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Intégration progressive des marchés de l’électricité de l’Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l’électricité de l’Union européenne
Programme MEDA de l’Union Européenne
Intégration progressive des marchés
d ' é l e c t r i c i t é d e l ' Al g é r i e , d u M a r o c e t d e l a
Tunisie dans le marché intérieur de
l'électricité de l'Union Européenne
Europe Aid/123009/D/SER/Multi
Rapport définitif
Action 13 – Recensement d’une liste de
projets d’infrastructure
Juin 2010
Projet financé par
l’Union Européenne
Rapport définitif
Projet mis en oeuvre par SOFRECO
en consortium avec IPA Energy + Water
Consulting, AETS et Vattenfall Power
Consultants AB
1
TABLE DES ABREVIATIONS
ANME
Agence Nationale de la Maîtrise de l’Energie
ANRE
Agence Nationale de Régulation de l´Électricité
AO
Appel d’Offre
ARV
Atelier de Restitution-Validation
CC
Cycle Combiné
CCGT
« Combined Cycle Gas Turbine »
CREG
Commission de Régulation de l’Electricité et du Gaz (Algérie)
EAT
Equipe d’Assistance Technique
IPP
Producteur Indépendant
MEM
MIT
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)
MW
Megawatt(s)
ONE
Office National d'Electricité
POA
Plan Opérationnel Annuel
MEMEE
SONELGAZ Société Algérienne de l’Electricité et du Gaz (Algérie)
SPE
Société Algérienne de Production d’Electricité (Algérie)
STEG
Société Tunisienne de l’Electricité et du Gaz (Tunisie)
TdR
Termes de Référence
TG
Turbine Gaz
TH
Turbine Hydraulique
TV
Turbine Vapeur
UE
Union Européenne
UGP
Unité de Gestion du Projet
Rapport définitif
2
SYNOPSIS
Titre du Projet :
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
Référence :
EuropeAid/123009/D/SER/MULTI
Pays bénéficiaires :
Algérie, Maroc et Tunisie
Nom
Adresse
Acteurs
Adresses E-mail
Fax
Pouvoir Adjudicateur
Prestataire
Ministère de l'Energie et des
Mines de la République
Algérienne Démocratique et
Populaire, agissant au nom et
pour le compte du MEM du
Royaume du Maroc, du MIEPME
de la République Tunisienne et
en son nom propre
Tour A Val d’Hydra
Alger
Algérie
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
[email protected]
[email protected]
SOFRECO en consortium avec
IPA Energy + Water Consulting,
AETS et Vattenfall Power
Consultants AB
00 – 213 - 21 48 81 90
00 – 331 – 41 27 95 96
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
[email protected]
[email protected]
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.
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
1
Un Expert senior (le même expert que pour l’action 8): 50 jours
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 Production :
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
Batna (Aïn Djasser)
Relizane
Larbaâ
Puissance installée (MW)
254 (2 x 127)
465 (3 x 155)
560 (4 x 140)
Alger Port
Oran Est
M’Sila
Annaba
71 (2 x 35,5 )
75 (2 x 37,5)
430 (2 x 215)
71 (2x35.5)
Mise en service
Nov – Déc. 2009
Sept. 2009
G1 & G2 Oct. 2009
G3 & G4 Fév. 2010
2010
Mars 2008
TG1 : 2009 et TG2 : Fév. 2010
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
Localisation
géographique
Capacité
Installée
(MW)
10 109
Alger Port
Annaba
M’Sila
Arbaa
Hassi R’Mel (Sud)
Terga (Ouest)
Koudiet Eddraouch (Est)
2x35.5
2x35.5
1x215
2x140
2
150
3 x 400
3 x 400
2 x 220
1 x 220
700
1 x 100
1 x 200
2 x 100
1 x 400
1 x 400
800 + 1200
Fin 2009
2010
En cours
-
de
2012
réalisation
Hybride
CC
CC
2013
Ouvrages
décidés
TG
TG
AO lancés ou
en
préparation
CC
TG
CC
Extension F’Kirina (Est)
Extension Ain Djasser
(Est)
Ras Djinet (Centre)
Messerghine (Ouest)
Jilel (Est)
TG
TG
Non défini
Non défini
TG
CC
CC
CC
Non défini
Non défini
Non défini
Non défini
TG
2015
2017
Besoins
identifiés
En projet
2020
2021
-
Axes
de réflexion
et
d’investigation
2025
2 x 400
2 x 200
2 x 400
Capacité
Ajoutée
(MW)
3 187
2 440
3
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
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
TG
CC
TV
TH
Hybride
Nucléaire
Total
Déclassement
2
3
2008
2009
2010 – 2012
2013 – 2015
2016 – 2020
2021 - 2025
4 205
825
2 435
230
0
0
7 695
230
5 419
2025
2 435
230
0
0
10 109
120
4 957
4 425
2 435
230
150
0
12 197
5 797
6 025
2 435
0
150
0
14 407
273
6 697
8 825
2 239
0
150
0
17 911
400
7 797
11 225
1 662
0
570
1000
22 254
120MW TG + 30 MW Solaire
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%
Nucléaire
60%
Hybride
TH
50%
TV
40%
CC
TG
30%
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
4
l’exercice 2008, ont porté sa longueur globale à 245 642 km .
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
Poste 400 /220 kV
Statut des projets Localisation géographique Puissance Installée
3 postes :
2009
Mis en service
2010
En cours
de
réalisation
-
Bir Ghebalou (Centre)
Si Mustapha (Centre)
El Afroun (Centre)
Oued Athmania
Hassi Ameur
-
Sidi Ali Boussidi
Salah Bey
Chefia
Ain Beida
-
Oulel El Abtal (Ouest)
Hassi R'Mel (Sud)
Hassi Messaoud (Sud)
1800 MVA
Jijel (El Milia)
900 MVA
5 000 MVA
Réseau
400kV
2007-2009
Est / Ouest :
1 688 km
Est / Ouest :
623 km
3 000 MVA
Nord / Sud :
285 km
Ouvrages décidés
2012
2015
AO lancés
ou
en préparation
Ouvrages décidés -
Nord / Sud :
925 km
270 km
dont 40 km (2014)
Nord : 1 100 km
(220 km/an)
2016
2020
Besoins estimés
2021
2025
Besoins estimés
10 postes
6000 MVA
Sud/Sud:
4 450 km
Rapport définitif
5 postes
3000 MVA
1 100 km
(220 km/an)
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
Capacité (MW)
Statut des projets
Consistance (kms)
Algérie – Espagne
2013
2016
(i) Réalisation d’une
centrale CCGT
2 000 MW pour le
marché espagnol
(ii) Interconnexion
directe
ère
1
phase : 1 200
5
240 km pour une
profondeur maximale
de 1900 m
1000MWCC+200MWCA
ème
2
phase : 2 000
“tout courant continu”
-
2017
2020
5
Etude en cours
Etude de faisabilité
réalisée par CESI
Création d’une
société de projet
pour la réalisation
et l’exploitation
Algérie – Italie
Skikda / El Hadjar
El Hadjar – Sarlux
(Sardaigne)
Avantage :
technique et coût
ère
1
phase : 500 MW
puis
ème
2
phase : 1000 MW
240 km
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
Localisation
géographique
Capacité
Installée
(MW)
5292
Thermosolaire
Fuel
Fuel
Eolien
Eolien
Eolien
Ain Beni Mathar (Ouest)
Agadir (Sud)
Kénitra (Est)
Tanger (Nord)
Tarfaya 1 et 2 (Sud)
Programme EnergiPro
472
80
300
140
300
1000
Charbon
Charbon
Hydraulique
Hydraulique
« Projet
Solaire »
Jorf Lasfar V (Ouest)
Safi (Ouest)
Abdelmoumen (Sud)
M’Dez et El Menzel
Ouarzazate (Sud)
700
1980
300
172
500
« 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
2008
2010
En cours
de réalisation
2012
2013
-
Ouvrages
décidés
AO lancé / en
préparation
2016
2017
2020
2021
2025
Ouvrages
décidés
Besoins
identifiés
Axes de
réflexion et
d’investigation
Capacité
Ajoutée
(MW)
2 292
3 652
1 500
Données / Prévisions Non Communiquées
A ces données, il convient de mentionner les prévisions fournies par le plan d’équipement de l’ONE
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
6
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
7
Installée
TG
CC
Fuel
Charbon
Diesel
Hydraulique dont
Step
Eolien
Solaire
Total
Déclassement
2008
2009
615
380
600
1 785
69
1 265
464
114
1 215
380
600
1 785
12
185
13
1 283
464
17
281
8
2010 – 2012
2013 – 2016
2017 – 2020
2021 - 2025
9
1 387
380
10
1 136
1 785
185
14
1 305
464
18
2 121
1387
1387
380
380
1 136
1 136
11
4 465
4 465
185
185
15
1 477
1 477
16
764
764
2 121
2 121
19
20
500
1 500
5 292
6 193
8 763
12 415
13 915
NC
Ces données ne prennent pas en compte le processus de déclassement
100%
80%
Solaire
Diesel
Charbon
60%
Fuel
Eolien
40%
Hydraulique dont Step
Cycle Combiné
Gaz
20%
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 »
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
8
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
Désignation du projet
Nature du projet
Ligne 225kV Jorf Mediouna
Rabattement 400kV à 2 ternes
(1) Ligne 400kV à 2 Ternes
Agadir / Gulmin
Renforcement
Réseau Centre
Evacuation
Energie Produite
au Sud
(2) Extension Poste Agadir
(1) Ligne 400kV
Agadir / Tan Tan
(2) Extension Poste Tan-Tan
Chichaoua/ Ghanem/
Mediouna
