SITUATION ET PERSPECTIVES DE DEVELOPPEMENT DES ENERGIES RENOUVELABLES ET DE L’EFFICACITE ENERGETIQUE A LA STEG. Séminaire “LA COGENERATION AU SERVICE DE L’ENTREPRISE, POUR UNE CROISSANCE DURABLE ET PERENNE” Tunis, 18 Septembre 2014. Moncef HARRABI Chef du Projet Energies Renouvelables & Efficacité Energétique

1. Séminaire
“LA COGENERATION AU SERVICE DE L’ENTREPRISE,
POUR UNE CROISSANCE DURABLE ET PERENNE”
Tunis, 18 Septembre 2014
SITUATION ET PERSPECTIVES DE DEVELOPPEMENT DES
ENERGIES RENOUVELABLES ET DE L’EFFICACITE
ENERGETIQUE A LA STEG
Moncef HARRABI
Chef du Projet Energies Renouvelables &
Efficacité Energétique

2. SOMMAIRE
ENERGIES RENOUVELABLES
Aperçu sur le secteur électrique de la Tunisie
 Mix électrique: enjeux et défis
 Développement de l’éolien
 Développement de l’hydraulique
 Développement du solaire
 Perspectives de développement de l’électricité verte en Tunisie
EFFICACITE ENERGETIQUE
Réalisations : côté offre et côté demande
Situation actuelle de la cogénération en Tunisie
 Appui au développement de la cogénération
Actions d’efficacité énergétique en cours

3. APERÇU SUR LE SECTEUR
ÉLECTRIQUE DE LA TUNISIE

4. APERCU SUR LA STEG
Créée en 1962, ses activités principales sont la production, le
transport et la distribution de l’électricité et du gaz.
INDICATEURS GENERAUX (2012)
Personnel de l’entreprise
(dont 550 en coopération technique) 12 500
Clients électricité 3 500 000
Clients gaz 600 000
Taux d’électrification National 99,6 %

5. PRODUCTION D’ÉLECTRICITÉ EN TUNISIE
-La puissance installée du parc national de production en
2013 est de 4425 MW.
- La part des énergies renouvelables est de : 7%
40%
28%
25%
7%
Turbine à gaz
Cycle combiné
Turbine à vapeur
Énergie renouvelable

6. PRODUCTION ÉLECTRIQUE VERTE EN 2013
 Eolien : 350 GWh
 Solaire : 9 GWh
 Hydraulique : 59 GWh
 Part de production : 2.5 % (prévue 5%, mise en service
centrale éolienne de Bizerte au cours de 2013)
 Economie combustible : 100 kTep (80 MDT)
 CO2 évités : 230 000 TCO2

7. LE TRANSPORT DE L’ÉLECTRICITÉ
• Niveaux de tension :90 kV, 150kV, 225kV, 400kV
• Longueur du réseau : 6 000 km
• Interconnexion avec l’Algérie (5 lignes) et la Libye
(2 lignes).
• Interconnexion avec le réseau Européen à travers
le réseau du Maghreb.
• Interconnexion avec l’Italie en cours d’étude.

8. L’ÉLECTRIFICATION RURALE
EVOLUTION DU TAUX D'ELECTRIFICATION RURALE
93,9% 99,6 %
80,0%
53,0%
26,0%
2012
1987 1992 1997 2002 2007
DISTRIBUTION DE L’ELECTRICITE
• Longueur lignes MT et BT: Env. 150 000 Km
• Nombre de branchements électricité / an:
Env. 100 000

9. MIX ÉLECTRIQUE: ENJEUX ET DÉFIS

10. MIX ÉLECTRIQUE: ENJEUX ET DÉFIS
Taux d’évolution
élevé de la pointe
Dépendance
élevée au gaz
Déclin des
ressources
nationales en
gaz
Lourdes
subventions du
prix du kWh
Cout des
technologies ER
Objectif
volontariste 30%
ER en 2030

11. ENJEUX ET DÉFIS
- Taux d’évolution de la pointe: Moyenne 6 %.
- La puissance installée est prévue de doubler à l’horizon 2030.
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
-500
Evolution de la pointe nationale
2240 2416 2467
2660
3010 3024
3353
3144
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Puissance de pointe en MW
Années

12. ENJEUX ET DÉFIS
Gaz Naturel
Env. 5 240 kTep
12
DISPONIBILITES
UTILISATIONS
INDUSTRIES, RESIDENTIEL ET
TERTIAIRE
27%
PRODUCTION
ELECTRICITE
73%

13. ENJEUX ET DÉFIS
• Dépendance élevée au gaz naturel:
- Plus de 95 % de l’électricité produite par le gaz naturel .
- La part du gaz naturel pour la production
d’électricité représente plus de 40 % de l’énergie primaire.

