NOUVELLE VERSION DU PLAN SOLAIRE TUNISIEN. Programmation, conditions et moyens de la mise en œuvre

NOUVELLE VERSION DU PLAN SOLAIRE TUNISIEN Programmation, conditions et moyens de la mise en œuvre Avril 2012

Table des matières AVANT-PROPOS... 4 1. INTRODUCTION... 6 2. LE PST, COMPOSANTE MAJEURE DE LA STRATEGIE DE TRANSITION ENERGETIQUE DE LA TUNISIE... 7 2.1. Contexte énergétique national... 7 2.1.1. Un effort récompensé de la politique de maîtrise de l énergie... 7 2.1.2. Des défis énergétiques à relever... 7 2.1.3. Une situation électrique non soutenable... 8 2.2. La stratégie tunisienne du mix électrique... 9 2.2.1. Prospective de la demande électrique... 9 2.2.2. Le mix électrique à long terme... 10 3. PRINCIPES DIRECTEURS DU PLAN SOLAIRE TUNISIEN... 12 4. LES MECANISMES DE SOUTIEN ET DE REGULATION POUR LE PST... 14 4.1. Les outils incitatifs : une diversité de régimes d accès au marché adaptés aux différents types d investisseurs... 14 4.1.1. Le Prosol Elec... 14 4.1.2. Le net metering pour les bâtiments des établissements tertiaires, industries et agricoles... 15 4.1.3. Le régime du tarif d achat affiché... 15 4.1.4. Le Régime de développement à consommation garantie / autoproduction... 15 4.1.5. Le régime d appel d offre pour concession privée... 16 4.1.6. Le régime d investissement public... 17 4.2. Les outils de régulation... 17 4.2.1. Associer énergie renouvelable et efficacité énergétique : une spécificité du PST... 17 4.2.2. Promouvoir l investissement citoyen... 18 4.2.3. Prendre en compte la territorialité... 18 4.2.4. Maîtriser le développement par une programmation dynamique... 19 4.2.5. La question de l export... 20 5. UN DISPOSITIF MAITRISE... 21 5.1. Mécanismes de soutien par filière et palier de puissance... 21 5.1.1. L éolien... 21 5.1.2. Le photovoltaïque... 21 5.1.3. Le solaire thermodynamique... 21 5.2. La programmation des réalisations du PST... 22 5.2.1. L éolien... 22 5.2.2. Le PV raccordé au réseau... 22 5.2.3. Le solaire thermodynamique... 23 5.3. Coût et financement du PST... 23 5.3.1. Besoins en investissements... 23 5.3.2. Financement du PST... 23 6. LES IMPACTS DU PST... 24 6.1. Impact énergétique... 24 6.2. Impact sur les émissions de CO2... 25 6.3. Impacts économiques... 25 6.3.1. Réduction de la facture d énergie... 25 6.3.2. Subvention évitée... 26 7. LES MESURES D ACCOMPAGNEMENT... 27 7.1. La mise en place d un cadre réglementaire et administratif adapté... 27 7.1.1. La réforme réglementaire... 27 7.1.2. Les procédures administratives de mise en œuvre... 27 7.2. La régulation du marché électrique... 28 7.2.1. La mise en place d un régulateur électrique... 28-2-

7.2.2. Les instances de concertation... 29 7.3. Information, formation et R&D... 30 7.3.1. Information et communication... 30 7.3.2. Accompagnement des particuliers et producteurs de petite puissance... 30 7.3.3. Formation des acteurs... 30 7.3.4. Recherche et Développement... 31 7.4. Renforcement de la capacité d absorption du réseau électrique... 31 8. LA GESTION DU PST... 33 8.1. L Unité de gestion du PST... 33 8.1.1. Rôle et mission... 33 8.1.2. Organisation de l Unité de Gestion... 33 8.1.3. Coût et financement de l Unité de Gestion... 34 8.2. La programmation des activités... 35 9. CONCLUSION... 36 Liste des illustrations FIGURE 1: CROISSANCE ECONOMIQUE ET CONSOMMATION D ENERGIE PRIMAIRE (ANME)... 7 FIGURE 2: SOLDE ENERGETOQIE DE LA TUNISIE (ONE)... 7 FIGURE 3: SCENARIOS DE LA DEMANDE D ENERGIE PRIMAIRE EN TUNISIE (ANME)... 8 FIGURE 4: EVOLUTION DE LA CONSOMMATION NATIONALE D ELECTRICITE EN TUNISIE (STEG)... 8 FIGURE 5: STRUCTURE DE LA PRODUCTION ELECTRIQUE EN 2010 (STEG)... 8 FIGURE 6: CONSOMMATION DE COMBUSTIBLES PAR LES CENTRALES ELECTRIQUES EN TUNISIE (STEG)... 9 FIGURE 7: SCENARIOS DE LA DEMANDE D ELECTRICITE EN TUNISIE (ETUDE MIX ELECTRIQUE, WI-ALCOR, ANME-GIZ)... 9 FIGURE 8: SCENARIO DU MIX ELECTRIQUE RETENU EN TUNISIE (ETUDE MIX ELECTRIQUE, WI-ALCOR, ANME-GIZ)... 10 FIGURE 9: PREVISION DE LA CAPACITE ELECTRIQUE INSTALLEE D ORIGINE RENOUVELABLE PAR FILIERE EN TUNISIE (ETUDE MIX ELECTRIQUE, WI-ALCOR, ANME-GIZ)... 10 FIGURE 10: REGIME DE DEVELOPPEMENT DE L EOLIEN PAR AUTOPRODUCTION OU CONSOMMATION GARANTIE... 15 FIGURE 11:REGIMES D ACCES AU MARCHE SELON LES INVESTISSEURS ET LE PALIER DE PUISSANCE POUR L ENERGIE EOLIENNE... 21 FIGURE 12:REGIMES D ACCES AU MARCHE SELON LES INVESTISSEURS ET LE PALIER DE PUISSANCE POUR L ENERGIE PHOTOVOLTAÏQUE 21 FIGURE 13:PROGRAMMATION DES REALISATIONS DU PST : L EOLIEN... 22 FIGURE 14:PROGRAMMATION DES REALISATIONS DU PST : LE PV... 22 FIGURE 15:PROGRAMMATION DES REALISATIONS DU PST : LE CSP... 23 FIGURE 16: INVESTISSEMENTS CUMULES SELON LES HORIZONS ET LES FILIERES DANS LE CADRE DU PST (M )... 23 FIGURE 17: FINANCEMENT DU PST (M )... 24 FIGURE 18: ECONOMIES ANNUELLES D ENERGIE PRIMAIRE (KTEP)... 24 FIGURE 19: ECONOMIES CUMULEES D ENERGIE PRIMAIRE DUES AU PST (KTEP)... 24 FIGURE 20: EMISSIONS ANNUELLES EVITEES DE CO2... 25 FIGURE 21: FACTEURS D EMISSION DU SECTEUR ELECTRIQUE (TECO2 /GWH)... 25 FIGURE 22: REDUCTION ANNUELLE DE LA FACTURE ENERGETIQUE... 25 FIGURE 23: GAINS CUMULES SUR LA FACTURE D ENERGIE (MILLIARDS D EUROS)... 26 FIGURE 24: GAINS CUMULES EN SUBVENTION A L ENERGIE CONVENTIONNELLE (MILLIARDS D EUROS)... 26 FIGURE 25: BUDGET PREVISIONNEL DE FONCTIONNEMENT ET D INTERVENTION DE L UNITE DE GESTION (1000 DT)... 35 FIGURE 26: PROGRAMMATION DES ACTIVITES DU PST... 35-3-

Avant-propos L Agence nationale pour la maîtrise de l énergie de Tunisie, ANME, a confié au groupement Bernard LAPONCHE-ALCOR l élaboration d une nouvelle version du Plan Solaire Tunisien 1, en suite à un appel d offre international et avec un appui financier de l Agence française pour le développement, AFD. Cette élaboration s est effectuée en trois étapes sur la période de juillet à novembre 2012, sur la base de l analyse de l expérience internationale, des objectifs de la stratégie énergétique nationale et de la concertation avec l ensemble des acteurs concernés : - Première étape : Elaboration d une première version du Plan Solaire Tunisie (PST). - Deuxième étape : Elaboration finale du PST. - Troisième étape : Organisation de l Unité de gestion du PST (UGP). Une première réunion de présentation de la démarche prévue par le Consultant pour la réalisation de ce travail et d une première concertation avec les partenaires concernés s est tenu à Tunis le 2 juillet 2012 sous la présidence de l ANME. Cette réunion a permis de dégager un certain nombre d éléments de cadrage pour l élaboration du PST et de préciser le périmètre de celui-ci : - Le PST doit s inscrire dans la stratégie énergétique de la Tunisie, basée sur le développement de la maîtrise de l énergie dans ses deux composantes : utilisation rationnelle de l énergie et développement des énergies renouvelables. - L élaboration du PST n est pas un exercice technocratique limité à quelques experts. Elle doit être le fruit de l apport de l ensemble des acteurs concernés par sa mise en œuvre. Elle doit donc s appuyer sur une démarche de concertation et de validation progressive et interactive. - L élaboration du PST doit s appuyer sur l analyse de la situation énergétique internationale et de son évolution vers la transition énergétique ainsi que sur celle de l expérience acquise, en termes d objectifs comme de politiques et mesures, dans les pays ayant développé la production d électricité d origine renouvelable. Il ne s agit pas de copier tel ou tel exemple, mais de profiter des enseignements pour proposer une solution originale adaptée à la situation et à la stratégie de développement de la Tunisie. - La nouvelle version du PST doit se concentrer sur la production d électricité d origine renouvelable et plus particulièrement sur l éolien, le solaire photovoltaïque et le solaire thermodynamique, dans la mesure où la politique d utilisation rationnelle de l énergie est déjà bien avancée et convenablement traitée en Tunisie, l essentiel étant d en accélérer la mise en œuvre. - Afin d assurer la cohérence stratégique de la mise en œuvre du PST, celle-ci doit être impérativement accompagnée par des mesures et des actions d efficacité de la consommation d électricité, notamment sur la pointe. - Le PST doit mettre en valeur la dimension économique et sociale en termes de nouvelles activités et d emplois, notamment dans les territoires les plus défavorisés, du déploiement de la production d électricité d origine renouvelable et de l efficacité électrique. Et cela dans de nombreux secteurs : bureau d études, industrie des équipements, secteur de la construction, organises de recherche et développement, etc. 1 La première version du Plan Solaire Tunisien a été élaborée en 2009 par l ANME. -4-