(2) Extension Poste Mediouna
Chichaoua / Ghanem / Agadir
(2) Poste 400 kV Ghanem
(3) Extension Poste Agadir
Evacuation
Energie Produite
au Sud
Longueur
kms
Coûts
30
(1) 200
75 MDhs / 7 M€
(1) 440 MDhs
(2) 18 MDhs
(1) 140
458MDhs / 41M€
(1)326 MDhs
(2) 18 MDhs
(1) 120
344MDhs / 31M€
(1) 264 MDhs
(2) 40 MDhs
(1) 176
304MDhs / 27M€
(1)388 MDhs
(2) 200 MDhs
(3) 280 MDhs
Développement
Réseau Intérieur
Développement
Réseau Intérieur
868MDhs / 77M€
Décembre
2011
2012
2012
Décembre
2012
2013
2013
2013
2013
2013
2014
2014
2014
Rapport définitif
Réalisation Poste 400kV
Chemaia 2 x 450 MVA
Extension Poste 400/225 kV
Chemaia
Réalisation Poste 400/225 kV
Tizgui – 2 x 600 MVA
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
ème
3
ATR Oualili : 460 MVA
Prolongement d’un terne :
Ligne 400 kV
Ferdioua / Melloussa
Shuntage des ternes 400 kV
Tahaddart / Melloussa
Oualili / Melloussa
ème
Construction 2
ligne 400 kV
Matma / Bourdim (ATR)
Développement
Réseau Intérieur
Développement
Réseau Intérieur
Développement
Réseau Intérieur
280MDhs / 25M€
30 MDhs / 2,7M€
(1) 250
Développement
Réseau Intérieur
Développement
Réseau Intérieur
Développement
Réseau Intérieur
170MDhs / 15M€
(1) 660 MDhs
(2) 211 MDhs
(3) 103 MDhs
974MDhs / 87M€
9
25 MDhs / 2,2M€
3
7MDhs/624k€
Développement
Réseau Intérieur
Développement
Réseau Intérieur
130MDhs/11,5M€
87MDhs / 7.8 M€
Développement
Réseau Intérieur
Développement
Réseau Intérieur
15
22,5 MDhs / 2M€
Développement
Réseau Intérieur
12
26 MDhs / 2,3M€
Développement
Réseau Intérieur
230
370MDhs/33M€
60MDhs / 5,3M€
16
Développement
Réseau Intérieur
250MDhs/22M€
2014
Construction Poste
Transformation 400/225 kV
Anjra
Extension Poste 400 kV
Bourdim
Développement
Réseau Intérieur
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
2014
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
21
En 2009 , 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
Localisation
géographique
Capacité
Installée
(MW)
3313
En cours
de réalisation
TG
CC
Eolienne
Thyna (Sud)
Ghannouch/Gabes (Est)
Bizerte (Nord)
(Kchabta + Metline)
126
416
120
Ouvrages
décidés
CC
Sousse (Est)
380 < x < 450
CC
Bizerte (Nord)
380 < x < 450
Fin 2008
2010
2012
2013
Capacité
Ajoutée
(MW)
662
2016
AO lancés ou
en
préparation
760 < x < 900
« Projet ELMED »
2017
Ouvrages
décidés
-
22
2020
AO lancés ou
en
préparation
2021
2025
Axes de
réflexion et
d’investigation
CC gaz
ou
Charbon
Hawaria (Gaz)
ou
Skhira (Charbon)
3 x 400
1200
22
2 x 600
Prévisions : 25% du total des besoins devraient être
couverts par la Centrale Nucléaire
Nucléaire
Non défini
700 < x < 1100
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
23
Installée
TG
CC
TV
Hydraulique
Eolien
Nucléaire
Total
Déclassement
2008
24
1 307
27
835
1 090
62
19
2010 – 2012
2009
25
1 433
835
1 090
62
31
54
2013 – 2016
2017 – 2020
1 559
29
2 051
1 090
62
33
294
1 559
30
3 251
1 090
62
294
26
1 559
28
1 251
1 090
62
32
174
2021 - 2025
1000
3 313
34
3 474
4 016
5 056
6256
Ces données ne prennent pas en compte le processus de déclassement
100%
90%
80%
70%
Eolien
60%
Hydraulique
50%
TV
Cycle Combiné
40%
Gaz
30%
20%
10%
0%
2008
2009
2010 - 2012
2013 - 2016
2017 - 2020
23
A compter de 2010 : estimation sur la base des informations « fiches projets »
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
24
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
Désignation
du projet
Statut
du projet
Longueur
kms
Nature
du
Projet
Coût
/
Financemen
t
Renforcement des
échanges Est / Ouest
2011
2014
Passage en 400 kV
Ligne « Mornaguia
Mateur Jendouba »
En cours de
réalisation
Evacuation de
l'énergie du site de
la Centrale CC de
Bizerte
Appel d’offre
non lancé
Rapport définitif
Complément de la
«Boucle Euro-med»
2 Lignes :
70 kms
Renforcement du
réseau
400 kV.
Modalités de
financement
Non défini
Modalités de
financement
Non défini
Projet lié au projet IPP
ayant un impact très
limité sur l’intégration
des marchés
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
Statut des projets
Interconnexion
Capacité (MW)
Consistance (kms)
2011
5
liaison
Tunisie – Algérie
1 200
160 km
200 km
Etude d’exécution du
projet en cours
1 200
800 MW exclusivement
dédié à l’exportation
400 MW marché
national
Tunisie - Italie
1000 MW
ème
Tunisie – Italie
2010
Etude de faisabilité
terminée
2016
2015
Gestion par une société Il est prévu que 20% de
mixte STEG / Terna
la capacité soit en libre
accès pour l’électricité
issue d’énergie
renouvelable.
ème
35
4
liaison
Tunisie – Lybie
ème
Projet intégré au 12
plan de la STEG 2012 2016
1 200
200 km
Etude de faisabilité en
2006 (« ELTAM »)
Appel d’offre non
encore lancé
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
Intégration progressive des marchés de l’électricité de l’Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le
marché intérieur de l’électricité de l’Union Européenne – EuropeAid/123009/D/SER//Multi
FICHE PROJET
Nom du projet
Centrale Thermosolaire Ain Beni Mathar
Localisation
Ain Beni Mathar
Caractéristiques Techniques
Production
Puissance MW
Transport Interconnexion
Raccordement
472
230 kV/400kV
Autres informations 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
Montant
Financement
5,9 Mrds Dhs / 524,4 M€
Date de mise en service
Prévision / Estimation
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€
Autres informations
- 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
FICHE PROJET
Nom du projet
Parc éolien de Tanger (Dhar Saadan et Beni Majmel)
Localisation
Tanger
Production
Puissance MW
(1) 107 MW (Dhar Saadane)
(2) 33 MW
Total : 140MW
Raccordement
225 kV
- 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)
Montant
2,6 Mrs Dhs / 236 M€
(1) : 04/2009
(2) : 04/2010
Financement
- Co-financement national et international : BEI (80 M€) , Banque KfW (50 M€),
Coopération financière espagnole (100 M€) et ONE sur fonds propres
Autres informations
- 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
FICHE PROJET
Nom du projet
GD Agadir
Localisation
Agadir
Production
Puissance MW
Raccordement
80
230 kV/400kV
- Centrale Fuel / Oil
Montant
740 MDhs / 67M€
2010 / 2011
Financement
- Pas d'indications particulières
Autres informations
- Statut du projet: Au regard de la date prévue de mise en service, unité en cours de réalisation
- Impact sur l'intégration: Neutre au regard de la puissance installée de cette unité et des objectifs
prioritairement nationaux qui lui sont assignés:
(1) Renforcer la sécurité d'alimentation du réseau Sud qui enregistre une évolution croissante de la
demande et
(2) Réduction des investissements en réseau de transport.
Rapport définitif
31
FICHE PROJET
Nom du projet
TAG Kénitra
Localisation
Kénitra
Production
Puissance MW
Raccordement
300
230 kV
- Centrale Fuel
Montant
2,1 Mrds Dhs / 186 M€
2011
Financement
- Cofinancement : BID (1,6 Mrds Dhs / 146 M€) et ONE (500 Mrds Dhs / 40 M€)
Autres informations
- Statut du projet: Appel d'Offre lancé en 2009
- Impact sur l'intégration: Limité - puissance installée 300 MW, objectif prioritairement national.
Rapport définitif
32
FICHE PROJET
Nom du projet
Programme EnergiPro
Localisation
(1) : 200 MW
(2) : 400 MW
(3) : 400 MW
Total : 1000
Production
Puissance MW
Montant
Raccordement
230 kV/400kV
Tranches
1 : 2010
2 : 2011
3: 2012
Financement
- 100 % privé
Autres informations
- Statut du projet: S'agissant d'un programme permettant à des autoproducteurs de produire de l'électricité à
partir des énergies renouvelables, en l'acheminant sur le réseau de transport à partir des sites de production
vers les sites de consommation, la classification donnée par la fiche n'est pas approprié
- Impact sur l'intégration: A ce stade neutre, en particulier si l'on prend en compte le récent projet de parc
éolien de 100 MW à Akhefnir (Sud) dont la mise en service est prévue 2011. L'impact du programme
dépendra donc de l'implantation et du dimensionnment de chaque parc intégré au programme EnergiPro
dont l'objectif est d'atteindre 1000 MW. Pour autant, le cadre de ce programme reste prioritatairement
national (diversification énergétique, réponse à demande nationale etc.)
