage en 400 kv Ligne «Mornaguia Mateur Jendouba» Statut du projet En cours de réalisation Longueur kms Nature du Projet Renforcement des échanges Est / Ouest Complément de la «Boucle Euro-med» Coût / Financemen t Modalités de financement Non défini 2014 Evacuation de l'énergie du site de la Centrale CC de Bizerte Appel d offre non lancé 2 Lignes : 70 kms Renforcement du réseau 400 kv. Projet lié au projet IPP ayant un impact très limité sur l intégration des marchés Modalités de financement Non défini Rapport définitif 20
En ce qui concerne maintenant les interconnexions avec les autres réseaux, Maghrébin et européen, les projets d infrastructures prévus sont : Période / Prévision de date mise en service Interconnexion Statut des projets Capacité (MW) Consistance (kms) 2011 5 ème liaison Tunisie Algérie 1 200 160 km 2010-2016 Tunisie Italie Etude de faisabilité terminée Etude d exécution du projet en cours 1 200 800 MW exclusivement dédié à l exportation 400 MW marché national 200 km Tunisie - Italie 1000 MW 2015 Gestion par une société mixte STEG / Terna Il est prévu que 20% de la capacité soit en libre accès pour l électricité issue d énergie renouvelable. Projet intégré au 12 ème plan de la STEG 2012-2016 4 ème liaison 35 Tunisie Lybie Etude de faisabilité en 2006 («ELTAM») Appel d offre non encore lancé 1 200 200 km Ces projets définis ci-dessus complèteront donc les interconnexions actuelles avec d une part l Algérie (1 x 225 kv «Tajerouine El Aouinet» ; 1 x 150 kv «Metlaoui Djebel Onk» et ; 2 x 90 kv «Tajerouine El Aouinet» et «Fernana El Kala») et d autre part la Libye (2 x 225 kv «Mednine Abou Kammech» et «Tataouine Rouis»). Par ailleurs, l interconnexion avec l Italie comprend deux volets : 1. Un câble sous-marin en courant continu 1000 MW dont l exploitation et la gestion seront assurées par une société mixte STEG / Interna (le ratio de participation de chaque partenaire n est pas encore défini). Il est prévu que 20% de la capacité soit en libre accès pour l électricité issue d énergie renouvelable. La mise en service est fixée à 2015. 2. En parallèle, un pôle de production («projet ELMED») d une puissance installée de 1200 MW (800 MW dédié exclusivement à l exportation vers l UE et 400 MW pour le marché national sous forme d un «PPA» / Contrat d achat avec la STEG doit être mis en service. Le choix du site n est pas encore arrêté, prévu pour 2016 et dépendra de l énergie primaire utilisée : charbon ou gaz. Dans cette dernière hypothèse, il est envisagé que le site de production soit 35 Liaison s ajoutant aux 2 liaisons 90 kv + 1 liaison 150 kv + 1 liaison 225 kv Rapport définitif 21
situé au Cap Bon. Le coût de l ensemble (câble et site de production) est évalué à : 1.5 Mrds < x < 2.5 Mrds. En ce qui concerne le financement, la Banque Mondiale et la Banque Européenne d Investissement (BEI) dans le cadre du programme européen TEN Energy se sont engagés à soutenir le projet. A l image de la situation qui prévaut pour les autres pays, les projets d infrastructures de production en Tunisie ont pour principal objectif la satisfaction de la demande nationale. Sur cette base cependant, il convient de relever que le projet de centrale nucléaire en Tunisie est le seul projet d infrastructure de production dont une mise en service à moyen / long terme est envisagé avec le plus de certitude. Le projet est actuellement en phase préparatoire dédiée à la conduite des études (étude de faisabilité technico-économique et de rentabilité) nécessaires à la prise de décision. Cette phase, débutée en 2007 est prévue pour se clore en 2011. A cette phase d étude doit succéder une phase d appel d offre (2012 2015), une phase de construction et de mise en service (2016 2023), et une phase d exploitation (2024 2084). Il est prévu que cette unité couvre en 2030 au maximum 15% de la demande nationale, actuellement estimée pour 2030 à 7 500 MW en pointe. En ce qui concerne le point particulier des énergies renouvelables, il convient de constater qu il est possible de s appuyer sur des informations fiables à horizon 2013 concernant les projets en cours de discussion ou en étude de faisabilité. Au-delà, l incertitude demeure. Pour autant, un point particulier a été mentionné : il s agit du plan solaire tunisien pour lequel l Agence Nationale de la Maîtrise de l Energie (ANME) travaille dans la perspective 2015 2020. Pour conclure sur la question des énergies renouvelables, deux études ont été mises en exergue : l étude de faisabilité CSP - 25MW et l étude de faisabilité 50MW pour les cimentiers auto-producteurs. En ce qui concerne les projets de Transport / Réseau, 2016 apparaît ici encore comme une date limite pour envisager des données sinon fiables du moins arrêtées. Rapport définitif 22