Sur la base de ces recommandations, le travail du Consultant s est déployé selon trois axes : - Analyse et présentation de la transition énergétique au niveau mondial et comparaison des politiques et mesures de différents pays significatifs pour le développement de a production d électricité d origine renouvelable. - Rencontres avec les partenaires de l élaboration et de la mise en œuvre du PST : administration, ANME, STEG, bureaux d études, investisseurs et développeurs potentiels tunisiens et étrangers. - Elaboration d une première version du PST. Le résultat de ce travail a été consigné dans le «Rapport Intermédiaire sur l élaboration du nouveau Plan Solaire Tunisien» qui a été présenté à la seconde réunion de concertation avec les partenaires qui s est tenu le 12 octobre à Tunis sous la présidence de l ANME. L exposé par le Consultant des éléments principaux de la nouvelle version du PST a été suivi d un dialogue avec les participants (questions-réponses et commentaires). Cette réunion de concertation a permis de réaliser ensuite la phase finale de l élaboration du PST comprenant notamment la description des missions et de l organisation de l Unité de gestion du PST (UGP). Le rapport final sur «L élaboration d une nouvelle version du PST» présenté ici est constitué de deux tomes qui sont complémentaires mais peuvent être lus indépendamment : 1. Tome I Le Contexte international : Transition énergétique et production d électricité d origine renouvelable 2. Tome II : Le Plan Solaire Tunisien : Programmation, conditions et moyens de la mise en œuvre Le présent document constitue le Tome II de ce rapport. -5-

1. Introduction Depuis plus de deux décennies, la Tunisie s est orientée vers l utilisation rationnelle de l énergie et le développement des énergies renouvelables. Les programmes ambitieux de maîtrise de la demande d énergie ont permis de réduire le taux de croissance de la consommation d énergie et de baisser substantiellement l intensité énergétique. Grâce à ces programmes, pour produire le même niveau de richesse, la Tunisie consomme aujourd hui 20% de moins d énergie qu en 2000. En dépit des efforts consentis en matière de maîtrise de l énergie, le Mix énergétique tunisien dépend fortement des énergies fossiles. En dehors de la biomasse, les produits pétroliers et le gaz naturel couvrent la quasi-totalité des besoins énergétiques. L évolution de ce Mix est soumise à une double contrainte : Une contrainte interne liée à l évolution du paysage énergétique national marqué par une croissance continue de la demande d énergie particulièrement de l électricité et un déficit croissant de la balance énergétique qui pèsera lourdement sur la facture énergétique ; Une contrainte extérieure liée au contexte énergétique international qui se caractérise par une perspective de hausse durable des prix de l énergie, une raréfaction des ressources en hydrocarbures et la lutte contre les changements climatiques. L analyse de l évolution du système énergétique tunisien et des défis auxquels il sera confronté durant les deux prochaines décennies met en évidence la nécessité de transformer ce système sur la base de deux actions prioritaires : le renforcement de l efficacité énergétique et le recours aux énergies renouvelables. La politique d efficacité énergétique est un atout majeur pour l économie tunisienne et doit le rester. Si l on n agit pas, la demande d énergie pourrait doubler d ici 2030. Il faut continuer à faire de l efficacité énergétique une cause nationale pour réduire le taux de croissance de la demande énergétique et accentuer les efforts. Une grande attention doit être accordée à la diversification du Mix énergétique de façon à réduire la dépendance vis-à-vis des énergies fossiles. Les énergies renouvelables offrent à la Tunisie des perspectives pour garantir la sécurité d approvisionnement, réduire les risques de vulnérabilité de l économie face à l augmentation des prix de l énergie et contribuer à la lutte contre les changements climatiques. En effet, l éolien et même le photovoltaïque de grande puissance atteignent d ors et déjà la parité avec le réseau, si l on considère le coût réel du kwh produit par les moyens conventionnels. La Tunisie a préparé la première version de son plan solaire en 2009. L évaluation des réalisations met en relief la nécessité de mettre à jour le Plan Solaire Tunisien (PST)afin qu il soit en cohérence avec le Plan Solaire Méditerranéen et plus ambitieux en termes d impulsion de l efficacité énergétique et de percée des énergies renouvelables. La présente version du Plan Solaire Tunisien s inscrit dans une transition vers une économie sobre en énergie et en carbone basée sur deux choix majeurs : Une amélioration considérable de l efficacité énergétique visant une meilleure maîtrise de la demande d énergie Un recours substantiel aux énergies renouvelables visant la diversification du mix énergétique pour la production d électricité. -6-

2. Le PST, composante majeure de la stratégie de transition énergétique de la Tunisie 2.1. Contexte énergétique national 2.1.1. Un effort récompensé de la politique de maîtrise de l énergie La demande d énergie primaire de la Tunisie a augmenté durant la dernière décennie avec un rythme d environ 2.1% par an contre une croissance économique moyenne de 3.9% par an. Ce découplage se traduit par une baisse de l intensité d énergie primaire d environ 1.8% par an. Cette baisse de l intensité s explique, entre autre, par l effet de la politique volontariste de maîtrise de l énergie conduite par la Tunisie depuis plus d une vingtaine d année. FIGURE 1:CROISSANCE ECONOMIQUE ET CONSOMMATION D ENERGIE PRIMAIRE (ANME) 2.1.2. Des défis énergétiques à relever Toutefois, la demande reste dominée par les hydrocarbures (gaz naturel et produits pétroliers) qui couvrent 99% de la consommation d énergie primaire, alors que les énergies renouvelables (hors biomasse) ne dépassent pas 1% de cette consommation. A cause de cette dépendance accrue aux énergies conventionnelles, couplée avec la baisse de production nationale d hydrocarbures l équilibre de la balance énergétique a été rompu dès le début des années 2000. FIGURE 2:SOLDE ENERGETOQIE DE LA TUNISIE (ONE) -7-

Dans l avenir et sur la base des ressources conventionnelles actuelles, la prospective énergétique montre des défis importants en termes de sécurité d approvisionnement énergétique du pays. En effet, dans le cas où la demande énergétique évoluerait avec la même efficacité actuelle, le déficit de la balance énergétique atteindrait environ 12 Mtep en 2030. Dans le cas d un scénario d efficacité énergétique, ce déficit serait seulement de 5.5 Mtep. FIGURE 3:SCENARIOS DE LA DEMANDE D ENERGIE PRIMAIRE EN TUNISIE (ANME) 2.1.3. Une situation électrique non soutenable Un développement rapide de la demande La consommation électrique nette s est élevée en 2011 à 13.7 TWh. Elle a augmenté à un rythme d environ 6% par an durant les années 90 puis 4% durant la dernière décennie. Cette croissance a été portée essentiellement par les ménages dont la consommation a augmenté durant la dernière décennie d environ 5% par an. Ainsi, la part de l électricité dans la consommation d énergie finale totale est passée d environ 14% en 2000 à près de 22% en 2012. Un mix électrique presque totalement thermique FIGURE 4:EVOLUTION DE LA CONSOMMATION NATIONALE D ELECTRICITE EN TUNISIE (STEG) Le mix électrique est très peu diversifié avec une très faible pénétration des énergies renouvelable. La part des énergies renouvelable dans la production d électricité en 2010 y compris l hydraulique, ne représente que 4% le reste est essentiellement produit à partir du gaz naturel provenant à hauteur de 60% des champs nationaux et 40% du gazoduc algérien (redevance plus importation). Cette forte dépendance au gaz naturel risque de poser un sérieux problème de sécurité de production électrique, sachant que les prévisions laissent prévoir un déficit gazier à partir de 2017-2018. FIGURE 5:STRUCTURE DE LA PRODUCTION ELECTRIQUE EN 2010 (STEG) -8-

Consommation de combustible : une part croissante dans la consommation d énergie primaire Le secteur électrique couvre une part de plus en plus importante dans la consommation d énergie primaire. La consommation d énergie primaire affectée à la production d électricité a évolué de 2090 ktep en 2000 à 3155 ktep en 2011. Sa part dans la consommation d énergie primaire totale est passée ainsi de 34.5% en 2000 à 44.5% en 2011. FIGURE 6:CONSOMMATION DE COMBUSTIBLES PAR LES CENTRALES ELECTRIQUES EN TUNISIE (STEG) 2.2. La stratégie tunisienne du mix électrique 2.2.1. Prospective de la demande électrique La prévision de la demande électrique est définie sur la base de deux scénarios d évolution de l intensité électrique: Un scénario d efficacité électrique, selon lequel on considère que les économies d électricité des actions d efficacité électrique lancées entre 2008 et 2012 continuent à produire des économies en électricité jusqu en 2020. Au-delà de 2020 on considère que l intensité continuera à baisser avec le même taux annuel moyen prévu pour la période 2013-2020, soit -0.6 % par an. Selon ce scénario tendanciel de l efficacité électrique, la demande finale d électricité atteindrait 20.8 TWh en 2020 et 34.9 TWh en 2030. Un scénario volontariste de l efficacité électrique (retenue par la stratégie du mix électrique) qui intègre en plus des actions d efficacité énergétique lancées entre 2008 et 2012 celles lancées entre 2013 et 2020. Audelà de 2020 on considère que l intensité baissera de manière moins forte soit - 1.5% entre 2020 et 2025 et -1% entre FIGURE 7:SCENARIOS DE LA DEMANDE D ELECTRICITE EN TUNISIE (ETUDE MIX ELECTRIQUE, WI-ALCOR, ANME-GIZ) -9-