Rapport définitif
33
FICHE PROJET
Nom du projet
Parc éolien de Tarfaya
Localisation
Tarfaya 1 et 2
200 MW en 2010
100 MW en 2011
Total : 300 MW
Production
Puissance MW
Raccordement
225 kV/400kV
Montant
Construction et Transport :
4Mrds Dhs / 360M€
Tranche 1 :
2011
Tranche 2 :
2012
Financement
- Autofinancement par l'adjudicataire + financement à hauteur de 3 Mrds Dhs par Banque
Nationale (Groupe Banque Populaire) et Française
Autres informations
- Statut du projet: Sélection de l'adjudicataire en cours
- Impact sur l'intégration: Neutre en raison (1) de la localisation géographique du parc (2) de l'objectif
d'amélioration du réseau d'interconnexion de la région.
Rapport définitif
34
FICHE PROJET
Nom du projet
Parc éolien de Tan Tan
Localisation
Tan Tan
(1) 200 MW
(2) Extension à 300 MW
Production
Puissance MW
Raccordement
230 kV/400kV ?
- Nombre d'aérogénérateurs : Puissance Unitaire 850 kV
- Constitué d’une centrale éolienne de 300 MW, il sera développé par un opérateur privé dans le cadre d’un
contrat avec garantie d’achat pour une période de 20 ans. Le montant de l’investissement est estimé à 4,7
milliards de DH et sera entièrement financé par le promoteur retenu. L’adjudicataire de ce marché sera
déclaré avant la fin de l’année 2009. Son délai de réalisation est de 18 mois et la mise en service de 200
MW est prévue pour septembre 2011. La capacité restante pour octobre 2012.
Montant
Estimation : 4,7 Mrds Dhs / 415 M€
(1) : 2011
(2) : Oct. 2012
Financement
Autres informations
- Statut du projet: Décision concernant l'adjudicataire : fin 2009
- Impact sur l'intégration: Neutre au regard de la localisation géographique du parc.
- Parc développé par un opérateur privé dans le cadre d'un contrat avec garantie d'achat pour une période
de 20 ans.
Rapport définitif
35
FICHE PROJET
Nom du projet
STEP Abdelmoumen
Localisation
Province de Taroudant (sur l'oued Issen)
Production
Puissance MW
300 MW
Raccordement
230 kV/400kV
- Centrale Hydraulique
- Prévision 2 GWh/jour
- Evacuation de l'énergie : 4 départs 225 kV
Montant
2 Mrds Dhs / 177M€
2012
Financement
- Bailleur international : BEI 100M€
- Autre modalité de financement
Autres informations
- Impact sur l'intégration: Neutre au regard des objectifs et du périmètre de ce projet prioritairement
nationaux notamment évolution de la demande et diversification du "bouquet électrique":
(1) Le projet de construction d’une STEP est se justifie par les prévisions d'évolution de la demande
d'énergie et de la capacité de régulation instantanée que les systèmes hydrauliques exercent sur le réseau
électrique.
(2) La station de transfert d'énergie par pompage fait partie des projets en développement pour assurer
l'adéquation offre - demande sur la période 2012-2015
Rapport définitif
36
FICHE PROJET
Nom du projet
Extension Centrale de Jorf Lasfar : Tranche V et VI
Localisation
Jorf Lasfar
Production
Puissance MW
Tranche V et VI : 2 x 350 MW
Capacité installée actuelle: 1356MW
Raccordement
400kV
- Centrale Charbon
Montant
Financement
10 Mrds Dhs / 909 M€
Tranche V :
2013
- Les deux unités (Tranche V et VI) seront réalisées dans le cadre de la production privée
d'électricité via un contrat d'achat et de fourniture d'une durée de 30 ans
- Financement assuré par l'actuel exploitant : Abu Dhabi National Energy Company PJSC
(TAQA)
Autres informations
- Statut du Projet: Appel d'Offre en cours (Assistance Technique et Accompagnement) lancé au mois de
Decembre 2009
- Impact sur l'intégration des marchés: Limité, unité de production devant prioritairement répondre à
l'évolution de la demande nationale
Rapport définitif
37
FICHE PROJET
Nom du projet
Centrale charbon (réalisation nouvelle centrale)
Localisation
Safi
Production
Puissance MW
2 x 660 : 2013
660 : 2014
Puissance installée totale : 1320 MW
Raccordement
400kV
Montant
20 Mrds Dhs / 182 M€
2013
2014
Financement
La société sélectionnée sera chargée du financement, de la conception, de la mise en
service, de l'exploitation et de la maintenance de la centrale ainsi que de la vente de
l'électricité produite à l'ONE.
Autres informations
- Statut du projet : Etude des offres techniques
- Concession de production d'électricité octroyée par l'ONE. Durée de la concession : 30 ans
- Impact sur l'intégration des marchés: Limité dans la mesure où il est déclaré que cette centrale doit
assurer 27% de la demande globale nationale à l'horizon 2014 / 2015, objectif prioritairement national.
Rapport définitif
38
FICHE PROJET
Nom du projet
M'Dez et El Menzel
Localisation
Production
Puissance MW
172
Raccordement
230 kV/400kV
Montant
2014
Financement
- ONE
Autres informations
- Statut du projet: Etude en cours
- Impact sur l'intégration: Neutre au regard de l'objectif et périmètre du projet ("diversification du bouquet
électrique" et mise en valeur des ressources nationales d'énergie - Enjeux prioritairement nationaux.
Rapport définitif
39
RESEAU DONT INTERCONNEXION
Rapport définitif
40
FICHE PROJET
Nom du projet
Rabbatement en structure 400 kV 2 Ternes de la ligne 225 kV
Localisation
Jorf Mediouna
Production
Puissance MW
Interconnexion
400 kV
- Outre le Rabbatement le projet comprend l'extension du poste 225 kV de Lawamer
Montant
75 Mdhs / 6,7 M€
Mars 2010
Financement
- Données non disponibles
Autres informations
- Impact sur l'intégration: Neutre - Objectif prioritairement national : renforcement du Réseau Centre
- Longeur : 30 kms
Rapport définitif
41
FICHE PROJET
Nom du projet
Ligne Agadir - Tan + 1 poste Agadir + 1 poste Tan Tan
Localisation
Agadir - Tan Tan
Production
Puissance MW
Raccordement
400KV
- (1) Ligne 400KV à 2 T Agadir - Tan Tan : 140 kms
- (2) Extension du Poste d'Agadir : 2 travées 225 kV
- (3) Extension du Poste de Tan Tan : 2 travées 225 kV
(1) 308 MDhs
(2) 18 MDhs
(3) 18 MDhs
Total : 344 MDhs / 30,7 M€
Montant
Septembre
2010
Financement
Autres informations
- Impact sur l'intégration: Neutre en raison de la localisation géographique et le périmètre du projet :
Evacuation de l'energie produite au Sud
Rapport définitif
42
FICHE PROJET
Nom du projet
Ligne Agadir - Gulmin
Localisation
Agadir - Gulmin
Production
Puissance MW
Raccordement
400KV
- Ligne 400KV à 2 T Agadir - Gulmin : 200 kms
Montant
440 MDhs / 39,2 M€
Septembre
2010
Financement
Autres informations
- Impact sur l'intégration: Neutre en raison de la localisation géographique et le périmètre du projet :
Evacuation de l'energie produite au Sud
Rapport définitif
43
FICHE PROJET
Nom du projet
Interconnexion Maroc - Algérie
Localisation
Bourdim - Hassi Ameur
Production
Puissance MW
Raccordement
400 kV
- L'accord ONE / SONELGAZ prévoit le transport dans les deux sens d'une capacité de 1000MW
Montant
Estimation 40 M€
Octobre 2010
Financement
Autres informations
- Statut du projet : En cours
- Impact sur l'intégration: Important:
(1) Ce projet constitue un signal fort pour la concrétisation de la volonté des deux pays pour l'intégration de
leurs marchés électriques dans le marché électrique européen
(2) Ce projet participe au renforcement des connexions internes (Est / Ouest) à 400 kV . L'objectif de cette
infrastructure vise le développement des échanges et des relations commerciales entre l'Algérie et le
Maroc et permettra d’assurer le transit de la nouvelle production algérienne.
- Accord de partenariat ONE / SONELGAZ
Rapport définitif
44
FICHE PROJET
Nom du projet
Ligne Chichachoua - Tensift II
Localisation
Chichachoua - Tensift
Production
Puissance MW
Interconnexion
225Kv
-Rabattement de la ligne Chichaoua - Tensift par une ligne à 2 Ternes sur le poste de Chrifia
- Longueur 55 kms
Montant
187 MDhs / 16,5 M€
Décembre 2010
Financement
Autres informations
- Statut du projet: En cours
- Impact sur l'intégration: Neutre
- Développement du Réseau Intern.