SECTION 5 ENSEIGNEMENTS ET CONCLUSIONS Sur la base des objectifs définis par la fiche d activité, plusieurs enseignements peuvent être tirés : En ce qui concerne «l information mutuelle des bénéficiaires du projet», nous estimons que ce recensement répond à cet objectif par la mutualisation et la mise en commun des informations données par les différents bénéficiaires. Il apparaît que ce recensement devra être relayé par d autres initiatives initiées par les bénéficiaires à l issue de ce projet. Ces initiatives pourront être entreprises dans des structures telles que le Comelec pour avoir un impact pérenne. En écho à ce qui précède, il convient de constater que le principe d un développement durable et d une intégration régionale et internationale comme pilier des orientations stratégiques constitue une recommandation commune aux trois pays. Cependant, il apparaît que cette volonté ne bénéficie pas d une traduction toujours évidente, en tout cas pour ce qui concerne les projets relatifs aux unités de production. En effet, comme précédemment évoqués et comme il est détaillé ci-après dans les fiches projets, les unités de production sont envisagées dans un cadre prioritairement national : la programmation ou les plans d équipement le prenant comme périmètre de référence. Pour ce qui concerne «l identification des besoins nouveaux en infrastructure qui résulterait d une intensification des échanges», la diversité des situations des trois pays rend peu aisée l identification de besoins nouveaux en projets structurants propres à participer à une intégration des trois marchés du maghreb. Le Maroc se caractérise par une situation de faibles ressources énergétiques nationales. Dès lors il est soumis à une forte dépendance de l extérieur (96% de l électricité provient de sources d énergie importées, le reste étant issue d une production locale principalement hydro-électrique). Dans ce cadre, le Maroc fonde sa stratégie énergétique sur deux axes principaux : (1) la sécurité de l approvisionnement, ce qui implique une diversification de la provenance géographique de l énergie importée et, par voie de conséquence (2) une attention particulière en ce qui concerne le degré de dépendance vis-à-vis de l extérieur, là encore ceci se traduit par une volonté de diversifier son «bouquet électrique». Dès lors dans une optique d intégration des marchés, le Maroc entend bénéficier et profiter de sa position géographique spécifique entre deux grands marchés respectivement électrique et gazier : l Espagne au Nord et l Algérie à l Est. Dans cette démarche de mesures relatives au renforcement de l offre, le Maroc semble attacher à renforcer d une part ses capacités de production et d autre part les infrastructures d interconnexion avec ses voisins (Algérie et Espagne). Dans ce double mouvement, seules les infrastructures d interconnexion semblent devoir jouer un rôle structurant dans l optique d une intégration. En effet, les choix de renforcement des moyens de production sont présentés comme devant répondre principalement à l évolution nationale de la demande. Pour conclure sur le Maroc, la volonté de poursuivre son intégration régionale se traduit par l ambition d une part de construire une troisième ligne de 700 MW entre le Maroc et l Espagne (bien que l on ait souligné que le choix d améliorer l utilisation des structures existantes puissent aussi être une alternative judicieuse, en particulier en terme de coût d investissement) et d autre part de pérenniser la ligne 400 kv avec l Algérie. De son côté, l Algérie bénéficie d un atout majeur en comparaison de ses deux voisins ; il s agit de son potentiel énergétique, en particulier gazier. Mais à l image du Maroc et la Tunisie, le programme de développement du secteur de l électricité entend d une part soutenir le développement socioéconomique du pays et d autre part assurer la couverture du marché national. Rapport définitif 23
Cette dimension logiquement et prioritairement nationale de la stratégie n empêche cependant pas de percevoir un impact régional aux projets d infrastructures. Ainsi il est évident que le programme de renforcement du réseau 400 kv par la construction d une «artère» Est Ouest ne se comprend que dans une logique d ouverture des marchés avec les Etats voisins. Cependant pour avoir un réel impact structurant, ces liaisons d interconnexions avec la Tunisie et le Maroc ne devraient plus être envisagés dans une simple perspective d échanges de secours et de mise en commun des réserves de puissance pour acquérir une nouvelle dimension ; ce qui ne semble pas à ce jour être le cas au regard des prévisions de développement du parc de production pour chacun des trois pays. Enfin, malgré la taille modeste de son marché, la Tunisie présente le seul projet d infrastructure de production de nature à concourir à une intégration des marchés. Il s agit du