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Séminaire 
“LA COGENERATION AU SERVICE DE L’ENTREPRISE, 
POUR UNE CROISSANCE DURABLE ET PERENNE” 
Tunis, 18 Septembre 2014 
SITUATION ET PERSPECTIVES DE DEVELOPPEMENT DES 
ENERGIES RENOUVELABLES ET DE L’EFFICACITE 
ENERGETIQUE A LA STEG 
Moncef HARRABI 
Chef du Projet Energies Renouvelables & 
Efficacité Energétique
SOMMAIRE 
ENERGIES RENOUVELABLES 
Aperçu sur le secteur électrique de la Tunisie 
 Mix électrique: enjeux et défis 
 Développement de l’éolien 
 Développement de l’hydraulique 
 Développement du solaire 
 Perspectives de développement de l’électricité verte en Tunisie 
EFFICACITE ENERGETIQUE 
Réalisations : côté offre et côté demande 
Situation actuelle de la cogénération en Tunisie 
 Appui au développement de la cogénération 
Actions d’efficacité énergétique en cours
APERÇU SUR LE SECTEUR 
ÉLECTRIQUE DE LA TUNISIE
APERCU SUR LA STEG 
Créée en 1962, ses activités principales sont la production, le 
transport et la distribution de l’électricité et du gaz. 
INDICATEURS GENERAUX (2012) 
Personnel de l’entreprise 
(dont 550 en coopération technique) 12 500 
Clients électricité 3 500 000 
Clients gaz 600 000 
Taux d’électrification National 99,6 %
PRODUCTION D’ÉLECTRICITÉ EN TUNISIE 
-La puissance installée du parc national de production en 
2013 est de 4425 MW. 
- La part des énergies renouvelables est de : 7% 
40% 
28% 
25% 
7% 
Turbine à gaz 
Cycle combiné 
Turbine à vapeur 
Énergie renouvelable
PRODUCTION ÉLECTRIQUE VERTE EN 2013 
 Eolien : 350 GWh 
 Solaire : 9 GWh 
 Hydraulique : 59 GWh 
 Part de production : 2.5 % (prévue 5%, mise en service 
centrale éolienne de Bizerte au cours de 2013) 
 Economie combustible : 100 kTep (80 MDT) 
 CO2 évités : 230 000 TCO2
LE TRANSPORT DE L’ÉLECTRICITÉ 
• Niveaux de tension :90 kV, 150kV, 225kV, 400kV 
• Longueur du réseau : 6 000 km 
• Interconnexion avec l’Algérie (5 lignes) et la Libye 
(2 lignes). 
• Interconnexion avec le réseau Européen à travers 
le réseau du Maghreb. 
• Interconnexion avec l’Italie en cours d’étude.
L’ÉLECTRIFICATION RURALE 
EVOLUTION DU TAUX D'ELECTRIFICATION RURALE 
93,9% 99,6 % 
80,0% 
53,0% 
26,0% 
2012 
1987 1992 1997 2002 2007 
DISTRIBUTION DE L’ELECTRICITE 
• Longueur lignes MT et BT: Env. 150 000 Km 
• Nombre de branchements électricité / an: 
Env. 100 000
MIX ÉLECTRIQUE: ENJEUX ET DÉFIS
MIX ÉLECTRIQUE: ENJEUX ET DÉFIS 
Taux d’évolution 
élevé de la pointe 
Dépendance 
élevée au gaz 
Déclin des 
ressources 
nationales en 
gaz 
Lourdes 
subventions du 
prix du kWh 
Cout des 
technologies ER 
Objectif 
volontariste 30% 
ER en 2030
ENJEUX ET DÉFIS 
- Taux d’évolution de la pointe: Moyenne 6 %. 
- La puissance installée est prévue de doubler à l’horizon 2030. 
3500 
3000 
2500 
2000 
1500 
1000 
500 
0 
-500 
Evolution de la pointe nationale 
2240 2416 2467 
2660 
3010 3024 
3353 
3144 
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 
Puissance de pointe en MW 
Années
ENJEUX ET DÉFIS 
Gaz Naturel 
Env. 5 240 kTep 
12 
DISPONIBILITES 
UTILISATIONS 
INDUSTRIES, RESIDENTIEL ET 
TERTIAIRE 
27% 
PRODUCTION 
ELECTRICITE 
73%
ENJEUX ET DÉFIS 
• Dépendance élevée au gaz naturel: 
- Plus de 95 % de l’électricité produite par le gaz naturel . 
- La part du gaz naturel pour la production 
d’électricité représente plus de 40 % de l’énergie primaire.