Rapport définitif
45
FICHE PROJET
Nom du projet
Ligne Chichaoua - Ghanem - Mediouna
Localisation
Chichaoua - Ghanem - Mediouna
Production
Puissance MW
Interconnexion
400 KV
- Ligne 400 KV à 2 Ternes Chichaoua - Ghanem - Mediouna (prolongement)
- Longueur : 190 kms
Montant
264 MDhs / 23 M€
2010
Financement
Autres informations
- Développement du Réseau Intern
Rapport définitif
46
FICHE PROJET
Nom du projet
Ligne Jerada - Bourdim + 1 Poste à Jerada
Localisation
Jerada - Bourdim
Production
Puissance MW
Interconnexion
225 kV
(1) Ligne 225 kV à 2 Ternes Jerrada - Bourdim
(2) Réalisation d'un nouveau poste 225 kV à Jerada (4 Travées)
(1) 42 MDhs
(2) 35 MDhs
Total : 77 MDhs / 6,9 M€
Montant
Décembre 2010
Financement
Autres informations
- Statut du projet : En cours
- Impact sur l'intégration : Limité, objectif prioritairement national :Renforcement du réseau nord
Rapport définitif
47
FICHE PROJET
Nom du projet
Poste de la Centrale Thermique de Kenitra
Localisation
Kenitra
Production
Puissance MW
Interconnexion
225 kV
- Extension du poste de la centrale thermique
Montant
70 MDhs / 6,2 M€
Décembre 2010
Financement
Autres informations
- Impact sur l'intégration: Limité en raison de l'objectif prioritairement national du projet : Renforcement du
réseau nord
Rapport définitif
48
FICHE PROJET
Nom du projet
Ligne Esshoul - Zaer
Localisation
Esshoul - Zaer
Production
Puissance MW
Interconnexion
225 kV
- Ligne 225 kV à 2 Ternes pour rabattre la ligne 225 kV Esshoul Zaer sur le poste de Fouarat
- Longueur : 55 kms
Montant
187 MDhs / 16,7 M€
Décembre 2010
Financement
Autres informations
- Impact sur l'intégration: Limité en raison de l'objectif et du périmètre prioritairement national du projet :
Renforcement du réseau nord
Rapport définitif
49
FICHE PROJET
Nom du projet
Ligne Iaawmra - Dar Bouazza
Localisation
Iaawmra - Dar Bouazza
Production
Puissance MW
Interconnexion
225 Kv
-Rabattement en 225 Kv de la ligne Iaawmra - Dar Bouazza
sur le poste d'Ouled Saleh par 2 lignes simples
- Longeur 5 kms
Montant
80 MDhs / 7 M€
Mars 2011
Financement
Autres informations
- Statut du projet: Pas d'information particulière
- Impact sur l'intégration : Neutre, projet aux objectif et périmètre prioritairement nationaux: Développement
du réseau interne
Rapport définitif
50
FICHE PROJET
Nom du projet
Localisation
Selouane - Imzourhene
Production
Puissance MW
Interconnexion
225Kv
-(1) Bouclage en 225 KV Selouane - Imzourene via le Client Essentilum
- (2) Une travée au poste 225 KV de Selouane
- (3) Une travée au poste 225 KV d'Imzourene
Montant
(1) 80MDhs (2) 9MDhs (3) 7,2MDhs
Total : 96,2 MDhs / 8,5 M€
Juin 2011
Financement
Autres informations
- Impact sur l'intégration: Neutre, projet au périmètre et objectif prioritairement nationaux : Développement
du réseau interne
Rapport définitif
51
FICHE PROJET
Nom du projet
Ligne Mediouna - Kourigba
Localisation
Mediouna - Kourigba
Production
Puissance MW
Interconnexion
225Kv
-(1) Ligne 225 KV à 2 Ternes : Longueur 100 kms
- (2) Travée au poste 225 KV de Mediouna
- (3) Travée au poste 225 KV de Kourigba
Montant
(1):130MDhs (2):18MDhs (3):10MDhs
Total : 158 MDhs / 14 M€
Juin 2011
Financement
Autres informations
- Statut du projet : Pas d'information particulière
- Impact sur l'intégration: Neutre, Projet aux périmètre et objectif prioritairement nationaux
Rapport définitif
52
FICHE PROJET
Nom du projet
Ligne Errachidia - Tinghir
Localisation
Errachidia - Tinghir
Production
Puissance MW
Interconnexion
225Kv
- Réalisation d'une ligne 225 KV ST
- Longueur 130 kms
Montant
104 MDhs / 9 M€
Juin 2011
Financement
Autres informations
- Impact sur l'intégration: Neutre, projet aux périmètre et objectif prioritairement nationaux
Rapport définitif
53
FICHE PROJET
Nom du projet
Ligne Tan - Tan Laayoune
Localisation
Tan Tan -Laayoune
Production
Puissance MW
Interconnexion
225 KV
- Rabattement en 225 KV de la ligne Tan Tan - Laayoune par une ligne à 2 Ternes
- Longueur 10 kms
Montant
13 MDhs / 1 M€
Juin 2011
Financement
Autres informations
- Impact sur l'intégration : Neutre, localisation géographique du projet et périmètre purement national
Rapport définitif
54
FICHE PROJET
Nom du projet
Ligne Ait Melloul - Glalcha
Localisation
Ait Melloul - Glalcha
Production
Puissance MW
Interconnexion
225 KV
- Rabattement en 225 KV de la ligne Ait Melloul - Glalcha par une ligne 225 KV à 2 Ternes
- Longueur 3 kms
Montant
4 MDhs / 354 k€
Septembre
2011
Financement
Autres informations
Rapport définitif
55
FICHE PROJET
Nom du projet
Ligne Melloussa - Tetouane
Localisation
Melloussa - Tetouane
Production
Puissance MW
Interconnexion
225 KV
- Rabattement en 225 KV de la ligne Melloussa - Tetouane par une ligne 225 KV à 2 Ternes
- Longueur : 34 kms
Montant
45 MDhs / 4 M€
Septembre
2011
Financement
Autres informations
- Impact sur l'intégration : Neutre
Rapport définitif
56
FICHE PROJET
Nom du projet
Ligne Fouarrat - Loukkos
Localisation
Fouarrat - Loukkos
Production
Puissance MW
Interconnexion
225 KV
- Rabattement en 225 KV de la ligne Fouarrat - Loukkos par une ligne à 2 Ternes
- Longueur : 6 kms
Montant
8 MDhs / 700 k€
Septembre
2011
Financement
Autres informations
Rapport définitif
57
FICHE PROJET
Nom du projet
Ligne Selouane - Oujda
Localisation
Selouane - Oujda
Production
Puissance MW
Interconnexion
225 KV
- Rabattement en 225 KV de la ligne Selouane - Oujda par une ligne 225 KV à 2 Ternes
- Longueur : 24 kms
Montant
32 MDhs / 3 M€
Octobre 2011
Financement
Autres informations
- Impact sur l'intégration: Neutre, en raison du périmètre et de l'objectif prioritairement national :
renforcement du réseau interne
Rapport définitif
58
FICHE PROJET
Nom du projet
Jorf
Localisation
Centrale de Jorf Lasfar
Production
Puissance MW
Interconnexion
225 KV
- (1) Réalisation de 3 lignes 225 KV pour évacuation des nouvelles tranches de Jorf (Jorf V et VI). Longueur
: 60 kms
- (2) Réalisation d'un poste 225 KV équipé de 5 travées à Jorf Lasfar
(1) 60 MDhs
(2) 100 MDhs
Total : 160 MDhs
Montant
Financement
Décembre 2011
- 100% national (public et/ou privé)
- national avec participation étrangère (publique et/ou privée
- Bailleur international
Autres informations
- Impact sur l'intégration: Neutre, objectif du projet prioritairement national : Evacuation de l'énergie produite
au centre
Rapport définitif
59
FICHE PROJET
Nom du projet
Ligne Chemaia - Tensift
Localisation
Chemaia - Tensift
Production
Puissance MW
Interconnexion
225 KV
- (1) Ligne 225 KV à 2 Ternes Chemaia - Tensift II. Longueur : 70 kms
- (2) Extension du poste 225 kV Tensift II
- (3) Réalisation du poste 400/225 kV Chemaia de 2 x 450 MVA
(1) 91MDhs
(2) 14 MDhs
(3) 280 MDhs
Montant
Décembre 2011
Financement
Autres informations
- Impact sur l'intégration: Neutre, objectif et périmètre du projet prioritairement nationaux : Développement
du réseau interne
Rapport définitif
60
FICHE PROJET
Nom du projet
Extension du poste de Mediouna
Localisation
Mediouna
Production
Puissance MW
Interconnexion
400 KV
- Extension du poste 400 / 225 kV de Meiouna
Montant
40 MDhs / 3,5 M€
Décembre 2011
Financement
Autres informations
- Impact sur l'intégration: Neutre, périmètre prioritairement national : Développement du réseau interne
Rapport définitif
61
FICHE PROJET
Nom du projet
Réalisation du nouveau poste d'Agadir
Localisation
Agadir
Production
Puissance MW
Interconnexion
400 KV
- Poste 400 / 225 kV d'Agadir 2 x 450 MVA
Montant
280 MDhs / 25 M€
Décembre 2011
Financement
Autres informations
- Impact sur l'intégration: Neutre, localisation géographique du projet dont l'objectif est le développement du
réseau interne
Rapport définitif
62
FICHE PROJET
Nom du projet
Ligne Dakhla - Boujeddour + 1 Poste à Dakhla + 1 Poste à Boujeddour
Localisation
Dakhla - Boujeddour
Production
Puissance MW
Interconnexion
225 kV
- (1) Ligne 225 kV Dakhla - Boujeddour. Longueur 340 kms
- (2) Poste de Dakhla 225 / 22 de 2 x 70 MVA
- (3) Réalisation d'un poste à Boujeddour 225 / 22 de 2 x 40 MVA
Montant
(1) 272 MDhs
(2) Poste Boujeddour : Données non
disponibles
(3) 55 MDhs
Décembre 2011
Financement
Autres informations
- Impact sur l'intégration: Neutre, localisation géographique et objectif du projet : Evacuation de l'énergie
produite au sud
Rapport définitif
63
FICHE PROJET
Nom du projet
Ligne Tinghir - Ouarzazate + 1 poste à Ouarzazate
Localisation
Tinghir - Ouarzazate
Production
Puissance MW
Interconnexion
225 KV
- (1) Bouclage en 225 KV Tinghir - Ouarzazate : 130 kms
- (2) Extension du poste de Ouarzazate en 225 KV
(1) 104 MDhs (2) 9 MDhs
Total: 113 MDhs / 10 M€
Montant
Juin 2012
Financement
Autres informations
Rapport définitif
64
FICHE PROJET
Nom du projet
Extension du poste de Chemaia
Localisation
Chemaia
Production
Puissance MW
