Résumé

Dans le cadre de sa contribution à la lutte contre le changement climatique, la Tunisie vise à réduire les émissions de gaz à effet de serre dans tous les secteurs en diminuant l’intensité carbone du pays de 41 % d’ici 2030, par rapport à l’année de référence 2010. Le scénario d’atténuation du secteur énergétique tunisien est proactif et intègre des programmes ambitieux visant à améliorer l’efficacité énergétique et à développer les ressources en énergies renouvelables. Cet article examine les perspectives de l’une des principales sources d’énergie renouvelable du pays : l’énergie éolienne. Il présente l’état du secteur de l’énergie éolienne dans le monde et suit en particulier l’évolution du développement de l’énergie éolienne en Tunisie depuis ses débuts en 2000 jusqu’à aujourd’hui. Le document décrit les conditions climatiques dominantes, les instruments réglementaires et juridiques relatifs aux énergies renouvelables, ainsi que les politiques et stratégies nationales en matière de transition énergétique. Les voies vers un développement durable du secteur de l’énergie éolienne sont analysées et discutées. En outre, l’état de la recherche sur l’énergie éolienne en Tunisie est présenté et les lacunes en matière de recherche sont explorées.

1. Introduction
   Le changement climatique apparaît comme le plus grand défi environnemental auquel le monde est confronté en raison de ses effets néfastes sur l’écosystème terrestre et le bien-être humain, notamment ses répercussions économiques, écologiques et sociales à grande échelle. Les engagements internationaux successifs en matière d’énergie et de changement climatique (inscrits dans le protocole de Kyoto et l’accord de Paris, UNCC, 2020) et la nécessité de rationaliser les sources d’énergie produites ont fait des énergies renouvelables un élément essentiel du mix énergétique mondial.
   Ainsi, les énergies renouvelables (ER) ont été intensivement développées au cours des deux dernières décennies, et les approches de production d’électricité à partir de technologies renouvelables ont fait l’objet de plusieurs études et recherches. De plus, on observe une tendance croissante à l’échelle mondiale à investir dans les énergies renouvelables, de nombreux pays s’engageant à réduire les émissions de CO2 des centrales thermiques. Pour les pays pauvres en ressources, la motivation est de réduire les coûts énergétiques en diminuant la dépendance vis-à-vis des importations d’énergie (Agence internationale de l’énergie (AIE), 2020b). Par exemple, l’article de synthèse présenté par Østergaard et al. (2019) a exploré les facteurs de la croissance et du développement rapides des différentes technologies d’énergie renouvelable dans le monde.
   En Afrique, la transition vers les énergies propres a fait l’objet d’une grande attention, car elle contribuera non seulement à lutter contre l’aggravation des effets du changement climatique et de la dégradation de l’environnement, mais aussi à favoriser la reprise économique et sociale (Wesseh et Lin, 2016, Schäfer, 2016, Akuru et al., 2017, Aliyu et al., 2018, Hawila et al., 2014, Shilpi et Jain, 2017, Mohammed et al., 2013). Sur cette base, Nathaniel et Iheonu (2019) ont étudié l’importance de la consommation d’énergies renouvelables et non renouvelables dans la réduction des émissions de CO2 en Afrique entre 1990 et 2014 et ont suggéré de renforcer les politiques afin de favoriser la croissance et de limiter la dégradation de l’environnement dans une perspective de développement durable. En outre, plusieurs études de cas ont évalué l’impact et l’importance de la mise en œuvre des énergies renouvelables dans différentes régions d’Afrique, telles que l’Afrique du Sud (Aliyu et al., 2018) et l’Afrique du Nord (Schäfer, 2016, Hawila et al., 2014), tandis que d’autres ont examiné les défis liés à la transition vers les énergies renouvelables dans la région subsaharienne (Mohammed et al., 2013, Nathaniel et Iheonu, 2019). Marc-Anthony et al. (2016) ont étudié la situation dans la région MENA (Moyen-Orient et Afrique du Nord) et ont souligné l’impact de la transition verte sur la croissance économique.