14. ENJEUX ET DÉFIS
• La consommation nationale en gaz naturel a doublé en dix ans.
• Le prix du gaz naturel a été multiplié par 5 en 10 ans.
5,500
5,000
4,500
4,000
3,500
3,000
2,500
2,000
1,500
1,000
500
0
Évolution de la consommation du gaz
Ktep PCS
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
1000
800
600
400
200
0
Évolution du prix du gaz en Tunisie (DT/Tep)
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

15. COUT DES TECHNOLOGIES
Eolien
CSP
PV
CC
Centrales à charbon
Centrales nucléaires
120
110
100
90
80
70
60
50
40
2010 2020 2030
€2010/MWh
Coûts typiques de production par technologie
Eolien PV CSP CC Centrales à charbon Centrales nucléaires

16. DÉVELOPPEMENT DE L’ÉOLIEN
EN TUNISIE

17. POTENTIEL EOLIEN
Gisement éolien important
Vitesse > 6m/s

18. LES RÉALISATIONS DANS L’ÉOLIEN
Centrale de Sidi Daoud
Puissance totale 54 MW :
 10.56 MW en 2000
 8.72 MW en 2003
 34 MW en 2009
Disponibilité : 93%
Facteur de charge: 25 %

19. LES RÉALISATIONS DANS L’ÉOLIEN
Centrale de Bizerte
- Puissance totale de la centrale est de 190 MW (mise en service 2011-2013)
- Production: 600 GWh / an
Kechabta
Metline

20. PARTICIPATION DE L’ÉNERGIE ÉOLIENNE À
LA DEMANDE ÉLECTRIQUE JOURNALIÈRE
Journée du 11 novembre 2013

21. PROJETS ÉOLIENS PROGRAMMES PAR
LA STEG À L’HORIZON 2020
Deux centrales de puissance totale 190 MW repartie comme suit:
- Centrale éolienne de puissance 80 MW à l’horizon 2017.
- Centrale éolienne de puissance 110 MW à l’horizon 2019.

22. INTÉGRATION DE L’ÉOLIEN AU RÉSEAU
Autres mesures:
 Grid code (en cours de préparation).
 Etude de la mise en place d’un système de prédiction de la
production éolienne.
 Monitoring centralisé des fermes éoliennes.
 Développement des interconnexions.
 Encouragement de la production décentralisée.

23. DÉVELOPPEMENT DE L’HYDRAULIQUE
EN TUNISIE

24. LES RÉALISATIONS DANS L’HYDRAULIQUE
Capacité installée : 62 MW.
La production annuelle de
l’électricité hydraulique varie
de 50 à 160 GWh.

25. PROJET HYDRAULIQUE PROGRAMME PAR
LA STEG À L’HORIZON 2020 « STEP »
Pour développer la production de l’électricité verte par l’éolien et le
solaire la STEG se propose de développer les systèmes de stockage
principalement la STEP qui permet de résoudre les problèmes de :
Intermittence des ERs.
Gestion des creux et pointes de la courbe de charge.
Capacité : 400 MW
Promoteur : STEG.
Site : Oued El Melah.
Mise en service 2020.

26. PROJET HYDRAULIQUE PROGRAMME PAR
LA STEG À L’HORIZON 2020 « STEP »
Régime de fonctionnement
STEP
Turbinage
Production
Pompage
Stockage
26

27. DÉVELOPPEMENT DU SOLAIRE EN TUNISIE

28. RESSOURCE EN ÉNERGIE SOLAIRE
Gisement solaire intéressant
1 800 kWh/m²/an
Nord
2 600 kWh/m²/an
Sud
Conditions climatiques très favorables pour le développement du PV et du
solaire à concentration.

29. RÉALISATION DANS LE SOLAIRE PV
Projets pilotes
La première centrale photovoltaïque en
Tunisie a été implantée depuis 1980 au village
de Hammam Biadha, du côté de Siliana avec
une capacité de 30 kWc, soit 40 000 kWh/an).
Projets pilotes Toits solaires dans les
bâtiments STEG:
 Puissance totale: 35 kWc.
Projet pilote de promotion des toits solaires
pour le secteur résidentiel Prosol Elec :
 Puissance cumulée :
• Année 2013 : environ 6 MW.
• Année 2014 : > 10 MW (estimée)

30. DÉVELOPPEMENT DU SOLAIRE PV
Bâtiments Solaires
Capacité planifiée : 13 MW.
Objectif : Bâtiments publics.
Horizon 2016.

31. DÉVELOPPEMENT DU SOLAIRE PV
Centrales Solaires PV
1. Centrale PV 10 - 30 MW :Tozeur –
Kebeli- Tataouine
 Production : 17- 50 GWh/an.
 Mise en service : Fin 2015.
2. Centrales solaires 50 MW
 Mise en service : 2017 - 2019.