Interconnexion
400 KV
- Extension du poste 400/225 KV à 2 Travées
Montant
30 MDhs / 2,6 M€
2012
Financement
Autres informations
- Impact sur l'intégration: Neutre, localisation géographique et objectif du projet : Développement du réseau
interne
Rapport définitif
65
FICHE PROJET
Nom du projet
Lignes Mediouna - Ghanem et Jorf - Laawmra
Localisation
Mediouna - Ghanem - Jorf et Laawmra
Production
Puissance MW
Raccordement
400 KV
- Rabattement d'un terne de la ligne 400 KV Mediouna - Ghanem et schuntage de la ligne Jorf - Laawmra
- Longueur : 9 kms
Montant
25 MDhs / 2,2 M€
2013
Financement
Autres informations
- Impact sur l'intégration: Neutre, périmètre et objectif prioritairement national du projet : Développement du
réseau interne
Rapport définitif
66
FICHE PROJET
Nom du projet
Oualili - Melloussa
Localisation
Oualili - Melloussa
Production
Puissance MW
Interconnexion
400 KV
- Rabattement d'un terne sur la ligne Oualili - Melloussa sur le poste de souk larbaa par une ligne à 2
Ternes
- Longueur : 3 kms
Montant
7 MDhs / 619 k€
2013
Financement
Autres informations
- Impact sur l'intégration: Limité, Développement du réseau interne
Rapport définitif
67
FICHE PROJET
Nom du projet
Ligne Ghanem - Chichaoua - Agadir
Localisation
Ghanem - Chichaoua - Agadir
Production
Puissance MW
Interconnexion
400 KV
- (1) Réalisation d'une ligne 400 KV à 2 Ternes. Longueur : 178 kms
- (2) Réalisation d'un poste 400/225 kV à Ghanem
(1) 388 MDhs
(2) 200 MDhs
Montant
2013
Financement
Autres informations
- Impact sur l'intégration: Neutre, localisation géographique et périmètre du projet : Développement du
réseau interne
Rapport définitif
68
FICHE PROJET
Nom du projet
Poste à Lawamar
Localisation
Lawamar
Production
Puissance MW
Interconnexion
400 KV
- Réalisation du poste 400/225 KV de 2 x 450 MVA
Montant
130 MDhs / 11,5 M€
2013
Financement
Autres informations
- Impact sur l'intégration: Neutre, en particulier parce que ce poste semble spécifiquement dédié à
l'alimentation de l'aéroport Mohamed V Casabalanca, donc objectif prioritairement national de
développement du réseau interne
Rapport définitif
69
FICHE PROJET
Nom du projet
Ligne Fouarat - Oualili
Localisation
Fouarat - Oualili
Production
Puissance MW
Interconnexion
225 KV
- Rabattement d'un Terne de la ligne Fouarat - Oualili par une ligne 225 KV à 2 Ternes
- Longueur : 9 kms
Montant
13 MDhs / 1,1 M€
2013
Financement
Autres informations
- Impact sur l'intégration: Neutre, projet ayant pour objectif le développement du réseau interne
Rapport définitif
70
FICHE PROJET
Nom du projet
Ligne Shoul - Toulal
Localisation
Shoul - Toulal
Production
Puissance MW
Raccordement
225 KV
- Rabattement en 225 KV de la ligne Shoul - Toulal par une ligne à 2 Ternes 225 KV
- Longueur : 19,5 kms
Montant
25 MDhs / 2,2 M€
2013
Financement
Autres informations
- Impact sur l'intégration: Neutre, Développement du réseau interne
Rapport définitif
71
FICHE PROJET
Nom du projet
Ligne UR1 - Tizgui
Localisation
UR1 - Tizgui
Production
Puissance MW
Interconnexion
225 KV
- Rabattement en 225 KV de la ligne UR1 - Tizgui par une ligne à deux ternes
- Longueur : 15 kms
Montant
19,5 MDhs / 1,7 M€
2013
Financement
Autres informations
- Impact sur l'intégration: Neutre, objectif prioritairement national et localisation géographique du projet :
Développement du réseau interne
Rapport définitif
72
FICHE PROJET
Nom du projet
Poste d'Agdez
Localisation
Agdez
Production
Puissance MW
Interconnexion
225 KV
- Raccordement en antenne par une ligne 60 KV à structure 225 KV du poste d'Agdez
- Longueur : 75 kms
Montant
60 MDhs / 5,3 M€
2013
Financement
Autres informations
- Impact sur l'intégration: Neutre, Développement du résau interne
Rapport définitif
73
FICHE PROJET
Nom du projet
Poste de transformation Souk Larbaa
Localisation
Souk Larbaa
Production
Puissance MW
Interconnexion
400 KV
- Réalisation d'un poste de transformation 400/225 KV de 1 x 450 MVA
Montant
87 MDhs / 7,7 M€
2013
Financement
Autres informations
Rapport définitif
74
FICHE PROJET
Nom du projet
ATR
Localisation
Oualili
Production
Puissance MW
Interconnexion
400 KV
- Réalisation d'un 3ème poste ATR de 460 MVA
Montant
60 MDhs / 5,3 M€
2013
Financement
Autres informations
- Impact sur l'intégration: Neutre, Développement du réseau interne, objectif prioritairement national
Rapport définitif
75
FICHE PROJET
Nom du projet
Ligne Tan Tan - Laayoune + 1 poste à Tan Tan + 1 Poste à Laayoune
Localisation
Tan Tan - Laayoune
Production
Puissance MW
Interconnexion
400 KV
- (1) Ligne 400 KV à 2 Ternes Tan Tan - Laayoune. Longueur : 300 kms
- (2) Poste 400 kV à Tan Tan
- (3) Poste 400 / 225 kV à Laayoune de 2 x 600 MVA
(1) 660MDhs
(2) 103 MDhs
(3) 211 MDhs
Total 974 MDhs / 86 M€
Montant
2013
Financement
Autres informations
- Impact sur l'intégration: Neutre, Localisation géographique et projet ayant pour objectif le développement
du réseau interne
Rapport définitif
76
FICHE PROJET
Nom du projet
Terne de la ligne Ferdouia - Melloussa
Localisation
Ferdioua - Meloussa
Production
Puissance MW
Interconnexion
400 KV
- Prolongement d'un terne de la ligne Ferdouia - Melloussa jusqu'au poste d'Anjerra
- 15 kms
Montant
22,5 MDhs / 2 M€
2014
Financement
Autres informations
Rapport définitif
77
FICHE PROJET
Nom du projet
Terne Tahadart - Melloussa + Terne Melloussa - Oualili
Localisation
Tahadart - Melloussa - Oualili
Production
Puissance MW
Interconnexion
400 KV
- Shuntage d'un terne Tahadart - Melloussa et d'un terne Melloussa - Oualili
- Longueur : 12 kms
Montant
26 MDhs / 2,3m€
2014
Financement
Autres informations
Rapport définitif
78
FICHE PROJET
Nom du projet
Ligne Matma - Bourdim
Localisation
Matma - Bourdim
Production
Puissance MW
Interconnexion
400 KV
- Construction d'une deuxième ligne 400 KV ST Matma - Bourdim
- Longueur : 230 kms
Montant
345 MDhs / 30,5 M€
2014
Financement
Autres informations
- Impact sur l'intégration: Important dans la mesure où il peut s'intégrer au développement/prolongement
des liaisons 400 kV avec l'Algérie en plus du cadre strictement national lié au développement du réseau
interne
Rapport définitif
79
FICHE PROJET
Nom du projet
Terne de la ligne Melloussa - Tetouane
Localisation
Melloussa - Tetouane
Production
Puissance MW
Raccordement
225 KV
- Rabattement d'un terne de la ligne 225 KV Melloussa - Tetouane sur le jeu de barre 225 KV du poste de
Anjra
- Longueur : 14 kms
Montant
18 MDhs / 1,6 M€
2014
Financement
Autres informations
Rapport définitif
80
FICHE PROJET
Nom du projet
ATR Bourdim + Poste de Bourdim
Localisation
Bourdim
Production
Puissance MW
Interconnexion
400 KV
- (1) ATR de Bourdim
- (2) Extension du poste
(1): 25 MDhs
(2): 20 MDhs
Total: 45 MDhs / 4 M€
Montant
2014
Financement
Autres informations
- Impact sur l'intégration: Neutre en raison du périmètre prioritairement national de ce projet :
Développement du réseau interne
Rapport définitif
81
FICHE PROJET
Nom du projet
Poste de transformation
Localisation
Anjra
Production
Puissance MW
Interconnexion
400 / 225 KV
- Construction du poste 400 / 225
Montant
250 MDhs / 22 M€
2014
Financement
Autres informations
Rapport définitif
82
FICHE PROJET
Nom du projet
Poste de Oualili
Localisation
Oualili
Production
Puissance MW
Raccordement
400 KV
- Extension du poste
Montant
20 MDhs /1,8 M€
2014
Financement
Autres informations
- Impact sur l'intégration: Neutre objectif de développement du réseau interne
Rapport définitif
83
FICHE PROJET
Nom du projet
Réalisation du poste de Tizgui
Localisation
Tizgui
Production
Puissance MW
Interconnexion
400 KV
- Poste 400/225 KV de 2 x 600 MVA
Montant
170 MDhs / 15 M€
2015
Financement
Autres informations
- Impact sur l'intégration: Neutre, périmètre prioritairement national : Développement du résau interne
Rapport définitif
84
FICHE PROJET
Nom du projet
Ligne Chemaia - Tizgui
Localisation
Chemaia - Tizgui
Production
Puissance MW
Interconnexion
400 KV
- Réalisation d'une ligne 400 KV à 2 Ternes
- Longueur: 240 kms
Montant
528 MDhs / 46,7 M€
Données non
disponibles
Financement
Autres informations
Rapport définitif
85
FICHE PROJET
Nom du projet
Ligne Mediouna - Tit Mellil
Localisation
Mediouna - Tit Mellil
Production
Puissance MW
Interconnexion
225 KV
- Réalisation d'une ligne 225 KV à 2 Ternes
- Longueur : 20 kms
Montant
-Données non
disponibles
Financement
Autres informations
- Impact sur l'intégration: Neutre, Objectif prioritairement national de développement du réseau interne
Rapport définitif
86
FICHE PROJET
Nom du projet
Ligne Chichaoua - Glalcha
Localisation
Chichaoua - Glalcha
Production
Puissance MW
Interconnexion
225 KV
- Réalisation d'une ligne
- Longueur : 50 kms
Montant
- Données non
disponibles
Financement
Autres informations
