Fichier PDF - Ministère de l'énergie et des mines

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
l‟amélioration de l‟efficacité énergétique en visant un objectif de 20 % d‟économie
d‟énergie à l‟horizon 2020 dans l‟ensemble des pays du bassin méditerranéen ;
la promotion du développement de lignes d‟interconnexion électrique et
la facilitation de la coopération en matière technologique.
Trois phases ont été définies pour la mise en œuvre du PSM :
Une phase de préparation : définition des grands axes stratégiques du plan, identification
et préparation de 140 projets de production et de quinze projets d‟efficacité énergétique ;
Une phase pilote (2009-2010) : lancement des premiers projets ;
Une phase de déploiement (2010-2020) s‟appuyant sur un master plan.
3.2 LES DEFIS DU DEPLOIEMENT REUSSI DU PSM
Outre les problèmes liés à l‟appropriation de l‟initiative par les pays du Sud et de l‟Est du
bassin méditerranéen, à la définition de la gouvernance à mettre en place, au mode de
sélection des projets notamment la critériologie à appliquer et à l‟incidence des difficultés au
plan diplomatique que vit l‟UPM, le PSM est confronté au défi de la rentabilité des projets.
Ces derniers font, en effet, recours à des technologies telles que le PV, l‟énergie éolienne et
les centrales à concentration (CSP) qui, à l‟heure actuelle, ne supportent pas la concurrence
des solutions conventionnelles, tant le coût en capital de ces technologies est prohibitif
même si, par ailleurs, les charges variables liées au fonctionnement des installations sont
réduites.
Il convient de mentionner ici l‟excellent travail réalisé par l‟Inspection Générale des Finances
(IGF) de France qui, sur la base des objectifs quantifiés conjointement par l‟Allemagne et la
France, s‟est penchée entre autres, sur les conditions financières et institutionnelles de
déploiement du PSM.
Partant de l‟objectif cible de 20 GW à l‟horizon 2020, l‟IGF a défini plusieurs scénarios basés
sur des mix énergétiques différents avec des parts plus ou moins prépondérantes du solaire
(PV et CSP) et de l‟énergie éolienne. Pour chaque scénario, les coûts d‟investissements ont
pu être estimés et les prix de l‟électricité calculés grâce à une modélisation des centrales.
Il apparaît ainsi que si l‟on tient compte des coûts de raccordement au réseau des centrales
(de l‟ordre de 2 milliards d‟euros), du coût des interconnexions vers l‟Europe et du
renforcement des lignes existantes (4 milliards d‟euros) pour permettre l‟exportation
d‟électricité verte, le coût d‟investissement total du PSM serait compris entre 38 et 46
milliards d‟euros (selon les scénarios intermédiaires « Éolien + » et « Solaire + » étudiés par
l‟Inspection Générale des Finances (IGF) de France).
En prenant comme référentiel les équipements de production concurrents envisageables
dans la région (cycle combiné au gaz pour l‟essentiel), le surcoût global de production du
PSM calculé sur une vingtaine d‟années se situe entre 14 et 32 milliards d‟euros (pour les
scénarios intermédiaires sans prise en compte des externalités carbone). Le surcoût global
de production est calculé comme la différence entre la somme actualisée des coûts de
production des centrales à énergies renouvelables et des centrales à cycle combiné
(centrale de référence retenue dans les pays nord africains) sur l‟ensemble de la production
des 20 GW et sur une durée de 20 ans. Ce surcoût important en valeur absolue ne
représenterait, annuellement, que 0,5 % à 1,3 % de la valeur du marché régional à l‟horizon
2020.
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Étude sur les liens avec d’autres projets pertinents dans les pays bénéficiaires – Rapport définitif I Juin 2010
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