Plusieurs études ont évalué l’impact de l’expansion des énergies renouvelables en Tunisie. Certaines de ces études ont déterminé les liens entre la consommation d’énergies renouvelables, le commerce international, les émissions de CO2 et la croissance économique (Brini et al., 2017, Cherni et Essaber, 2017), tandis que d’autres ont exploré les liens entre les énergies renouvelables et la situation sociale (Rocher et Verdeil, 2019, Schmidt et al., 2017). De même, Attig-Bahar et al., 2018b, Attig-Bahar et al., 2018a et Attig-Bahar et al. (2019) ont présenté un aperçu de la transition énergétique et du développement des énergies renouvelables en Tunisie et ont discuté du rôle du cadre récemment mis à jour dans la promotion de ce développement. Ghezloun et al. (2015) ont résumé la stratégie en matière d’énergies renouvelables visant à favoriser l’expansion verte en Tunisie et Ahmed (2011) a analysé les défis potentiels liés à l’évolution des énergies renouvelables dans le pays.
L’énergie éolienne (WP) a le potentiel d’influencer la réalisation des objectifs en matière d’énergies renouvelables en raison de la situation géographique favorable du pays. En outre, la Tunisie a le potentiel de mettre en œuvre des projets éoliens viables qui satisfont à la rentabilité économique fondamentale (Georgiou et al., 2008). De plus, les autorités tunisiennes se sont engagées à accélérer le développement des sources d’énergie éolienne depuis 2000 en trouvant des instruments pour encourager cette expansion. Dans ce contexte, nous explorons dans cet article l’évolution de l’énergie éolienne dans le monde et en Tunisie en particulier, depuis sa première expérience en 2000 jusqu’à la situation actuelle. Les conditions climatiques régionales, les législations actualisées sur les énergies renouvelables et le rôle que pourraient jouer les parcs éoliens dans l’industrie électrique locale sont examinés. Les facteurs favorables et les obstacles au déploiement du secteur sont discutés et l’état de la recherche sur l’énergie éolienne et ses lacunes sont présentés.

2. Méthodes et ressources

Le présent travail a pour objectif de présenter une analyse complète du déploiement du secteur de l’énergie éolienne en Tunisie depuis 2000, tout en examinant les différentes opportunités et les défis liés à cette expansion. Cette analyse s’appuie sur des rapports officiels concernant la situation et les projets en matière d’énergies renouvelables en Afrique du Nord, notamment des rapports publiés par les Nations Unies (ONU) (Nations Unies, 2020), le Groupe de la Banque mondiale (Groupe de la Banque mondiale (WBG), 2020a), la Banque africaine de développement (BAD) (Groupe de la Banque africaine de développement (BAD), 2020), l’Agence internationale pour les énergies renouvelables (IRENA) (Agence internationale pour les énergies renouvelables (IRENA), 2020b), l’Agence internationale de l’énergie (AIE) (Agence internationale de l’énergie (AIE), 2020a), les données officielles disponibles sur les sites web du GBM, de l’IRENA et de l’AIE, ainsi que les rapports annuels récents des services publics d’électricité tunisiens (STEG) (Société Tunisienne d’Electricité et de Gaz (STEG), 2020). Des articles universitaires ont également été évalués à cette fin.

3. Situation de l’énergie éolienne dans le monde

3.1. Développement de l’énergie éolienne, étapes clés et approvisionnement en énergie éolienne

L’énergie éolienne est une technologie renouvelable pionnière depuis plusieurs décennies. En termes de capacité totale installée, l’énergie éolienne est la première technologie d’énergie renouvelable après l’hydroélectricité, avec plus d’un demi-térawatt installé dans le monde à la fin de 2018 (Agence internationale pour les énergies renouvelables (IRENA), 2021d, Fleming et Probert, 1984, Anon, 2021). Pour les éoliennes à grande échelle, la puissance nominale est généralement supérieure à 75 kW (Anon, 2021, Fleming et Probert, 1984). À l’heure actuelle, les éoliennes à grande échelle installées à terre ont une puissance nominale de 3 à 9 MW et leur moyeu peut atteindre une hauteur de 175 m (Fleming et Probert, 1984). Les éoliennes offshore sont encore plus grandes que les éoliennes terrestres (Olaofe, 2018, Anon, 2021). L’une des évolutions significatives dans la conception et la fabrication des éoliennes ces dernières années est l’augmentation de la capacité des éoliennes individuelles. La gamme commerciale des éoliennes modernes vendues aujourd’hui est généralement comprise entre 1 et 6 MW (Anon, 2021). La figure 1 montre l’évolution de la taille des éoliennes au fil des ans.