545 MW 1 525 MW 3 725 MW MW Nouvelle version du Plan Solaire Tunisien 2025 et 2030 traduisant les contraintes d accès à des gisements d économies d énergie de plus en plus difficiles à mobiliser. Le taux annuel moyen de la baisse de l intensité entre 2013 et 2030 sera dans ce cas de -2.0%. Pour atteindre cet objectif de réduction de l intensité électrique, le Tunisie mettra en place une stratégie ambitieuse en termes d efficacité énergétique basée sur un mix cohérent d instruments réglementaires, institutionnels et incitatifs. Ainsi, dans le cas de ce scénario retenu, la demande évoluerait de manière plus modérée pour atteindre 16.9 TWh en 2020 et 26.7 TWh en 2030, soit 24% en deçà de la demande dans le scénario tendanciel. 2.2.2. Le mix électrique à long terme Les objectifs de production d électricité à l horizon 2030 La stratégie tunisienne prévoit de ramener la part des énergies renouvelables (hors hydro) dans la production électrique de 2% environ en 2010 à 30% (hors hydro) en 2030, par rapport à un scénario tendanciel à 5% d énergie renouvelable. Cette part sera répartie entre l éolien, le solaire photovoltaïque et le solaire thermodynamique (CSP) comme suit : 15% éolien, 10% PV et 5% CSP. FIGURE 8:SCENARIO DU MIX ELECTRIQUE RETENU EN TUNISIE (ETUDE MIX ELECTRIQUE, WI-ALCOR, ANME-GIZ) Objectifs du Plan Solaire Tunisien Le PST est l outil opérationnel de mise en œuvre de la stratégie tunisienne en matière de mix électrique en ce qui concerne la partie de production d électricité d origine renouvelable. A ce titre, il focalise uniquement sur la production d électricité raccordée au réseau et porte plus précisément sur trois filières, à savoir : l éolien, le PV raccordé au réseau et l énergie solaire thermodynamique (CSP). Ainsi, l objectif quantitatif du PST est d atteindre un taux de pénétration des énergies renouvelables en termes de production électrique d environ 30% en 2030. 4,000 3,500 3,000 2,500 2,000 1,500 1,000 500 - Capacité électrique renouvelable installée par filière 405 CSP PV Eolien 140 835 540 150 1755 1510 2016 2020 2030 460 FIGURE 9:PREVISION DE LA CAPACITE ELECTRIQUE INSTALLEE D ORIGINE RENOUVELABLE PAR FILIERE EN TUNISIE (ETUDE MIX ELECTRIQUE, WI-ALCOR, ANME-GIZ) -10-

Conformément à la stratégie du mix, le PST prévoit une répartition du mix des énergies renouvelables en 2030 entre les principales filières comme suit : 15% d éolien 10% de solaire PV 5% de solaire thermodynamique En termes de capacités installées, le PST prévoit d atteindre une capacité installée des énergies renouvelable en 2030 de l ordre de 3725 MW par rapport à une capacité électrique totale d environ 10900 MW. Il est à rappeler que la puissance électrique d origine renouvelable à fin 2012 est d environ 250 MW, essentiellement éolien (245 MW) et PV (5 MW). La répartition de la puissance installée selon les filières aux différents horizons se présente comme indiqué par le graphique ci-après. Enfin, le PST prévoit également de promouvoir la maîtrise de la demande électrique en associant développement des énergies renouvelables et actions d efficacité énergétique dans ses activités. -11-

3. Principes directeurs du Plan Solaire Tunisien Les objectifs quantitatifs du Plan Solaire Tunisien présenté ci-dessus témoignent d une ambition relativement forte mais qui reste tout à fait réaliste dès lors qu est mis en place un dispositif incitatif adapté. L efficacité de ce dernier se mesurera à la capacité à atteindre les objectifs fixés dans le calendrier prévu, ceci au moindre coût pour la collectivité et en optimisant les retombées socioéconomiques positives. Le retour d expérience montre que c est de l équilibre entre chacun de ces termes qui peuvent apparaître contradictoires que dépend le succès : trop faibles, les incitations ne permettent pas d atteindre les objectifs ; trop fortes elles génèrent des coûts qui peuvent paraître exorbitants et entraîner des blocages. Mais avant d examiner les moyens de répondre à cette exigence, il peut être utile de rappeler quelques constats qu il convient de garder à l esprit pour la conception du dispositif incitatif. Le premier est que les coûts de production des énergies renouvelables se concentrent très fortement sur l investissement initial et non sur les coûts d exploitation comme pour les énergies fossiles dont le combustible représente le principal poste de dépense. C est particulièrement vrai pour l éolien et encore plus pour le photovoltaïque, qui fonctionne en pratique à coût quasiment nul. Ceci a pour conséquence que le coût de production du kwh est connu à l avance et sera stable sur la durée de vie de l installation : ainsi la rentabilité de l investissement devra se mesurer sur un temps long, quinze ans pour l éolien, vingt ans voire vingt-cinq ans pour le photovoltaïque. Le deuxième est que les gisements des énergies renouvelables sont à la fois diffus et répartis sur l ensemble du territoire : c est vrai dans une certaine mesure pour l éolien, çà l est de toute évidence pour le photovoltaïque dont l exploitation peut se faire à des échelles totalement différentes, depuis l installation individuelle de quelques mètres-carrés sur le toit de la maison jusqu à des centrales s étalant sur plusieurs centaines d hectares. Comme ce sont en outre des technologies peu risquées et faciles à mettre en œuvre, elles peuvent être développées et exploitées par d autres acteurs que les grandes compagnies traditionnelles du secteur de l énergie : le particulier, la petite entreprise, l agriculteur, la municipalité sont aussi potentiellement des producteurs d énergie, auxquels le dispositif incitatif doit pouvoir s adresser. Démocratiques par nature, les énergies renouvelables peuvent ainsi être considérées comme un «bien commun» accessible à tout un chacun selon ses possibilités et ses besoins. Le troisième est qu il s agit de technologies émergentes, dont la maturité est déjà largement suffisante pour garantir un bon fonctionnement et une rentabilité correcte, mais qui sont loin d avoir achevé leurs courbes d apprentissage et dont la dynamique industrielle en plein essor au niveau mondial réduit rapidement les coûts de production et améliore chaque jour la compétitivité. Ainsi les aides financières de la collectivité aujourd hui nécessaires doivent être considérées comme provisoires. Il ne s agit pas d un fardeau qui pèsera en permanence sur la collectivité mais d un investissement sous la forme d un accompagnement vers le marché qui génèrera à terme de la richesse pour l ensemble de la société. On peut déduire de ces constats quelques principes simples qui doivent guider l architecture du dispositif incitatif : - le système doit reposer sur des règles transparentes, stables, cohérentes et facilement compréhensibles par toutes les catégories d acteurs, y compris le grand public ; - il doit offrir une visibilité suffisante du développement attendu du marché à moyen et si possible long terme tout en restant sous contrôle des pouvoirs publics (programmation) ; - il doit garantir sur la durée aux différentes catégories d investisseurs une rentabilité correcte mais non excessive de leurs fonds ; -12-

- il doit être évolutif de façon à intégrer la baisse tendancielle des coûts de production au plus proche de la réalité ; - il doit permettre d exploiter au mieux la ressource en étant différencié par filière et, à l intérieur de chaque filière, par gamme de puissance. Par ailleurs, pour être dans le même sens que l esprit de développement postrévolutionnaire en Tunisie, le développement des énergies renouvelables dans le cadre du PST doit permettre : - de promouvoir l investissement citoyen en vue d une «démocratisation» de la production d électricité d origine renouvelable ; - de prendre en compte la territorialité dans le schéma de développement de ces énergies en favorisant, dans la mesure du possible, les régions les moins développées. Enfin, afin de garantir l efficacité globale du Plan Solaire Tunisien, la production de l électricité d origine renouvelable devrait être associée à l incitation des opérateurs à la réalisation d économie d électricité au niveau final. -13-

4. Les mécanismes de soutien et de régulation pour le PST 4.1. Les outils incitatifs : une diversité de régimes d accès au marché adaptés aux différents types d investisseurs Afin de répondre aux principes exposés ci-dessus et dans l objectif d ouvrir le marché des énergies renouvelables aux différents types d investisseurs potentiels allant des plus petits au plus importants, six types d investisseurs ont été considérés : 1. Des ménages qui investissent dans des installations PV en BT sur leurs des toits 2. Des entreprises qui investissent dans des installations BT sur leurs toits 3. Des citoyens souhaitant investir seuls ou en association avec des investisseurs locaux dans des projets de petites et moyennes tailles 4. Des petits et moyens investisseurs nationaux investissant dans des parcs éoliens ou PV de petites et moyennes tailles 5. Des investisseurs internationaux de référence qui ne sont attirés que par des gros projets 6. La STEG qui souhaite faire des investissements publics dans des projets renouvelables d origine éolienne, PV ou CSP. Pour mobiliser ces types d investisseurs, le cadre réglementaire soutenant le PST doit permettre de faire cohabiter plusieurs régimes d accès qui doivent être différentiés par filière (éolien, PV et CSP): Le régime Prosol Elec Le développement à consommation garantie / autoproduction Le régime du tarif d achat affiché Le régime d appel d offre de type concession privée Le régime d investissement public (STEG) Chaque type de développement correspond à un palier de puissance adapté aux caractéristiques des investisseurs ciblés. 4.1.1. Le Prosol Elec Il s agit de conserver et renforcer le mécanisme actuel de Prosol Elec qui cible les ménages investissant dans des installations PV ne dépassant pas 2 kw. Prosol Elec se base sur : Un système de net metering qui consiste à faire payer au ménage le solde entre sa consommation électrique et la production fournie par l installation PV. Le comptage est ainsi fait dans les deux sens soit à l aide de deux compteurs distincts soit par un seul compteur bidirectionnel. Un financement du coût de l installation par le consommateur qui bêtifie d un crédit bancaire géré par la STEG et remboursé via la facture de la STEG sur 7 ans. Une subvention du FNME de 30% du coût d investissement plafonnée à 2300 DT par kw et à 15000 DT par installation. -14-