ENJEUX ET DÉFIS 
• La consommation nationale en gaz naturel a doublé en dix ans. 
• Le prix du gaz naturel a été multiplié par 5 en 10 ans. 
5,500 
5,000 
4,500 
4,000 
3,500 
3,000 
2,500 
2,000 
1,500 
1,000 
500 
0 
Évolution de la consommation du gaz 
Ktep PCS 
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 
1000 
800 
600 
400 
200 
0 
Évolution du prix du gaz en Tunisie (DT/Tep) 
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
COUT DES TECHNOLOGIES 
Eolien 
CSP 
PV 
CC 
Centrales à charbon 
Centrales nucléaires 
120 
110 
100 
90 
80 
70 
60 
50 
40 
2010 2020 2030 
€2010/MWh 
Coûts typiques de production par technologie 
Eolien PV CSP CC Centrales à charbon Centrales nucléaires
DÉVELOPPEMENT DE L’ÉOLIEN 
EN TUNISIE
POTENTIEL EOLIEN 
Gisement éolien important 
Vitesse > 6m/s
LES RÉALISATIONS DANS L’ÉOLIEN 
Centrale de Sidi Daoud 
Puissance totale 54 MW : 
 10.56 MW en 2000 
 8.72 MW en 2003 
 34 MW en 2009 
Disponibilité : 93% 
Facteur de charge: 25 %
LES RÉALISATIONS DANS L’ÉOLIEN 
Centrale de Bizerte 
- Puissance totale de la centrale est de 190 MW (mise en service 2011-2013) 
- Production: 600 GWh / an 
Kechabta 
Metline
PARTICIPATION DE L’ÉNERGIE ÉOLIENNE À 
LA DEMANDE ÉLECTRIQUE JOURNALIÈRE 
Journée du 11 novembre 2013
PROJETS ÉOLIENS PROGRAMMES PAR 
LA STEG À L’HORIZON 2020 
Deux centrales de puissance totale 190 MW repartie comme suit: 
- Centrale éolienne de puissance 80 MW à l’horizon 2017. 
- Centrale éolienne de puissance 110 MW à l’horizon 2019.
INTÉGRATION DE L’ÉOLIEN AU RÉSEAU 
Autres mesures: 
 Grid code (en cours de préparation). 
 Etude de la mise en place d’un système de prédiction de la 
production éolienne. 
 Monitoring centralisé des fermes éoliennes. 
 Développement des interconnexions. 
 Encouragement de la production décentralisée.
DÉVELOPPEMENT DE L’HYDRAULIQUE 
EN TUNISIE
LES RÉALISATIONS DANS L’HYDRAULIQUE 
Capacité installée : 62 MW. 
La production annuelle de 
l’électricité hydraulique varie 
de 50 à 160 GWh.
PROJET HYDRAULIQUE PROGRAMME PAR 
LA STEG À L’HORIZON 2020 « STEP » 
Pour développer la production de l’électricité verte par l’éolien et le 
solaire la STEG se propose de développer les systèmes de stockage 
principalement la STEP qui permet de résoudre les problèmes de : 
Intermittence des ERs. 
Gestion des creux et pointes de la courbe de charge. 
Capacité : 400 MW 
Promoteur : STEG. 
Site : Oued El Melah. 
Mise en service 2020.
PROJET HYDRAULIQUE PROGRAMME PAR 
LA STEG À L’HORIZON 2020 « STEP » 
Régime de fonctionnement 
STEP 
Turbinage 
Production 
Pompage 
Stockage 
26
DÉVELOPPEMENT DU SOLAIRE EN TUNISIE
RESSOURCE EN ÉNERGIE SOLAIRE 
Gisement solaire intéressant 
1 800 kWh/m²/an 
Nord 
2 600 kWh/m²/an 
Sud 
Conditions climatiques très favorables pour le développement du PV et du 
solaire à concentration.
RÉALISATION DANS LE SOLAIRE PV 
Projets pilotes 
La première centrale photovoltaïque en 
Tunisie a été implantée depuis 1980 au village 
de Hammam Biadha, du côté de Siliana avec 
une capacité de 30 kWc, soit 40 000 kWh/an). 
Projets pilotes Toits solaires dans les 
bâtiments STEG: 
 Puissance totale: 35 kWc. 
Projet pilote de promotion des toits solaires 
pour le secteur résidentiel Prosol Elec : 
 Puissance cumulée : 
• Année 2013 : environ 6 MW. 
• Année 2014 : > 10 MW (estimée)
DÉVELOPPEMENT DU SOLAIRE PV 
Bâtiments Solaires 
Capacité planifiée : 13 MW. 