Actuellement, des éoliennes pouvant atteindre une capacité de 10 MW sont en cours de développement par des « fabricants d’équipements d’origine (OEM) ». Dans le cadre de cette tendance, des techniques innovantes ont été mises au point et de nouveaux matériaux ont été adoptés afin d’optimiser les performances des éoliennes et de réduire au minimum les coûts d’exploitation et de fabrication (Fleming et Probert, 1984, Global Wind Energy Council, 2021). La technologie des éoliennes à générateur à double alimentation (DFIG) est également largement utilisée en raison de sa capacité à produire de l’énergie utile à des vitesses de rotor variables, ce qui permet d’améliorer l’efficacité du système grâce à des vitesses de rotation optimales, de réduire le bruit et les contraintes mécaniques tout en améliorant la qualité de l’énergie (Anon, 2021, Fleming et Probert, 1984).
Il est également important de mentionner qu’il existe plusieurs études sur l’amélioration de l’approvisionnement en énergie éolienne, non seulement par l’amélioration de la technologie des éoliennes, mais aussi par l’amélioration des services climatiques pour le secteur de l’énergie éolienne (Troccoli et Secrétariat de l’OMM, 2015) et le micro-implantation des parcs éoliens (Parada et al., 2018) qui améliore le corridor éolien et réduit les pertes.

• Industrie éolienne terrestre : dans les années 1980, les premiers parcs éoliens ont été construits en Californie (Parada et al., 2018). À la fin des années 1990, l’énergie éolienne est réapparue comme l’une des ressources énergétiques durables les plus importantes. Aujourd’hui, l’énergie éolienne est devenue un secteur d’activité international et plus de 80 pays à travers le monde contribuent à la production mondiale totale d’énergie éolienne (Parada et al., 2018).
• Industrie éolienne offshore : en 1991, le premier grand parc éolien offshore commercial a été construit à Vindeby, au Danemark, avec une puissance nominale de 4,95 MW et composé de 11 éoliennes de 450 kW chacune (Bilgili et al., 2016). Actuellement, le monde compte 162 parcs éoliens offshore pour la production d’électricité, le Royaume-Uni étant le plus grand marché éolien offshore avec une capacité totale de 10,4 GW (Anon, 2021, Parada et al., 2018).

Le tableau 1 présente un aperçu des étapes clés définies par l’industrie éolienne depuis 1992.
Tableau 1. Principales étapes franchies par l’industrie éolienne depuis 1992 jusqu’à aujourd’hui.

3.2. Cadre et programme de soutien à l’énergie éolienne
3.2.1. Cadre politique international pour les énergies renouvelables
Le développement des technologies liées aux énergies renouvelables est fortement influencé par les initiatives politiques et, historiquement, le rôle des gouvernements a été essentiel dans l’élaboration de cadres politiques adéquats pour attirer des investissements importants dans ce secteur (Agence internationale pour les énergies renouvelables (IRENA), 2021a). Les objectifs fixés dans des contextes nationaux et infranationaux particuliers peuvent fournir un cadre plus large pour la conception et la mise en œuvre adaptées des politiques en matière d’énergie éolienne, et le choix d’un cadre politique est spécifique à chaque pays. La conception du cadre politique a permis aux autorités locales de diversifier avec succès le mix énergétique et de contrôler le bilan énergétique afin de garantir l’approvisionnement en énergie. Les éléments de réussite des expériences précédentes en matière de mise en œuvre des énergies renouvelables ont été la clarté dans la conception de leur programme de soutien, l’expression d’un engagement politique à long terme et un niveau de rémunération suffisant pour permettre un niveau de profit acceptable pour les investisseurs (Agence internationale pour les énergies renouvelables (IRENA), 2021a). Le profit escompté dépend des risques liés au projet et est donc lié au stade de développement de la technologie et du marché (González et Lacal-Arántegui, 2015, Agence internationale pour les énergies renouvelables (IRENA), 2021a). Le tableau 2 résume l’éventail des principaux mécanismes politiques et programmes de soutien utilisés au fil du temps.