4.1.2. Le net metering pour les bâtiments des établissements tertiaires, industries et agricoles Dans le cadre de ce mécanisme, les entreprises et les collectivités peuvent installer des générateurs PV sur leurs toits et bénéficient du système de net metering avec une double limitation à la puissance souscrite et à 60 KW. Par ailleurs, ces entreprises sont éligibles aux incitations du FNME dans le cadre de contrat-programme avec l ANME. 4.1.3. Le régime du tarif d achat affiché Il s agit de l approche classique connue sous le nom de Feed in Tariff (FIT). Le principe consiste à donner le droit à tout développeur de centrale électrique à partir d énergie renouvelable de produire et de vendre l électricité produite au seul acheteur (single buyer), la STEG. En contrepartie, la réglementation oblige la STEG à acheter la totalité la quantité d électricité produite à un prix de vente affiché et connu d avance. Ce type de projets étant réservé en priorité aux petits et moyens investisseurs nationaux, les puissances autorisées devrait être relativement faibles, soit 2 MW à 30 MW pour l éolien et 60 kw à 8 MW pour le PV connecté en en MT. Les tarifs d achat doivent être fixés de manière à établir un équilibre gagnant-gagnant entre l intérêt de la collectivité (comparaison aux coûts réels de la production d électricité conventionnelle) et la rentabilité requise pour les investisseurs. Les limites de puissance ainsi que les tarifs d achat seront définis dans le cadre de la commission nationale chargée de la révision du cadre réglementaire de la production d électricité renouvelable. 4.1.4. Le Régime de développement à consommation garantie / autoproduction Ce type de mécanisme vient compléter en quelque sorte le régime actuel de l autoproduction dans l optique de le simplifier et de le rendre plus opérationnel et plus attractif aux développeurs, tout en assurant la fourniture d électricité au consommateur dans le respect du service public. Les principes de fonctionnement de ce régime sont présentés par le schéma suivant : Puissance par projet : 30 MW à 100 MW Développeur Vente production ER Prix de vente (P er -F t ) Entreprise consommatrice Entreprise consommatrice Entreprise consommatrice Le développeur identifie un ou plusieurs établissements consommateurs d électricité exerçant dans les secteurs industriel, agricole ou STEG P er : Prix de vente de la production électrique ER F t : Frais de transport de l électricité ER FIGURE 10: REGIME DE DEVELOPPEMENT DE L EOLIEN PAR AUTOPRODUCTION OU CONSOMMATION GARANTIE -15-

tertiaire (alimentés en moyenne ou haute tension) qui sont prêts à acheter de l électricité d origine renouvelable (éolienne par exemple). Une convention tripartite à long terme de garantie de consommation à un prix donné P er sera signée entre le développeur, la STEG et chaque établissement identifié. Le développeur réalise son parc et vend l électricité produite à la STEG à un prix de vente équivalent au prix P er diminué des frais d utilisation du réseau de transport pour l acheminement de l électricité du site de production aux points de consommation d électricité (F t ). La STEG facture la même quantité produite diminuée des pertes du réseau de transport aux établissements consommateurs au prix de vente P er. Afin de prévoir le cas où l un des établissements ne pourrait pas consommer la quantité d électricité contractuelle pour des raisons de défaillance ponctuelle ou définitive, la STEG aura l obligation d achat d une proportion maximal de l électricité produite (limite à définir), mais à un tarif très dissuasif pour le développeur (à définir). Ce régime concerne notamment l éolien et probablement à plus long terme le solaire PV. La puissance permise pour ce type de projet se situe entre 30 MW et 100 MW afin de pouvoir attirer des investisseurs nationaux ou internationaux de référence. Cette modalité permettra en particulier d accélérer le développement de l éolien à court et moyen terme et activant le portefeuille de projets d autoproduction déjà identifiés par les grandes entreprises nationales (cimenteries, CPG, Tunisie Télécom, SONED, etc.) depuis maintenant plus de trois ans. 4.1.5. Le régime d appel d offre pour concession privée Ce régime concerne les projets de grande taille qui peuvent affecter de manière conséquente la configuration du système électrique. Le principe consiste à faire appel à des opérateurs privés qui construisent et exploitent une centrale électrique d énergie renouvelable tout le long de sa durée de vie et qui sont sélectionnés par voie d appel d offre public. Plusieurs régimes juridiques sont possibles : BOO (Build Own and Operate), BTO (Built Transfer and Operate), BOT (build Operate and Transfer). Le processus de sélection des opérateurs est comme suit: L établissement d une short-list d opérateurs sur la base de critères de pré-qualification par voie de manifestation d intérêt, La sélection d un concessionnaire sur la base de son offre technique et le prix de vente de l électricité proposé. D autres critères d évaluation peuvent être ajoutés avec des pondérations à définir, tels que le taux d intégration industrielle locale, les actions d économie d électricité proposées, etc. La signature d un contrat d achat d électricité à long terme entre la STEG et le concessionnaire (Power Purchase Agreement : PPA), Le contrôle permanent de la conformité de l exploitation par rapport au PPA. Ce type de régime concernera dans un premier lieu l énergie éolienne, puis le solaire PV, enfin le solaire CSP. -16-

A cause de la complexité des procédures et la durée nécessaire pour leur mise en œuvre de ces concessions, il est important de réserver ce type de mécanisme aux projets de grande taille, soit plus de 100 MW pour l éolien, plus de 8 MW pour le PV et plus de 50 MW pour le CSP. 4.1.6. Le régime d investissement public Certains projets peuvent être développés directement par la STEG faisant appel aux finances publiques. Ce type d approche peut être justifiée notamment par : Le positionnement stratégique sur des technologies émergentes encore peu attractives pour le secteur privé, telles que le solaire thermodynamique (CSP) ou le solaire photovoltaïque à concentration, etc. La possibilité d obtenir des crédits fortement concessionnels dans le cadre de la coopération bilatérale. L atteinte des objectifs à court terme du Plan Solaire Tunisien en mobilisant assez rapidement des projets dans le portefeuille de projets de la STEG. Ce régime devrait concerner en priorité le solaire CSP et le solaire PV et dans une moindre mesure l éolien. 4.2. Les outils de régulation 4.2.1. Associer énergie renouvelable et efficacité énergétique : une spécificité du PST Afin de garantir l efficacité globale du Plan Solaire Tunisien, la production de l électricité d origine renouvelable doit être associée à l incitation des opérateurs à la réalisation d économies d électricité au niveau de la consommation finale. Cette incitation peut se faire de manières différentes selon les régimes d investissement. A titre d exemple : Pour le régime d appel d offre de concession privée, les soumissionnaires doivent présenter dans leur offre des propositions d actions de maîtrise de la demande électrique. L évaluation des offres doit intégrer les économies d électricité comme critère additionnel de sélection des projets en plus des critères techniques et financiers du projet de production d électricité. Pour le régime de développement à consommation garantie, les entreprises identifiées pour les contrats de consommation d électricité, doivent signer avec l ANME des contrats programmes visant la réalisation d économies sur leur consommation d électricité. Pour le régime d investissement public, la STEG doit accompagner ses nouveaux projets d énergies renouvelables par un plan d action de maîtrise de la demande électrique 2. Ce plan d action peut constituer une composante d un contrat-programme global entre la STEG et l Etat portant sur la maîtrise de la consommation d électricité. La catégorie des projets orientés vers les petits investisseurs nationaux et les investissements citoyens, peut être exonérée de cette exigence pour ne pas augmenter les freins au développement de cette catégorie. Dans ce cas, des mesures d incitation pourront encourager la réalisation en parallèle des actions de maîtrise de la demande d électricité. 2 A l image de la démarche de l Union Européenne dans la directive efficacité énergique d octobre 2012. -17-

4.2.2. Promouvoir l investissement citoyen A mi-chemin entre les opérations purement individuelles de petite puissance de type Prosol-Elec et celles de dimensions industrielles on assiste en Europe au développement d initiatives «collectives et citoyennes» visant la «démocratisation» de systèmes de production d électricité renouvelable. Un groupe d habitants organisés d un territoire peuvent ainsi se rassembler pour devenir producteurs d électricité renouvelable en investissant par exemple dans une toiture photovoltaïque de quelques centaines de mètres-carrés ou dans une des machines d un parc éolien. Cela permet, en mutualisant les moyens, de dépasser les barrières du coût d investissement trop élevé et d accès limité aux outils de financement. Investissement citoyen : Retour d expérience internationale 1 Le portage exclusivement citoyen : Projets de petite taille Ce type de portage concerne les projets de petite taille qui découlent de la volonté d un groupe de citoyens de produire leur propre électricité à partir d énergie renouvelable. Les associations locales ou les collectivités peuvent jouer un rôle essentiel pour faire émerger, structurer et accompagner ce type de démarche sur leur propre territoire. 2 - Portage mixte «citoyens professionnels» : les projets de taille moyennes Ce type de projet peut émerger à partir d une demande d un groupe de citoyens (similaire à la démarche décrite ci-dessus) ou à l inverse d un développeur local qui souhaite donner un caractère coopératif et citoyen à son projet. Les citoyens apportent les fonds nécessaires pour investir dans un projet qui sera développé par un tiers. Ce type de montage, très présent en Allemagne, peut être une étape vers l émergence de projets de plus grande taille nécessitant des moyens plus importants. 3- Appel public à l investissement : Projets de grande taille Il peut être intéressant pour des projets de grande taille de pouvoir s adresser à l ensemble des citoyens pour leur proposer d investir une partie de leurs économies dans des moyens de production d électricité renouvelable de grande taille en contrepartie du versement d intérêts à un taux modéré mais garanti. Ce type de pratiques doit évidemment être fortement encadré pour protéger les «investisseurs-citoyens» contre les risques de perdre leur argent dans des projets mal montés ou du fait de malversations. Exemple : Programme «Énergie Partagée» en France (http://www.energie-partagee.org/) Outre la production d énergie propre, cette appropriation locale permet d améliorer la prise de conscience par tout un chacun de la valeur de l énergie, de ses modes de production et de consommation ainsi que de ses impacts locaux et globaux, et par conséquent de modifier les comportements dans le sens d un développement plus durable et plus économe en ressources non-renouvelables. Pour parvenir à un tel résultat, il est indispensable d accompagner cette démarche d appropriation citoyenne par la mise à disposition d outils adaptés. Le PST doit réserver une place pour ce type investissements citoyens, c est-à-dire des projets développés par des petits développeurs locaux, des groupements de personnes ou par les collectivités locales. Pour cela, deux mécanismes complémentaires de soutien sont proposé : A court et moyen terme, l intervention du FNME en tant que fonds d investissement pour renforcer les fonds propres de cette catégorie des investisseurs à hauteur de 15% à 20% des coûts des projets. La mise du FNME doit être récupérée sur une période de 5 à 7 ans avec un taux de rendement minimum, au même titre que le FOPRODI. A plus moyen et long terme, la mobilisation de l épargne publique pour le renforcement des fonds propres à travers la mise en place d un système de livret d épargne «développement durable» via le système bancaire et dont le taux de rendement est garantie par l Etat, sur une période minimale à déterminer. 4.2.3. Prendre en compte la territorialité Pour être dans le même sens que les objectifs de la révolution, le PST doit favoriser le développement des projets de production d électricité d origine renouvelable dans les régions défavorisées, quand les conditions techniques et économiques le permettent. -18-