Objectif : Bâtiments publics. 
Horizon 2016.
DÉVELOPPEMENT DU SOLAIRE PV 
Centrales Solaires PV 
1. Centrale PV 10 - 30 MW :Tozeur – 
Kebeli- Tataouine 
 Production : 17- 50 GWh/an. 
 Mise en service : Fin 2015. 
2. Centrales solaires 50 MW 
 Mise en service : 2017 - 2019.
DÉVELOPPEMENT DU SOLAIRE PV 
Démonstrateurs Solaire CPV 
Capacité planifiée : 50 kW - 1 MW. 
Objectif : Recherche et 
développement (performance, 
fiabilité, stockage, etc.). 
75 kW : pompage de l’eau pour le 
compte d’une association des 
agriculteurs dans la région de 
Kébili.
DÉVELOPPEMENT DU SOLAIRE CSP 
Centrale Solaire CSP 
Site: Akarit Gabés 
Capacité planifiée : 50 MW. 
Préparation du DAO: juin 2013. 
Mise en service : 2020.
PERSPECTIVES DE DÉVELOPPEMENT DE 
L’ÉLECTRICITÉ VERTE EN TUNISIE
PERSPECTIVES DE DÉVELOPPEMENT DE 
L’ÉLECTRICITÉ VERTE EN TUNISIE 
PST: Projets STEG 2014-2020 
Nom du projet 
Capacité 
MW 
Production 
GWh 
Date de mise 
en service 
Eolien 
Centrale éolienne 80 210 2018 
Centrale éolienne 110 289 2019 
Photovoltaïque 
Centrale PV Tozeur 10 17 2015 
Toits solaires dans les bâtiments 
publics 
13 21 2016 
Centrale PV 50 85 2017 - 2019 
CSP Centrale CSP Akarit Gabès 50 132 2018 
Autres 
Station de Transfert d'Energie par 
Pompage (STEP) 
400 800 2020
Interconnexion Tunisie-Italie 
Interconnexion par câble sous marin : 
- Tension : 400 kV en CC 
- Capacité de transit : 2*600MW 
- longueur : 200 km
AXES STRATÉGIQUES DE 
DÉVELOPPEMENT DES ER 
Les principaux axes stratégiques: 
- La diversification des combustibles et des sources 
d’approvisionnement. 
- Le développement des ENR (Importance de la recherche 
et développement). 
- Le développement des interconnexions. 
Tenant compte de notre contexte, il vaut mieux gaspiller 
moins que produire plus 
L’efficacité énergétique et la maitrise de la demande 
devraient se situer au devant de nos préoccupations
EFFICACITE ENERGETIQUE 
REALISATIONS & PERSPECTIVES
REALISATIONS : COTE OFFRE 
 Réduction de la consommation spécifique du parc de moyens de 
production d’électricité STEG : 257 tep/GWh en 2004 contre 242 tep/GWh 
en 2013. 
Cette amélioration est due à : 
Introduction des nouvelles technologies : CC mono-arbre (rendement 52%) 
Introduction de nouveaux paliers de production (TG 120 MW, CC 500 MW) 
Gestion en Temps réel de l’équilibre offre/demande par le Dispatching National 
 Adoption de nouvelles méthodes d’entretien et de maintenance des groupes de 
productions 
 Réduction des pertes au niveau de réseau de transport malgré 
l’augmentation des charges transitées et l’évolution des longueurs des lignes 
HT : 3.1% en 2004 contre 2% en 2013 
 Développement du réseau Gaz Naturel : développement des zones 
desservies par le GN pour convertir les abonnés STEG et les inciter à 
substituer l’électricité et les combustibles coûteux fortement subventionnés 
par l’Etat (GPL, Fuel, Gaz oil) : 
 Raccordement de 578 Eises Industrielle au réseau gaz durant (2005-2013) 
 Raccordement de 538 000 Abonnés Résidentiels au réseau gaz durant (2005- 
2013)
REALISATIONS : COTE DEMANDE 
 Utilisation de la tarification pour orienter les Abonnés STEG vers une 
utilisation efficace de l’électricité : effacement en poste horaire Pointe 
et/ou déplacement des usages hors Pointe : 
 Mise en place du Tarif par postes horaires en MT et HT 
 Mise en place du Tarif par tranche de consommation en BT 
 Mise en place du Tarif interruptible en MT et HT 
 Assistance et Conseils des clients pour la maitrise de l’énergie (Agent 
PIME dans les Districts STEG) 
 Promotion de l’éclairage efficace : diffusion gratuite, en 2012, de 1 Million 
de LBC aux Abonnés résidentiels : 
 3 fournisseurs locaux de LBC 
 remplacement de LI (75 W) par des LBC (18 à 21 W) 
 économie escomptée : 55 GWh/an soit 15 ktep de combustible évité 