Tableau 2. Résumé de la gamme des mécanismes de soutien utilisés historiquement, source des données (González et Lacal-Arántegui, 2015, Agence internationale pour les énergies renouvelables (IRENA), 2021a).

3.2.2. Mécanisme de soutien au déploiement de l’énergie éolienne
Les mécanismes de soutien financier prennent de plus en plus d’importance dans le développement des énergies renouvelables. Les mécanismes de soutien aux énergies renouvelables combinent généralement plusieurs mesures telles que les tarifs de rachat garantis (FiT), les programmes d’investissement renouvelable (FIP), les appels d’offres et les quotas obligatoires. De plus, les subventions à l’investissement, les mesures fiscales et le financement peuvent apporter un soutien supplémentaire. Le tableau 3 présente une brève description de ces mécanismes de promotion des marchés de l’énergie éolienne dans le monde, accompagnée d’exemples pertinents. Exemple d’utilisation conjointe d’incitations financières et d’exonérations pour promouvoir la mise en œuvre de l’énergie éolienne en Inde : le cas de l’amortissement accéléré (AD) et des incitations basées sur la production (GBI) en Inde : l’amortissement accéléré (AD) et les incitations basées sur la production (GBI) sont des mesures incitatives utilisées en Inde pour promouvoir le déploiement du secteur de l’énergie éolienne. Dans le cadre du programme GBI, une incitation basée sur la production sera accordée aux producteurs d’électricité éolienne à raison de 50 paise par unité d’électricité injectée dans le réseau pendant une période d’au moins quatre ans et d’au maximum dix ans. De plus, l’amortissement accéléré (AD) permet aux propriétaires de nouveaux actifs éoliens de réduire leur revenu imposable en demandant une déduction pour amortissement beaucoup plus importante que d’habitude au cours des premières années d’exploitation de l’actif (IREDA, 2021, base de données sur les politiques en matière d’énergies renouvelables de l’AIE/IRENA, 2014).

Tableau 3. Mécanismes de soutien à l’énergie éolienne terrestre et offshore, avec des exemples tirés de différents pays.

González and Lacal-Arántegui, 2015, International Renewable Energy Agency (IRENA), 2021a and International Energy Agency (IEA) (2021a).

3.3. Coût de l’électricité éolienne
Le coût de l’électricité éolienne continue de baisser, sous l’effet de la baisse des prix des éoliennes. En effet, les prix ont chuté de 44 % à 78 % par rapport à leurs sommets atteints entre 2007 et 2010 (Agence internationale pour les énergies renouvelables (IRENA), 2020c, Agence internationale de l’énergie (AIE), 2021b). Le coût total moyen pondéré des projets éoliens terrestres a baissé de 74 % entre 1983 et 2020, passant de 5 241 USD/kW à 1 355 USD/kW (Agence internationale pour les énergies renouvelables (IRENA), 2020c, Agence internationale de l’énergie (AIE), 2021b).
L’éolien offshore était relativement plus cher que l’éolien terrestre, mais les coûts ont baissé depuis leur pic de 2014 pour atteindre 0,115 USD/kWh en 2019, bien que le coût moyen pondéré en 2019 au Danemark ait été de 0,087 USD/kWh. La baisse des coûts s’explique par la maturité croissante du secteur, la compétitivité croissante du marché grâce à des enchères concurrentielles sur les marchés établis et nouveaux, la mise en place de chaînes d’approvisionnement matures dans les pôles régionaux, les économies d’échelle et les progrès technologiques dans le domaine des éoliennes, qui ont permis d’augmenter les facteurs de capacité et de réduire les coûts d’installation (Agence internationale pour les énergies renouvelables (IRENA), 2020c, Agence internationale de l’énergie (AIE), 2021b).