Ainsi, au même titre que la promotion des investissements industriels dans les zones de développement économique, le taux d intervention du FNME dans le capital des sociétés des projets peut être différencié selon les régions en tenant compte de leur priorité dans la politique de développement régional. 4.2.4. Maîtriser le développement par une programmation dynamique Un dispositif hybride entre subvention, tarifs d achat et appels d offres tel que celui décrit précédemment permet en principe d atteindre l objectif consensuel de 30% d électricité renouvelable en 2030 en respectant la répartition entre les différentes filières telle qu indiquée au chapitre 2 dans les meilleures conditions, c est-à-dire à un coût raisonnable pour la collectivité tout en ne réservant pas le bénéfice des aides à une seule catégorie d opérateur, en répartissant équitablement la valeur ajoutée et les emplois créés entre des entreprises de toutes les tailles (artisans, PME et grandes entreprises), et en améliorant ainsi l acceptation sociale de cette politique. La montée en puissance telle que décrite au chapitre 2 correspond bien à la courbe d apprentissage à la fois ambitieuse et raisonnable qui permettra l émergence progressive d un secteur d activité suffisamment robuste et expérimenté pour s inscrire dans la durée. Il sera toutefois nécessaire de maintenir ce processus de développement sous contrôle afin d éviter tout emballement qui pourrait peser exagérément sur les finances publiques, sur le prix de l électricité, sur les besoins de renforcement du réseau voire sur la sécurité de ce dernier. À cet égard, les dispositifs de subventions directes et d appels d offres périodiques donnent des moyens simples efficaces à la puissance publique d exercer un contrôle sur les volumes ajoutés chaque année et par conséquent sur les surcoûts qui en découlent, l un par un contingentement en termes budgétaires (le montant annuel affecté aux subventions), l autre par le pilotage via le choix des puissances totales installées chaque année pour chaque filière. Il n en va pas de même pour les tarifs d achat, puisque leur principe même veut que la puissance publique décide du niveau de rémunération unitaire de chaque kwh produit, mais que ce sont les opérateurs qui choisissent à travers le volume des projets qu ils mettent en service le nombre total des kwh produits qu il faudra acheter chaque année sur la durée des contrats. Un premier élément qu il convient de mettre en avant est que la maîtrise du rythme d augmentation des capacités raccordées repose en grande partie sur les procédures de demande de raccordement au réseau qui interviennent en principe très en amont du travail de développement proprement dit, dont un suivi précis et régulier reposant sur un système efficace de collecte et de traitement des informations permet d anticiper tout phénomène de dérapage. Une parade plus préventive à cette difficulté potentielle peut consister en la mise en place de volumes maximaux de puissance raccordée pour chacune des filières et, le cas échéant, pour chaque catégorie de systèmes à l intérieur d une filière, comme cela se pratique notamment en Allemagne et en France pour le PV. Afin de donner aux entreprises du secteur une bonne visibilité qui leur permet d envisager une montée en puissance progressive gage de robustesse, ces objectifs annuels doivent, tout en restant cohérents avec les objectifs de moyens terme, augmenter d une année à l autre, surtout en début de période, de façon à offrir des perspectives de croissance de l activité. Lorsque le tarif correspondant à la filière considérée n est pas susceptible de baisser, comme c est le cas pour l éolien terrestre dont les coûts de production sont quasiment stable depuis une dizaine d année, le fait d atteindre le quota a pour effet de repousser à l année suivante la possibilité d accéder au tarif d achat dans les mêmes conditions. -19-

Une fois le quota annuel atteint, une liste des projets en attente peut être constituée et être ensuite utilisée pour établir l ordre de traitement des dossiers sur la base du «premier arrivé premier servi». Dans le cas du photovoltaïque qui connaît une baisse régulière de ses coûts de production qui doit se refléter dans une baisse correspondante des tarifs d achat, l atteinte du quota peut déclencher une baisse automatique de ce dernier à un taux prévu à l avance et correspondant à une prévision raisonnable fondée sur une veille internationale et/ou des dires d experts. Dans ce cas, les projets au-delà du quota sont traités sans délais selon les procédures normales mais n auront droit qu à un tarif diminué conformément au taux annoncé ; si le pétitionnaire considèrent ce nouveau tarif trop bas, il peut «laisser sa place» au suivant par exemple en sortant de la liste d attente pour le raccordement au réseau qui aura été constituée par ailleurs. 4.2.5. La question de l export L exportation vers des pays de l Union européenne de grandes quantités d électricité d origine renouvelable produite dans les pays du Sud de la Méditerranée est souvent présentée de façon très favorable, notamment du fait de la ressource solaire indéniable de ces pays, en particulier dans le cadre du Plan solaire méditerranéen. Au stade actuel du développement en Tunisie de ce type de production, cette question nous paraît devoir être étudiée avec beaucoup de prudence et sur la base d un certain nombre de principes et d analyse de la réalité. Tout d abord, il nous semble que le niveau de capacité actuelle et de réalisations effectives en Tunisie ne permet pas aux dirigeants de porter un avis pertinent et argumenté sur les différents projets qui leur sont régulièrement proposés. Sur les questions techniques, économiques et financières mais aussi par exemple sur les besoins réels en électricité des pays européens à court et moyen terme qui justifieraient des importations en provenance de Tunisie (et par conséquent la construction des lignes de transport correspondantes). Ensuite, nous pensons que le plan solaire tunisien doit d abord se développer (en quantité et en qualité) sur la base des besoins nationaux, d électricité certes mais aussi de développement industriel, économique et social, dans l esprit de la construction d un ensemble industriel national, de la lutte contre les changements climatiques, du développement des territoires, avec évidemment la coopération d entreprises et d investisseurs étrangers : il s agit de réussir l intégration croissante des énergies renouvelables dans l économie et la vie sociale tunisiennes. Enfin, l exportation éventuelle d électricité ne doit pas être considérée comme une opération «extra territoriale» (qui relèverait souvent d une logique «minière» contraire à l intérêt de la collectivité nationale) mais, si elle doit se développer, le faire dans un contexte de coopération, au sens littéral du terme, et envisagée aussi bien dans un cadre Sud-Sud que dans un cadre Sud-Nord. Ce sont les Tunisiens qui, le moment venu, verront leur intérêt, par le développement de leurs moyens de production et de transport, à exporter (et importer) de l électricité d origine renouvelable, aussi bien dans le cadre régional que dans le cadre méditerranéen. Nous considérons que, vu son expérience en maîtrise de l énergie, fondement de la transition énergétique, et sa position géographique privilégiée, porte de l Afrique et au centre de la Méditerranée, la Tunisie peut jouer un rôle de catalyseur et de développeur qui va bien au-delà de l exportation d électricité produite par des installations qui ne s intègreraient pas de façon harmonieuse et programmée dans la montée en puissance du Plan Solaire Tunisien. -20-

5. Un dispositif maîtrisé 5.1. Mécanismes de soutien par filière et palier de puissance En tenant compte du retour d expérience internationale et des spécificités du contexte tunisien, les tableaux suivants présentent les différents mécanismes de soutien proposés en fonction des catégories d investisseurs et des paliers de puissance. 5.1.1. L éolien Catégories d investisseurs 2 MW 30 MW 30 100 MW Plus de 100 MW Investisseurs - citoyens Régime du tarif d achat affiché (FIT) Petits et moyens investisseurs nationaux Investisseurs internationaux de référence et gros investisseurs nationaux La STEG Régime du tarif d achat affiché (FIT) Régime du tarif d achat affiché (FIT) Régime d investissement public Régime de développement à consommation garantie Régime d investissement public FIGURE 11:REGIMES D ACCES AU MARCHE SELON LES INVESTISSEURS ET LE PALIER DE PUISSANCE POUR L ENERGIE EOLIENNE Appel d offre PPP Régime d investissement public 5.1.2. Le photovoltaïque Catégories d inv. 1 à 2 kw Inférieur à 60 kw (bâtiments) Particuliers (ménages) Prosol ELEC (Net Metering) Petits producteurs Net Metering (entreprises, collectivités, agriculteurs) Investisseurs internationaux de référence et gros investisseurs nationaux STEG 60 kw 1 MW (Bâtiments) Régime du tarif d achat affiché (FIT) 500 kw 8 MW (Parc au sol) Régime du tarif d achat affiché (FIT) Régime d investissement public FIGURE 12:REGIMES D ACCES AU MARCHE SELON LES INVESTISSEURS ET LE PALIER DE PUISSANCE POUR L ENERGIE PHOTOVOLTAÏQUE Sup. à 8 MW Appels d offre PPP Régime d investiss ement public 5.1.3. Le solaire thermodynamique Compte tenu de son caractère émergeant et de la lourdeur des projets, le CSP sera développé essentiellement par concession attribuée par voie d appel d offre public ou par investissement public par la STEG -21-

5.2. La programmation des réalisations du PST En tenant compte du principe du «développement maîtrisé» ces énergies renouvelables dans le cadre du PST, une programmation sur des périodes quinquennales est présentée pour chaque filière. 5.2.1. L éolien La nouvelle capacité éolienne additionnelle prévue sur la période 2013-2030 est d environ 1500 MW, répartie dans le temps et selon les régimes d accès au marché, comme indiqué par le tableau suivant : Année 2013-2015 2016-2018 2019-2021 2022-2024 2025-2027 2028-2030 Total Tarif d'achat 60 90 120 180 260 270 980 Consommation garantie 40 90 90 20 0 0 240 Concession privée 0 0 100 0 0 0 100 STEG 0 80 110 0 0 0 190 Total 100 260 420 200 260 270 1510 FIGURE 13:PROGRAMMATION DES REALISATIONS DU PST : L EOLIEN La plus grande parties de la capacité éolienne additionnelle sera développée sous le régime de de tarif d achat, soit environ 980 MW. Il est prévu qu une capacité additionnelle d environ 240 MW qui soit développée sous le régime de «consommation garantie / autoproduction». La STEG prévoit de réaliser, sur financement public, deux projets éoliens de 80 MW et 110 MW respectivement en 2017 et 2019. Enfin, le PST prévoit un projet de concession privée de 100 MW sur la période 2019-2021. 5.2.2. Le PV raccordé au réseau Le tableau suivant présente une répartition des capacités additionnelles PV installées durant la période 2013-2030 selon les régimes d accès au marché, planifiées par plan triennal. Année 2013-2015 2016-2018 2019-2021 2022-2024 2025-2027 2028-2030 Total Raccordement BT: Net metering 36 75 113 120 120 120 584 Prosol Elec ménages : 1 à 2 kw 22 40 55 60 60 60 297 Bâtiments d'entreprises : < 60 kw 14 35 58 60 60 60 287 Raccordement MT: Tarif d'achat 30 88 135 135 135 135 658 Bâtiment : 60 à 1 MW 10 43 60 60 60 60 293 Parc au sol: 0,5 à 8 MW 20 45 75 75 75 75 365 Raccordement HT: Appel d'offre de concessions privées 0 70 0 40 40 40 190 STEG 10 13 50 0 0 0 73 Total 76 246 298 295 295 295 1505 FIGURE 14:PROGRAMMATION DES REALISATIONS DU PST : LE PV Plus du tiers de la capacité installée à l horizon 2030 est assurée par les installations en basse tension dans le cadre du régime Prosol Elec (résidentiel et bâtiments d entreprises). La plus grande partie de la capacité installée sera en raccordement MT avec un le régime de tarif d achat affiché. -22-