par an 
 Développement des CES et des Toits PV : appui financier, et 
technique, aux programmes PROSOL Thermique et PROSOL Electrique 
dans le secteur résidentiel : 
 142 000 CES installés durant (2007-2013) 
 5,2 MWc installé durant (2010-2013) 

REALISATIONS : COTE DEMANDE 
 Appui au développement de la cogénération : 
 appui financier : tarif propice à la cogénération, indexé au tarif gaz 
naturel, pour l’achat des excédents de l’électricité autoproduite 
 appui technique : raccordement des installations de cogénération 
au réseau électrique 
Constat : 
• Potentiel technique : 260 MW 
• 38 Projets Cogénération ont été validés par la CTCC, jusqu’à fin Août 
2014, totalisant 117 MW 
• 9 unités de cogénération en exploitation jusqu’à fin 2013 : puissance 
installée 44 MW 
• Pipeline : 29 projets à réaliser : puissance totale 73 MW
Situation actuelle de la cogénération en Tunisie 
Tarifs d’achat de l’excédent d’électricité 
Mai 2014 
Niveau de 
pression 
Prix du gaz 
(millimes / 
th) (2) 
Tarif (millimes / kWh) 
Tarif moyen 
(millimes / 
kWh) 
Jour 
Pointe matin 
été 
Pointe soir Nuit 
2,401 x Prix Gaz + 
16 
3,110 x Prix Gaz + 
100 
3,039 x Prix Gaz + 
38 
2,179 x Prix 
Gaz 
HP1 35,8 102 211 147 78 100 
HP2 
0 à 2 ktep / 
mois 39,1 110 222 157 85 108 
> 2 ktep / 
mois 52,5 142 263 198 114 140 
MP1 37,6 106 217 152 82 104 
MP2 37,1 105 215 151 81 103 
BP2 38,3 108 219 154 83 106 
(1) : tarifs hors taxes, à majorer TVA 18% 
(2) : tarif gaz à compter du 1erMai 2014
Situation actuelle de la cogénération en Tunisie 
Projets installés et raccordés à fin 2013 
Puissance 
installée(MW) 
Unités de 
cogénération en 
exploitation 
SOTIPAPIER 10 
Carthago Céramique 5 
Carthago Grès 5 
T'PAP 5 
Aéroport ENFIDHA 4,1 
Briqueterie Bir M’chergua 5 
Nejma Huile 1,1 
AZUR 3,5 
Complexe ELMAZRAA 5 
TOTAL 44
Situation actuelle de la cogénération en Tunisie 
Autoproduction et Cession à la STEG 
23 
58 
164 
15 
34 
63 
250 
225 
200 
175 
150 
125 
100 
75 
50 
25 
0 
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 
GWh 
Auto-Production Consommée Total cession à la STEG
Appui au développement de la cogénération : 
Points évoqués, en cours d’étude par la STEG 
Des réunions d’écoute ont été tenues avec les Co générateurs pour 
recenser les problèmes rencontrés entravant le développement de la filière 
cogénération et s’informer des attentes des cogénérateurs envers la STEG.. 
Points évoqués 
1. Révision du cadre juridique spécifique au transport de l’électricité 
pour les Co générateurs dans le cadre d’un groupe 
d’établissements. 
 Activation du contrat de transport (Août 2014) 
 Proposition d’une nouvelle définition du “groupe 
d’établissements”.
Appui au développement de la cogénération : 
Points évoqués, en cours d’étude par la STEG 
Approuvé en Août 2014
Appui au développement de la cogénération : 
Points évoqués, en cours d’étude par la STEG 
2. Allégement des processus pour la réalisation des projets de 
cogénération 
Un guide STEG sera établi pour définir les 
procédures d’un projet de cogénération. 
3. Eviter le délestage des cogénérateurs 
Le plan de délestage prendra en considération 
l’emplacement des unités de cogénération
Appui au développement de la cogénération : 
Points évoqués, en cours d’étude par la STEG 
4. Dépassement des quotas de cession de l’énergie produite à la STEG 
La faisabilité technique et juridique d’un 
dépassement des quotas, en poste horaire Pointe été 
et à la demande de la STEG, sera étudiée 
5. Suivi de la qualité du gaz naturel livré aux Cogénérateurs lors de 
l’acquisition et de l’exploitation du système de cogénération. 
Les caractéristiques et les spécifications du gaz, 
mesurées par les chromatographes de la STEG, sont 
à la disposition des cogénérateurs suite à leur 
demande.
