coopération république du sénégal-bad · tableau 2 réseau interconnecté : evolution future de...

Banque africaine de développement Département par pays region ouest B ((ORWB)Bureau regional de la Banque au Sénégal (SNFO)

Coopérat ion Républ ique du Sénégal-BAD

Étude d’interconnexion des réseaux électriques Sénégal – Mauritanie – Maroc - Espagne

Analyse préliminaireJuillet 2011

C o o p é r a t i o n r é p u b l i q u e d u S é n é g a l - B A D

1

Coopérat ion Républ ique du Sénégal-BAD

Étude d’interconnexion des réseaux électriques Sénégal – Mauritanie – Maroc - Espagne

Analyse préliminaireJuillet 2011


2

???


3

Table des matières

I. Introduction

II. Systèmes électriques nationaux

II.1 Situation du secteur de l’électricité au Sénégal II.1.1 Contexte général II.1.2 Evolution de la demande II.1.3 Situation actuelle du parc de production et du réseau de transport II.1.4 Plan d’urgence de rétablissement de l’équilibre offre/demande II.1.5 Sources énergétiques disponibles et moyens de production envisageables

II.2 Situation du secteur de l’électricité au Maroc II.2.1 Contexte général II.2.2 Evolution de la demandeII.2.3 Situation actuelle du parc de production et du réseau de transport II.2.4 Développement du système de production et de transport

II.3 Situation du secteur de l’électricité en Mauritanie II.3.1 Contexte général II.3.2 Evolution de la demande II.3.3 Situation actuelle du parc de production et du réseau de transport II.3.4 Programme de développement du système électrique

III Enseignements de l’analyse de la situation actuelle

IV Définition des stratégies de développement à long terme des systèmes électriques nationaux

V Évaluation des stratégies de développement des systèmes électriques nationaux

VI Conclusion et recommandations

VI.1 Conclusions

VI.2 Recommandations


4

ASER Agence sénégalaise d’Electrification ruraleAFD Agence Française de développementAPD Avant projet détailléBAD Banque Africaine de développementBOO Built owershipBT Basse tensionBTU British Thermal UnitCED Compagnie éolienne du DétroitCEDEAO Communauté Economique des Etats de l’Afrique de l’OuestCRSE Commission de Régulation du secteur de l’électricitéDAO Dossier d’Appel d’offreDO Diesel OilEDM Energie du MaliEND Energie non distribuéeENF Energie non fournieENR Energie Nouvelle et renouvelableFL Fuel lourdGNL Gaz Naturel LiquefiéGTI Premier producteur Indépendant au SénégalGWh Un million de kilowattheureHFO Hign Fuel OilHT Haute TensionIPP Producteur indépendant d’électricitéJLEC Jorf Lasfar Energy CompagnyKv Kilovolt

Kounoune Power Producteur indépendant au SénégalKw KilowattheureLT Long TermeMT Moyenne TensionMW Mille KilowattOMEL Opérateur du marché espagnol de l’électricitéOMVG Organisation pour la mise en valeur du fleuve GambieOMVS Organisation de mise en valeur du fleuve SénégalONE Office national de l’électricité du MarocPIB Produit intérieur brutPPA Contrat achat /vente d’énergiePPP Partenariat public privéRI Réseau interconnectéSENELEC Société d’électricité du SénégalSOMELEC Société Nationale d’électricité de la MauritanieSTEP Système de Transfert d’énergie par pompageTDR Termes de référenceUE Union européenneUEMOA Union Economique et Monétaire Ouest africainUSD Dollars des Etats-Unis d’AmériqueWAPP West African Power Pool

Liste des abréviations


5

Liste des tableaux et graphiques

Tableau 1 Evolution récente des ventes par type de tension Tableau 2 Réseau interconnecté : Evolution future de la demande annuelle d’électricitéTableau 3 Evolution de la qualité des services et de l’équilibre offre/demande de 2005 à 2010Graphique 1 Evolution de l’offre et de la demande périodiques en 2011Graphique 2 Evolution de la réserve périodique en 2011Tableau 4 Evolution de la demande annuelle d’électricité (scénario de base)Tableau 5 SOMELEC : Evolution de la demande annuelle d’électricitéTableau 6 SOMELEC : Puissance installée et disponible Tableau 7 Scénarios de réalisation de la ligne d’interconnexionTableau 8 Coûts des ouvrages d’interconnexionTableau 9 Sénégal : Valeurs totales actualisées par stratégies de développementTableau 10 Maroc : Valeurs totales actualisées par stratégies de développementTableau 11 Mauritanie : Valeurs totales actualisées par stratégies de développement


6

???


7

Avant-propos

Cette étude a été préparée par SNFO et un

consultant extérieur sous la supervision

générale d’ORWB et de Mme Leila

MOKADEM, Représentant Résidente

Régionale, assistée par Gilbert GALIBAKA,

Macroéconomiste Principal à SNFO. Elle

découle de la stratégie d’intégration régionale

en Afrique de l’Ouest, élaborée par la Banque

et se propose de contribuer à un éclairage sur

l’interconnexion électrique des pays retenus.

Des contributions, commentaires et critiques

d’une grande utilité ont été apporté par les

autorités mauritaniennes, marocaine et

sénégalaises notamment le Ministère d’Etat,

en charge de la Coopération Internationale,

des Transports aériens, des Infrastructures et

de l’Energie, le Ministère délégué auprès du

Ministère d’Etat, chargé de l’Energie, la

Société nationale d’Electricité, les pairs

évaluateurs, les collègues d’ONEC, d’ONRI et

l’équipe-pays Sénégal.

L’équipe voudrait remercier les représentants

des organisations régionales telles que

l’OMVS et l’OMVG, les partenaires techniques

et financiers multilatéraux et bilatéraux, le

secteur privé et la société civile pour leurs

encadrements, commentaires, informations et

données.


8

???


9

Résumé Analytique

1. L’étude des réseaux électriques du

Sénégal, de la Mauritanie et du Maroc et du

marché espagnol de l’électricité, menée dans

le cadre du soutien de la BAD aux efforts de

développement du secteur de l’énergie du

Sénégal, porte sur une évaluation préliminaire

de la faisabilité technico-économique de

l’interconnexion des systèmes électriques des

pays considérés, en prélude à cette étude

plus approfondie considérant toute la

complexité de la mise en œuvre d’un tel projet

et permettant d’avoir une vision claire, globale

et cohérente sur le développement et

l’exploitation de l’interconnexion. Cette

analyse préliminaire, effectuée sur une période

de trois mois allant de février à avril 2011, a

démarré par une mission de collecte de

données en février au Sénégal, en Mauritanie

et au Maroc. Elle a porté principalement,

d’une part, sur l’analyse des caractéristiques

du système offre/demande électrique de

chacun des trois pays et, d’autre part, sur

l’évaluation des stratégies d’expansion du

système de production et de transport dans

chacun des pays et leur interaction avec le

développement de l’interconnexion.

2. Il ressort de l’analyse de la situation

actuelle et des perspectives de

développement à court et moyen terme des

systèmes électriques nationaux les

considérations suivantes :

• Les trois pays (Sénégal, Mauritanie et

Maroc) ont actuellement en commun

une dépendance quasi-totale de

l’extérieur pour leur approvisionnement

en sources d’énergie modernes. La

Mauritanie pourrait cependant à l’avenir

sortir de cette situation si ses réserves

d’hydrocarbures se confirment.

• En dépit d’un mix de production

d’électricité dominé au Sénégal et en

Mauritanie par des groupes diesel

fonctionnant aux combustibles

pétroliers, ces deux pays ont

actuellement recours à la location

particulièrement couteuse de groupes

électrogènes pour faire face à la pire

défaillance de leur système de

production d’électricité. En revanche, le

Maroc, dont le mix de production est

particulièrement diversifié, avec toutefois

une prédominance d’installations

fonctionnant au charbon beaucoup plus

économique, parvient à couvrir la

demande du pays, à un cout nettement

plus faible que celui de sa propre

production, grâce aux importations

massives en provenance de l’Espagne.

• La demande au niveau des trois pays

évoluera de façon soutenu au cours des

prochaines années à un taux moyen de

croissance d’environ 6% selon un

scénario moyen de développement

économique. Le développement de

l’offre requise pour satisfaire cette

demande, se fait suivant des stratégies

différentes selon le pays considéré. En

effet, au Sénégal et en Mauritanie, le

plan d’actions porte sur la poursuite

soutenue de la location de groupes

électrogènes en 2011 et 2012, la mise

en service massive de groupes diesel de

grande taille tous fonctionnant aux

combustibles pétroliers.

• La diversification du mix énergétique

n’est attendue au Sénégal qu’à partir de

2015 avec la mise en service

d’installations au charbon, tandis qu’en


10

Mauritanie, elle dépend de la

confirmation des réserves de gaz naturel

dont la date de valorisation effective est

encore incertaine. En tout état de cause,

la production dans ses deux pays

demeurera couteuse à moyen terme,

malgré la mise en service en 2013 la

centrale hydroélectrique commune de

Félou dont le productible est

relativement faible face aux besoins

importants. Au Maroc, la stratégie de

développement à moyen terme de l’offre

porte principalement sur la mise en

service d’installations au charbon et au

gaz, d’énergie renouvelable et

l’accroissement des importations

d’Espagne.

• L’Espagne est actuellement fortement

interconnecté avec le Maroc et dispose

d’un marché spot de l’électricité dont

les prix de gros particulièrement

compétitifs favorisent un transfert massif

d’énergie vers le Maroc et

éventuellement au sud du Sahara. En

effet, les importations du Maroc à partir

du réseau espagnol ont atteint un

niveau record en 2010. Le prix de gros,

égal à moins de 4c€/kWh en Espagne,

contre environ 7c€/kWh au Maroc et

18c€/kWh au Sénégal, ouvre de réelles

opportunités d’échanges nord-sud.

