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I n t é g r a t i o n p r o g r e s s i v e d e s m a r c h é s 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 T u n i s i e d a n s l e m a r c h é i n t é r i e u r d e l ' é l e c t r i c i t é d e l ' U n i o n e u r o p é e n n e 2.4 LE PROGRAMME CSP DANS LA REGION MENA : ANALYSE ECONOMIQUE ET FINANCIERE La compétitivité d‟une centrale CSP dépend de plusieurs facteurs notamment le coût du capital, le facteur de capacité, le coût des énergies fossiles et le coût de la tonne de carbone. Le tableau ci-dessous compare le prix du kWh CSP sur la base d‟un coût du capital fixé à 4000 $/kW et d‟un facteur de capacité de 30 %, avec celui d‟autres modes de production d‟électricité largement utilisés dans la région MENA. Il apparaît ainsi que le coût du kWh CSP serait sous les hypothèses retenues, près de deux fois et demie plus élevé que celui d‟une centrale à cycle combiné au gaz. Si l‟on tient compte des économies d‟émission de CO2 estimées entre 0,51 et 0,83 tonne par MWh, le coût économique du MWh CSP serait réduit de 13 à 21 $ US. Il convient d‟observer que le gaz utilisé pour la production d‟électricité est fortement subventionné dans les pays de la région MENA (90 % du prix du marché), ce qui pénalise la technologie CSP. La viabilité financière dépendra en outre, des conditions de financement, du taux de rendement des fonds propres, des incitations fiscales, du niveau de revenu carbone, etc. Ainsi, le prix du kWh produit par une centrale de 100 MW sera, sans soutien financier quelconque, de 31 US cents sous les hypothèses suivantes : Investissement : 420 M US$ Facteur de capacité : 22,5 % Ratio dette/fonds propres : 75:25 Dette commerciale : Intérêt 7 % ; durée d‟amortissement : 15 % Rendement des fonds propres : 15 %. Ce prix est ramené à 19 US cents avec une intervention du CTF pour 72,5 millions US$, 150 millions de crédit concessionnel, 78 millions de dette commerciale, 105 millions de fonds propres et compte tenu des revenus carbone à 15 US$ la tonne. Si 50 % de la production est exportée à 26 US cents/kWh, le prix sur les ventes locales peut être ramené à seulement 12 US cents/kWh. Le tableau ci-dessous donne le prix du kWh selon différents scénarios : 29 Étude sur les liens avec d’autres projets pertinents dans les pays bénéficiaires – Rapport définitif I Juin 2010 S O F R E C O I I P A E n e r g y + W a t e r C o n s u l t i n g I A E T S I V a t t e n f a l l P o w e r C o n s u l t a n t s A B
I n t é g r a t i o n p r o g r e s s i v e d e s m a r c h é s 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 T u n i s i e d a n s l e m a r c h é i n t é r i e u r d e l ' é l e c t r i c i t é d e l ' U n i o n e u r o p é e n n e 2.5 PROGRAMME D’INVESTISSEMENT DE LA REGION MENA ET PLAN DE FINANCEMENT Le programme proposé pour la Région MENA présenté au tableau ci-dessous comporte deux catégories d‟investissements, à savoir des centrales pour une capacité installée cumulée de 900 MW et des lignes de transport pour un coût total de 5,6 milliards de dollars US : Pays Nombre de projets Localisation Algérie 3 M‟Ghaier Naama Hassi R‟mel II Égypte 2 Kom Ombo Marsa Alam Jordanie 2 Province de Maan Ligne Aqaba-Qatrán Maroc 3 Tan-Tan Ain Beni Mathar Ouarzazate Tunisie 3 Projet IPP-CSP Elmed-CSP Ligne Tunisie-Italie Capacité (MW) 80 70 70 70 30 Coût (M US$) 322 285 285 370 270 100 418 50 125 100 100 100+ 410 240 525 440 450 450 1140 Contribution CTF (M US$) Total 13 900 MW 5604 750 Liste des projets dans le pipeline (source : Rapport IGF – France) 58 51 51 51 44 72 40 35 90 72 73 73 40 Le plan de financement proposé fait intervenir plusieurs bailleurs de fonds à côté du CTF, notamment la Banque mondiale, la BAD, la Banque islamique, l‟AFD, la KFW, la BEI, etc. 30 Étude sur les liens avec d’autres projets pertinents dans les pays bénéficiaires – Rapport définitif I Juin 2010 S O F R E C O I I P A E n e r g y + W a t e r C o n s u l t i n g I A E T S I V a t t e n f a l l P o w e r C o n s u l t a n t s A B
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