Jean-Louis Bal : la transition énergétique au Maghreb


mercredi 03 mai 2017
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L'Algérie a lancé des appels d'offres pour un ambitieux développement photovoltaïque. Le président du Syndicat français des énergies renouvelables explique les enjeux.


ïqueParisAlger a demandé à Jean-Louis Bal, président du Syndicat (patronal) des Energies renouvelables (SER) de France d'expliquer de façon simple les grands axes du développement des énergies renouvelables au Maghreb, et au-delà en Afrique.  Bon connaisseur de l'Afrique, Jean-Louis Bal, assisté de Cyril Carabot, Secrétaire Général et responsable des Relations internationales au SER, passe en revue avec beaucoup de recul les grands dossiers de la transition énergétique : les technologies, l'échec de Desertec, la question de l'intégration locale, l'impact de la formation et du capacity building, les forces comparées de la Chine, de l'Allemagne, de la France. Voici un aperçu des échanges.

Commençons par le solaire. Deux grandes technologies existent : le photovoltaïque et le thermodynamique, appelé aussi énergie solaire concentré (ESC). Le Maroc a d'abord mis l'accent sur l'énergie solaire concentrée mais va développer aussi le photovoltaïque car il veut panacher. La Tunisie a des projets ambitieux mais non encore concrétisés en solaire concentré. L'Algérie a choisi à 85 % le photovoltaïque. Quels sont les avantages et inconvénients des deux techniques ?

Le photovoltaïque, qui est la technologue largement dominante dans le monde, capte le rayonnement solaire et le transforme directement en électricité grâce à des cellules photosensibles. Le thermodynamique consiste à concentrer grâce à des miroirs les rayons du soleil sur une zone afin de chauffer un fluide dit caloporteur. Celui-ci va permettre de produire de la vapeur, laquelle fait tourner une turbine qui produit de l'électricité. Ces deux technologies sont appliquées notamment dans de vastes parcs de dizaines ou centaines d'hectares. La centrale de Noor à Ouarzazate est un exemple de solaire concentré.

En matière de coûts, il n'y a pas photo... Le photovoltaïque est beaucoup moins cher. Vous savez que l'on prend en compte le coût du MWh de l'électricité produite. Celui-ci apparait notamment dans les réponses que font les constructeurs aux appels d'offres. Le record a été enregistré fin 2016 à Abu Dhabi (24 dollars du MWh), mais dans des conditions de puissance de parc et de financement exceptionnelles. La moyenne mondiale est entre 50 et 70 dollars et le Maroc devrait assurer bientôt des coûts inférieurs, entre 40 et 50 dollars.

Dans le solaire concentré, les coûts sont entre 100 et 200 dollars.  Mais il y a un gros avantage : il permet de stocker l'énergie quelques heures. La chaleur est plus facile à stocker que l'électricité, notamment dans le cas d'un fluide caloporteur constitué de sels fondus. On peut alors décaler la production d'énergie du midi, quand le soleil est au plus haut, vers le début de soirée, quand la consommation est à la pointe. On assure même une production jusqu'au matin, car la durée de stockage va de 6 à 8 heures. L'intérêt est alors de panacher : du photovoltaïque à bon marché, qui assure la climatisation pendant la journée, et une énergie stockable pour l'électricité du soir et du matin.

Il y a d'autres moyens de « lisser » la production tout au long de la journée et de l'année. L'éolien par exemple, le vent complétant le soleil, et notamment entre l'hiver et l'été. Mais aussi ce qu'on appelle les STEP (Stations de Transfert d'Énergie par Pompage), c'est-à-dire des barrages hydroélectriques : l'énergie solaire ou éolienne permet de remonter l'eau dans les bassins de retenue puis de la « turbiner » quand on en a besoin. C'est ce panachage qui est le choix du Maroc. L'Algérie quant à elle fait le choix d'une approche hybride « gaz/solaire », logique compte tenu de ses ressources. A un niveau de groupe mondial, c'est aussi la stratégie développée par le français ENGIE avec une complémentarité dans un bouquet le moins carboné possible.

En matière de complémentarité, on a souvent évoqué celle entre des zones géographiques, soit à un niveau régional (comme en Europe), soit même entre des continents, par exemple entre l'Europe et le nord de l'Afrique. C'était le concept de Desertec, avancée par une fondation et un consortium industriel allemands : produire de l'électricité solaire et éolienne dans le Sahara pour alimenter les pays européens.  Où en est-on ?

L'approche Desertec de produire au Sud pour exporter au Nord a été développée par les pays de l'OCDE avec une démarche qui a été perçue par les pays du Maghreb comme néocoloniale.