• Le développement du réseau de

transport d’électricité devant

matérialiser l’interconnexion Sénégal-

Mauritanie-Maroc-Espagne est déjà

largement entamé ; des tronçons

importants de cette ligne

d’interconnexion, sont soit déjà réalisés,

soit en cours de réalisation ou en cours

d’étude. Le seul tronçon qui restera à

réaliser à l’horizon 2015, après la mise

en œuvre des programmes nationaux

d’investissement 2011-2015, porte sur

l’interconnexion sur une distance

d’environ 350 km entre Nouadhibou au

nord de la Mauritanie et Dahla au sud du

Maroc dans le Sahara, par ailleurs en

cours d’étude par l’ONE. Deux

scénarios d’interconnexions ont été

évalués :

2.1 Réalisation d’une ligne mono terne

225kV Nouadhibou-Dahla (350 km),

prolongeant ainsi, par le nord au Maroc, la

ligne également monoterne 225 kV Laayoune-

Boujdour-Dahla et par le sud en Mauritanie, la

ligne Nouakchott-Nouadhibou elle-même

prolongeant la liaison monoterne 225 kV

Dagana (Sénégal) - Rosso - Nouakchott

(Mauritanie). Dans ce scénario, la capacité de

transit de cette nouvelle liaison limiterait la

capacité d’échanges d’électricité à 150MW

au maximum pour des raisons de stabilité de

l’interconnexion.

2.2 Réalisation d’une ligne bi terne 225kV

Nouadhibou-Dahla et renforcement des

liaisons mono ternes 225 kV existantes par

l’addition de nouvelles lignes mono ternes 225

kV Laayoune-Boudjour-Dahla sur le territoire

marocain et Nouakchott-Rosso-Dagana-

Sakal-Tobène le long du réseau de l’OMVS.

Les pylônes de la liaison Sakal-Tobène

conçus en bi terne sont actuellement équipés

en mono terne ; le renforcement sur ce

tronçon ne portera que sur les conducteurs.

La capacité d’échanges dans ce scénario

s’élèverait à 300MW.


11

3. La comparaison des deux scénarios

d’interconnexion envisagés montre une nette

suprématie économique de la ligne 225 kV

biterne sur la ligne 225 kV monoterne. En effet,

le développement d’une infrastructure biterne,

présentant une capacité de transit deux fois plus

élevée, permettra de doubler les échanges

d’énergie Nord-Sud. Le surcout

d’investissement de la ligne biterne est

compensé par le bénéfice résultant de le prix de

gros relativement faible de l’énergie produite au

Nord et le cout de production particulièrement

élevé des installations thermoélectriques au Sud

du Sahara, au Sénégal et en Mauritanie.


12

1. L’étude des réseaux électriques du Sé-

négal, de la Mauritanie et du Maroc et du mar-

ché espagnol de l’électricité, menée dans le

cadre du soutien de la Banque africaine de dé-

veloppement aux efforts de développement

du secteur de l’énergie du Sénégal, porte sur

une évaluation préliminaire de la faisabilité

technico-économique de l’interconnexion des

systèmes électriques des pays considérés, en

prélude à une étude plus approfondie considé-

rant toute la complexité de la mise en œuvre

d’un tel projet et permettant d’avoir une vision

claire, globale et cohérente sur le développe-

ment et l’exploitation de l’interconnexion. Cette

analyse préliminaire, effectuée sur une période

de trois mois allant de février à avril 2011, a dé-

marré par une mission de collecte de données

en février au Sénégal, en Mauritanie et au

Maroc. Elle a porté principalement, d’une part,

sur l’analyse des caractéristiques du système

offre/demande d’énergie électrique de chacun

des trois pays et, d’autre part, sur l’évaluation

des stratégies d’expansion du système de pro-

duction et de transport dans chacun des pays

et leur interaction avec le développement de

l’interconnexion.

2. La carte ci-après présente la zone

d’étude et le tracé indicatif du réseau d’inter-

connexion depuis l’Espagne au Nord jusqu’au

Sénégal au Sud, en passant par le Maroc et

la Mauritanie.

I. Introduction


13

Zone d’etude et trace indicatif du projet d’interconnexion Sénégal - Mauritanie -Maroc - Espagne


14

II.1 Situation du secteur del’électricité au Sénégal

II.1.1 Contexte général

3. Le Sénégal, situé à l’extrême ouest de

l’Afrique de l’Ouest en bordure de l’Océan

Atlantique, s’étend sur une superficie de

196722 km², limitée au nord par la Mauritanie,

à l’est par le Mali, au sud par la Guinée et la

Guinée-Bissau. Sa population était estimée en

2006 à 12 millions d'habitants, dont prés de

25% vivent dans la zone de Dakar la capitale.

Cependant, la plus grande partie de la

population est concentrée sur la côte et les

zones rurales. Le taux de croissance annuelle

de la population est estimé à 3% environ.

4. Le Produit Intérieur Brut (PIB) était estimé

en 2009 à près de 6023 milliards de FCFA soit

de l’ordre de 12 milliards USD, ce qui

représente un revenu par habitant d’environ

1000 USD. L’économie du Sénégal est

caractérisée par la prédominance de

l’agriculture industrielle et vivrière et une forte

dépendance aux produits pétroliers importés

dont la flambée des prix entrave

considérablement la progression économique

du pays dont le taux de croissance est réduit

en 2010 à prés de 4%.

5. L’un des défis majeurs dont fait face le

Gouvernement du Sénégal aujourd’hui porte

sur l’exploitation et le développement du

système électrique confronté au problème

crucial de son financement en raison des

besoins élevés de développement et de

réhabilitation des infrastructures électriques et

d’approvisionnement en combustibles

pétroliers. La configuration actuelle du sous-

secteur de l’Electricité résulte des réformes de

1998 qui ont conduit à la création d’un

organisme de régulation et d’une agence

dédiée à l’électrification rurale, en plus de la

SENELEC qui reste l’opérateur principal. La

préparation et la mise en œuvre de la politique

générale du secteur ainsi que l’élaboration du

Plan national d’électrification et les normes

applicables au sous secteur sont de la

responsabilité du Ministre chargé de l'Energie.

6. La Senelec coexiste avec deux

opérateurs privés dans le segment de la

Production. Il s’agit de GTI qui exploite depuis

fin 1999 une centrale thermique qui sera

transférée à la Senelec à l’issue d’une période

de quinze ans et Kounoune Power qui exploite

également une centrale thermique à transférer

à la Senelec. En outre, dans le cadre de

l’OMVS, la Société de Gestion de l’Energie de

Manantali (SOGEM) appartenant aux trois Etats

membres, livre sur le réseau de la Senelec,

depuis juillet 2002, de l’énergie produite par la

centrale hydroélectrique localisée au Mali.Le

développement de l’électrification dans les

zones rurales non encore électrifiées est confié

à l’Agence Sénégalaise d’Electrification Rurale

(ASER). La régulation des activités de

production, transport, distribution et de vente

d'énergie électrique sur l’ensemble du territoire

est confiée à la Commission de Régulation du

Secteur de l’Electricité (CRSE).

II. Systemes électriques nationaux


15

Carte électrique du Sénégal


16

II.1.2 Evolution de la demande

7. L’énergie totale livrée par la Senelec à sa

clientèle s’est élevée en 2010 à 2056 GWh, en

progression de prés de 7% par rapport à 2009.

L’énergie non fournie a atteint 153 GWh (dont

146 GWh provoqué par des délestages par

manque de production, 7 GWh pour les

effacements et le reste concerne les

manœuvres et autres incidents sur le réseau)

contre 90 GWh en 2009 ; soit une hausse de

63 GWh (+70,5%) traduisant une sévère

dégradation de la qualité de service.

8. Le profil de la consommation d’électricité

met en évidence la nette prédominance des

clients basse tension (BT) par rapport aux

autres types de clients moyenne et haute

tension, (MT et HT). En effet, durant les cinq

dernières années, les usagers BT comptent

pour prés de 60 à 65% de la consommation

globale du Sénégal. Les usagers MT viennent

en deuxième position avec une moyenne de

29% tandis que les usagers HT sont loin

derrière avec moins de 10% de la

consommation totale. Malgré la croissance

soutenue de la demande, la consommation

d’électricité reste faible sur l’ensemble du pays.

Environ 44% seulement des ménages

sénégalais étaient électrifiés en 2006.

Cependant, l’électrification est très avancée,

dépassant les 90% dans certaines zones

urbaines en 2009. À Thiès, par exemple, le taux

d’électrification est d’environ 93%, tandis qu’à

Dakar, l’électrification est presque complète

(99% en 2009). Le taux d’électrification dans

les zones rurales (16%) demeure très faible

malgré les importants progrès réalisés ces

dernières années. Il varie de 4% à Kolda au sud

du pays à 35% au centre du pays.

L’accroissement de la consommation d’énergie

électrique, prévu à moyen et long terme par la

Senelec dans le cadre de l’élaboration de son

plan directeur de développement du système

électrique, est fondé sur l’évolution des

paramètres déterminants prenant en compte

entre autres :

• L’augmentation de la population,

l’important potentiel d’extension du

réseau pour atteindre les 56% de

population non encore desservie et le

potentiel de développement

économique, axé sur une Stratégie de

Croissance Accélérée (SCA) fixée à 7%

en vue de réduire de moitié l’incidence

de la pauvreté à l’horizon 2015,

conformément aux Objectifs du

Millénaire pour le Développement;

• La mise en œuvre d’un programme

volontariste de maitrise de la demande

à travers l’intensification de l’utilisation

des lampes à basse consommation.

Tableau 1 Evolution récente des ventes par type de tension (GWh)

Année 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

BT 575 675 739 830 831 996 1067 1122 1225 1245 1319

MT 389 418 426 456 412 490 503 491 542 562 607

HT 185 202 187 159 158 172 158 122 100 122 130

Total 1149 1295 1352 1445 1401 1658 1728 1735 1867 1928 2056


17

II.1.3 Situation actuelle du parc de

production et du réseau

de transport

9. La production d'énergie électrique au

Sénégal, en dehors de l’hydroélectricité en

provenance de Manantali dans le cadre de

l’OMVS, est assurée par des moyens

exclusivement thermiques, alimentés

principalement par des hydrocarbures

importés, et répartis en trois sous-ensembles

fonction du type de réseau desservi à savoir:

i) les centrales du réseau interconnecté ; ii) les

centrales régionales et iii) les centrales

secondaires.