- Impact sur l'intégration: Neutre, objectif prioritairement national du projet : développement du réseau
interne
Rapport définitif
87
FICHE PROJET
Nom du projet
Ligne Igli - Glalcha
Localisation
Igli - Glalcha
Production
Puissance MW
Interconnexion
225 KV
- Réalisation d'une ligne Igli - Glalcha
Montant
- Données non
disponibles
Financement
Autres informations
- Impact sur l'intégration: Neutre, projet à l'object prioritairement national : le développement du réseau
interne
Rapport définitif
88
ALGERIE
Rapport définitif
89
Rapport définitif
90
FICHE PROJET
Nom du projet
Centrale Annaba
Localisation
Port d'Annaba (Région Est)
Production
Puissance MW
Interconnexion
Puissance nominale 2 x 35,5 MW
60 kV
Turbines à Gaz
Montant
TG1 : 12/2009
TG2 : 01/2010
Financement
- SPE / Sonelgaz
Autres informations
- Impact sur l'intégration: Neutre au regard de (1) la puissance installée du projet (2) l'objectif et le périmètre
du projet : le renforcement de l'alimentation locale (3) l'intégration de ce projet du plan d'urgence 2000MW,
prioritairement national
Rapport définitif
91
FICHE PROJET
Nom du projet
Centrale d'Alger-Port
Localisation
Port d'Alger
Production
Puissance MW
Puissance nominale 2 x 35,5 MW
Raccordement
60 kV
Turbines à Gaz
Montant
TG1 : 01/2010
TG2 : 02/2010
Financement
- SPE / Sonelgaz
Autres informations
- Impact sur l'intégration: Neutre au regard de (1) la puissance installée du projet (2) l'objectif et le périmètre
du projet : le renforcement de l'alimentation locale (3) l'intégration de ce projet du plan d'urgence 2000MW,
prioritairement national
Rapport définitif
92
FICHE PROJET
Nom du projet
Centrale de M'Sila : Renforcement et rénovation
Localisation
M'sila (Région Est)
Production
Puissance MW
Interconnexion
Puissance nominale 2 x 215 MW
220 kV
Turbines à Gaz
Montant
TG1 : 11/2009
TG2 : 02/2010
Financement
- SPE / Sonelgaz
Autres informations
- Impact sur l'intégration: Neutre au regard de (1) l'objectif et le périmètre du projet : le renforcement de
l'alimentation locale et (2) l'intégration de ce projet du plan d'urgence 2000MW, prioritairement national
Rapport définitif
93
FICHE PROJET
Nom du projet
Centrale de Larbaâ
Localisation
Région Centre, Alger
Production
Puissance MW
Puissance nominale 4 x 140 MW
Raccordement
220 kV
Turbines à Gaz
Montant
TG1 : 05/2009
TG2 : 06/2009
TG3 : 07/2009
TG4 : 02/2010
Financement
- SPE / Sonelgaz
Autres informations
- Impact sur l'intégration: Neutre au regard de (1) Objectif et périmètre du projet : le renforcement de
l'alimentation locale (2) Intégration de ce projet du plan d'urgence 2000MW, prioritairement national et (3) du
fait que cette unité apparaît comme un moyen de production prévu pour faire face à la consommation de
pointe
Rapport définitif
94
FICHE PROJET
Nom du projet
Centrale électrique hybride : Solaire / Turbine à Gaz
Localisation
Hassi R'Mel
Production
Puissance MW
30 MW thermique solaire et 120 MW
Turbine Gaz
Interconnexion
225 kV
Montant
Financement
350 M€
2010
- 100% Algérien (public et/ou privé)
- Algérien avec participation étrangère (publique et/ou privée
Autres informations
- Impact sur l'intégration: Neutre dans la mesure où ce projet se donne pour missions :
(1) de contribuer à la production d'électricité à partir du solaire et de l'éolien
(2) de servir de base de support pour la recherche de partenariat pour l'investissement, l'exploitation, la
technologie et la recherche et
(3) de permettre la constitution d'un pôle de recherche pour le solaire.
Dans une optique d'intégration des marchés, ce projet devrait donc être regardé comme un projet pilote
pour de futures perspective (types plan solaire méditerranéen ou Desertec) : donc objectif de maîtrise de
technologie nouvelle. Mais à ce stade et à moyen terme, l'impact est limité voire neutre
Rapport définitif
95
FICHE PROJET
Nom du projet
Développement du parc de production des réseaux isolés du Sud
Localisations
mutiples
Ilizi, In Aménas, El Golea, Beni Abbès, Timimoun
Production
Puissance MW
Interconnexion
Total : 155MW
-
Turbine à gaz
Ilizi : 3 x 5 MW
In Aménas : 6 x 5 MW
El Golea : 3 x 10 MW & 2 x 5 MW
Beni Abbès : 4 x 5 MW
Timimoun : 2 x 25 MW
Montant
-
2010
Financement
-
Autres informations
- Impact sur l'intégration : Neutre au regard de (1) la localisation géographique des unités et (2) l'objectif
prioritairement national de désenclavement
Rapport définitif
96
FICHE PROJET
Nom du projet
Centrale électrique "Sharikat Kahraba" Terga (SKT)
Localisation
Terga - Région Ouest
Production
Puissance MW
3 x 400 MW
Raccordement
400kV
- Centrale de type Cycle Combiné. Puissance installée: 3 tranches de 400 MW chacune.
Fournisseur
159 Mrds Dhs / 1,5 Mrds €
2012
Financement
- 100% Algérien - Mode projet Financing
Autres informations
- Impact sur l'intégration: Neutre dans la mesure où ce projet présente des objectifs prioritairement
nationaux :
(1) Sécurisation de l'approvisionnement énergétique de la région et
(2) participation au plan d'urgence national
Rapport définitif
97
FICHE PROJET
Nom du projet
Centrale électrique "Sharikat Kahraba" Koudiet Eddraouch (SKD)
Localisation
Koudiet Eddraouch - Région Est
Production
Puissance MW
Raccordement
3 x 400 MW
400kV
- Centrale de type Cycle Combiné. Puissance installée: 3 tranches de 400 MW chacune.
Montant
179 Mrds Dhs / 1,4 M€
(Source Elmoudjahid.com 04/05.08)
2012
Financement
100% Algérien - Mode projet Financing
Autres informations
- Impact sur l'intégration: De par sa localisation géographique et de son positionnement sur la dorsale 400
kV Est/Ouest, ce projet serait susceptible de jouer un rôle "structurant" s'il ne devait répondre prioritairement
à l'évolution de la demande et des besoins nationaux tels qu'énoncés par le programme indicatif de la
CREG.
Rapport définitif
98
FICHE PROJET
Nom du projet
Extension Centrale F'Kirina
Localisation
F'Kirina (Est)
Production
Puissance MW
Puissance nominale 200 MW
Raccordement
220 kV
Montant
-
2013
Financement
- SPE / Sonelgaz
Autres informations
- Statut du projet: Extension décidée - Evaluation des offres techniques en cours
- Impact sur l'intégration: Neutre, dans la mesure où la réalisation et l'extension de cette unité de production
entre dans le cadre d'une politique nationale de développement et a pour objectif prioritairement national de
renforcer le réseau électrique national dans certaines localités qui connaissent des coupures électriques
fréquentes (délestage)
Rapport définitif
99
FICHE PROJET
Nom du projet
Ain Djasser (Extension)
Localisation
Ain Djasser
Production
Puissance MW
Interconnexion
220 kV
Turbines à Gaz
22 Mrds Dinhars / 208 M€
Montant
(Source: elwatan.com 17/11/09)
2013
Financement
- SPE / Sonelgaz
Autres informations
- Statut du projet: Evaluation des offres techniques en cours
- Impact sur l'intégration: Neutre, dans la mesure où cette unité de production et son extension prévue fait
partie du programme d'urgence "pour la réalisation de centrales d'une capacité totale de 2000MW afin
d'améliorer l'approvisionnement en énergie électrique de plusieurs régions du pays" et "vise à satisfaire les
besions de la population en énergie et à participer au développement de l'économie nationale" (M. Khelil,
Ministre de l'Energie et des Mines - Nov 2009)
Rapport définitif
100
FICHE PROJET
Nom du projet
Centrale électrique Ras Djinet
Localisation
Ras Djinet
Production
Puissance MW
800 MW
Raccordement
400kV
- Centrale de type Cycle Combiné
Montant
2014
Financement
- SPE / Sonelgaz
Autres informations
- Statut du projet: Projet décidé
- Impact sur l'intégration: Neutre dans la mesure où ce projet de renforcement de la centrale existante
présente des objectifs prioritairement nationaux :
(1) Sécurisation de l'approvisionnement énergétique de la région et
(2) participation au plan d'urgence national
Rapport définitif
101
FICHE PROJET
Nom du projet
Messerghine
Localisation
Messerghine (Région Ouest - Oran)
Production
Puissance MW
Interconnexion
220 kV
Turbines à Gaz
Montant
-
2015
Financement
- 100% National : Convention de financement cadre Sonelgaz / Banque Nationale d'Algérie
(11 Mars 2010)
Autres informations
- Statut du projet: Ouvrage décidé
- Impact sur l'intégration: Neutre dans la mesure où ce projet est prévu pour faire face à la consommation
de pointe dans un cadre prioritairement national
Rapport définitif
102
FICHE PROJET
Nom du projet
Centrale électrique Jijel
Localisation
Jijel
Production
Puissance MW
Interconnexion
800 MW
400kV
Centrale de type Cycle Combiné
Montant
2015
Financement
- SPE / Sonelgaz
Autres informations
- Statut du projet: Décision de l'extension prise
- Impact sur l'intégration: Neutre dans la mesure où la décision de renforcement de la centrale existante
répond à des impératifs prioritairement nationaux.