Au-delà de ces réactions, le projet s'est heurté à la réalité. D'abord, les besoins en électricité des pays du nord de l'Afrique, notamment du Maghreb, sont très importants. Il est légitime de satisfaire d'abord ceux-ci. Mais en outre, la consommation électrique en Europe est stagnante, voire déclinante, dans une période de croissance faible et avec des capacités propres de production renouvelable qui se sont beaucoup développées. Du coup, le marché européen de l'électricité est déprimé, avec un prix de gros qui tombe souvent à 40 euros du MWh. Si on ajoute les coûts d'acheminement, il n'y a pas de rentabilité possible. Enfin, il faut des lignes de transports à haute tension. Il y a eu des projets pour accroître les liaisons. Celui d'un câble sous-marin entre l'Algérie et l'Italie (Medgrid) n'a pas abouti. Le renforcement de la liaison Maroc-Espagne est en discussion. Tous nécessitent de forts investissements, notamment de la part de l'Europe, et ceux-ci ne sont possibles que s'il y a des clients au bout ! De nombreux projet sur le modèle de Desertec ont vu le jour -comme le  projet TUNUR en Tunisie (2.2 GW de CSP avec liaison sous-marine Tunisie / Italie). Mais ils nécessitent des milliards d'euros d'investissement sans débouchés immédiats pour la production potentielle. 

Et puis il y a les risques géopolitiques dans les interconnexions, comme on l'a vu pour le gaz entre la Russie et l'Ukraine. Le grand projet hydraulique d'Inga, au Congo Kinshasa a la même difficulté : il a un potentiel de 45 000 W, de quoi assurer l'électricité de la moitié de l'Afrique, mais qui va accepter d'être dépendant à long terme d'un régime extérieur ?

L'idée peut certes refaire surface dans l'avenir, une fois que les besoins locaux seront satisfaits, car ces zones ont un potentiel extraordinaire en termes d'ensoleillement et de gisements éoliens. Accroître les interconnexions avec le Maghreb pour créer un supergrid méditerranéen serait de toute façon un avantage indéniable pour les deux rives de la Méditerranée.

On pourrait penser aussi à des exportations d'électricité vers l'Afrique. L'Algérie a manifesté sa volonté de se tourner vers le continent lors du « Rendez-vous » d'Alger de décembre 2016 et le Maroc a une politique forte en direction du sud...

On pourrait bien sûr développer les interconnexions entre zones africaines, cela serait profitable aux énergies renouvelables en permettant de « lisser » leur production. Mais la puissance électrique installée en Afrique est d'environ 100 GW, le même niveau qu'en France. Et si l'on retire l'Afrique du Nord et l'Afrique du sud, on tombe même à 30 ou 40 GW. Comment financer des liaisons coûteuses avec des marchés si faibles ? Il faut des investissements énormes à amortir sur des dizaines d'années.

Quelles sont les différentes approches industrielles pour répondre à ces programmes annoncés de développement d'énergies renouvelables ?

Elles sont diverses. En Algérie, il y a une forte volonté de produire localement. Des taux d'intégration ont été fixés très précisément.  La politique de développement EnR en Algérie est monopolisée par la SONELGAZ et sa filiale Shariket wa Taket Moutadjadida (SKTM). SKTM possède un pouvoir de décision très important sur les projets proposés par des investisseurs étrangers. Une entreprise française Vincent Industrie a vendu et installé une ligne de production de modules photovoltaïques de  30 MW dans le cadre d'une joint venture avec Aures Solaire.  Il s'agit de l'encapsulage des cellules, pas de la fabrication des cellules elles-mêmes.

L'appel d'offres de de 4 GW qui sera lancé en 2017 prévoira l'utilisation de composants fabriqués localement. Si le gouvernement algérien décide d'orienter son programme d'énergies renouvelables une part locale importante, les développeurs n'auront pas d'autres choix que de se fournir localement. La question de la compétitivité des projets éoliens ou solaires dans ce contexte reste à poser. 

Le Maroc et la Tunisie ont des approches plus ouvertes.

Le marché des cellules photovoltaïques de base est dominé à 80 % par la Chine, Taiwan et d'autres pays d'Asie. Peut-on imaginer dans ces conditions une constitution de filières ?

Si une filière veut être compétitive en production de cellules, il lui faut viser un marché de  3 000 MW ou 4 000 MW. Si on raisonne au niveau d'un seul pays, c'est très compliqué. Si les trois pays du Maghreb voulaient avoir une politique industrielle commune, cela aurait du sens. Avec les trois pays ensemble, il y aurait un marché suffisant pour développer l'industrie locale. Séparément, c'est peu probable. Mais est-ce que cette unité est possible compte tenu de leurs relations ?