10. Les centres de production du réseau

interconnecté (R.I.), concentrés dans la région

nord-ouest du Sénégal, couvrent plus de 95%

de la demande d'électricité et sont répartis

dans les régions de Dakar (75.7% de la

capacité totale exploitable du R.I. y compris

les centrales privées) de Kaolack (11.66%), et

Saint Louis (1% de la capacité totale du R.I.).

L’apport de Manantali au R.I. représente

11,66% de la capacité totale exploitable. Le

réseau interconnecté dessert les régions de

Dakar, Thiés, Fatick, Diourbel et Louga. Il

s’étend aux régions de Kaolack, de Saint-louis

et de Matam le long du fleuve Sénégal. Il

comprend principalement d’un réseau HT

avec deux niveaux de tension (90 kV et 225

kV). Les centrales régionales concernent

principalement la centrale de Tambacounda

(près de 1% de la capacité totale) et celle de

Boutoute à Ziguinchor 2% de la capacité

totale). Les centres secondaires concernent

une vingtaine de centres autonomes

représentant au total près de 2,4% de la

capacité totale du système, et sont

caractérisés par leur éloignement par rapport

au R.I. et aux centrales régionales et par le

niveau relativement faible de leur charge.

II.1.4 Plan d’urgence de rétablissement de

l’équilibre offre/demande

11. L’évolution de l’équilibre offre/demande

au cours de ces dernières années 2005-2010

est caractérisée par une profonde

dégradation de la qualité de service qui a

atteint en 2010 une énergie non fournie à la

clientèle de 176,5 GWh, niveau record depuis

la création de la Senelec, soit plus de 100

fois le niveau de défaillance maximal

admissible et prés de 15 fois la norme

contractuelle d’énergie non fournie.

L’évolution récente de l’équilibre

offre/demande montre une situation

particulièrement critique avec un niveau faible

de réserve de capacité qui s’est

progressivement détérioré de 2008 à 2010

comme l’illustre le tableau ci-après mettant en

évidence la situation des niveaux de réserve

Tableau 2 Réseau interconnecté : Evolution future de la demande annuelle d’électricité

ANNEE

PUISSANCE DEPOINTE(MW)

TAUX de CROISSANCE

(%/an)

ENERGIE APPELEE borne centrale (GWH)

TAUX DE CROISSANCE

(%/an)

FACTEUR DECHARGE (%)

2011 461 2699 66,83

2015 601,88 7,28 3574,697 7,11 67,8

2020 808,107 5,57 4763,231 5,49 67,29

2025 1061,224 5,62 6231,717 5,54 67,03


18

de capacité. La réserve minimale devrait

permettre de couvrir la demande en cas de

contingence N-2, soit en cas de perte des

deux plus grosses unités de production

correspondant ici à GTI (50MW) et Manantali

(60MW) lié au Réseau interconnecté de la

Senelec par une ligne simple terne de plus de

900 km. Dans ces conditions, la réserve en

2010 est inexistante et fait plutôt apparaitre

un important déficit. Si l’on considère toutes

les contraintes de maintenance des

installations thermiques et les indisponibilités

fortuites, particulièrement importantes en

nombre et en durée, le déficit de réserve de

capacité devient insoutenable tel qu’il est mis

en évidence par le niveau de puissance

délestée.

12. La situation de dégradation chronique

de la qualité de service de l’électricité a

poussé le Gouvernement à élaborer le plan

d’urgence du secteur de l’énergie ou plan

Takkal envue du rétablissement rapide à court

terme de l’équilibre offre/demande. Ces

mesures qui portent essentiellement sur le

parc de production sont déclinées ci-après :

• Location de mi 2011 mi 2012 d’une

capacité de production de 150 MW au

DO ;

• Implantation en Mars 2012 d’une

centrale de 70 MW au fuel lourd à

Tobène;

• Extension de 60 MW début 2012 des

centrales de Kahone 2 et CVI de Bel Air;

• Arrivée des deux centrales barges de 60

MW au FO à Bel Air en mi 2012 ;

• Mise en service de la première tranche

Charbon à Sendou début 2015 ;

13. La mise en œuvre de ce plan d’action

d’urgence devra améliorer progressivement la

situation de l’équilibre offre/demande et

conduire au rétablissement satisfaisant de

l’équilibre avant à la période de forte demande.

Les courbes ci-après illustrent l’évolution

mensuelle en 2011, de l’offre et de la demande

ainsi que les niveaux de réserve de capacité

tenant en compte les contraintes de

maintenance des installations thermiques et les

exigences de couverture de la demande en cas

de contingence N-2, ici en cas de perte des

deux plus grosses unités de production.


19

Ann

ée

Ene

rgie n

on fo

urni

e (E

ND) s

uite

in

disp

onib

ilité

du s

ystè

me

de p

rodu

ctio

n (G

Wh)

Ene

rgie n

on fo

urni

e su

ite in

dis-

poni

bilité

du rés

eau

de tr

ans-

port e

t de

dist

ribut

ion

(GW

h)

END to

-ta

le

Pui

s-sa

nce

max

déles

-té

eO

ffre

De-

man

de

Res

erve

tota

le

Déles

-ta

ge d

i-re

ct

Effa

ce-

men

tsDéf

icit

tota

l

Par

tM

anqu

ede

com

-bu

stib

le

Inci-

dent

s

Con

ges-

tion

ré-

seau

Man

œu-

vres

&Tr

avau

xG

Wh

(MW

)(M

W)

(MW

)(M

W)

%% N-2

2005

165

2112

6-

230

101,

5042

037

459

12-1

7

2006

779

8646

7-

295

121,

5048

138

710

924

-4

2007

517

5817

131

376

128,

4144

338

770

15-1

4

2008

865

9147

100

310

415

1,85

541

407

151

336

2009

667

7323

131

290

189,

7950

542

497

19-7

2010

146

715

398

173

417

615

5,00

499

429

8516

-9

Tableau 3 Evolution de la qualité de service et de l’équilibre Offre/demande de 2005 à 2010


20


21

II.1.5 Sources énergétiques disponibles et

moyens de production

envisageables

14. Le choix des sources d’alimentation des

zones desservies par la Senelec, pour la

satisfaction des besoins futurs en énergie

électrique, est fortement lié à la valorisation

des ressources énergétiques du pays et/ou

de la région. Le Sénégal dispose de peu de

ressources locales d’énergies fossiles

commercialement disponibles avec

cependant des réserves potentielles encore

incertaines ; il dispose également d’un

potentiel hydroélectrique relativement

important dans les bassins des fleuves

Sénégal et Gambie. Le pays bénéficie en

outre d’un potentiel significatif en énergie

solaire et éolienne, encore peu exploité, ainsi

d’une biomasse relativement importante, mais

menacée par la déforestation. Les moyens de

production envisageables dans la présente

étude, consommant des produits pétroliers,

sont limités aux groupes diesel ; l’objectif à

terme est de réduire de façon drastique

l’utilisation des produits pétroliers.

15. La disponibilité de gaz naturel en

quantité suffisante, permettrait d'envisager

l’installation de turbines à gaz en cycle

combiné avec des turbines à vapeur dans le

cadre de la production indépendante.

L'utilisation massive de gaz naturel permettrait

de l'indexer éventuellement sur le prix du

marché international. L'impact d'une

disponibilité importante de gaz naturel sera

examiné et évalué. Il sera en particulier évalué

l’impact de l’importation de gaz naturel liquéfié

GNL. Les ressources hydrauliques des fleuves

Sénégal et Gambie avec un potentiel de 1000

MW à partager entre les pays riverains

peuvent offrir un appoint déterminant pour la

production d’électricité. Ce potentiel offre des

perspectives économiques encore

incertaines et devrait faire l’objet d’accords

régionaux pour son exploitation. Ainsi des

études ont permis d’identifier, plusieurs sites

dans le cadre de l’OMVS, dont Félou et

Gouina au Mali, respectivement en cours de

construction et de développement, et d’autres

dans le cadre de l’OMVG.

16. Dans le cadre de sa politique de

diversification des sources d’énergie

importées, le Sénégal envisage le

développement d’une centrale au charbon,

exploitée sous forme BOO. Une première

tranche de 125 MW est prévue en 2015 sur

le site de Sendou à proximité du futur port

minéralier de Bargny dans la région de Dakar,

suivie d’une extension de la centrale d’une

deuxième tranche de même capacité en

2016. A moins d’une découverte significative

de réserves de gaz naturel, le développement

d’installations de production au charbon sera

poursuivi au-delà de 2015.

II.2 Situation du secteur del’électricité au Maroc


17. Le Maroc, peuplé d’environ 33,5 millions

d'habitants, s’étend sur une superficie de 706

550 km2 bordée au nord par la mer

Méditerranée, à l’ouest par l’océan Atlantique,

au sud par la Mauritanie au-delà du Sahara-

Occidental et à l’est par l’Algérie. En raison de

sa situation géographique particulièrement

favorable comme trait d’union entre l’Europe

et les pays de l’Afrique Subsaharienne, le

Maroc occupe une position stratégique qui en


22

fait un pays de transit, ce qui a facilité la

réalisation d’interconnexions électriques et

gazières entre les deux continents.

18. Le Maroc, peu doté en ressources

énergétiques conventionnelles, dépend quasi

totalement de l’extérieur, à plus de 95%, pour

son approvisionnement en sources d’énergie

modernes pour satisfaire sa demande

croissante inhérente à son essor économique

et à sa progression démographique. Au

niveau national, l’Office National de l’électricité

(ONE), placé sous la tutelle du Ministère de

l'Energie et des Mines, constitue le principal

opérateur du secteur de l’électricité.

Il intervient au niveau de la production, du

transport et de la distribution et veille au

respect de l’équilibre entre l’offre et la

demande. Dans le souci de répondre aux

exigences de la compétitivité et de la

promotion industrielle, des réformes ont été

engagées en matière de libéralisation, de

restructuration des secteurs pétrolier et

électrique et de participation du secteur privé

à la réalisation de grands projets.

19. Dans le cadre de la modernisation du

secteur et de sa libéralisation, il est prévu de

mettre en place un marché libre et un marché

réglementé avec des possibilités d’échange

en matière d’approvisionnement entre ces

deux marchés. Le premier marché serait

destiné aux gros consommateurs (haute et

très haute tensions) et les clients alimentés en

moyenne tension. Le second desservirait les

clients de la basse tension et continuerait à

être garanti et protégé par l’Office National de

l’Electricité.