ACTIONS EN COURS 
 Continuer l’effort d’amélioration de la consommation spécifique 
des centrales STEG et de réduction des pertes au niveau des réseaux 
de transport et de distribution de l’électricité 
 Gestion de la charge : 
- Sensibilisation des Abonnés Industriels et Tertiaire pour l’adoption du 
Tarif interruptible 
- Développement du Smart metering et du Smart grid 
 Réalisation de projets pilotes visant la climatisation efficace : 
- Climatisation au Gaz 
- Stockage du Froid 
- Climatisation Solaire 
 Collaboration étroite avec l’ANME pour l’étude et la mise en place de 
mécanismes financiers pour le développement des filières suivantes : 
- Cogénération 
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attention 
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SITUATION ET PERSPECTIVES DE DEVELOPPEMENT DES ENERGIES RENOUVELABLES ET DE L’EFFICACITE ENERGETIQUE A LA STEG

  • 1. Séminaire “LA COGENERATION AU SERVICE DE L’ENTREPRISE, POUR UNE CROISSANCE DURABLE ET PERENNE” Tunis, 18 Septembre 2014 SITUATION ET PERSPECTIVES DE DEVELOPPEMENT DES ENERGIES RENOUVELABLES ET DE L’EFFICACITE ENERGETIQUE A LA STEG Moncef HARRABI Chef du Projet Energies Renouvelables & Efficacité Energétique
  • 2. SOMMAIRE ENERGIES RENOUVELABLES Aperçu sur le secteur électrique de la Tunisie  Mix électrique: enjeux et défis  Développement de l’éolien  Développement de l’hydraulique  Développement du solaire  Perspectives de développement de l’électricité verte en Tunisie EFFICACITE ENERGETIQUE Réalisations : côté offre et côté demande Situation actuelle de la cogénération en Tunisie  Appui au développement de la cogénération Actions d’efficacité énergétique en cours
  • 3. APERÇU SUR LE SECTEUR ÉLECTRIQUE DE LA TUNISIE
  • 4. APERCU SUR LA STEG Créée en 1962, ses activités principales sont la production, le transport et la distribution de l’électricité et du gaz. INDICATEURS GENERAUX (2012) Personnel de l’entreprise (dont 550 en coopération technique) 12 500 Clients électricité 3 500 000 Clients gaz 600 000 Taux d’électrification National 99,6 %
  • 5. PRODUCTION D’ÉLECTRICITÉ EN TUNISIE -La puissance installée du parc national de production en 2013 est de 4425 MW. - La part des énergies renouvelables est de : 7% 40% 28% 25% 7% Turbine à gaz Cycle combiné Turbine à vapeur Énergie renouvelable
  • 6. PRODUCTION ÉLECTRIQUE VERTE EN 2013  Eolien : 350 GWh  Solaire : 9 GWh  Hydraulique : 59 GWh  Part de production : 2.5 % (prévue 5%, mise en service centrale éolienne de Bizerte au cours de 2013)  Economie combustible : 100 kTep (80 MDT)  CO2 évités : 230 000 TCO2
  • 7. LE TRANSPORT DE L’ÉLECTRICITÉ • Niveaux de tension :90 kV, 150kV, 225kV, 400kV • Longueur du réseau : 6 000 km • Interconnexion avec l’Algérie (5 lignes) et la Libye (2 lignes). • Interconnexion avec le réseau Européen à travers le réseau du Maghreb. • Interconnexion avec l’Italie en cours d’étude.
  • 8. L’ÉLECTRIFICATION RURALE EVOLUTION DU TAUX D'ELECTRIFICATION RURALE 93,9% 99,6 % 80,0% 53,0% 26,0% 2012 1987 1992 1997 2002 2007 DISTRIBUTION DE L’ELECTRICITE • Longueur lignes MT et BT: Env. 150 000 Km • Nombre de branchements électricité / an: Env. 100 000
  • 10. MIX ÉLECTRIQUE: ENJEUX ET DÉFIS Taux d’évolution élevé de la pointe Dépendance élevée au gaz Déclin des ressources nationales en gaz Lourdes subventions du prix du kWh Cout des technologies ER Objectif volontariste 30% ER en 2030
  • 11. ENJEUX ET DÉFIS - Taux d’évolution de la pointe: Moyenne 6 %. - La puissance installée est prévue de doubler à l’horizon 2030. 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 -500 Evolution de la pointe nationale 2240 2416 2467 2660 3010 3024 3353 3144 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Puissance de pointe en MW Années
  • 12. ENJEUX ET DÉFIS Gaz Naturel Env. 5 240 kTep 12 DISPONIBILITES UTILISATIONS INDUSTRIES, RESIDENTIEL ET TERTIAIRE 27% PRODUCTION ELECTRICITE 73%
  • 13. ENJEUX ET DÉFIS • Dépendance élevée au gaz naturel: - Plus de 95 % de l’électricité produite par le gaz naturel . - La part du gaz naturel pour la production d’électricité représente plus de 40 % de l’énergie primaire.