Environ, 190 MW seront réservés au régime de concessions privées attribuées par voie d appel d offre public. Enfin, environ 70 MW seront développés par la STEG sous financement public. 5.2.3. Le solaire thermodynamique Compte tenu de sa complexité et son coût élevé et de la durée de sa mise en œuvre, le CSP ne se développera par le secteur privé (concession attribuée par voie d appel d offre) qu au-delà de 2018. Sur les deux premiers plans triennaux, le CSP sera développé par la STEG sur fonds publics et avec l appui de la coopération internationale. Un projet de50 MW est déjà prévu par la STEG en 2017. Année 2013-2015 2016-2018 2019-2021 2022-2024 2025-2027 2028-2030 Total Concession privée 100 100 100 110 410 STEG 50 50 Total 50 100 100 100 110 460 FIGURE 15:PROGRAMMATION DES REALISATIONS DU PST : LE CSP 5.3. Coût et financement du PST 5.3.1. Besoins en investissements En tenant compte de la baisse des prix internationaux des différentes technologies, le coût total du PST sur la période 2013-2030 serait d environ 4,750 Milliards d euros, répartis selon les différents horizons et les filières comme suit : Année 2016 2020 2030 Eolien 179 617 1 499 PV 231 738 1 567 CSP - 588 1 678 Total 410 1 943 4 744 FIGURE 16: INVESTISSEMENTS CUMULES SELON LES HORIZONS ET LES FILIERES DANS LE CADRE DU PST (M ) Compte tenu de l importance des coûts unitaires, la part la plus importante des investissements revient au CSP, soit environ 1,7 milliards d euros sur toute la période, suivi du solaire PV, puis de l éolien. A court terme, (d ici 2016), les investissements nécessaires seront de l ordre de 410 Millions d euros, essentiellement affectés au solaire PV. 5.3.2. Financement du PST Le financement de ces investissements sera fait essentiellement par le secteur privé, soit environ 4 Milliards d euros dont 1 milliards d euros sous forme de fonds propres et 3 milliards d euros d apports bancaires. -23-

Année 2016 2020 2030 Secteur privé 353 1 394 4 127 Fonds propres 92 385 1 163 Banques 261 1 010 2 963 Etat 57 549 617 Subvention d'investissement 19 52 120 Investissement 38 497 497 Total 410 1 943 4 744 FIGURE 17: FINANCEMENT DU PST (M ) La contribution publique est estimée à environ 0,6 milliards d euros dont 0,5 sous forme d investissement direct et 120 M de subventions d investissement, essentiellement pour le PV connecté au réseau BT. 6. Les impacts du PST 6.1. Impact énergétique Les économies d énergie primaire atteindraient environ 290 ktep en 2016, 805 ktep en 2020 et 1940 ktep en 2030. L essentiel de ces économies proviendraient de l éolien qui représenterait plus de la moitié en 2030, suivi du solaire PV, puis du solaire CSP qui interviendra à partir de 2017, date de l installation d une première centrale de 50 MW réalisée par la STEG. En terme cumulé, les économies d énergie escomptées sur la période 2013-2030 seraient d environ 18 Mtep. A court terme (2016), les économies cumulées serait d environ 845 ktep et à moyen terme (2020) d environ 3,3 Mtep, comme le montre le tableau suivant. 2,500 2,250 2,000 1,750 1,500 1,250 1,000 750 500 250 - ktep Economies annuelles d'énergie primaire 57 234 CSP PV Eolien 102 220 483 314 615 1015 2016 2020 2030 FIGURE 18: ECONOMIES ANNUELLES D ENERGIE PRIMAIRE (KTEP) 2016 2020 2030 Eolien 735 2 332 10 259 PV 108 742 5 116 CSP - 273 2 401 Total 843 3 347 17 775 FIGURE 19: ECONOMIES CUMULEES D ENERGIE PRIMAIRE DUES AU PST (KTEP) -24-

6.2. Impact sur les émissions de CO2 Le programme présente des impacts très positifs sur l environnement. En particulier, il permet une réduction des émissions de CO2 d environ 0.7 MTECO2 en 2016, 1.9 MTECO2 en 2020 et 4.6 MTECO2 en 2030. 5.000 4.500 4.000 3.500 3.000 MTECO2 Emissions annuelles évitées de CO2 4.665 En terme cumulé, les émissions évitées de CO2 seraient de l ordre de : 2.500 2.000 1.933 2 MTECO2 sur la période 2013-2016 8 MTECO2 sur a période 2013-2020 43 MTECO2 sur la période 2013-2030 1.500 1.000 0.699 0.500-2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 FIGURE 20: EMISSIONS ANNUELLES EVITEES DE CO2 Enfin, le tableau suivant présente l impact du PST sur le facteur d émission du secteur électrique par rapport au scénario tendanciel «tout gaz naturel» 2016 2020 2030 Scénario tendanciel (100% GN) 528 528 528 Scénario avec PST 489 434 365 FIGURE 21: FACTEURS D EMISSION DU SECTEUR ELECTRIQUE (TECO2 /GWH) 6.3. Impacts économiques 6.3.1. Réduction de la facture d énergie Les impacts pour la collectivité sont mesurés entre autres par réduction de la facture d énergie du pays. Cette réduction est calculée sur la base d un scénario d augmentation du prix international des combustibles pour la production d électricité (Scénario AIE 2011). 2,500 2,250 2,000 1,750 1,500 M Réduction annuelle de la facture énergétique 1790 Sur cette base, les gains sur la facture nationale d énergie serait de l ordre de 200 M en 2016, 625 M en 2020 et 1,8 Milliards d euros en 2030. 1,250 1,000 750 500 624 250 198-2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 FIGURE 22: REDUCTION ANNUELLE DE LA FACTURE ENERGETIQUE -25-

En terme cumulé, les gains sur la facture énergétique sur les différentes périodes, seraient comme suit : 2016 2020 2030 Millions d'euros 453 2 323 14 901 FIGURE 23: GAINS CUMULES SUR LA FACTURE D ENERGIE (MILLIONS D EUROS) 6.3.2. Subvention évitée Actuellement, l Etat tunisien subventionne une grande partie du combustible utilisé pour la production d électricité. En effet, l Etat approvisionne la compagnie d électricité avec le gaz d origine algérienne à environ 45 la tep au lieu de son prix international. Si l on suppose que ce type de pratique se prolonge sur la période du programme, les subventions cumulées évitées pour l Etat par le PST serait de l ordre 14 milliards d euros, comme indiqué par le tableau suivant : 2016 2020 2030 Millions d'euros 415 2 172 14 100 FIGURE 24: GAINS CUMULES EN SUBVENTION A L ENERGIE CONVENTIONNELLE (MILLIARDS D EUROS) -26-

7. Les mesures d accompagnement 7.1. La mise en place d un cadre réglementaire et administratif adapté 7.1.1. La réforme réglementaire L atteinte des objectifs annoncés dans le cadre du PST reste absolument tributaire des réformes réglementaires relatives à la mise en place des mécanismes de soutien présentés plus haut. Les réformes réglementaires doivent porter en particulier sur les éléments clés suivants : Le droit et les conditions d accès au réseau électrique Les conditions d obligation de l achat de l électricité d origine renouvelable par l opérateur électrique national Le mode d instauration des tarifs d achats de l électricité d origine renouvelable par l opérateur électrique Les conditions d accès aux différents régimes d appui proposés dans le cadre du PST Les aides et avantages accordés aux énergies renouvelables pour la production d électricité Le cadre fiscal des différents régimes de production d électricité renouvelable dans le cadre du PST Un travail approfondi doit être mené pour formuler les nouveaux textes réglementaires tout en tenant compte des dispositions existantes, telle que le monopole de la STEG sur la distribution, le cadre actuel de la maîtrise de l énergie, etc. Le travail doit notamment préciser les dispositions qui doivent être régies par des textes de loi, celles relevant de décrets ou d arrêtés, en tenant compte des flexibilités requises pour un développement efficace des énergies renouvelables. A ce titre, il est recommandé de revoir l ensemble des textes actuels régissant les énergies renouvelable en Tunisie, dans l objectif de le remplacer par un «code des énergies renouvelables» qui soit plus cohérent et plus transparent pour les futurs opérateurs. 7.1.2. Les procédures administratives de mise en œuvre Outre la réforme réglementaire, il est important de définir de manière claire des procédures de mise en œuvre qui soient adaptées aux différents régimes d accès au marché électrique et aux différentes technologies de production d électricité. Celles-ci comprennent, entre autres : - Les procédures relatives au droit de l urbanisme (permis de construire, etc.) ; - Les procédures relatives au raccordement au réseau (conditions et contrat de raccordement, organisation des travaux, etc.) ; - Les procédures relatives aux conditions de fonctionnement (conventions d exploitation) - Les procédures relatives au financement du projet (par appel d offre ou sous le régime de l obligation d achat). Actuellement le fonctionnement de PROSOL ELEC permet la gestion du raccordement et du financement à travers un seul et même canal administré par la STEG. Ce type de fonctionnement facilite beaucoup la gestion du projet du particulier consommateur d énergie. Il est recommandé de -27-