20. Au cours la dernière décennie (1999-

2009), le secteur de l’électricité a enregistré

une croissance moyenne de 6,5% par an ;

l’énergie nette appelée est passée de 13 265

GWh en 1999 à 25 016 GWh en 2009. Il est

à noter, toutefois, qu’à cause de la crise

économique internationale, la demande en

électricité en 2009, a enregistré un faible taux

de croissance (4,2%), contre (7,4%) enregistré

sur la période 2003-2008.

21. En outre, la puissance appelée à la

pointe, a atteint 4375 MW en 2009, soit une

hausse de 4,7% par rapport à celle

enregistrée à fin décembre 2008

correspondant à une puissance additionnelle

de 195 MW. Entre 1999 et 2009, la demande

aux heures de pointe a cru de près de 1 981

MW, soit 6,2% en moyenne annuellement et

ce, du fait, notamment, de la forte

augmentation de la consommation

résidentielle. Les ventes d’électricité de l’ONE

(en quantité) ont enregistré un taux

d’accroissement annuel moyen de 6,6% au

cours des cinq dernières années, attribuable

à la très forte progression des ventes

d’électricité aux clients directs de l’ONE (qui

représentent plus de 55% des ventes globales

de l’ONE). En effet, les ventes d’électricité aux

clients directs de l’ONE ont enregistré un taux

de croissance annuel moyen de 8,2% entre

2004 et 2009 alors que celles aux clients

Distributeurs ont enregistré une augmentation

annuelle moyenne de 4,7%.

22. A moyen terme, les prévisions de la

demande traduisent principalement


23

l’expression des besoins des clients industriels

de l’ONE et des sociétés privées de distribution

d’électricité des principales villes du pays. Ces

prévisions portent également sur l’évaluation

du marché de la Distribution ONE

correspondant essentiellement aux zones

rurales. Ainsi, le taux d’accroissement prévu

pour 2010–2013, est de 6% environ. Pour le

long terme, l’évolution de la consommation

d’électricité résulte de la conjugaison de

facteurs de natures très diverses : l’activité

économique, la démographie, le

comportement des utilisateurs, le progrès

technique, le développement de nouveaux

usages de l’électricité, les parts de marché

entre énergies, les actions de maîtrise de

l’énergie, etc.

23. Le scénario de base retenu s’appuyant

principalement sur les réformes économiques,

est axé sur une évolution du PIB de l’ordre de

5,5%, sur la période 2009-2015. Ce scénario

dit de l’émergence, retenu comme scénario

de référence pour l’élaboration du plan

d’équipement de l’ONE, se traduit par une

croissance de 6% à long terme.

ANNEEPUISSANCE DEPOINTE(MW)

TAUX DE CROIS-SANCE(%)

ENERGIE APPE-LEE(GWH)

TAUX DE CROIS-SANCE(%)

FACTEUR DECHARGE(%)

2011 5167 29440 65,04

2015 6391,98 5,5 36799,86 5,76 65,72

2020 8384,799 5,62 48772,99 5,82 66,4

2025 11051,64 5,71 64795,75 5,86 66,93

Tableau 6 ONE_RI: Évolution de la demande annuelle d’électricité (scénario de base)

II.2.3 Situation actuelle du parc de

production et du réseau

de transport

24. La demande d'électricité du pays est

couverte par les centrales hydrauliques et

thermiques de l'ONE, les centrales

thermiques privées de Jorf Lasfar, le parc

éolien du Détroit et les interconnexions avec

l'Espagne et l'Algérie. L'ONE dispose de 24

usines hydroélectriques, 12 centrales

thermiques à vapeur, un parc éolien et

quelques centrales diesel. Le parc de

production de l'ONE est constitué de

centrales électriques ayant une puissance

totale installée à fin 2009 de 6 135 MW, dont

4 385 MW exploités par l’ONE et 1 750 MW

par des opérateurs privés. Il est composé de

centrales thermiques totalisant une puissance

installée de 4 166 MW, de centrales

hydrauliques ayant une puissance installée de

1 284 MW, d’une STEP (Station de Transfert

d’Energie par Pompage) dont la puissance est

de 464 MW et d'un ensemble de parcs

éoliens totalisant 222 MW.

25. La puissance installée s’est élevée à

6135,2 MW à fin décembre 2009 contre 5292

MW en 2008 soit une augmentation de 15,9%

due à la mise en service partielle de la centrale

Ain Béni Mathar (300 MW), la mise en service

partielle du parc éolien de Tanger (107 MW) et

les mises en service du groupe diesel de Tan

Tan (116,5 MW), des turbines à gaz de

Mohammedia (3x100 MW) et de la centrale

hydraulique de Tanafnit (18 MW).


24

26. L’ONE exploite sur l’ensemble du

territoire national un réseau de transport d’une

longueur totale de prés de 20 350 km, dont

1361 km de lignes 400kV, 7 724 km de lignes

225kV, 147 km de lignes 150Kv et 11 118 km

de lignes 60kV. Au cours de la dernière

décennie, l’ONE a poursuivi son programme

de renforcement du réseau national de

transport qui comprend les dorsales et les

interconnexions avec les pays voisins. Ces

réalisations avaient pour objectif de renforcer

la fiabilité et la sécurité du réseau de transport

et d’augmenter les échanges avec les pays

voisins dans la perspective de l’ouverture à la

concurrence du marché électrique national et

de son intégration dans le marché Euro-

Maghrébin.

27. Ainsi, les réalisations en lignes de

transport très haute tension (400 et 225 kV) et

haute tension(150 et 60 kV) ont dépassé les

4500 Km. Pour ce qui est des interconnexions

avec les pays voisins, le renforcement de

l’interconnexion Maroc-Espagne a été rendue

nécessaire pour permettre d’augmenter la

capacité d’importation. Quant à l’interconnexion

avec l’Algérie, la réalisation d’une 3ème liaison

400 KV de l’oriental jusqu’à Bourdim a porté la

capacité de transit à 1200 MW.

II.2.4 Développement des moyens de

production et de transport

28. Projet marocain de l’énergie solaire (2

000 MW) : Ce projet national vise la mise en

place à l’horizon 2020 d'une capacité de 2

000 MW de production d’électricité à base

d’énergie solaire. Cette capacité de

production, qui représente respectivement

33% de la puissance installée à fin 2009 et

14% de celle installée en 2020, permettra

d’assurer, en phase de croisière, une capacité

de production annuelle de 4 500 GWh, soit

18% de la production nationale actuelle,

d’économiser annuellement un million de

tonne équivalent pétrole (TEP) et d’éviter des

émissions de CO2 de l’ordre de 3,7 millions

de tonnes par an.

29. Programme marocain de l’énergie

éolienne (2 000 MW) :Ce grand projet national,

qui contribuera à la mise en valeur du potentiel

considérable du Maroc en énergie éolienne,

comprend la réalisation de :

• 280 MW déjà réalisés et 720 MW en

cours de développement par le privé ;

• 1000 MW à construire sur cinq

nouveaux sites choisis pour leur grand

potentiel et qui seront mis en service

entre 2014 et 2019.

30. Développement du réseau de transport

et des interconnexions : L’ONE a entrepris un

important programme de développement de

son réseau de transport d’électricité dont le

plan d’action s’articule autour de projets

400kV visant le développement des échanges

régionaux d’énergie électrique, le

renforcement de la sécurité d’alimentation du

pays en électricité et son intégration dans le

marché EURO-MAGHREBIN. Les principaux

projets prévus dans le cadre du

développement du réseau 225 kV portent sur

le raccordement en 225 kV des futurs autres

ouvrages de production, et la poursuite de

l’extension du réseau 225 kV au reste du

territoire national.


25

II.3 Situation du secteur de l’électricité en Mauritanie


31. La Mauritanie, peuplé d’environ 3,5

millions d'habitants, s’étend sur une superficie

de 1,03 million de km² bordée, à l’ouest par

l’océan Atlantique, au nord-ouest par le Maroc

par le Sahara-Occidental, au nord par

l’Algérie, à l’est et au sud-est par le Mali et au

sud-ouest par le Sénégal. Cette situation

géographique fait de la Mauritanie, un « pont

» entre l’Afrique sub-saharienne et le

Maghreb. Les deux tiers du territoire

mauritanien se trouvent dans le Sahara.

Environ 40% de la population du pays vit en

zone urbaine. Les deux principales villes du

pays, Nouakchott et Nouadhibou,

compteraient respectivement 750 000 et 100

000 habitants.

32. Comptant parmi les pays les moins

avancés, la Mauritanie voit son économie à

l’aube d’un bouleversement avec la

découverte au début des années 2000 de

ressources en pétrole dont l’exploitation a

commencé en 2006. En effet, le premier baril

du brut de Chinguetti, gisement pétrolier

découvert en 2001 dans les eaux profondes,

fut extrait en février 2006, augmentant ainsi de

façon spectaculaire les revenus budgétaires

de l’Etat à partir de 2006.

33. La découverte des gisements pétroliers

et gaziers dans l’offshore et la mise en

exploitation du premier gisement pétrolier a

relancé l'intérêt des compagnies pétrolières

internationales. La Mauritanie forte de sa

position géographique et stratégique,

envisage de mettre en production son premier

gisement gazier, ce qui devrait certainement

lui permettre à moyen terme, de jouer un rôle

important dans l’approvisionnement

énergétique des pays voisins.

34. Le secteur de l’électricité a été réformé

en 1998 et est régi par le code de l’électricité

de 2001. Cette réforme a eu comme principal

objectif la libéralisation du secteur qui devait

se traduire par la suppression du monopole

de la fourniture d’électricité, la participation

accrue d’opérateurs privés dans le secteur et

la fixation de tarifs reflétant le coût du service.

Cette réforme a été stoppée net par l’échec

de la privatisation en 2002 de la société

national en charge de l’électricité.

35. Depuis, le secteur de l’électricité évolue

difficilement sous la supervision de la Direction

de l’Electricité créée en 2002 et chargée de

l’élaboration et la mise en œuvre des

politiques et stratégies de l’Etat dans le

secteur de l’Electricité. La SOMELEC a en

charge la production, le transport, la

distribution, l’achat et la vente de l’électricité

en milieu urbain. La SOMELEC est détenue à

100% par l’Etat et est en position d’exclusivité

absolue sur son périmètre d’intervention ; elle

a signé avec l’Etat un contrat-programme en

1995 pour une durée de 3 ans et reconduit

depuis.