  • 14. ENJEUX ET DÉFIS • La consommation nationale en gaz naturel a doublé en dix ans. • Le prix du gaz naturel a été multiplié par 5 en 10 ans. 5,500 5,000 4,500 4,000 3,500 3,000 2,500 2,000 1,500 1,000 500 0 Évolution de la consommation du gaz Ktep PCS 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 1000 800 600 400 200 0 Évolution du prix du gaz en Tunisie (DT/Tep) 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
  • 15. COUT DES TECHNOLOGIES Eolien CSP PV CC Centrales à charbon Centrales nucléaires 120 110 100 90 80 70 60 50 40 2010 2020 2030 €2010/MWh Coûts typiques de production par technologie Eolien PV CSP CC Centrales à charbon Centrales nucléaires
  • 17. POTENTIEL EOLIEN Gisement éolien important Vitesse > 6m/s
  • 18. LES RÉALISATIONS DANS L’ÉOLIEN Centrale de Sidi Daoud Puissance totale 54 MW :  10.56 MW en 2000  8.72 MW en 2003  34 MW en 2009 Disponibilité : 93% Facteur de charge: 25 %
  • 19. LES RÉALISATIONS DANS L’ÉOLIEN Centrale de Bizerte - Puissance totale de la centrale est de 190 MW (mise en service 2011-2013) - Production: 600 GWh / an Kechabta Metline
  • 20. PARTICIPATION DE L’ÉNERGIE ÉOLIENNE À LA DEMANDE ÉLECTRIQUE JOURNALIÈRE Journée du 11 novembre 2013
  • 21. PROJETS ÉOLIENS PROGRAMMES PAR LA STEG À L’HORIZON 2020 Deux centrales de puissance totale 190 MW repartie comme suit: - Centrale éolienne de puissance 80 MW à l’horizon 2017. - Centrale éolienne de puissance 110 MW à l’horizon 2019.
  • 22. INTÉGRATION DE L’ÉOLIEN AU RÉSEAU Autres mesures:  Grid code (en cours de préparation).  Etude de la mise en place d’un système de prédiction de la production éolienne.  Monitoring centralisé des fermes éoliennes.  Développement des interconnexions.  Encouragement de la production décentralisée.
  • 24. LES RÉALISATIONS DANS L’HYDRAULIQUE Capacité installée : 62 MW. La production annuelle de l’électricité hydraulique varie de 50 à 160 GWh.
  • 25. PROJET HYDRAULIQUE PROGRAMME PAR LA STEG À L’HORIZON 2020 « STEP » Pour développer la production de l’électricité verte par l’éolien et le solaire la STEG se propose de développer les systèmes de stockage principalement la STEP qui permet de résoudre les problèmes de : Intermittence des ERs. Gestion des creux et pointes de la courbe de charge. Capacité : 400 MW Promoteur : STEG. Site : Oued El Melah. Mise en service 2020.
  • 26. PROJET HYDRAULIQUE PROGRAMME PAR LA STEG À L’HORIZON 2020 « STEP » Régime de fonctionnement STEP Turbinage Production Pompage Stockage 26
  • 28. RESSOURCE EN ÉNERGIE SOLAIRE Gisement solaire intéressant 1 800 kWh/m²/an Nord 2 600 kWh/m²/an Sud Conditions climatiques très favorables pour le développement du PV et du solaire à concentration.
  • 29. RÉALISATION DANS LE SOLAIRE PV Projets pilotes La première centrale photovoltaïque en Tunisie a été implantée depuis 1980 au village de Hammam Biadha, du côté de Siliana avec une capacité de 30 kWc, soit 40 000 kWh/an). Projets pilotes Toits solaires dans les bâtiments STEG:  Puissance totale: 35 kWc. Projet pilote de promotion des toits solaires pour le secteur résidentiel Prosol Elec :  Puissance cumulée : • Année 2013 : environ 6 MW. • Année 2014 : > 10 MW (estimée)
  • 30. DÉVELOPPEMENT DU SOLAIRE PV Bâtiments Solaires Capacité planifiée : 13 MW. Objectif : Bâtiments publics. Horizon 2016.