projet «ELMED» mais qui ne concerne pas les relations entre les pays du Maghreb. La spécificité de ce projet (1/3 de la production dédiée au marché Tunisien et 2/3 au marché Italien) pourrait être déclinée pour d autres unités de production chargé de fournir deux pays du Maghreb et ainsi concourir à l intégration «Sud / Sud». Tout comme le Maroc, la Tunisie exprime une volonté d intensification des échanges avec le marché de l Union Européenne via l Italie, en raison de la proximité géographique mais aussi et surtout du différentiel de prix entre l Italie et la Tunisie. Dans le même mouvement, il convient de relever que la dorsale 400 kv reliant Mornaguia, Oueslatia et Bouchemma constituera un projet d une grande importance pour l émergence d un marché Maghrébin et sa future intégration dans le marché Européen. Cet élément ainsi que la réalisation de l interconnexion en 400 kv avec la Lybie sont d ailleurs développés plus en détail dans les fiches projets correspondantes. Pour autant, il n apparaît pas que la perspective d une intégration des marchés de l électricité au Maghreb constitue un enjeu prioritaire dans les décisions relatives aux projets d infrastructures. Il a ainsi été évoqués comme obstacles à l ouverture à la concurrence et à l intégration : d un point de vue purement interne ou national le phénomène des «IPP» / Producteur Indépendant et l impact des contrats de fourniture à long terme ; d un point de vue régional, la question de l ouverture du marché du gaz en écho à la question du différentiel du tarif du gaz entre les trois pays. Pour palier à ces situation et pour dépasser le référentiel national une première piste de réflexion concernant l identification de besoins nouveaux pourrait être la création d une instance supranationale chargée de donner les bases d une planification sinon harmonisée du moins coordonnée. Dépassant le stricte cadre des «infrastructures» cette entité pourrait aider à mieux envisager un parc régional pour un marché unique. Une telle avancée, institutionnelle cette, fois devrait permettre une meilleure mise en commun des informations touchant à la diversité et la répartition des capacités disponibles au sein de chaque pays. Ainsi au regard du potentiel en énergie solaire des trois pays et dans une moindre mesure éolien, cette structure pourrait avoir en charge de définir des projets de réalisation d unités de production aux utilisant ces ressources primaires. Les enjeux sont au moins triples : (1) une mutualisation des investissements, (2) une réponse commune à une contrainte que s est imposée l Union Européenne en matière «d énergie verte» et (3) la possibilité pour chaque pays du Maghreb de parvenir à son tour à atteindre ses objectifs domestiques en matières de diversification des sources d énergie et ce, dans un cadre régional. Pour ce qui touche à la compréhension des «conséquences éventuelles de ces infrastructures sur le/les marché/s à organiser» et sur la base des commentaires qui précèdent, les conséquences de ces infrastructures sur l intégration des marchés semble pouvoir se résumer par l idée suivante : l effet structurant des projets d infrastructures sur l objectif d intégration est marginal car ils entendent répondre exclusivement à une évolution de la demande prise dans un cadre strictement interne ou national. Les projets d infrastructures de réseau en particulier le réseau 400 kv - au contraire, peuvent être perçus comme le préalable à l émergence d un réseau communautarisé propre à un marché intégré. Rapport définitif 24
Pour atteindre cet objectif cependant, une volonté politique commune devra elle aussi émerger, pour par exemple permettre d élaborer une planification régionale des équipements qui soit intégrée. Arguons que ce recensement constitue une prémisse à cette ambition. Enfin pour ce qui touche «aux conséquences d une ouverture des marchés et de leur impact sur des études de faisabilité», les études de faisabilité des projets recensées montrent que l impact sur l intégration des marchés entre les trois pays devrait être limité. En revanche, tel n est pas le cas pour les projets d infrastructure envisagés entre chacun des pays et le marché de l Union Européenne via l Espagne et/ou l Italie. Cependant il convient de relever que ces projets s ils peuvent permettre aux opérateurs des trois pays de devenir acteur sur le marché de l Union Européenne ou de concourir à établir les conditions d une libéralisation de chaque marché national, ils ne peuvent être interprétés comme structurants pour l émergence d un marché Maghrébin sinon unifié du moins harmonisé. Au-delà, de 2017 les informations concernant projets d infrastructures relatives aux unités de production sont limitées et ce, pour les trois pays visés. A ce stade, hormis la centrale du projet ELMED de 1200 MW