36. Sur les 45 centres urbains que compte

la Mauritanie, 26 sont inclus dans le périmètre

de la SOMELEC, sauf Zouerate, la ville

minière, dont le service public de l’électricité

est assuré encore par la SNIM. La SOMELEC

intervient dans 26 centres urbains qui

représentent plus de 85% de la population


26

urbaine totale. Le taux de desserte sur le

périmètre SOMELEC a augmenté de plus de 8

points au cours des 8 dernières années, mais

demeure toutefois faible dans les principales

villes en particulier pour Nouakchott et

Nouadhibou. Malgré le faible taux de desserte

actuel, la demande a fortement augmenté

depuis de l’année 2000, à un rythme moyen

de plus de 10% par an. La demande

majoritairement concentrée à Nouakchott et à

Nouadhibou qui représentent à eux seuls prés

de 90% du chiffre d’affaires de la SOMELEC.

37. Seule la ville de Nouakchott a fait l’objet

d’une étude, déjà assez ancienne (2004), de

prévision de la demande. Les projections

SOMELEC dans le cadre de la mission

énergie de la Banque Mondiale (février 2008)

semblent la plus pertinente pour la ville de

Nouakchott dans l’attente de l’actualisation

de la demande qui sera faite dans le cadre du

plan directeur. Elle a pris en considération les

projets industriels et immobiliers en cours à

Nouakchott.

II.3.3 Situation actuelle du parc

de production et du réseau de transport

38. Le parc de production alimentant les

réseaux de SOMELEC totalise actuellement

en 2010 prés de 167 MW de puissance

installée. Plus de 65% de cette puissance est

destinée à l’alimentation de Nouakchott. Les

deux principales villes du pays, Nouakchott et

Nouadhibou, représentent 87% de la

puissance installée. Les 24 autres centres se

partagent moins 13%. Les centres de Boghe,

Kaédi et Rosso alimentés par Manantali sont

pris en compte dans le réseau de Nouakchott.

La puissance disponible a été au cours de ces

dernières années nettement inférieure à la

puissance installée.

ANNEE PUISSANCE DE TAUX DE ENERGIE TAUX DE FACTEUR DE

POINTE(MW) CROISSANCE(%) APPELEE(GWH) CROISSANCE(%) CHARGE(%)

2011 92 0 476,76 0 59,16

2015 144,215 8 735,687 8 58,23

2020 211,89 8 1080,895 8 58,23

2025 311,323 8 1588,085 8 58,23

Tableau 7 SOMELEC : Évolution de la demande annuelle d’électricité


27

39. Il convient toutefois de noter qu’en partir

de 2010, la puissance disponible a augmenté

significativement avec notamment la mise en

service de nouveaux groupes diesel dans la

centrale d’Arafat. Le réseau de transport est

actuellement constitué des infrastructures

réalisées dans le cadre de l’OMVS. Il

correspond aux 900 km de lignes 225 kV

entre Manantali et Nouakchott et des 186 km

de lignes 90 kV entre le poste de Matam et le

centre de Boghé. Quatre postes HT/HTA

relient les centrales de Nouakchott (75MVA),

Rosso (20MVA), Boghé (10MVA) et Kaédi

(10MVA) au réseau interconnecté de l’OMVS.

II.3.4 Programme de développement du

système électrique

40. Pour atteindre les objectifs visés par les

pouvoirs publics en 2015, un programme de

développement a été élaboré pour les cinq

prochaines années d’un cout total de 500

milliards UM. Il porte sur la réalisation des

projets suivants :

- Construction d’une grande centrale au

gaz de 350 MW d’ici 2014 (étude en

cours d’achèvement, budget

prévisionnel 400 M€) ; ce projet dépend

de la certification en court de la

disponibilité suffisante des réserves du

pays en gaz naturel. En attendant cette

certification, un projet de construction

d’une centrale équipée de groupes

électrogènes dual fuel, d’une capacité

totale de 120MW, a été retenu. Cette

centrale fonctionnera dans un premier

temps au fuel lourd et pourra utiliser le

gaz naturel quand celui-ci sera

disponible.

- Développement du réseau

interconnecté HT : Nouakchott-

Nouadhibou en 225 kV (étude en cours

avec l’ONE, 140 M€), Nouakchott-Atar-

Akjoujt-Zouerate (225 kV, 200 M€) ;

- Construction et connexion au réseau de

centrales éoliennes (25 MW à

Nouakchott et 10 MW à Nouadhibou)

(études à actualiser, 40 M€) ;

- Construction et connexion au réseau de

centrales solaires (régions continentales)

pour une capacité globale de 100 MW

(étude en cours de lancement, 150 M€) ;

- Interconnexions HT : zone minière du

Nord, Sélibaby – Kiffa (225 kV), Kiffa –

Aioun – Néma (225 kV) ;

- Projets financés dans le cadre de l’OMVS

: Construction des barrages de 2ème

génération de l’OMVS au Mali, ligne

Bakel – Sélibaby (90 kV, marché attribué),

(Développement du réseau HT de

l’OMVS sur la rive mauritanienne.

PARC Puissance ins-tallée (MW) en

2010

Puissance disponible (MW)

2007 2008 2009 2010

Parc SOMELEC 107 58 60 60 70

OMVS / SOGEM* 40 19 22 22 22

Centrales privées 20 7 10 10 10

TOTAL 167 84 92 92 102

Tableau 8 Puissance installée et disponible sur le périmètre SOMELEC


28

II.4 Marché de gros de l’électricitéen Espagne

41. Le marché espagnol de la production,

en application de la loi sur le secteur de

l’électricité, comprend : i) un marché du

lendemain, ii) un marché d'ajustements, iii) un

marché des services auxiliaires et iv) des

contrats physiques bilatéraux. Le règlement

du marché espagnol a été établi

conjointement par l'opérateur du marché

dénommé « Compagnia Operadora del

Mercado Espanol de Electricidad, (OMEL) »

et l'opérateur du système, appelé « Red

Eléctrica de España, (REE) ». Il décrit les

règles auxquelles les opérateurs qui

souhaitent participer au marché doivent

formellement adhérer en signant un contrat.

42. Les producteurs d’électricité, doivent

vendre l’électricité produite au Pool (bourse de

l’électricité), aux sociétés de commercialisation

ou aux clients finaux. Quatre operateurs

historiques espagnols (Endesa, Iberdrola,

Union Fenosa et Hidrocantabrico devenu HC

Energia) et deux nouveaux intervenants sur le

marché électrique (Electra de Viesgo devenue

Viesgo-Enel et Gas Natural) se partagent

l’essentiel des clients.

43. L’Espagne, comme les autres

membres de l’Union Européenne, a fait face

à la pire récession de son histoire récente.

Cela a entrainé une forte baisse de la

consommation d’électricité du pays et des

prix. Le volume des échanges sur le marché

de l’électricité de la péninsule ibérique s’est

élevé en 2009 à 11191M€ et à 261846

GWh, avec une diminution de 41.1% et de

3.2% respectivement par rapport à l’année

2008. La capacité installée est égale à

109953 MW.

44. L’interconnexion du Maroc avec

l’Espagne a particulièrement bien fonctionné

au cours l’année 2010 durant laquelle les

importations d’électricité à partir du réseau

espagnol ont atteint un niveau record. A

l’origine de cette importante hausse des

importations, les prix largement abordables

sur le marché espagnol. La récession

économique que connaît ce pays a

considérablement affecté la consommation

locale d’électricité et entrainé une offre

surabondante et une chute des prix. Ainsi, au

prix proposé par le marché espagnol, il était

économiquement plus intéressant pour

l’ONE de s’approvisionner sur ce marché que

de produire.


29

III. Enseignements tires de l’analyse de la situation

actuelle

45. Il ressort de l’analyse de la situation

actuelle et des perspectives de

développement à court et moyen terme des

systèmes électriques nationaux les

considérations suivantes :

• Les trois pays (Sénégal, Mauritanie et

Maroc) ont actuellement en commun

une dépendance quasi-totale de

l’extérieur pour leur approvisionnement

en sources d’énergie modernes. La

Mauritanie pourrait cependant à l’avenir

sortir de cette situation si ses réserves

d’hydrocarbures se confirment.

• En dépit d’un mix de production

d’électricité dominé au Sénégal et en

Mauritanie par des groupes diesel

fonctionnant aux combustibles

pétroliers, ces deux pays ont

actuellement recours à la location

particulièrement couteuse de groupes

électrogènes pour faire face à la pire

défaillance de leur système de

production d’électricité. En revanche, le

Maroc, dont le mix de production est

particulièrement diversifié, avec toutefois

une prédominance d’installations

fonctionnant au charbon beaucoup plus

économique, parvient à couvrir la

demande du pays, à un cout nettement

plus faible que celui de sa propre

production, grâce aux importations

massives en provenance de l’Espagne.

• La demande au niveau des trois pays

évoluera de façon soutenu au cours des

prochaines années à un taux moyen de

croissance d’environ 6% selon un

scénario moyen de développement

économique. Le développement de

l’offre requise pour satisfaire cette

demande, se fait suivant des stratégies

différentes selon le pays considéré. En

effet, au Sénégal et en Mauritanie, le

plan d’actions à moyen terme porte sur

la poursuite soutenue de la location de

groupes électrogènes en 2011 et 2012,

la mise en service massive de groupes

diesel de grande taille tous fonctionnant

aux combustibles pétroliers.

• La diversification du mix énergétique

n’est attendue au Sénégal qu’à partir de

2015 avec la mise en service

d’installations au charbon, tandis qu’en

Mauritanie, elle dépend de la

confirmation des réserves de gaz naturel

dont la date de valorisation effective est

encore incertaine. En tout état de cause,

la production dans ses deux pays

demeurera très couteuse à moyen

terme. Au Maroc, la stratégie de

développement à moyen terme de l’offre

porte principalement sur la mise en

service d’installations au charbon et au

gaz, d’énergie renouvelable et

l’accroissement des importations

d’Espagne.