  • 31. DÉVELOPPEMENT DU SOLAIRE PV Centrales Solaires PV 1. Centrale PV 10 - 30 MW :Tozeur – Kebeli- Tataouine  Production : 17- 50 GWh/an.  Mise en service : Fin 2015. 2. Centrales solaires 50 MW  Mise en service : 2017 - 2019.
  • 32. DÉVELOPPEMENT DU SOLAIRE PV Démonstrateurs Solaire CPV Capacité planifiée : 50 kW - 1 MW. Objectif : Recherche et développement (performance, fiabilité, stockage, etc.). 75 kW : pompage de l’eau pour le compte d’une association des agriculteurs dans la région de Kébili.
  • 33. DÉVELOPPEMENT DU SOLAIRE CSP Centrale Solaire CSP Site: Akarit Gabés Capacité planifiée : 50 MW. Préparation du DAO: juin 2013. Mise en service : 2020.
  • 34. PERSPECTIVES DE DÉVELOPPEMENT DE L’ÉLECTRICITÉ VERTE EN TUNISIE
  • 35. PERSPECTIVES DE DÉVELOPPEMENT DE L’ÉLECTRICITÉ VERTE EN TUNISIE PST: Projets STEG 2014-2020 Nom du projet Capacité MW Production GWh Date de mise en service Eolien Centrale éolienne 80 210 2018 Centrale éolienne 110 289 2019 Photovoltaïque Centrale PV Tozeur 10 17 2015 Toits solaires dans les bâtiments publics 13 21 2016 Centrale PV 50 85 2017 - 2019 CSP Centrale CSP Akarit Gabès 50 132 2018 Autres Station de Transfert d'Energie par Pompage (STEP) 400 800 2020
  • 36. Interconnexion Tunisie-Italie Interconnexion par câble sous marin : - Tension : 400 kV en CC - Capacité de transit : 2*600MW - longueur : 200 km
  • 37. AXES STRATÉGIQUES DE DÉVELOPPEMENT DES ER Les principaux axes stratégiques: - La diversification des combustibles et des sources d’approvisionnement. - Le développement des ENR (Importance de la recherche et développement). - Le développement des interconnexions. Tenant compte de notre contexte, il vaut mieux gaspiller moins que produire plus L’efficacité énergétique et la maitrise de la demande devraient se situer au devant de nos préoccupations
  • 39. REALISATIONS : COTE OFFRE  Réduction de la consommation spécifique du parc de moyens de production d’électricité STEG : 257 tep/GWh en 2004 contre 242 tep/GWh en 2013. Cette amélioration est due à : Introduction des nouvelles technologies : CC mono-arbre (rendement 52%) Introduction de nouveaux paliers de production (TG 120 MW, CC 500 MW) Gestion en Temps réel de l’équilibre offre/demande par le Dispatching National  Adoption de nouvelles méthodes d’entretien et de maintenance des groupes de productions  Réduction des pertes au niveau de réseau de transport malgré l’augmentation des charges transitées et l’évolution des longueurs des lignes HT : 3.1% en 2004 contre 2% en 2013  Développement du réseau Gaz Naturel : développement des zones desservies par le GN pour convertir les abonnés STEG et les inciter à substituer l’électricité et les combustibles coûteux fortement subventionnés par l’Etat (GPL, Fuel, Gaz oil) :  Raccordement de 578 Eises Industrielle au réseau gaz durant (2005-2013)  Raccordement de 538 000 Abonnés Résidentiels au réseau gaz durant (2005- 2013)
  • 40. REALISATIONS : COTE DEMANDE  Utilisation de la tarification pour orienter les Abonnés STEG vers une utilisation efficace de l’électricité : effacement en poste horaire Pointe et/ou déplacement des usages hors Pointe :  Mise en place du Tarif par postes horaires en MT et HT  Mise en place du Tarif par tranche de consommation en BT  Mise en place du Tarif interruptible en MT et HT  Assistance et Conseils des clients pour la maitrise de l’énergie (Agent PIME dans les Districts STEG)  Promotion de l’éclairage efficace : diffusion gratuite, en 2012, de 1 Million de LBC aux Abonnés résidentiels :  3 fournisseurs locaux de LBC  remplacement de LI (75 W) par des LBC (18 à 21 W)  économie escomptée : 55 GWh/an soit 15 ktep de combustible évité par an  Développement des CES et des Toits PV : appui financier, et technique, aux programmes PROSOL Thermique et PROSOL Electrique dans le secteur résidentiel :  142 000 CES installés durant (2007-2013)  5,2 MWc installé durant (2010-2013) 