généraliser l esprit de cette démarche à l ensemble des petits producteurs d énergie en l adaptant aux règles spécifiques à ces acteurs. Concrètement, il s agirait de la mise en place d un «package PST» qui permet au petit producteur de bénéficier des services suivants : - le raccordement au réseau ; - le financement à travers un tarif d achat ou une subvention ; - le crédit bancaire à taux préférentiel ; - l assurance du matériel. Ce service peut être déclenché à partir du moment où le producteur fait une demande de raccordement, qui peut être considérée comme «l acte déclencheur» de la concrétisation d un projet. Celui-ci sera effectif à partir du moment où les contrats de raccordement et d achat sont signés. D autres démarches «simplifiées» peuvent être mises en place, en priorité destinées aux particuliers et producteurs de petite puissance, telles que la mutualisation à travers un guichet unique auprès duquel une seule demande est effectuée pour l ensemble des démarches. La durée des démarches doit être préalablement encadrée par une réglementation empêchant les dérives du temps de traitement des dossiers. Le traitement administratif des dossiers doit se faire par la règle d une file d attente en fonction de l ordre d arrivée des demandes. Cependant, afin d optimiser le temps de réalisation des travaux de raccordement, il peut être judicieux de mettre en place une gestion des demandes permettant de mutualiser ces interventions. Pour les projets de grande taille (moyenne ou haute tension), la réservation de la puissance nécessaire à son raccordement au poste source doit pouvoir se faire sous la forme d une file d attente respectant la règle du premier arrivé-premier servi. 7.2. La régulation du marché électrique 7.2.1. La mise en place d un régulateur électrique Afin de rassurer les différents acteurs du nouveau marché de l électricité renouvelable (opérateurs privés, consommateur, le gestionnaire du réseau), il est indispensable à terme de mettre en place un régulateur indépendant du secteur électrique. Le rôle essentiel de ce régulateur est de définir les règles de jeux sur le nouveau marché électrique, de veiller à leurs respects et d assurer un arbitrage juste entre les différentes parties prenantes. Parmi les missions à accomplir par cette institution, on citera notamment : - La mise en place d un référentiel technique en collaboration avec le gestionnaire du réseau qui définira l intervention technique et administrative de ce dernier pour la mise en œuvre des projets d énergie renouvelable. - La transparence du calcul du coût de raccordement. Le coût du raccordement au réseau peut être un frein financier à la réalisation d un projet. Il est pour cela nécessaire de mettre en place des règles de conception des travaux à réaliser et de calcul du prix de ces derniers qui soient transparentes et accessibles aux producteurs. -28-

- La mise en place d un mécanisme de financement du raccordement pour les installations d énergie renouvelable au réseau, similaire à celui du raccordement pour la consommation dans le but de faciliter la compréhension des règles et de garantir la non-discrimination entre les différents utilisateurs du réseau. - La publication régulière d une carte du réseau de distribution et de transport fournissant toutes les informations nécessaires à l'évaluation de la faisabilité du raccordement des projets. Cette cartographie devrait fournir les informations suivantes : la localisation du réseau de distribution la localisation et l'identification des postes de distribution la localisation des lignes de transport la localisation et l'identification des postes sources les lignes de transport sous contrainte la tension des circuits et des postes la capacité disponible la production décentralisée déjà raccordée et en file d attente... - La fixation des tarifs d achat de l électricité d origine renouvelable et leur ajustement régulier sur la base d un calcul transparent des coûts de la production d électricité par les moyens conventionnels et par les technologies d énergies renouvelables. 7.2.2. Les instances de concertation Afin de s assurer que le développement des différentes filières correspond à la réalité et aux besoins des acteurs, il est nécessaire de mettre en place des instances nationales de concertation permettant d échanger sur les différentes questions relatives à la production d électricité renouvelable. Les objectifs de ces instances peuvent être de : - Promouvoir une gestion transparente et non discriminatoire de la production d électricité renouvelable en Tunisie, de l accès au réseau et du financement des systèmes ; - Proposer les ajustements nécessaires des procédures en place ; - Favoriser les échanges d information sur les évolutions réglementaires; - Analyser les retours d expérience du terrain sur l application des procédures ; - Anticiper les problématiques futures à travers la remontée des informations du terrain transmises par les producteurs. L organisation et l animation de ces instances pourront être assurées par l unité de gestion du PST. En fonction des sujets abordés, plusieurs instances pourront être mises en place et réunir différents acteurs tels que les représentants des producteurs d énergie, la STEG, l ANME, la DGE, les collectivités locales, les représentants des consommateurs d énergie, les assureurs ou encore les organismes de crédit. -29-

7.3. Information, formation et R&D 7.3.1. Information et communication Afin de promouvoir le développement du Plan Solaire Tunisien auprès des différents acteurs du marché de l électricité renouvelable, il est important d envisager une communication adéquate qui informe sur les objectifs du gouvernement, le cadre réglementaire et législatif ainsi que sur contexte local du marché existant. Cette communication peut se faire à travers divers moyens : - Site internet dédié au PST présentant l ensemble des informations liés au PST et au développement des énergies renouvelables en général - Outil interactif sous la forme d un forum de discussion servant de plateforme d échange et de débats sur des sujets précis. - Promotion des associations de représentation des professionnels (producteurs, installateurs, distributeurs de matériels et autres) qui peuvent jouer le rôle de médiateur avec les instances publiques et assurer la diffusion de l information auprès des communautés qu elles représentent. - Forums, ateliers et séminaires au niveau national et régional, etc. 7.3.2. Accompagnement des particuliers et producteurs de petite puissance Afin de permettre le développement de la production photovoltaïque auprès des particuliers ou encore l investissement collectif dans l éolien, il est important de mettre en place un service de conseil gratuit, neutre et indépendant du marché. Ses objectifs seraient, en partie, d accompagner les futurs producteurs dans la compréhension des procédures, dans l évaluation des prix, dans la prise de contact avec les professionnels installateurs et autres démarches préalables nécessaire à la bonne mise en place d un projet. Ce type de mission peut être couplé à un objectif plus global de conseil pour la maîtrise de la consommation d énergie et le recourt aux énergies renouvelables. Idéalement, ces structures doivent être facilement accessibles et pour cela, présentes sur le terrain d une manière décentralisée dans les différentes régions tunisiennes. 7.3.3. Formation des acteurs Un programme de formation dédiée aux différents métiers en lien avec les énergies renouvelables doit être mis en place. Ces formations devraient couvrir : - Les installateurs, notamment en ce qui concerne le photovoltaïque - Les bureaux d études et d ingénierie - Les contrôleurs techniques - Les banques - Les assureurs, etc. En ce qui concerne les installateurs et les bureaux d étude, il est recommandé qu un système de validation des apprentissages issus de ces formations permette d en faire une condition pour pouvoir exercer dans la mise en œuvre des projets dans le cadre du PST. -30-

Par anticipation à la conception et à la publication de normes spécifiques, il est recommandé de publier un guide de conception et de mise en œuvre des installations. D une part, cet ouvrage pourra servir de référentiel pour les bureaux d études et les installateurs. D autre part, il servira de cahier des charges de vérification des installations par les contrôleurs techniques. La formation doit aussi focaliser sur les intervenants publics concernés (DGE, ANME, STEG, etc.). En particulier, il est important d envisager des formations du personnel de la STEG,qui jouera un rôle clé dans la mise en œuvre du PST, sur l ensemble des aspects techniques, économiques et réglementaires liés à ce programme. Une implication à travers la participation à des présentations et des instances de débat et d échanges ou encore le jumelage avec des compagnies similaires en Europe peut faciliter leur adhésion au développement des énergies renouvelables. 7.3.4. Recherche et Développement Le PST doit être soutenu par un programme spécifique de R&D dont l objectif majeur est d améliorer la de l intégration technique et économique des énergies renouvelables dans le système électrique national. Ce programme de R&D peut porter entre autres sur : La prévision à court terme du gisement éolien et solaire Les régimes de vents et la disponibilité de la puissance dans la capacité Les réseaux intelligents Le stockage des énergies renouvelables afin de mieux gérer la variabilité de la production d électricité (pompage turbinage, méthanation, etc.) La gestion flexible du parc et l amélioration de la capacité d absorption du réseau Les interconnexions électriques et l intégration régionale du marché électrique, etc. 7.4. Renforcement de la capacité d absorption du réseau électrique La variabilité des puissances éoliennes et photovoltaïques prévues dans le PST a pour conséquence un besoin augmenté des centrales «dispatchables» de haute flexibilité. Ces centrales pourraient être par exemple des turbines à gaz ou également des technologies de stockage d électricité, comme les Stations de Transfert d'énergie par Pompage (STEP), qui, outre leur capacité d atténuation des creux et des crêtes d injection intermittente, ont aussi l avantage de pouvoir absorber des excès de production électrique. En principe il existe trois possibilités de contrer une telle injection variable excessive : Réduction de la puissance par l opérateur («curtailment»), ce qui signifie le délestage (partiel) des turbines éoliennes et la régulation de l output des onduleurs photovoltaïques. Augmentation de la puissance appelée par activation des consommateurs contrôlables (entrepôts frigorifiques, cimenteries, ) dans le cadre d un régime de maitrise de demande d électricité (MDE). Absorption de l énergie excédentaire dans des systèmes de stockage électrique notamment des centrales STEP, qui représentent jusqu à aujourd hui la technologie la moins chère de stockage électrique. Chacune des trois possibilités a des avantages et des inconvénients. La décision sur laquelle de ces trois mesures est à prendre dépend non seulement des coûts économiques et de la faisabilité technique - mais également de l état de l avancement du PST. -31-

Ainsi, les analyses montrent que les puissances variables prévues pour les premières années paraissent encore maitrisables par le système conventionnel. Pour cela, il semble approprié de se fier au «curtailment» des centrales intermittentes et surtout aux mesures de maîtrise de la demande électrique 3. En parallèle il est recommandé que le programme de construction des nouvelles centrales conventionnelles prévoie suffisamment de technologies de flexibilité pour répondre aux fluctuations augmentées de la demande. Au-delà de 2020, où les effets de la variabilité des parcs d énergie renouvelable deviennent de plus en plus forts, la construction d une centrale STEP devrait être envisagée pour réduire le «curtailment» d énergie renouvelable, mais aussi afin d ajouter de la puissance additionnelle au système de génération. A ce titre, la STEG mène actuellement une étude pour la construction d une construction d une STEP de 400 MW avec une production d environ 800 GWh par an. Cette STEP dont le coût est estimé à 1,2 milliards de dinars serait mise en service en 2020 pour augmenter la capacité d intégration des énergies renouvelable dans la production électrique nationale. 3 La STEG a lancé une récemment une étude sur l intégration des ENRs dans le réseau à l horizon 2016. -32-