• L’Espagne est actuellement fortement

interconnecté avec le Maroc et dispose

d’un marché spot de l’électricité dont

les prix de gros particulièrement

compétitifs favorisent un transfert massif

d’énergie vers le Maroc et

éventuellement au sud du Sahara. En

effet, les importations du Maroc à partir

du réseau espagnol ont atteint un

niveau record en 2010. Le prix de gros,

égal à moins de 4c€/kWh en Espagne,

contre environ 7c€/kWh au Maroc et


30

18c€/kWh au Sénégal, ouvre de réelles

opportunités d’échanges nord-sud.

• Le développement du réseau de

transport d’électricité devant

matérialiser l’interconnexion Sénégal-

Mauritanie-Maroc-Espagne est déjà

largement entamé ; des tronçons

importants de cette ligne

d’interconnexion, sont soit déjà réalisés,

soit en cours de réalisation ou en cours

d’étude. Le seul tronçon qui restera à

réaliser à l’horizon 2015, après la mise

en œuvre des programmes nationaux

d’investissement 2011-2015, porte sur

l’interconnexion sur une distance

d’environ 350 km entre Nouadhibou au

nord de la Mauritanie et Dahla au sud du

Maroc dans le Sahara, par ailleurs en

cours d’étude par l’ONE.


31

IV. Définition des stratégies de développement à long

terme des systèmes électriques nationaux

46. Différentes stratégies de développement

à long terme des systèmes électriques

nationaux peuvent être définies compte tenu

des opportunités d’intégration qu’ils

présentent, des ressources énergétiques

disponibles et options techniques que l'on

peut mettre en œuvre ; chaque stratégie

devant conduire à un développement

cohérent aussi bien des systèmes nationaux

de production et de transport que des

interconnexions internationales.

Considérant que le programme de

développement des systèmes électriques à

l’horizon 2015 sera réalisé tel que défini par

chaque pays, il a été envisagé deux

principales stratégies liées au degré

d’ouverture des marchés nationaux de

l’électricité aux sources d’énergie électriques

localisées hors des territoires nationaux :

• La stratégie dite de référence est

principalement axée sur le

développement autonome au delà de

2015 des systèmes électriques

nationaux. Elle considère seulement les

interconnexions existantes et leur

renforcement futur. Aucune possibilité

d’échanges d’énergie électrique entre

ces trois pays n’est envisagée au-delà de

2015 en dehors opportunités actuelles :

la Mauritanie et le Sénégal demeureront

interconnectés dans le cadre de l’OMVS

et bénéficieront des projets futurs de

l’organisation commune, mais resteront

isolés du Maroc.

• La stratégie dite de Coopération Nord-

Sud axée sur les opportunités

d’échanges d’énergie électrique entre le

Sénégal, la Mauritanie et le Maroc au-

delà de 2015. Elle prend en compte la

possibilité pour le Sénégal d’importer de

l’électricité de l’Espagne. De nouvelles

lignes d’interconnexion seront réalisées

pour permettre ses échanges.

47. La stratégie de coopération Nord-Sud

comprend, d’une part, le programme de

référence d’équipements de production et de

transport tel que défini dans la stratégie de

référence avec ses variantes, et d’autre part,

la mise en service de nouvelles lignes

électriques devant achever l’interconnexion

des systèmes électriques du Sénégal, de la

Mauritanie, du Maroc et de l’Espagne.

En dehors de la liaison Espagne-Maroc

réalisée en 400 kV, et son extension jusqu’à

Laayoune au sud du Maroc sur le tracé de

l’interconnexion envisagée, toutes les lignes

en service en 2015, aboutissant aux deux

extrémités (Nouadhibou et Dahla) du tronçon

manquant à réaliser, sont conçues en 225 kV.

Cette situation porte à considérer la réalisation

de l’interconnexion entre les trois pays suivant

deux scénarios :

1. Réalisation d’une ligne mono terne

225kV Nouadhibou-Dahla (350 km),

prolongeant ainsi, par le nord au Maroc,

la ligne également monoterne 225 kV

Laayoune-Boujdour-Dahla et par le sud

en Mauritanie, la ligne Nouakchott-

Nouadhibou elle-même prolongeant la

liaison monoterne 225 kV

Dagana(Sénégal)-Rosso-Nouakchott

(Mauritanie). Dans ce scénario, la

capacité de transit de cette nouvelle

liaison limiterait la capacité d’échanges


32

d’électricité à 150MW au maximum

pour des raisons de stabilité de

l’interconnexion.

2. Réalisation d’une ligne bi terne 225kV

Nouadhibou-Dahla et renforcement des

liaisons mono ternes 225 kV existantes

par l’addition de nouvelles lignes mono

ternes 225 kV Laayoune-Boudjour-

Dahla sur le territoire marocain et

Nouakchott-Rosso-Dagana-Sakal-

Tobène le long du réseau de l’OMVS.

Les pylônes de la liaison Sakal-Tobène

conçus en bi terne sont actuellement

équipés en mono terne ; le

renforcement sur ce tronçon ne portera

que sur les conducteurs. La capacité

d’échanges dans ce scénario s’élèverait

à 300MW.

48. L’accroissement des capacités

d’échanges suivant ces scénarios devrait

permettre d’évaluer l’impact positif sur le coût

de l’électricité, tant sur le marché de

l’électricité au Sénégal et en Mauritanie que

sur le marché marocain et espagnol, au

bénéfice du consommateur final, dans une

période où les prix de l’énergie devrait

connaitre une très forte hausse au Sud.


33

Tableau 9 Scénarios de réalisation de la ligne d’interconnexionTA

RIFA

FARDIO

UA

Esp

agne

-Mar

oc25

400

270

0ré

alisé

FARDIO

UA

MELO

USSA

Mar

oc22

400

270

0ré

alisé

MELO

USSA

OUALI

LIM

aroc

219

400

270

0ré

alisé

OUALI

LIM

EDIO

UNA

Mar

oc21

140

02

700

réalisé

MEDIO

UNA

JORF

LASFA

RM

aroc

140

400

270

0ré

alisé

JORF

LASFA

RCHEM

AIA

Mar

oc11

740

02

700

réalisé

CHEM

AIA

AG

ADIR

Mar

oc23

040

02

700

réalisé

AG

ADIR

TANT

TAN

Mar

oc34

040

02

700

réalisé

TANT

TAN

LAAY

OUNE

Mar

oc30

040

02

700

réalisé

LAAY

OUNE

BO

UJD

OUR

Mar

oc20

022

51

300

réalisé

1*22

5kV

BO

UJD

OUR

DAHLA

Mar

oc35

022

51

200

réalisé

1*22

5kV

DAHLA

NO

UADHI-

BO

UM

aroc

-Mau

ritan

ie35

0-

--

Non

réa

-lis

é1*

225k

V2*

225k

V

NO

UADHIB

OU

NO

UAK-

CHO

TTM

aurit

anie

350

225

215

0ré

alisé

1*22

5kV

NO

UAK-

CHO

TTRO

SSO

Mau

ritan

ie18

622

51

150

réalisé

1*22

5kV

RO

SSO

DAG

ANA

Mau

ritan

ie-

Sén

égal

4022

51

150

réalisé

1*22

5kV

DAG

ANA

SAKAL

Sén

égal

267

225

115

0ré

alisé

1*22

5kV

SAKAL

TOBENE

Sén

égal

124

225

115

0ré

alisé

1*22

5kV

Tronçon de lignes

Pays

Distance

Tension

Nom

bre

de Cir-

cuits

Capacité

Situation

en 2015

Lignes additionnelles par scéna-

rio au delà de 2015

Origine

Destination

MW/

Circuit

Scénario

225K

V mono

terne

Scénario

225K

V biterne

kmkV


34

49. L'évaluation d'une stratégie donnée de

développement des systèmes électriques

nationaux pour la satisfaction de la demande

d’électricité du Sénégal, de la Mauritanie et du

Maroc, sur la période 2011-2025, consiste à

déterminer le coût total actualisé

correspondant à la somme actualisée des

charges d'investissement (annuités) des

nouveaux équipements, des charges fixes

d'exploitation, des charges de combustibles

et des diverses charges variables

d'exploitation de toutes les sources de

production du système électrique considéré.

On ajoute à cette somme le coût actualisé de

l'énergie non fournie du fait des défaillances

des installations de production et de

transport.

50. Pour un système électrique national

donné, l’importation est considérée comme

une source d’approvisionnement en électricité

dont la capacité correspond à la capacité de

transit de la ligne d’interconnexion et les

charges d’investissement et d’exploitation à

celles de la ligne. L’exportation étant

considérée comme une demande

additionnelle pour le système électrique

national considéré. Le programme optimal

d'équipements étant ainsi déterminé et évalué

pour chacune des stratégies prédéfinis, la

meilleure stratégie correspond à celle qui

présente le programme d'équipements qui

offre le coût total actualisé le plus faible. La

décomposition du cout total actualisé en

différents postes de dépenses (dépenses

d’exploitation variables et fixes, dépenses

d’investissement et cout de la défaillance ) a

permis de mettre en évidence les charges les

plus déterminantes dans le classement des

programmes d’équipements. Une

décomposition plus fine par sources de

production a également permis de mettre en

évidence l’impact économique des

importations d’électricité.

Au Sénégal

51. Pour la stratégie de référence, axée sur

le développement autonome du système

électrique national incluant la coopération

sous régionale avec l’OMVS et l’OMVG, sans

possibilité d’échanges d’énergie électrique

avec les pays au delà du Sahara, la variante

du programme d’équipements mettant en

service des turbines à gaz en cycle combiné,

fonctionnant au gaz naturel au prix du marché

international, apparait nettement plus

économique. Les installations au charbon

sont pénalisées par des charges fixes

d’exploitation particulièrement élevées qui

sont constituées principalement des

paiements de capacité aux producteurs

indépendants.

Le principal avantage des installations au

charbon importé porte certes sur des charges

variables nettement plus faibles du fait d’un

combustible abondant et bon marché, mais

ne suffit pas à compenser les surcouts

entrainés par des charges fixes élevés.