Rapport définitif
103
RESEAU
Rapport définitif
104
FICHE PROJET
Nom du projet
Localisation
Renforcement infrastructure 400 kV
A travers le territoire national (Nord - Sud)
Production
Puissance MW
Interconnexion
400kV
- 2012: 3 postes de transformation 400 / 220 kV totalisant une puissance installée de 1800 MVA: Hassi
Messaoud - Hassi R'Mel (Sud) + Ouled El Abtal (Ouest)
- Réalisation de 925 km de lignes en 400kV en 2010 et 908 km en 2012
Montant
2012
Financement
- GRTE
- Etat
Autres informations
- Impact sur l'intégration: Neutre, objectif national de maillage suivant le palier 400 kV
Rapport définitif
105
FICHE PROJET
Nom du projet
Localisation
A travers le territoire national
Production
Puissance MW
Interconnexion
400kV
- 2016 - 2020 : 10 postes de transformation 400 / 220 kV totalisant une puissance installée de 6000 MVA: El
Milia (Est), Beni Saf (Ouest), Oumech (Sud), Béchar, Adrar, In Salah, Tamanrasset et trois autres postes
- Réalisation de 5550 km de lignes en 400kV
Montant
Au-delà de 2015
Financement
- GRTE
- Etat
Autres informations
- Statut du projet: Besoins identifiés / Ouvrages décidés
- Impact sur l'intégration: Objectif national de maillage suivant le palier 400 kV
Rapport définitif
106
FICHE PROJET
Nom du projet
Localisation
A travers le territoire national
Production
Puissance MW
Interconnexion
400kV
- 2020 - 2025 : 5 postes de transformation 400 / 220 kV totalisant une puissance installée de 3000 MVA
- Réalisation de 1100 km de lignes en 400kV
Montant
Au-delà de 2020
Financement
- GRTE
Autres informations
- Statut du projet: Besoins identifiés
- Impact sur l'intégration: Objectif national de maillage suivant le palier 400 kV : la localisation géographique
une fois connue conférerait un rôle "structurant" à ces projets
Rapport définitif
107
FICHE PROJET
Nom du projet
Interconnexion Algérie - Espagne
Localisation
Phase 1 : 1200 MW
Phase 2 : 2000 MW
Production
Puissance MW
Interconnexion
400kV
Cable sous-marin en courant continu d'une capacité de 2 000 MW (240 km)
Montant
-
Au-delà de 2015
Horizon
2016/2017
Financement
-
Autres informations
- Statut du projet: Etude technico-économique réalisée
- Impact sur l'intégration: Important, par hypothèse, ce projet apparaît comme "structurant" visant à
renforcer les liens entre le marché algérien et le marché de l'UE.
Rapport définitif
108
FICHE PROJET
Nom du projet
Interconnexion Algérie - Italie
Localisation
Production
Puissance MW
Interconnexion
400kV
- Câble sous-marin en courant continu d'une capacité de 1 000 MW (265 km vers Sardaigne)
Montant
Estimé à 535 millions d'euros
Au-delà de 2015
Horizon 2020
Financement
-
Autres informations
- Statut du projet: Etude technico-économique réalisée
- Impact sur l'intégration: Important, par hypothèse, ce projet apparaît comme "structurant" visant à
renforcer les liens entre le marché algérien et le marché de l'UE
Rapport définitif
109
TUNISIE
Rapport définitif
110
Rapport définitif
111
FICHE PROJET
Nom du projet
Extension N°2 centrale à combustion de Thyna
Localisation
Thyna près de Sfax
Production
Puissance MW
126
Raccordement
150 KV
Unite à combustion fonctionnant au gaz naturel de marque GENERAL ELECTRIC modele PG9001E et
debitant sur le reseau 150 kv au niveau du poste de Thyna situé.
C'est la troisieme unité à âtre installée dans le même site et destinée comme ses précédentes à fonctionner
en pointe ou pour le secours en cas de defaillance d'un groupe de base.
Montant
110 MDT / 58 M€
Prévision
Avril 2010
Financement
100% financement de la Banque Islamique de Devloppement( BID )
Autres informations
- Impact sur l'intégration: Cette unité va contribuer au renforcement de la puissance installée et sécuriser le
fonctionnement du réseau en répondant au besoin de la pointe et de secours. Ces aspects sont de nature à
faciliter l'intégration du marché tunisien dans le marché maghrebin, étant entendu apres ajustement
équitable des prix du gaz naturel entre les trois pays.
Rapport définitif
112
FICHE PROJET
Nom du projet
Centrale à cycle combiné de Ghannouch
Localisation
Gabes
Production
Puissance MW
Condition site à 20°
Raccordement
416
230 Kv
Centrale de fabrication ALSTHOM est composée d'une Turbine à gaz de 276MW et d'une Turbine à vapeur
de 136 MW.
L'ensemble accouplé en "sandwich" à un seul alternateur de 412 MW d'où l'appellation "single shaft" et
destinée à un fonctionnement en base en évacuant sa puissance au niveau d'un poste 230Kv
Montant
730 MDT / 383 M€
Financement
Prévision
Mars 2011
- Fond propre STEG 180 MDT / 94 M€
- Financement BEI 360 MDT / 189 M€
- FADES 190 MDT / 100 M€
Autres informations
- Statut du projet: Projet en phase de réalisation
- Impact sur l'intégration: Neutre, dans la mesure où cette centrale de base est destinée à renforcer la
puissance installée et contribuer à l'amélioration du rendement énergetique du systeme de production de la
STEG en terme de consommation spécifique. Par son apport au réseau, ce projet faciliterait l'intégration du
marché tunisien dans le marché maghrebin et européen, étant entendu après ajustement des prix du gaz
entre les trois pays.
Rapport définitif
113
FICHE PROJET
Nom du projet
Centrale éolienne de Bizerte
Localisation
Metline et Kchabta
Production
Puissance MW
120
Raccordement
90kv
Cette centrale est composée de 91 éoliennes de puissance unitaire 1320 kw et répartie sur deux sites
Metline et Kchabta respectivement 47 et 44 unités.
L' ensemble de chaque site débite sa puissance sur un poste 90/30 kv qui lui est affecté.
Cette centrale va renforcer la puissance installée et augmenter la proportion des energies renouvelables
dans la production totale.
Montant
370 MDT / 194 M€
prevision
Août 2011
Financement
100% Credit public FAD du Gouvernement Espagnol
Autres informations
- Impact sur l'intégration: Neutre au regard du périmètre et des objectifs du projet de construction de cette
centrale :Contribuer à réaliser l'objectif d'atteindre un taux des énergies renouvelables fixé à 10 % à
l’horizon 2020, et à reduire les GES par une diminution de la consommation des combustibles fossiles. Dès
lors, prise en compte de la diversification des sources d'energie au plan national.
Pour autant, à moyen terme, le retour d' experience de ce projet va stimuler le secteur privé à investir dans
ce domaine et par la même initiera le concept du marché libre sur le plan national ensuite son integration
dans le marché maghrebin et européen.
Dès lors, c'est un impact indirect qui peut s'établir par le retour d'expérience. Ceci est confirmé par
l'engouement actuel des investisseurs privés après avoir constaté la rentabilité du projet précédent de Sidi
Daoud.
Rapport définitif
114
FICHE PROJET
Nom du projet
Centrale à cycle combiné de Sousse
Localisation
Sousse
Production
Puissance MW
(Condition site à 20°)
Raccordement
380 < x < 450 MW
230 kV
Appel d' offres en cours de dépouillement technique
Montant
-
Estimation
Mars 2013
Financement
-
Autres informations
- Statut du projet: Appel d'offres en cours de dépouillement technique
- Impact sur l'intégration: Neutre dans la mesure où cette centrale de base est destinée à renforcer la
puissance installée et contribuer à l’amelioration du rendement énergétique du système de production
STEG, périmètre et objectif prioritairement nationaux.
Pour autant, par son apport au réseau, ce projet faciliterait l'intégration du marché tunisien dans le marché
maghrebin étant entendu après ajustement équitable des prix du gaz entre les trois pays.