4. Contexte et secteur énergétique en Tunisie
   4.1. Contexte du pays
   La Tunisie est située en Afrique du Nord et couvre une superficie totale d’environ 163 610 km². Tunis, la capitale, est située dans le nord-est du pays. La Tunisie partage 965 km de frontière avec l’Algérie à l’ouest, 459 km avec la Libye au sud-est et est bordée au nord et à l’est par la mer Méditerranée (World Atlas, 2020). La superficie terrestre de la Tunisie est principalement utilisée pour l’agriculture, qui couvre 8,7 millions d’hectares, soit environ 50 % de la superficie terrestre ; le reste du pays est constitué de désert (Sahara), 30 %, et de montagnes et de plaines, 20 %, avec un sol fertile (World Atlas, 2020). La population de la Tunisie est estimée à 11 783 168 habitants en 2018, avec un taux de croissance annuel de 1 % (Worldometers, 2020). Environ 67 % de la population vit dans des zones urbaines
   

4. 
   en 2016 (Trading Economics, 2020). La proportion d’hommes et de femmes en Tunisie est stable et équilibrée, mais la jeune génération (entre 0 et 14 ans) ne représente que 23 % de la population. Le seuil de pauvreté national, selon le dernier rapport de développement de la Banque mondiale de 2016, est de 15,2 (Groupe de la Banque mondiale (GBM), 2019). L’économie tunisienne repose sur : l’agriculture (olives, dattes…), les ressources minières et énergétiques (phosphates et hydrocarbures), le tourisme, les services et l’industrie manufacturière (principalement l’habillement et l’alimentation) (Groupe de la Banque africaine de développement (BAD), 2019, Groupe de la Banque mondiale (GBM), 2019, Groupe de la Banque mondiale (GBM), 2018a). Enfin, la consommation intérieure reste le principal moteur de l’économie tunisienne (Groupe de la Banque africaine de développement (BAD), 2019, Groupe de la Banque mondiale (GBM), 2019, Groupe de la Banque mondiale (GBM), 2018a).