Cependant, pour un prix élevé du gaz naturel,

compte tenu d’un système

d’approvisionnement de gaz (GNL

notamment) qui s’avèrerait plus couteux, un

développement mixte (charbon et cycle

combiné au gaz) apparait plus économique

qu’un développement axé exclusivement sur

le charbon ou le cycle combiné.

52. Pour la stratégie de Coopération

Nord-Sud axée sur la réalisation de nouvelles

lignes d’interconnexion pour promouvoir les

V. Évaluation des stratégies de développement

des systèmes électriques nationaux


35

opportunités d’échanges entre le Sénégal, la

Mauritanie, le Maroc et l’Espagne, les

importations d’énergie électrique à partir du

Maroc ou d’Espagne engendrent des gains

significatifs pour la plupart des variantes de

programmes d’équipements, excepté pour

celle mettant en service des turbines à gaz

en cycle combiné, fonctionnant au gaz naturel

au prix actuel au Sénégal de 8$/MBTU. Cette

variante correspondant à une situation ou le

gaz naturel, disponible en quantité suffisante

et au meilleur prix, permettrait aux installations

en cycle combiné, plus économiques, de

fonctionner en priorité avant un recours aux

importations qui, de ce fait, seront réduites.

Cependant le surcout total actualisé de cette

variante avec interconnexion sur celle sans

interconnexion est relativement faible est ne

dépasse pas 1%.

53. Pour toutes les autres variantes avec

charbon exclusivement ou mixte avec

charbon et cycle combiné (au gaz naturel ou

GNL au prix de 11$/MBTU), les importations

entrainent une réduction sensible du cout total

actualisé. Ainsi, dans le cadre du scénario

mono terne, les gains réalisés s’élèvent à prés

de 2% du cout total actualisé du programme

de référence au charbon dont la réduction du

nombre d’unités a entrainé celle des charges

fixes correspondantes. Les gains sont plus

faibles avec la variante du programme de

référence mixte avec charbon et gaz à

11$/MBTU.

54. La réalisation d’une liaison bi terne

permettrait d’accroitre très fortement les

quantités importées et partant les gains sur

les dépenses totales actualisées qui

s’élèveraient à plus de 3% avec le

programme de référence au charbon et à prés

de 2% avec sa variante mixte avec charbon

et gaz à 11$/MBTU. Dans ce scénario bi

terne, le cout moyen des importations par

kWh est sensiblement réduit par rapport au

scénario mono terne.


36

IMPORTATIONS DU NORD

SENEGAL:

VARIANTES DE PRO-

GRAMMES D'EQUIPE-

MENTS

ENERGIE

TOTALE

DEPENSES

D"EXPLO

ITATION

DEPENSES

D'IN

VES-

TIS-SE-

MENT

COUT

TOTAL DE

LA DEFAIL-

LANCE

COUT

TOTAL AC-

TUALISE

Cout du

kWh

Energie

totale

COUT

TOTAL

cout

moyen

VARIABLES

FIXES

GWh

M€

M€

M€

M€

M€

c /KWh

GWh

M€

c /KWh

STR

ATEGIE DE REFERENCE

REFERENCE AVEC

CHARBON

46639

2686,4

2127,51

263,38

35,17

5112,43

1152

,55%

41,6

1%5,

15%

0,69

%10

0,00

%

REFERENCE AVEC GAZ

8$/M

BTU

46642

3008,8

1370,76

263,38

30,99

4673,96

1064

,37%

29,3

3%5,

63%

0,66

%10

0,00

%

REFERENCE AVEC GAZ

11$/MBTU

46638

2989,2

1760,82

263,38

36,14

5049,5

10,8

59,2

0%34

,87%

5,22

%0,

72%

100,

00%

STR

ATEGIE DE COOPERATION NORD-SUD

LIGNE 225kV M

ONO-

TERNE ET CHARBON

46639

2761,4

1904,94

323,66

34,67

5024,71

10,8

3332

339,

410

,19

54,9

6%37

,91%

6,44

%0,

69%

100,

00%

7,14

%6,

80%

LIGNE 225kV M

ONO-

TERNE ET GAZ 8$

46642

3036,4

1310,51

323,66

314701,53

10,1

3117

321,

810

,32

64,5

8%27

,87%

6,88

%0,

66%

100,

00%

6,68

%6,

89%

LIGNE 225kV M

ONO-

TERNE ET GAZ 11$

46638

3023,8

1639,43

323,66

35,81

5022,74

10,8

3579

359,

810

,05

60,2

0%32

,64%

6,44

%0,

71%

100,

00%

7,67

%7,

21%

LIGNE 225kV B

ITERNE

ET CHARBON

46636

2790,4

1683,52

439,71

39,81

4953,39

10,6

5708

531,

79,

3156

,33%

33,9

9%8,

88%

0,80

%10

0,00

%12

,2%

10,8

%

LIGNE 225kV B

ITERNE

ET GAZ 8$

46641

3029,6

1205,1

439,71

32,27

4706,64

10,1

5358

510,

79,

5364

,37%

25,6

0%9,

34%

0,69

%10

0,00

%11

,4%

10,9

%

LIGNE 225kV B

ITERNE

ET GAZ 11$

46637

3165,3

1310,86

439,71

38,03

4953,93

10,6

9054

732,

48,

0963

,90%

26,4

6%8,

88%

0,77

%10

0,00

%19

,4%

14,9

%

Tableau 11 Sénégal : Valeurs totales actualisées par stratégies de développement


37

Au Maroc


le développement autonome du système élec-

trique national par la mise en œuvre d’un pro-

gramme ambitieux d’installations d’énergie

renouvelable, les résultats de l’évaluation mon-

trent que la variante du programme d’équipe-

ments privilégiant la mise en service d’éoliennes

et de cycles combinés au gaz serait plus éco-

nomique que la réalisation du programme com-

plet d’installations éoliennes et solaires avec

moins de cycles combinés au gaz. Le principal

avantage du programme solaire plus couteux

réside sur la réduction de la dépendance, par-

ticulièrement élevée (plus de 95%), du royaume

par rapport aux sources énergétiques étran-

gères. C’est ainsi qu’avec le solaire, les impor-

tations en provenance d’Espagne sont

sensiblement réduites de plus de 10%. Les sur-

couts des installations solaires par rapport aux

sources de production conventionnelles se-

raient subventionnés afin de ne pas compro-

mettre la situation financière et la compétitivité

du secteur national de l’électricité.


Nord-Sud, axée sur la réalisation de l’inter-

connexion du pays avec la Mauritanie et le

Sénégal ainsi que sur la mise en œuvre du

programme complet d’installations éoliennes

et solaires complété de cycles combinés au

gaz, l’accroissement des importations en

provenance d’Espagne améliore sensible-

ment le cout moyen actualisé du kWh du

système électrique. Ces importations supplé-

mentaires sont destinées à faire face à la de-

mande exprimée au Sénégal et en

Mauritanie. La demande du système élec-

trique marocain considérée, variant en fonc-

tion des besoins exprimés au Sénégal et en

Mauritanie et la capacité de transit de la ligne

d’interconnexion, le critère économique le

plus pertinent pour comparer les pro-

grammes de développement est le cout

moyen actualisé du kWh. Ce cout moyen est

d’autant plus faible que la quantité d’énergie

importée d’Espagne est plus élevée. Cela

constitue un avantage économique certain

pour le scénario bi terne par rapport au scé-

nario mono terne, les charges fixes du sys-

tème marocain demeurant inchangés.

Seules les charges variables augmentent

proportionnellement aux quantités d’énergie

importée d’Espagne et exportée au sud du

Sahara.


38

IMPORTATIONS

D'ESPA

GNE

SENEGAL:

VARIANTES DE PRO-

GRAMMES D'EQUIPE-

MENTS

ENERGIE

TOTALE

DEPENSES

D"EXPLO

ITATION

DEPENSES

D'IN

VES-

TIS-SE-

MENT

COUT

TOTAL DE

LA DEFAIL-

LANCE

COUT

TOTAL AC-

TUALISE

Cout du

kWh

Energie

totale

COUT

TOTAL

cout

moyen

VARIABLES

FIXES

GWh

M€

M€

M€

M€

M€

c /KWh

GWh

M€

c /KWh

STR

ATEGIE DE REFERENCE

REFERENCE EOLIENNE

322575

1178

232

20,4

348

08,8

13,2

519

824,

86,

1528

327

1416

559

,43%

16,2

4%24

,26%

0,07

%10

0,00

%8,

78%

7,15

%

REFERENCE EOLIENNE

ET SOLA

IRE

322573

1100

135

68,1

5720

,417

,520

306,

76,

325

193

1260

554

,17%

17,5

7%28

,17%

0,09

%10

0,00

%7,

81%

6,21

%

STR


LIGNE 225kV M

ONO-

TERNE ET EOLIENNE

ET SOLA

IRE

325141

1111

935

69,7

757

39,2

18,4

920

446,

46,

2925

728

1286

554

,38%

17,4

6%28

,07%

0,09

%10

0,00

%7,

91%

6,30

%

LIGNE 225kV B

ITERNE

ET EOLIENNE ET SO-

LAIRE

328037

1126

935

69,7

757

39,2

22,8

720

600,

96,

2827

085

1354

554

,70%

17,3

3%27

,86%

0,11

%10

0,00

%8,

26%

6,58

%

LIGNE 225kV B

ITERNE

ET EOLIENNE ET SO-

LAIRE EXPORTATIONS

ACCRUES

330625

1133

535

76,2

658

12,6

16,2

520

740,

5

6,27

2613

613

07

554

,65%

17,2

4%28

,03%

0,08

%10

0,00

%7,

90%

6,31

%

Tableau 12 Maroc : Valeurs totales actualisées par stratégies de développement


39

En Mauritanie


le développement autonome du système élec-

trique national, la mise en service d’unités diesel

dual fuel, fonctionnant principalement au fuel

lourd si le gaz naturel n’est pas disponible, per-

pétuerait la situation économique précaire du

secteur de l’électricité très affecté par les dé-

penses variables particulièrement élevées domi-

nées les charges de combustibles pétroliers. La

mise en service d’installations en cycle combiné

si la disponibilité gaz naturel est confirmé, rédui-

rait de façon drastique le cout total actualisé.


