Par : Mohamed Terkmani
Expert en énergie
“Le proverbe populaire disant que ‘Tout retard a quelque chose de bénéfique’ peut très bien s’appliquer à cette contribution. En effet, l’immense retard pris par le projet algérien des énergies renouvelables (EnR) s’est paradoxalement avéré très bénéfique pour le pays. En revanche, pour nombre de pays allant vite en besogne, le fait de s’y être engagés trop hâtivement ne semble pas leur avoir été très profitable comme cela sera montré, entre autres, pour le Maroc et la Tunisie.”
Le programme national de développement des EnR a été adopté le 3 février 2011 avec l’ambition démesurée d’installer une puissance de 22 000 mégawatts (MW) à l’horizon 2030. Cette décision, pour le moins prématurée, a été prise alors que les technologies n’avaient pas encore atteint leur maturité, que l’expérience requise pour les mettre en œuvre était pratiquement inexistante et que le projet était loin d’être rentable. Basée, au départ, essentiellement sur le thermo-solaire CSP (Concentrated Solar Power), cette technologie consistait à concentrer le rayonnement solaire pour atteindre les hautes températures permettant d’actionner les turbines à vapeur d’une centrale électrique classique. L’énergie thermo-solaire ne fait que remplacer les énergies fossiles ou nucléaires comme sources de chaleur, d’où la lourdeur et le coût élevé du complexe combiné en résultant.
Le moins que l’on puisse dire d’un tel programme est qu’il semble avoir été décidé à la hâte, dans une sorte de mimétisme avec ce qui se faisait à l’étranger. Sauf que, à l’étranger, ces projets étaient fortement subventionnés, en pariant que les progrès de la technologie et les économies d’échelle finiraient par réduire suffisamment les coûts jusqu’à atteindre la parité avec ceux de l’électricité conventionnelle.
D’ailleurs, nous avions, à maintes reprises, émis des réserves sur l’adoption prématurée et non rentable de ce projet qui dépassait à l’époque les 100 milliards de dollars. Nous avions alors suggéré de le reporter à plus tard en attendant que l’évolution des technologies et la réduction des coûts lui permette de franchir le seuil de rentabilité. Étant bien entendu que, entre-temps, on pourrait entreprendre de petits pilotes pour se familiariser avec les technologies les plus avérées et se préparer à passer la vitesse supérieure dès que la parité sera atteinte entre le kWh vert et celui de l’électricité conventionnelle. Le projet a, cependant, été maintenu tel quel selon le timing initial. Mais au lieu d’avancer selon les prévisions, il n’a cessé de faire du surplace en accumulant 10 ans de retard.
En fin de compte, il y a lieu de se réjouir de cette incapacité à démarrer le projet, car le retard accumulé s’est avéré paradoxalement très bénéfique pour le pays au lieu de lui en être préjudiciable. Les hésitations, les tergiversations, les revirements et l’absence d’une feuille de route claire ont, en immobilisant le projet, permis d’économiser, involontairement cela s’entend, des milliards de dollars qui, autrement, auraient été inutilement engloutis dans le gouffre financier d’un projet non rentable.
En 2015, le programme a été modifié de fond en comble avec la prédominance du photovoltaïque (PV) remplaçant la quasi-totalité du thermo-solaire CSP dont ne subsistait plus qu’un hypothétique résidu de 2 000 MW. Ce choix résultait de la forte croissance du PV à travers le monde qui avait atteint 580 gigawatts (GW) de puissance cumulée au cours des 10 dernières années au détriment du CSP, autrefois prédominant, qui avait stagné à seulement 5,5 GW, soit 0,9% du total.
Là aussi, les mêmes insuffisances que précédemment ont empêché le nouveau programme de vraiment démarrer, bien que, entre-temps, en 2016, le projet ait été promu au rang de priorité nationale. Malgré ce statut, il n’a été réalisé, jusque-là, que la piètre performance de 343 MW, c'est-à-dire seulement 1,6% des 22 000 MW du programme. Mais il aurait mieux valu qu’il ne démarre pas du tout, car il s’est soldé par des surcoûts considérables se répercutant très négativement sur sa rentabilité. En effet, les 343 MW sont revenus à plus de 1 200 milliards de dinars valant à l’époque 1,5 milliard de dollars, ce qui correspondait à plus de 4 millions de dollars le MW, alors que celui-ci tournait autour de 1 million de dollars comme le prouve, plus bas, le coût du photovoltaïque de la centrale de Noor Ouarzazate 4 au Maroc.