Rapport définitif
115
FICHE PROJET
Nom du projet
Centrale cycle combiné de Bizerte
Localisation
Bizerte
Production
Puissance MW
380 < x < 450 MW
Raccordement
230 kV
Appel à candidature en cours
Montant
-
Estimation
Mars 2014
Financement
Projet IPP
Autres informations
- Statut du projet: Besoin identifié / Ouvrage décidé
- Impact sur l'intégration: Cette centrale de base est destinée à renforcer la puissance installée et contribuer
à l'amélioration du rendement énergétique du systeme de production national, dès lors a priori rôle peu
"structurant" car répondant à des objectifs prioritairement nationaux.
Pour autant, par cet cet apport, ce projet pourrait faciliter l'intégration du marché tunisien dans le systeme
maghrebin sous réserve d'un ajustement équitable des prix du gaz entre les trois pays et de contrat ferme à
long terme. Par ailleurs, le développement des mécanismes IPP peut être perçu comme un outil d'ouverture
des marchés domestiques aux investisseurs étrangers, notamment privés.
Rapport définitif
116
FICHE PROJET
Nom du projet
Centrale italienne
Localisation
Cycle Combiné : Hawaria ou Charbon : Skhira
Production
Puissance MW
Raccordement
1200
400kV
Le choix du combustible est en cours d'analyse et sera determinant pour le choix du site
Montant
Estimation :
CC: 1,3 Mrds DT / 682 M€
Charbon: 2,4Mrds DT / 1,3 M€
CC:
2017: 400
2019: 400
2020: 400
Charbon:
2017: 600
2019: 600
Financement
Autres informations
- Statut du projet: Ouvrage décidé / AO en préparation
- Impact sur l'intégration: Dans la perspective d'une intégration "Sud / Sud", ce projet aura peu d' impact
dans la mesure ou il s'agit d'un projet IPP destiné au 2/3 au marché italien et 1/3 au marché tunisien à
travers un contrat long terme avec engagement d' achat.
En revanche, par hypothèse, l'impact "structurant" est fort dans le cadre d'une intégration "Sud / Nord" entre
un des marché du maghreb avec le marché de l'UE (Italie).
Rapport définitif
117
FICHE PROJET
Nom du projet
Centrale nucléaire
Localisation
Production
Puissance MW
Interconnexion
Estimation 700 < x < 1100 MW
-
-
Montant
-
2023
Financement
-
Autres informations
- Statut du projet: Projet en "Phase préparatoire" (2007 - 2011)
- Impact sur l'intégation: Objectif déclaré "Unité est prévue pour couvrir 15% de la demande nationale en
2030". Demande nationale en pointe estimée à 7500MW en 2030
Rapport définitif
118
RESEAU DONT INTERCONNEXION
Rapport définitif
119
FICHE PROJET
Nom du projet
Passage en 400 kV de la ligne Mornaguia Mateur Jendouba
Localisation
Mornaguia Mateur Jendouba
Production
Puissance MVA
1200
Transport
400kV
Nouvel Axe 400 kV du réseau Tunisien
Equipée en 400 KV et exploitée initialement en 230 K, ce passage necessitera les extentions dans les
postes de Mornaguia (2 ATR 230/400 KV 400 MVA) Mateur (1 ATR 230/400 KV 400MVA) Jendouba (1
ATR 230/400 KV 400MVA)
Montant
Estimation
2011
Financement
Financement non encore defini
Autres informations
- Impact sur l'intégration: Important dans la mesure où cette ligne permettra (1) de renforcer l'échange entre
l'Est et l'Ouest (2) de compléter la boucle euro-méditerranéenne en 400KV.
Ce projet revêt donc une grande importance pour l'integration du marché tunisien dans le contexte
maghrebin et europeen : intégration "Sud / Sud" et "Sud / Nord"
Rapport définitif
120
FICHE PROJET
Nom du projet
Interconnexion Tunisie - Algérie 400 kV
Localisation
Jendouba (Tunisie) - Chafia (Algérie)
Production
Puissance MW
1200
Raccordement
400 kV
- Longueur 160 kms équipée en 400 kV avec un conducteur Almelec double faisceaux 2 x 570 mm2
Montant
prevision
2011
Financement
Les modalités de financement concernant la partie Postes HT est finalisée et en attente de
validation par les autorités
Autres informations
- Impact sur l'intégration: Important dans la mesure où cette ligne va renforcer les échanges Algérie /
Tunisie et constituer une partie de la boucle "Euro Méditerranéenne". Ce projet est donc d'une grande
importance pour l'intégration du marché tunisien dans le contexte maghrébin et européen.
Rapport définitif
121
FICHE PROJET
Nom du projet
Evacuation de l'énergie du site de la Centrale CC de Bizerte
Localisation
Monarguia Mhamdia Lac Sud
Production
Puissance MVA
1200
Transport
400kV
Ce site non encore définitif est dimentionné pour une puissance totale de 1200 MW correspondant à un
total de 3 centrales à cycle combiné.C'est la raison du choix du 400 kv comme niveau de tension d'
évacuation de l' energie .L' infrastructure reseau correspondante,à réaliser à la charge de la STEG, est
constituée de deux lignes aériennes 400kv equipée de conducteur à faisceaux almelec 2x570 mm2 de
capacité de 1200 MVA et de longueur de 70 kms chacune.
Montant
70 800 MDT / 37 M€
Estimation
2014
1Euro= 1,8 DT
Financement
Projet à la charge de la STEG et financement non encore defini.
Autres informations
- Statut du projet: Appel d'offres n'est pas encore lancé
- Impact sur l'intégration: A part le renforcement partiel du reseau 400 KV en créant un secours entre les
deux postes Mornaguia et Mateur, cette insfrastructure est etroitement liée au projet IPP correspondant et
sa position est neutre vis à vis de l'integration du marché tunisien dans le contexte maghrebin et europeen,
dès lors un objectif purement national.
Rapport définitif
122
FICHE PROJET
Nom du projet
Ligne 400 kV Mornaguia Oueslatia Bouchemma et Mornaguia - Hawaria Postes
400/225 kV Oueslatia (400 MVA) et Bouchemma (400 MVA)
Localisation
Mornaguia, Ouslatia, Bouchemma
Production
Puissance MVA
1200
Transport
400kV
Il s'agit de la dorsale du réseau tunisien en préparation de l'interconnexion en 400 kV avec la Lybie d'une
part et des ouvrages de la nouvelle centrale de Hawaria d'autre part
Montant
Estimation
2016
Financement
- Financement non encore connu
Autres informations
- Statut du projet: AO non encore lancé
- Impact sur l'intégration: Cette ligne permettra (1) de renforcer l'echange entre le Nord et le Sud (2) de
completer la boucle euro-méditerranéenne en 400KV et (3) de créer les conditions d'un renforcement des
échanges "Sud / Sud".
Ce projet revêt donc une grande importance pour l'intégration du marché tunisien dans le contexte
maghrebin et européen.
Rapport définitif
123
FICHE PROJET
Nom du projet
Interconnexion Tunisie Italie 400 kV
Localisation
Hawaria (Tunisie) - Partana ou Favara (Italie)
Production
Puissance MW
1200
Raccordement
400 kV
Ce projet comporte une liaison câble HVDC 400 kV (conducteur en cuivre de 1000 1200 mm2 à papier
imprégné) et 2 stations de conversion AC/DC. Il sera réalisé en deux étapes respectivement 2012 et 2015
et ce, pour suivre les renforcements des réseaux 230/400 kV dans les deux pays.
Montant
500 M€
prevision
2016
Financement
Modalités de financement non encore définies
Autres informations
- Statut du projet: Etude de faisabilité (groupe de travail mixte) terminé. Etude d'exécution du projet et choix
du combustible pour la centrale seront confiés à une socité à capitaux mixte déjà constitué
- Impact sur l'intégration: Ce projet représente la deuxième interconnexion entre le réseau maghrébin et le
réseau européen après celle du Maroc avec l'Espagne. Il constitue donc un moyen important pour renforcer
l'intégration du marché tunisien avec celui de l'UE.
En raison (1) de difficultés dans le renforcement du réseau côté italien et (2) de l'arrêt de la décision finale
concernant le choix du combustible de la future centrale, la date de mise en service, initialement prévue en
2012 et 2015 a été reportée à 2016. Le choix du combustible (Gaz ou charbon) sera déterminant pour le
lieu d'implantation de la future centrale ainsi que pour le renforcement correspondant du réseau 400 kV
Tunisien.
Rapport définitif
124
FICHE PROJET
Nom du projet
Interconnexion Tunisie Lybie 400 kV
Localisation
Bouchemma (Tunisie) - Frontières Tuniso Lybiennes
Production
Puissance MW
1200
Raccordement
400 kV
Cette ligne d'un longueur de 200 kms est équipée de conducteurs Almelec en double faisceaux 2 x 570
mm2 et constitue la troisième liaison d'interconnexion après celles en 203 kV
Montant
80 MDT / 42 M€
prevision
2016
Financement
Financement par le FADES pour la partie tunisienne
Autres informations
- Statut du projet: Etude de faisabilité financée par le FADES dans le cadre de l'étude ELTAM et terminée
depuis 2006. AO non encore lancé. Ce projet sera intégré au 12ème plan de la STEG pour la période 2012 2016.
- Impact sur l'intégration: Cette ligne va renforcer les échanges entre la Lybie et la Tunisie et constituer une
partie de la boucle "euro méditerranée" .Ce projet présente donc une grande importance pour l'intégration
des marchés.
Rapport définitif
125
Le contenu de la présente publication relève de la seule
responsabilité du consortium mené par SOFRECO et ne
peut en aucun cas être considéré comme reflétant l’avis
de l’Union Européenne
Rapport définitif
126

Fichier PDF - Ministère de l`Energie

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