Nord-Sud, axée sur la réalisation de l’inter-

connexion du pays avec le Maroc, et le ren-

forcement des échanges avec le Sénégal,

les importations en provenance du Maroc

constituent une alternative nettement plus

économique que la mise en service d’unités

diesel dual fuel fonctionnant principalement

au fuel lourd. Les gains engendrés par les

importations s’élèveraient à prés de 9%

avec le scénario mono terne et plus de

18% avec le scénario bi terne. Si le gaz na-

turel est disponible en quantité suffisante,

la Mauritanie passerait du statut d’importa-

teur éventuel à celui d’exportateur potentiel

particulièrement compétitif. Les exporta-

tions notamment vers le Sénégal réduiraient

sensiblement le cout moyen actualisé du

kWh.


40

IMPORTATIONS

D'ESPA

GNE

SENEGAL:

VARIANTES DE PRO-

GRAMMES D'EQUIPE-

MENTS

ENERGIE

TOTALE

DEPENSES

D"EXPLO

ITATION

DEPENSES

D'IN

VES-

TIS-SE-

MENT

COUT

TOTAL DE

LA DEFAIL-

LANCE

COUT

TOTAL AC-

TUALISE

Cout du

kWh

Energie

totale

COUT

TOTAL

cout

moyen

VARIABLES

FIXES

GWh

M€

M€

M€

M€

M€

c /KWh

GWh

M€

c /KWh

STR

ATEGIE DE REFERENCE

REFERENCE EOLIENNE

6642,9

574,

3567

,61

195,

550

837,

5112

,668

,58%

8,07

%23

,35%

0,00

%10

0,00

%

REFERENCE EOLIENNE

ET SOLA

IRE

6642,7

439,

6613

1,65

120,

810

692,

1310

,463

,52%

19,0

%17

,46%

0,00

%10

0,00

%

STR


LIGNE 225kV M

ONO-

TERNE ET EOLIENNE

ET SOLA

IRE

6642,8

521,

9565

,18

182,

420

769,

5411

,618

0517

0,7

9,46

67,8

3%8,

47%

23,7

0%0,

00%

100,

00%

27,2

%22

,2%

LIGNE 225kV B

ITERNE

ET EOLIENNE ET SO-

LAIRE

6641,9

442,

464

,78

200,

420

707,

6110

,725

8521

4,5

8,29

62,5

2%9,

15%

28,3

2%0,

00%

100,

00%

38,9

%30

,3%

LIGNE 225kV B

ITERNE

ET EOLIENNE ET SO-

LAIRE EXPORTATIONS

ACCRUES

9211,3

553,

9124

7,89

120,

810

922,

6110

60,0

4%26

,9%

13,0

9%0,

00%

100,

00%

Tableau 13 Mauritanie : Valeurs totales actualisées par stratégies de développement


41

VI. Conclusion et recommandations

6.1 Conclusions

59. L’analyse préliminaire des différentes

stratégies de développement des systèmes

électriques nationaux du Sénégal, de la Mau-

ritanie et du Maroc a permis de mettre en évi-

dence l’opportunité économique des

échanges d’énergie électrique entre ces trois

pays. En effet les gains résultant de ces

échanges sont supérieurs à l’investissement

requis à la mise en œuvre de nouvelles infra-

structures électriques devant achever l’inter-

connexion déjà entamée des systèmes

électriques nationaux.

60. La comparaison des scénarios d’inter-

connexion montre une nette suprématie éco-

nomique de la ligne 225 kV biterne sur la ligne

225 kV monoterne. En effet, le développe-

ment d’une infrastructure biterne, présentant

une capacité de transit deux fois plus élevée,

permettra de doubler les échanges d’énergie

Nord-Sud. Le surcout d’investissement de la

ligne biterne est compensé par le bénéfice ré-

sultant de le prix de gros relativement faible de

l’énergie produite au Nord et le cout de pro-

duction particulièrement élevé des installations

thermoélectriques au Sud du Sahara, au Sé-

négal et en Mauritanie.

61. Au Sénégal, les importations d’électri-

cité en provenance du Maroc ou d’Espagne

apportent une contribution économiquement

viable à l’approvisionnement énergétique du

pays dans un contexte de production d’élec-

tricité dominé à court et moyen terme par l’uti-

lisation de produit pétroliers de plus en plus

couteux et à long terme par la mise en œuvre

de centrales fonctionnant certes au charbon

bon marché mais entrainant des charges fixes

élevées. Les mises en service très rappro-

chés, une unité au charbon presque tous les

ans, impliqueraient en effet un rythme d’inves-

tissement soutenu particulièrement contrai-

gnant susceptible d’entrainer des retards de

réalisation qui risquent d’affecter gravement

l’équilibre offre/demande. Les importations

d’électricité constituent certes une alternative

limitée par la capacité de l’interconnexion,

mais permettent d’éviter l’implantation de

deux tranches au charbon et de réduire ainsi

les contraintes de mise en œuvre de la filière

charbon.

62. Le seul cas ou l’impact économique

des importations serait relativement réduite,

réside dans la disponibilité suffisante de gaz

naturel bon marché résultant, soit de prospec-

tions concluantes au niveau national, soit de

l’importation peu couteuse de gaz naturel li-

quéfié (GNL). Cette situation impliquerait la

mise en service de turbines à gaz en cycle

combiné à haut rendement, moins couteuses

à l’investissement que les tranches au char-

bon et surtout moins contraignantes à mettre

en œuvre. Cependant l’impact économique

des importations serait davantage renforcé

dans le cas ou les résultats de prospection

demeurent incertains entrainant un recours au

GNL importé moins bon marché compte tenu

des investissements que cela requiert (termi-

nal gazier, unités de stockage et de regazéifi-

cation et pipelines).

63. En tout état de cause, pour un pays

presque totalement dépendant de l’extérieur

pour son approvisionnement en énergie, la

solution requise pour sa sécurité d’alimenta-

tion porte sur une diversification judicieuse de

son mix énergétique. Le plan optimal de dé-

veloppement du système électrique du pays

comprendrait, outre la valorisation des res-


42

sources hydroélectriques dans le cadre de

l’OMVS et de l’OMVG, et celle des autres res-

sources nationales renouvelables, le dévelop-

pement judicieux d’infrastructures au charbon

et au gaz et les importations en provenance

du Maroc ou d’Espagne.

64. En Mauritanie, les importations en pro-

venance du Maroc constituent une solution

très économique pour faire face aux consé-

quences particulièrement couteuses du retard

de la confirmation des réserves exploitables

de gaz naturel en quantité suffisante qui en-

trainent le pays à poursuivre utilisation mas-

sive de combustibles pétroliers importés à des

prix de plus en plus élevés. La réalisation de

l’interconnexion avec le Maroc placerait la

Mauritanie dans une position privilégiée per-

mettant d’optimiser l’utilisation de la liaison

entre les deux pays quelque soit le cas consi-

déré avec et sans gaz. En effet, d’importateur

net si la situation actuelle perdure, la Maurita-

nie deviendrait en cas de disponibilité suffi-

sante de gaz naturel, un exportateur net

d’électricité vers le Maroc et le Sénégal, pour

ce dernier à travers le réseau actuel ou ren-

forcé de l’OMVS.

65 Au Maroc, les exportations vers le sud

du Sahara permettraient d’optimiser l’utilisa-

tion des installations de production du pays,

étant donné le programme ambitieux de réa-

lisation d’infrastructures de production d’élec-

tricité dont la part importante portant sur les

énergies renouvelables placerait le pays dans

une position d’exportateur compétitif d’élec-

tricité propre vers l’Europe. Le plan solaire ma-

rocain a, entre autre, pour but de trouver des

débouchés vers les pays du nord de la Médi-

terranée et de faire accéder le royaume aux

tarifs de rachat européens. Cette opportunité

lui est offerte par la directive européenne «

Énergie, Climat », qui impose aux pays de

l'Union un quota de 20 % d'énergies renou-

velables à l'horizon 2020, et autorise l'impor-

tation d'énergie verte.

6.2 Recommandations pour la mise en

œuvre de l’interconnexion Nord-Sud.

66. L’étude des réseaux électriques des

pays considérés devrait être poursuivie de

façon plus approfondie afin d’évaluer la viabi-

lité technique du système électrique proposé.

Des études de fonctionnement et de stabilité

du réseau interconnecté de transport de-

vraient être menées pour :

• Evaluer les flux de puissance sur le ré-

seau sur les quinze prochaines années;

• Effectuer les études de stabilité statique

et dynamique ;

• Recommander les dispositions permet-

tant de remédier aux perturbations ma-

jeures ;

• Identifier les investissements requis

pour l’exploitation optimale du réseau

interconnecté ;

67. Ces études approfondies permettront

de déterminer le meilleur projet d’intercon-

nexion et de proposer une stratégie de déve-

loppement et d’exploitation qui permettra aux

différentes sociétés d’électricité des pays

concernés de faire fonctionner leurs propres

systèmes de façon synchronisée en sécurité

et d’échanger de l’électricité selon notamment

des règles communes prédéfinies. Le but de

cette analyse est d’évaluer le comportement

dynamique global du système électrique et de

fixer ainsi de nouvelles limites de transit sur le

réseau.


43

68. L’Office National de l’électricité du

Maroc (ONE) est le partenaire technique

stratégique privilégié pour superviser l’ap-

profondissement de l’étude d’intercon-

nexion et sa mise œuvre compte tenu de

ses interventions dans l’ensemble des pays

concernés qui entretiennent en outre mu-

tuellement d’excellentes relations aussi

bien au niveau politique qu’économique.

Dans le secteur de l’énergie le Maroc est un

partenaire clé du Sénégal et de la Maurita-

nie. L’ONE intervient activement dans le

sous secteur de l’électricité au Sénégal ou

il est attributaire d’une concession d’électri-

fication rurale. En Mauritanie, l’ONE a ex-

ploité, ces dernières années, une centrale

électrique à Nouadhibou dont la production

était destinée au réseau de la SOMELEC.

L’ONE est actuellement responsable de la

mise en œuvre des composantes clé de

l’interconnexion : étude de la ligne 225 kV

Nouakchott-Nouadhibou et extension et

renforcement du réseau de transport sur le

territoire marocain.


44

coopération république du sénégal-bad · tableau 2 réseau interconnecté : evolution future de...

Documents