32. DÉVELOPPEMENT DU SOLAIRE PV
Démonstrateurs Solaire CPV
Capacité planifiée : 50 kW - 1 MW.
Objectif : Recherche et
développement (performance,
fiabilité, stockage, etc.).
75 kW : pompage de l’eau pour le
compte d’une association des
agriculteurs dans la région de
Kébili.

33. DÉVELOPPEMENT DU SOLAIRE CSP
Centrale Solaire CSP
Site: Akarit Gabés
Capacité planifiée : 50 MW.
Préparation du DAO: juin 2013.
Mise en service : 2020.

34. PERSPECTIVES DE DÉVELOPPEMENT DE
L’ÉLECTRICITÉ VERTE EN TUNISIE

35. PERSPECTIVES DE DÉVELOPPEMENT DE
L’ÉLECTRICITÉ VERTE EN TUNISIE
PST: Projets STEG 2014-2020
Nom du projet
Capacité
MW
Production
GWh
Date de mise
en service
Eolien
Centrale éolienne 80 210 2018
Centrale éolienne 110 289 2019
Photovoltaïque
Centrale PV Tozeur 10 17 2015
Toits solaires dans les bâtiments
publics
13 21 2016
Centrale PV 50 85 2017 - 2019
CSP Centrale CSP Akarit Gabès 50 132 2018
Autres
Station de Transfert d'Energie par
Pompage (STEP)
400 800 2020

36. Interconnexion Tunisie-Italie
Interconnexion par câble sous marin :
- Tension : 400 kV en CC
- Capacité de transit : 2*600MW
- longueur : 200 km

37. AXES STRATÉGIQUES DE
DÉVELOPPEMENT DES ER
Les principaux axes stratégiques:
- La diversification des combustibles et des sources
d’approvisionnement.
- Le développement des ENR (Importance de la recherche
et développement).
- Le développement des interconnexions.
Tenant compte de notre contexte, il vaut mieux gaspiller
moins que produire plus
L’efficacité énergétique et la maitrise de la demande
devraient se situer au devant de nos préoccupations

38. EFFICACITE ENERGETIQUE
REALISATIONS & PERSPECTIVES

39. REALISATIONS : COTE OFFRE
 Réduction de la consommation spécifique du parc de moyens de
production d’électricité STEG : 257 tep/GWh en 2004 contre 242 tep/GWh
en 2013.
Cette amélioration est due à :
Introduction des nouvelles technologies : CC mono-arbre (rendement 52%)
Introduction de nouveaux paliers de production (TG 120 MW, CC 500 MW)
Gestion en Temps réel de l’équilibre offre/demande par le Dispatching National
 Adoption de nouvelles méthodes d’entretien et de maintenance des groupes de
productions
 Réduction des pertes au niveau de réseau de transport malgré
l’augmentation des charges transitées et l’évolution des longueurs des lignes
HT : 3.1% en 2004 contre 2% en 2013
 Développement du réseau Gaz Naturel : développement des zones
desservies par le GN pour convertir les abonnés STEG et les inciter à
substituer l’électricité et les combustibles coûteux fortement subventionnés
par l’Etat (GPL, Fuel, Gaz oil) :
 Raccordement de 578 Eises Industrielle au réseau gaz durant (2005-2013)
 Raccordement de 538 000 Abonnés Résidentiels au réseau gaz durant (2005-
2013)

40. REALISATIONS : COTE DEMANDE
 Utilisation de la tarification pour orienter les Abonnés STEG vers une
utilisation efficace de l’électricité : effacement en poste horaire Pointe
et/ou déplacement des usages hors Pointe :
 Mise en place du Tarif par postes horaires en MT et HT
 Mise en place du Tarif par tranche de consommation en BT
 Mise en place du Tarif interruptible en MT et HT
 Assistance et Conseils des clients pour la maitrise de l’énergie (Agent
PIME dans les Districts STEG)
 Promotion de l’éclairage efficace : diffusion gratuite, en 2012, de 1 Million
de LBC aux Abonnés résidentiels :
 3 fournisseurs locaux de LBC
 remplacement de LI (75 W) par des LBC (18 à 21 W)
 économie escomptée : 55 GWh/an soit 15 ktep de combustible évité
par an
 Développement des CES et des Toits PV : appui financier, et
technique, aux programmes PROSOL Thermique et PROSOL Electrique
dans le secteur résidentiel :
 142 000 CES installés durant (2007-2013)
 5,2 MWc installé durant (2010-2013)