Cette fois-ci encore, le retard a été bénéfique, puisque seulement 1,6% d’un projet déficitaire a pu être réalisé. Qu’en serait-il si, entre 2011 et 2021, les choses avaient avancé selon le planning avec ce genre de coûts. Récemment, le programme initial a été réaménagé pour prendre un nouveau départ à partir de 2021 (au lieu de 2011) et s’achever en 2035 (au lieu de 2030) pour atteindre une puissance cumulée réduite de 22 000 MW à 15 000 MW mais exclusivement PV. Il a, de ce fait, été implicitement reconnu que l’ancien programme n’était plus tenable, mais sans pour autant que le nouveau soit plus convaincant.
Cas du Maroc
Contrairement au projet algérien qui n’arrive pas à décoller, le projet marocain a eu le mérite de progresser à une cadence assez soutenue. Mais là s’arrête son mérite, car si nous décortiquions les quatre centrales du complexe solaire de Noor Ouarzazate, nous constaterions, ce qui est assez inattendu, que les trois premières centrales sont basées sur les technologies du thermo-solaire (CSP) dépassées et rarement mises en œuvre aujourd'hui à cause des coûts excessifs et de la lourdeur des installations. C'est ainsi que le coût des 160 MW de la première centrale CSP cylindro-parabolique de Noor Ouarzazate 1, mise en service en février 2016, s’est élevé à près de 900 millions de dollars, soit environ 5 millions de dollars le MW, alors qu’actuellement, le MW photovoltaïque est descendu à moins de 1 million de dollars et ne cesse de décroître. Idem pour les coûts des 200 MW de la centrale CSP cylindro-parabolique de Noor Ouarzazate 2 mise en service en janvier 2018 et des 150 MW de la centrale CSP à tour de Noor Ouarzazate 3 mise en service en août 2018 qui se sont élevés, eux aussi, à plus de 5 millions de dollars le MW.
Les coûts élevés du CSP ont entraîné des prix d’achat du kWh équivalent à 0,16 dollar, 0,14 dollar et 0,14 dollar pour Noor Ouarzazate 1, 2 et 3 respectivement, alors que le kWh du PV a atteint actuellement des bas d’environ 0,03 dollar. Des prix aussi élevés nécessiteront un recours aux subventions pour modérer la facture des consommateurs. En revanche, la situation s’est avérée tout autre pour les 72 MW de la centrale entièrement photovoltaïque de Noor Ouarzazate 4, mise en service en juin 2018 avec des coûts du MW réduits à un cinquième de ceux du CSP. En effet, ce projet n’est revenu qu’à un petit million de dollars le MW comparé aux 5 millions de dollars le MW pour le thermo-solaire et le prix du kWh a chuté à environ 0,05 dollar comparé aux 0,16 dollar, 0,14 dollar et 0,14 dollar du kWh des centrales CSP précédentes.
Cas de la Tunisie
Une puissance de 4 500 MW est prévue par le projet TuNur à Rjim Maâtoug dans le sud-ouest de la Tunisie. Basée là encore sur le thermo-solaire CSP, elle est destinée en grande partie à alimenter l’Europe en électricité verte. Dans une première phase, il est prévu d’y développer une centrale thermo-solaire CSP à tour de 250 MW reliée à l’île de Malte grâce à une ligne sous-marine en courant continu haute tension (CCHT).
Le coût des 250 premiers MW a été estimé à 1,6 milliard d’euros (environ 2 milliards de dollars), soit plus de 6 millions de dollars le MW. Donc un coût encore plus élevé que celui déjà excessif de la centrale de même nature (CSP à tour) de Noor Ouarzazate 3 qui est revenu à 5 millions de dollars le MW, alors que, répétons-le, le PV a diminué à moins de 1 million de dollars. Se pose alors la question de savoir pourquoi s’acharne-t-on à privilégier la technologie lourde et très coûteuse du thermo-solaire CSP aux dépens du photovoltaïque bien moins coûteux et plus simple d’utilisation ?
Une autre question concerne l’argument avancé pour justifier l’exportation d’électricité verte vers l’Europe, argument selon lequel le rayonnement solaire dans le Sud tunisien est plus de deux fois celui de l’Europe et donc peut produire plus du double de l’électricité pour le même investissement. Il est ainsi espéré que cette productivité accrue d’électricité compensera le coût d’une ligne électrique sous-marine pour son acheminement rentable vers l’Europe.
Mais cela n’est pas vrai pour Malte, une île très ensoleillée de par sa position bien plus au sud que la Sicile. De ce fait, une centrale solaire, implantée sur l’île, produirait presque autant d’électricité qu’une centrale implantée dans le Sud tunisien. Cette alternative serait bien plus rentable car elle permettrait d’éviter la pose d’une coûteuse ligne électrique entre la Tunisie et Malte, tout en bénéficiant de l’option photovoltaïque moins coûteuse. D’où l’intérêt économique plus que discutable de cette phase du projet vers Malte.