  • 41. REALISATIONS : COTE DEMANDE  Appui au développement de la cogénération :  appui financier : tarif propice à la cogénération, indexé au tarif gaz naturel, pour l’achat des excédents de l’électricité autoproduite  appui technique : raccordement des installations de cogénération au réseau électrique Constat : • Potentiel technique : 260 MW • 38 Projets Cogénération ont été validés par la CTCC, jusqu’à fin Août 2014, totalisant 117 MW • 9 unités de cogénération en exploitation jusqu’à fin 2013 : puissance installée 44 MW • Pipeline : 29 projets à réaliser : puissance totale 73 MW
  • 42. Situation actuelle de la cogénération en Tunisie Tarifs d’achat de l’excédent d’électricité Mai 2014 Niveau de pression Prix du gaz (millimes / th) (2) Tarif (millimes / kWh) Tarif moyen (millimes / kWh) Jour Pointe matin été Pointe soir Nuit 2,401 x Prix Gaz + 16 3,110 x Prix Gaz + 100 3,039 x Prix Gaz + 38 2,179 x Prix Gaz HP1 35,8 102 211 147 78 100 HP2 0 à 2 ktep / mois 39,1 110 222 157 85 108 > 2 ktep / mois 52,5 142 263 198 114 140 MP1 37,6 106 217 152 82 104 MP2 37,1 105 215 151 81 103 BP2 38,3 108 219 154 83 106 (1) : tarifs hors taxes, à majorer TVA 18% (2) : tarif gaz à compter du 1erMai 2014
  • 43. Situation actuelle de la cogénération en Tunisie Projets installés et raccordés à fin 2013 Puissance installée(MW) Unités de cogénération en exploitation SOTIPAPIER 10 Carthago Céramique 5 Carthago Grès 5 T'PAP 5 Aéroport ENFIDHA 4,1 Briqueterie Bir M’chergua 5 Nejma Huile 1,1 AZUR 3,5 Complexe ELMAZRAA 5 TOTAL 44
  • 44. Situation actuelle de la cogénération en Tunisie Autoproduction et Cession à la STEG 23 58 164 15 34 63 250 225 200 175 150 125 100 75 50 25 0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 GWh Auto-Production Consommée Total cession à la STEG
  • 45. Appui au développement de la cogénération : Points évoqués, en cours d’étude par la STEG Des réunions d’écoute ont été tenues avec les Co générateurs pour recenser les problèmes rencontrés entravant le développement de la filière cogénération et s’informer des attentes des cogénérateurs envers la STEG.. Points évoqués 1. Révision du cadre juridique spécifique au transport de l’électricité pour les Co générateurs dans le cadre d’un groupe d’établissements.  Activation du contrat de transport (Août 2014)  Proposition d’une nouvelle définition du “groupe d’établissements”.
  • 46. Appui au développement de la cogénération : Points évoqués, en cours d’étude par la STEG Approuvé en Août 2014
  • 47. Appui au développement de la cogénération : Points évoqués, en cours d’étude par la STEG 2. Allégement des processus pour la réalisation des projets de cogénération Un guide STEG sera établi pour définir les procédures d’un projet de cogénération. 3. Eviter le délestage des cogénérateurs Le plan de délestage prendra en considération l’emplacement des unités de cogénération
  • 48. Appui au développement de la cogénération : Points évoqués, en cours d’étude par la STEG 4. Dépassement des quotas de cession de l’énergie produite à la STEG La faisabilité technique et juridique d’un dépassement des quotas, en poste horaire Pointe été et à la demande de la STEG, sera étudiée 5. Suivi de la qualité du gaz naturel livré aux Cogénérateurs lors de l’acquisition et de l’exploitation du système de cogénération. Les caractéristiques et les spécifications du gaz, mesurées par les chromatographes de la STEG, sont à la disposition des cogénérateurs suite à leur demande.
  • 49. ACTIONS EN COURS  Continuer l’effort d’amélioration de la consommation spécifique des centrales STEG et de réduction des pertes au niveau des réseaux de transport et de distribution de l’électricité  Gestion de la charge : - Sensibilisation des Abonnés Industriels et Tertiaire pour l’adoption du Tarif interruptible - Développement du Smart metering et du Smart grid  Réalisation de projets pilotes visant la climatisation efficace : - Climatisation au Gaz - Stockage du Froid - Climatisation Solaire  Collaboration étroite avec l’ANME pour l’étude et la mise en place de mécanismes financiers pour le développement des filières suivantes : - Cogénération - Isolation thermique des bâtiments - Climatisation individuelle efficace - Réfrigération efficace - Eclairage efficace :
  • 50. Merci de votre attention mharrabi@steg.com.tn