41. REALISATIONS : COTE DEMANDE
 Appui au développement de la cogénération :
 appui financier : tarif propice à la cogénération, indexé au tarif gaz
naturel, pour l’achat des excédents de l’électricité autoproduite
 appui technique : raccordement des installations de cogénération
au réseau électrique
Constat :
• Potentiel technique : 260 MW
• 38 Projets Cogénération ont été validés par la CTCC, jusqu’à fin Août
2014, totalisant 117 MW
• 9 unités de cogénération en exploitation jusqu’à fin 2013 : puissance
installée 44 MW
• Pipeline : 29 projets à réaliser : puissance totale 73 MW

42. Situation actuelle de la cogénération en Tunisie
Tarifs d’achat de l’excédent d’électricité
Mai 2014
Niveau de
pression
Prix du gaz
(millimes /
th) (2)
Tarif (millimes / kWh)
Tarif moyen
(millimes /
kWh)
Jour
Pointe matin
été
Pointe soir Nuit
2,401 x Prix Gaz +
16
3,110 x Prix Gaz +
100
3,039 x Prix Gaz +
38
2,179 x Prix
Gaz
HP1 35,8 102 211 147 78 100
HP2
0 à 2 ktep /
mois 39,1 110 222 157 85 108
> 2 ktep /
mois 52,5 142 263 198 114 140
MP1 37,6 106 217 152 82 104
MP2 37,1 105 215 151 81 103
BP2 38,3 108 219 154 83 106
(1) : tarifs hors taxes, à majorer TVA 18%
(2) : tarif gaz à compter du 1erMai 2014

43. Situation actuelle de la cogénération en Tunisie
Projets installés et raccordés à fin 2013
Puissance
installée(MW)
Unités de
cogénération en
exploitation
SOTIPAPIER 10
Carthago Céramique 5
Carthago Grès 5
T'PAP 5
Aéroport ENFIDHA 4,1
Briqueterie Bir M’chergua 5
Nejma Huile 1,1
AZUR 3,5
Complexe ELMAZRAA 5
TOTAL 44

44. Situation actuelle de la cogénération en Tunisie
Autoproduction et Cession à la STEG
23
58
164
15
34
63
250
225
200
175
150
125
100
75
50
25
0
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
GWh
Auto-Production Consommée Total cession à la STEG

45. Appui au développement de la cogénération :
Points évoqués, en cours d’étude par la STEG
Des réunions d’écoute ont été tenues avec les Co générateurs pour
recenser les problèmes rencontrés entravant le développement de la filière
cogénération et s’informer des attentes des cogénérateurs envers la STEG..
Points évoqués
1. Révision du cadre juridique spécifique au transport de l’électricité
pour les Co générateurs dans le cadre d’un groupe
d’établissements.
 Activation du contrat de transport (Août 2014)
 Proposition d’une nouvelle définition du “groupe
d’établissements”.

46. Appui au développement de la cogénération :
Points évoqués, en cours d’étude par la STEG
Approuvé en Août 2014

47. Appui au développement de la cogénération :
Points évoqués, en cours d’étude par la STEG
2. Allégement des processus pour la réalisation des projets de
cogénération
Un guide STEG sera établi pour définir les
procédures d’un projet de cogénération.
3. Eviter le délestage des cogénérateurs
Le plan de délestage prendra en considération
l’emplacement des unités de cogénération

48. Appui au développement de la cogénération :
Points évoqués, en cours d’étude par la STEG
4. Dépassement des quotas de cession de l’énergie produite à la STEG
La faisabilité technique et juridique d’un
dépassement des quotas, en poste horaire Pointe été
et à la demande de la STEG, sera étudiée
5. Suivi de la qualité du gaz naturel livré aux Cogénérateurs lors de
l’acquisition et de l’exploitation du système de cogénération.
Les caractéristiques et les spécifications du gaz,
mesurées par les chromatographes de la STEG, sont
à la disposition des cogénérateurs suite à leur
demande.

49. ACTIONS EN COURS
 Continuer l’effort d’amélioration de la consommation spécifique
des centrales STEG et de réduction des pertes au niveau des réseaux
de transport et de distribution de l’électricité
 Gestion de la charge :
- Sensibilisation des Abonnés Industriels et Tertiaire pour l’adoption du
Tarif interruptible
- Développement du Smart metering et du Smart grid
 Réalisation de projets pilotes visant la climatisation efficace :
- Climatisation au Gaz
- Stockage du Froid
- Climatisation Solaire
 Collaboration étroite avec l’ANME pour l’étude et la mise en place de
mécanismes financiers pour le développement des filières suivantes :
- Cogénération
- Isolation thermique des bâtiments
- Climatisation individuelle efficace
- Réfrigération efficace
- Eclairage efficace :

50. Merci de votre
attention
mharrabi@steg.com.tn