18 Août 2017

Tunisie: Option pour la solution la plus efficace

Enfin, l'uranium dont le prix est susceptible de connaître des augmentations variant entre 40% et 65%. Il est cependant à souligner que la Tunisie n'a de réserve ni en charbon ni en uranium, alors que l'ensoleillement et les conditions de vent sont très favorables pour le développement des énergies renouvelables.

L'intensité électrique à l'horizon 2030

Concernant la demande d'électricité, elle a été établie dans le cadre d'un groupe de travail qui a élaboré différents scénarios de développement économique, tenant compte des circonstances actuelles et des défis futurs de la Tunisie, ainsi que des scénarios d'évolution de l'intensité électrique à l'horizon 2030, basé essentiellement sur le degré de développement des politiques d'efficacité énergétique en Tunisie. Cet exercice de prospective a mené au choix d'un scénario dont le profil énergétique conduit à l'horizon 2030 à une demande d'électricité d'environ 33.260 GWh, soit un triplement de la demande en 20 ans. La pointe de charge augmenterait en moyenne de 5,4% par an jusqu'en 2030, atteignant alors plus de 8.710 MW.

L'étude présente sept technologies qui pourraient contribuer d'une manière significative à la production d'électricité en Tunisie : les centrales à gaz (cycle ouvert et cycle combiné), les centrales à charbon, les centrales nucléaires, les centrales solaires (technologie photovoltaïque et thermo-solaire) et les parcs éoliens. Pour chaque technologie, un screening des paramètres techniques et économiques, ainsi qu'une analyse des critères socioéconomiques et environnementaux a été effectuée. Les résultats de cette analyse ont été utilisés comme paramètres dans la modélisation des scénarios. Outre les technologies de production, l'étude donne également un aperçu sur les potentialités d'application des nouvelles méthodes pour les réseaux modernes en Tunisie, comme les systèmes de stockage ou le concept des « smart grids ». Le mix électrique tunisien dépend actuellement à 95% du gaz et le parc électrique est composé essentiellement de turbines à vapeur, de turbines à gaz CO et à cycles combinés.

Adaptation du cadre réglementaire

La part de ces dernières dans le mix va continuer à augmenter, d'après la planification de la Steg. Cette situation est délicate car la Tunisie est passée en 2001 du statut de pays exportateur de gaz à celui d'importateur au niveau de l'approvisionnement en énergie. La Tunisie dispose cependant d'un potentiel important de production d'électricité à partir des énergies renouvelables, dont la mobilisation reste tributaire de l'adaptation du cadre règlementaire et juridique existant, d'une part, et du développement du réseau et de l'interconnexion électrique, d'autre part.

Enfin, l'étude a porté sur un travail de modélisation et d'analyse de scénarios. Le modèle utilisé est basé sur le modèle énergétique DEESY développé par l'Institut Wuppertal. Différents scénarios réalistes ont été au préalable discutés avec les principales parties prenantes du secteur électrique tunisien, à savoir: un scénario renouvelable, un scénario marqué par le charbon (à partir de 2020), un scénario marqué par le charbon et les énergies renouvelables, un scénario nucléaire (à partir de 2025) et un scénario de référence (Business As Usual, BAU).

Ces scénarios, qui se distinguent par la part de chaque technologie dans le mix électrique, ont alors été définis puis introduits dans le modèle du mix énergétique tunisien qui prend en compte de nombreux critères technico-économiques, les impacts environnementaux, les orientations stratégiques, les effets socioéconomiques ainsi que les risques économique, technique et technologique. Chacun des cinq scénarios est exposé au défi de couvrir la demande électrique tunisienne qui va pratiquement tripler d'ici 2030. Cela nécessite à la fois des investissements financiers très importants, mais aussi une demande conséquente en ressources énergétiques.

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