8. La gestion du PST 8.1. L Unité de gestion du PST 8.1.1. Rôle et mission Afin d assurer le bon développement et le fonctionnement de la filière dans le respect de la réglementation, il est nécessaire de mettre en place une «unité de gestion» du PST dont le rôle majeur est de faciliter la mise en œuvre du programme prévu pour les différentes filières. Plus concrètement, le rôle de cette unité se résume essentiellement dans ce qui suit : - Proposer les réformes réglementaires et les procédures administratives nécessaires à la mise en œuvre du PST ; - Promouvoir le PST auprès des différents bailleurs de fonds et des investisseurs potentiels (ménages, investisseurs locaux, développeurs internationaux, etc.) ; - S assurer de la cohérence des mesures instaurées avec les objectifs nationaux de la politique énergétique ; - S assurer que les procédures relatives au raccordement au réseau et à l achat de l électricité sont bien respectées (durée de traitement des dossiers, non-discrimination dans l accès au réseau, etc.) ; - Valider les modifications de procédures mises en place par la STEG ; - Assurer le suivi de la gestion de la file d attente pour le raccordement au réseau ; - Assurer la planification dynamique du PST et veiller à l atteinte des objectifs de quotas de raccordement (triennaux ou annuels) ; - Préparer et publier sans délais les nouveaux tarifs d achat et leur modification ; - Représenter un interlocuteur autonome que les producteurs et autres acteurs du secteur peuvent saisir en cas de différends liés à l accès au réseau ou à l attribution d un financement ; - Assurer le suivi et l évaluation permanente de la mise en œuvre du PST (puissance moyenne des installations, production par secteur, type de technologie installée) ; - Lancer et suivre les études ponctuelles nécessaires à la clarification de certains aspects spécifiques liés à la mise en œuvre du PST. 8.1.2. Organisation de l Unité de Gestion Composition L unité de gestion doit être composée d une équipe légère, mais hautement qualifié. Afin qu elle soit crédible vis-à-vis des différents interlocuteurs et notamment des développeurs, cette équipe doit conserver l impartialité nécessaire à la bonne conduite de sa mission. Il est recommandé que l équipe soit composée des profils suivants : - Coordinateur de l unité de gestion, ayant une longue expérience dans le domaine de la maîtrise de l énergie, une grande maîtrise du tissu institutionnel national et des relations avec la coopération internationale -33-

- Deux ingénieurs spécialisés en énergie renouvelable, ayant respectivement une large maîtrise des technologies solaire et éolien - Un ingénieur génie électrique ayant une large expérience dans les réseaux de transport et de distribution d électricité - Un expert senior financier maîtrisant notamment le montage financier et l évaluation économique des grands projets d énergies renouvelables - Un expert juriste ayant notamment une bonne expérience dans le domaine du partenariat Public Privé. Organisation Il est recommandé que l Unité de Gestion soit logée à l ANME pour bénéficier des services des directions techniques et des unités d appui de l Agence. Toutefois, l unité de gestion doit bénéficier d une large autonomie financière et de gestion dans un objectif d efficacité et de performance. L unité de gestion doit rendre compte à un comité de pilotage qui doit être constitué de représentant des institutions suivantes : - La Direction Générale de l Energie - L ANME - La STEG - Le Ministère en charge de développement économique - Le Ministère des finances - Le Ministère de l Environnement Le rôle majeur de ce comité de pilotage se résume comme suit : - Approuver les procédures admiratives de mise en œuvre du PST proposées par l unité de gestion ; - Faciliter le dialogue et la concertation avec les institutions publiques concernées par la mise en œuvre du PST ; - Résoudre les difficultés institutionnelles et juridiques que peut rencontrer les acteurs du PST notamment les opérateurs ; - Approuver les programmes triennaux des différentes filières ; - Approuver les tarifs d achat pour les différentes filières ; - Evaluer de manière continue la mise en œuvre du PST et entreprendre les ajustements nécessaires. Le comité de pilotage peut être présidé soit par l ANME soit par la DGE. 8.1.3. Coût et financement de l Unité de Gestion Le budget indicatif de fonctionnement et d intervention de l Unité de Gestion peut être estimé à environ 3 Millions de dinars sur la période de 2013-2016, comme indiqué dans le tableau suivant : -34-

2013 2014 2016 Frais de personnel 420 420 420 Frais de fonctionnement 120 120 120 Budget études et de communication 460 460 460 Total 1000 1000 1000 FIGURE 25: BUDGET PREVISIONNEL DE FONCTIONNEMENT ET D INTERVENTION DE L UNITE DE GESTION (1000 DT) Il est recommandé que pour ces trois premières années ce budget soit pris en charge en grande partie par la coopération internationale (2/3) et le reste par une contribution de l ANME. 8.2. La programmation des activités Le chronogramme suivant présente, à titre indicatif, la programmation des activités d accompagnement critiques à mettre en œuvre sur la période 2013-2016. Activités Publication du PST Mise en place de l'unité de gestion Recherche de financement pour l'unité de gestion Réformes réglementaires Définition et publication des procédures administratives Définition et publication des tarifs d'achat Formation des acteurs Etude de faibabilté de la première STEP Mise en place d'un régulateur électrique 2013 2014 2015 2016 S1 S2 S1 S2 S1 S2 S1 S2 FIGURE 26: PROGRAMMATION DES ACTIVITES DU PST -35-

9. Conclusion Le nouveau Plan Solaire Tunisien est plus qu un Plan d action, c est aussi un engagement stratégique, porteur de caractéristiques originales et innovatrices. C est bien d abord un Plan d action : - Des objectifs précis aux différents horizons d ici à 2030 et pour chacune des trois principales filières de production d électricité d origine renouvelable (éolien ; solaire photovoltaïque, PV; solaire thermodynamique, CSP) et les améliorations des réseaux et des moyens de stockage qui les accompagnent. - Des mesures et procédures d incitation et d accès au marché détaillées par filière et niveau de puissance, adaptées aux différents types d investisseurs et, ou de développeurs. - Le développement des moyens de production d électricité d origine renouvelable dans une économie de marché par des initiatives publiques et privées, nationales et décentralisées, dans le cadre d une programmation, d un contrôle et d un suivi en concertation permanente et systématique des partenaires, par une Unité de gestion du PST (UGP) dotée de l autorité et des moyens nécessaires. Le PST marque aussi, et c est fondamental, une nouvelle étape accompagnant et renforçant la politique déjà vigoureuse d utilisation rationnelle de l énergie, sur la voie de la transition énergétique, pour une meilleure sécurité énergétique, pour la réduction du risque climatique au niveau mondial et pour le développement économique et social de la Tunisie. Un tel cadre pour le développement de la production d électricité d origine renouvelable en Tunisie serait déjà une belle réussite. Mais il y a plus et, par un certain nombre de spécificités, le PST va plus loin qu un plan solaire classique et témoigne d une démarche originale, notamment dans l espace méditerranéen et dans le cadre du Plan solaire méditerranéen. Il met en effet l accent sur des complémentarités qui en enrichissent la portée dans le sens de l intérêt général, bien au-delà de la question de la production d électricité: - Exigence de la maîtrise des consommations d électricité, au niveau global mais également, par différentes approches, en complément des programmes et des projets de production d électricité d origine renouvelable. - Développement de cette production à l échelle des territoires et avec l implication des collectivités locales et des citoyens, y compris pour l investissement, favorisé par des mesures de promotion et d incitation, notamment pour les territoires les plus défavorisés. - Evaluation et prise en compte concrète des impacts de la mise en œuvre du PST et, de façon plus générale, des impacts de la stratégie de maîtrise de l énergie, sur les activités productives (industries de matériaux et d équipements, entreprises de construction, bureaux d études...) et la création d emplois. Mais, attention, le PST, avec tous ses avantages, ne se réalisera que si, dans les délais les plus brefs, c està-dire avant la fin du premier semestre 2013, les réformes qu il propose sur les régimes d accès et les mesures d incitation sont décidées et mises en œuvre : le PST est conditionné. Sans le respect de ces conditions, il n y a pas de PST : pour le dire franchement, le PST ne devrait pas être publié et diffusé à l échelle internationale, en tant que document officiel de la Tunisie, sans engagement formel du Gouvernement sur les quelques réformes indispensables à son démarrage effectif, permettant d atteindre les objectifs à court terme et de «mettre sur les rails» les nombreux projets en attente. Si la signification symbolique du PST est indéniable dans sa dimension innovatrice et globale, en symbiose avec le renouveau de la Tunisie qui se construit après sa révolution, il n est pas une opération de communication en direction des bailleurs de fonds mais le créateur d une dynamique nationale qui fait appel à une coopération internationale pour l aider à la pleine réussite de sa mise en œuvre. La question -36-

des exportations de l électricité produite à partie des énergies renouvelables, si souvent évoquée, se résoudra d elle-même si le PST réussit : au moment opportun, on verra de façon naturelle et logique qu une politique d échanges d électricité avec les pays voisins, notamment du Nord de la Méditerranée, présente des avantages pour chacun. Il faut bien comprendre que, dans une telle entreprise, les premiers pas sont les plus difficiles et il serait tentant d écouter le conseil «qu il serait mieux de ne rien faire», solution de facilité qui s avèrerait rapidement désastreuse. Continuer sur les tendances du passé, ne pas se placer résolument dans la voie de la transition énergétique par la mise en œuvre du PST, serait une faute majeure qui handicaperait de façon dramatique le développement économique et social ardemment souhaité par les Tunisiens. S engager résolument dans la voie de la transition énergétique, mettre en œuvre un Plan Solaire ambitieux et réaliste seront des atouts considérables pour la Tunisie, non seulement au plan national, mais aussi comme pôle de rencontre sur la transition énergétique méditerranéenne, comme dans la coopération avec les pays d Afrique sub-saharienne, dans la complémentarité d une coopération Sud-Sud et d une coopération Sud-Nord. -37-