prévue pour une mise en service en 2016, nous ne percevons pas de projet d infrastructure de production susceptible de participer à une intégration des marchés. En ce qui concerne les infrastructures de transport, les projets peuvent apparaître plus significatifs : nouvelle interconnexion 400 kv Maroc Algérie et Algérie Tunisie avec le passage à palier / niveau de tension. Dans un sens positif, les interconnexions peuvent être considérés comme constituant un préalable essentiel à l émergence d un marché régional de l électricité, notamment en rendant plus robuste l ensemble de ces interconnexions interrégionales. Ainsi, il convient de constater une progression dans le sens de cette intégration dans le cadre des deux accords récents conclu entre l ONE et la SONELGAZ. Si le premier organise des procédures d échanges entre les deux réseaux limité à un mécanisme de secours mutuel en cas d aléas dans l un des deux réseaux ; en revanche le second envisage la transition de 1000 MW d énergie vers l Espagne via le réseau marocain. Dans cette optique, il est à noter ici un signal fort donné par les opérateurs marocains et algériens dans le sens d une intégration de leurs marchés électriques respectifs vers le marché de l Union Européenne. Les projets d interconnexions avec l Europe peuvent apparaître plus significatifs et «structurants» (projet de troisième ligne Maroc Espagne, projet Tunisie Italie ainsi que les projets Algérie Espagne et Algérie Italie), notamment en tenant compte de l information disponible et fournie pour ces projets. En revanche, il peut être considéré que ces projets d interconnexion avec l Europe participent plus à l intégration de chaque marché national au marché de l UE que d une intégration d un marché Maghrébin au marché de l Union Européenne. En d autres termes, ces projets parallèles mis en œuvre par chacun des pays peuvent être vus comme répondant à des besoins et des objectifs nationaux. Rapport définitif 25
ANNEXES : FICHES PROJETS Les Fiches projets sont classées de la manière suivante : 1. Par pays : Maroc, Algérie et Tunisie 2. Pour chaque pays, par type de projets : Unité de production puis Réseau dont Interconnexions internationales suivant la date de prévision de mise en service du projet Rapport définitif 26
MAROC Rapport définitif 27
UNITES DE PRODUCTION Rapport définitif 28
Centrale Thermosolaire Ain Beni Mathar Ain Beni Mathar Transport Interconnexion 472 230 kv/400kv Raccordement techniques - 2009 : 300 MW - 2010 : 172 MW - Le cycle complet intégrant la partie vapeur et le cycle champ solaire seront mis en service en avril 2010 5,9 Mrds Dhs / 524,4 M Tranche 1: 2009 Tranche 2: 2010 - BAD : Prêt en 2005 de 136,4 M puis en 2008 de 151,4 M (suite au redimensionnement de la centrale 250 MW à 470MW) - Fonds Mondial pour l'environnement : 36,6M - ONE : 100 M - ICO Espagnol : 100 M - Statut du projet: En cours de réalisation - Impact sur l'intégration: Neutre au regard du redimmensionnement du projet et de ses deux objectifs - Périmètre prioritairement national (1) Redimensionnement : Augmentation de la capacité de production installée a été accrue pour répondre aux retards d'investissement observés dans le programme de développement de l'one et l'accroissement plus rapide de la demande en énergie du Royaume (2) Objectif sectoriel du projet : Généralisation de l'accès à l'électricité et le développement des énergies renouvelables en vue de soutenir la croissance économique et la compétitivité des entreprises marocaines (3) Objectif spécifique : Contribuer à la sécurisation de l'alimentation en énergie électrique du pays, à la diversification des sources d'énergie et à la réduction de l'émission des gaz à effet de serre. Rapport définitif 29
Parc éolien de Tanger (Dhar Saadan et Beni Majmel) Tanger (1) 107 MW (Dhar Saadane) Transport Interconnexion (2) 33 MW Raccordement Total : 140MW 225 kv techniques - Productibilité moyenne annuelle : 526 GWh - Le parc comprend 165 aérogénérateur (Puiss. Nom. Unitaire : 850 KW H), postes BT/MT, postes élévateurs MT/HT : 225 kv, 2 lignes 225 kv - Superficie du parc: 3 400 ha (17 km x 2km) 2,6 Mrs Dhs / 236 M (1) : 04/2009 (2) : 04/2010 - Co-financement national et international : BEI (80 M ), Banque KfW (50 M ), Coopération financière espagnole (100 M ) et ONE sur fonds propres - Statut du projet: Généralisation de la mise en service - Impact sur l'intégration: Limité au regard du périmètre et des objectifs prioritairement nationaux. Ce projet : (1) S'inscrit dans le cadre du programme national de diversification de l'énergie renouvelable (2) Entre dans le cadre du Mécanisme pour un Développement Propre (MDP) de l'one (3) Doit permettre de renforcer les moyens de production d'origine éolienne et du réseau d'interconnexion de la région nord du Royaume. Rapport définitif 30