Notons qu'il y a beaucoup de maillons dans la chaîne de valeur du solaire et que le prix de la cellule est une part de plus en plus réduite, moins de 20%. Il y a l'encapsulage pour former des panneaux, le câblage, la régulation, la production des onduleurs qui convertissent le courant continu fourni par le panneau solaire en courant alternatif. Chaque niveau - par exemple celui de l'onduleur - exige souvent des composants électroniques produits dans des pays extérieurs. Le calcul de la part locale est donc complexe.

Il faut aussi veiller à la qualité. Certains produits fabriqués dans le monde ne sont pas à des niveaux suffisants. Or la course à la diminution des coûts dans le prix du MWh solaire se fait quelquefois au détriment de la qualité. Pour avoir une production solide sur 25 ou 30 ans, il faut faire les bons choix. Mais cette prise de conscience de l'intérêt d'aller vers le haut de gamme, d'avoir une « assurance qualité », se fait assez vite, dans toute l'Afrique.

Quelles sont les perspectives du développement éolien dans le Maghreb ?

Très importantes aussi. Dans les hauts plateaux ou près de la mer. Citons l'exemple de la ferme éolienne Al Koudia Al Baida, entre Tanger et Tetouan, en face de Gibraltar, exploité par des sociétés françaises pour le compte de l'Office national marocain de l'électricité. Les 88 turbines placées sur une crête à 400 d'altitude ont 4000 heures de fonctionnement annuel (en France, on tourne autour de 2300 heures...). On a là un rendement pratiquement égal à ceux enregistrés dans les parcs off-shore, en pleine mer.

Un appel d'offres géant de 800 MW, sur cinq sites dans différentes régions, a été remporté en 2015 par le groupe marocain Nareva, Siemens et Enel, face notamment à des groupes français. Siemens va installer une usine de fabrication de pales qui a pour vocation de servir à l'exportation, notamment en Afrique, où le Maroc à une politique très active. Ainsi, il ne s'agit pas d'exporter de l'électricité, mais des équipements et un savoir-faire. C'est la logique de ce que l'on appelle le capacity building. Siemens profite de cette implantation pour mettre en place des actions de formation, pour des ingénieurs du Maroc mais plus largement de toute l'Afrique. C'est aussi pour eux l'occasion d'attirer des investisseurs et des technologies. Les entreprises allemandes sont très soutenues par leur agence de coopération GIZ et de puissantes banques d'investissements. GIZ est bien implanté à Rabat ou Tunis. Il leur suffit souvent de descendre d'un étage pour répondre à leurs partenaires...

La France est-elle également active dans ce type d'actions ?

Oui, à travers plusieurs outils. Outre les réponses des entreprises françaises aux appels d'offres, l'INES (Institut national de l'énergie solaire) de Chambéry a des accords coopération avec son homologue marocain IRESEN en matière de R&D, d'échanges d'étudiants, de portage de start-ups. L'INES est également engée en Tunisie, ainsi qu'au Kenya. Le CEA est très actif aussi, puisque vous savez qu'il est maintenant « au carré » : c'est le Commissariat à l'énergie atomique et aux énergies alternatives. Il a une plateforme dédiée au photovoltaïque (LITEN) à Grenoble. L'Agence française du développement (AFD) est l'outil essentiel pour le financement de projets, même si les règles internationales font que l'aide ne peut être exclusivement réservée aux entreprises françaises. Le Trésor français et le ministère des affaires étrangères ont également mis en place des réseaux.

Apporter la formation et la recherche en complément d'un outil industriel est bien perçu par les gouvernements locaux car cela localise le savoir-faire. Derrière, on forme des techniciens qui assurent la maintenance, des ingénieurs qui vont développer d'autres centrales sur des technologies françaises, c'est une logique efficace de pénétration de marchés. Nous sommes intervenus il y a 3 ans en Algérie sur le premier appel d'offres de 75 MW. Mais l'Algérie est très spécifique, le gouvernement est très présent et il ne faut pas montrer trop d'ingérence non plus.

Enfin, soulignons qu'en tant que syndicat SER nous avons créé une marque pour promouvoir les entreprises françaises, « French solar industry », et nous encourageons les démarches coordonnées aux différents points de la chaîne de valeur pour proposer les coûts du MWh les meilleurs possibles. 

Propos recueillis par Yves de Saint Jacob











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