4.2. Ressources énergétiques en Tunisie
Les principales ressources énergétiques de la Tunisie sont le gaz naturel, les réserves de pétrole et des ressources modérées en uranium, principalement sous forme de phosphate minéral (Schäfer, 2016, Brand et Missaoui, 2014). La production de pétrole brut de la Tunisie est de 41 634,00 barils par jour (en 2016), dont la majeure partie (82 %) est exportée (Statista, 2017, Trading Economics, 2017, World meter, 2020), tandis qu’elle importe des produits pétroliers raffinés (The Observatory of Economic Complexity (OEC), 2018, Trading Economics, 2017). La production nationale de gaz naturel est estimée à 87 404,63 millions de pieds cubes (MMcf) de gaz naturel par an (en 2015) (World meter, 2020), ce qui représente 47 % de la demande nationale, le reste étant importé d’Algérie (Schäfer, 2016, The Observatory of Economic Complexity (OEC), 2018, Lechtenböhmer et al., 2012). La majeure partie du pétrole tunisien est importée de Libye (Schäfer, 2016). De plus, les défis sociaux et politiques ont eu un impact direct sur la production énergétique du pays depuis 2011 et la production nationale de pétrole a chuté au cours des dernières années (Groupe de la Banque mondiale (WBG), 2019, Groupe de la Banque mondiale (WBG), 2018a). Depuis 2000, la Tunisie est un importateur net d’énergie (Trading Economics, 2017, Agence internationale de l’énergie (AIE), 2018b) en raison d’une demande énergétique croissante qui dépasse la production nationale, ainsi que de la croissance démographique et de l’expansion économique.
4.3. Ressources énergétiques renouvelables en Tunisie
La situation géographique de la Tunisie offre de grandes possibilités d’exploitation des deux principales ressources énergétiques renouvelables : l’énergie solaire (SolarGis, 2020) et l’énergie éolienne (Vortex, 2019). En outre, le pays dispose d’autres ressources énergétiques renouvelables, notamment la biomasse, l’hydroélectricité et la géothermie. Il convient toutefois de noter que les centrales électriques renouvelables en Tunisie ne représentent que 3 % du mix énergétique actuel (STEG, 2020).
Énergie solaire :
Le potentiel solaire du pays pourrait être exploité pour répondre à la demande accrue pendant la période estivale en raison de l’utilisation accrue de la climatisation. Le pays dispose d’un potentiel de rayonnement solaire exceptionnellement élevé, qui varie de 1 800 kWh/m² par an dans le nord à 2 600 kWh/m² par an dans le sud (Anon, 2008a, SolarGis, 2020). Selon l’institut national de météorologie (République tunisienne, ministère des Transports, 2019), la durée d’ensoleillement est supérieure à 2 980 heures par an.
Énergie éolienne :
On trouve des sites éoliens favorables sur la côte nord ainsi que dans le centre et le sud du pays (Programme des Nations unies pour l’environnement (PNUE), 2017, Vortex, 2019). Pour une altitude de 80 m et une résolution de 1 km, l’Atlas mondial des vents (Agence internationale pour les énergies renouvelables (IRENA), 2019b) indique que dans le nord-ouest du pays, les vitesses du vent sont comprises entre 6 et 7 m/s dans les zones côtières ; en particulier dans le nord du pays, la vitesse du vent atteint 7 m/s et dans le sud, elle atteint 8 m/s. Ces vitesses indiquent un bon potentiel pour le développement de l’énergie éolienne sur ces sites.
Énergie hydraulique
La Tunisie dispose de ressources hydrauliques représentant environ 0,1 % du mix énergétique du pays, avec une capacité installée de 72 MW en 2018 (STEG, 2020).
Biomasse :
L’agriculture étant l’un des principaux secteurs économiques en Tunisie, il existe un potentiel de production de quantités substantielles de ressources énergétiques issues de la biomasse provenant des activités agricoles. Actuellement, l’utilisation des combustibles traditionnels issus de la biomasse est minime en Tunisie, car la quasi-totalité du pays a accès à l’électricité et à des combustibles non solides pour la cuisine (STEG, 2020). De plus, aucune étude particulière ne définit le potentiel des ressources issues de la biomasse en Tunisie, car le secteur du biogaz n’est pas très développé pour la production d’électricité et aucune centrale électrique à biogaz à grande échelle n’a encore été mise en place (STEG, 2020). Toutefois, le plan énergétique pour 2030 prévoit l’installation d’une centrale électrique au biogaz de 100 MW pour la production d’électricité d’ici 2030 (Ministère de l’Énergie, des Mines et des Énergies Renouvelables de Tunisie, 2020).
Géothermie :
Les ressources géothermiques de la Tunisie sont principalement situées dans le sud du pays. Elles ont été évaluées à environ 4 850 l/s, dont 85 % se trouvent dans le sud (Ben-DhiaH, 1987). Les ressources géothermiques en Tunisie sont essentiellement utilisées pour l’irrigation des oasis et les activités agricoles, ainsi que pour attirer les touristes (Ben-DhiaH, 1987). Ces ressources sont situées à une profondeur d’environ 5 000 m, avec des températures atteignant environ 188 °C. Actuellement, il n’existe aucune installation géothermique pour la production d’électricité en Tunisie (STEG, 2020).

4.4. Situation énergétique en Tunisie
La capacité électrique installée en Tunisie est de 5 547 mégawatts (MW) provenant de 25 centrales électriques, qui ont produit 19 252 gigawattheures en 2018 (STEG, 2020). La compagnie nationale d’électricité, la Société tunisienne d’électricité et de gaz (STEG) (STEG, 2020), contrôle 91,5 % de la capacité électrique installée du pays et produit 91 % de l’électricité, les 9 % restants étant produits par des producteurs indépendants (Anon, 2018c, STEG, 2020). La figure 2 montre la part de la capacité nationale installée pour la production d’électricité en Tunisie en 2018.
La situation énergétique du pays se caractérise par une forte dépendance à l’égard des centrales thermiques fonctionnant essentiellement au gaz naturel (Döring et Golli, 2019, STEG, 2020) (la dépendance à l’égard des énergies fossiles est estimée à 97 % du mix en 2017). La plupart des centrales thermiques utilisent le gaz naturel comme combustible et représentent 73,5 % des installations électriques de la Tunisie (Anon, 2018c). La production locale de gaz provient des concessions de l’agence nationale d’exploration (ETAP) du pays, ainsi que de concessions étrangères (STEG, 2020), tandis que les importations proviennent principalement d’Algérie. En 2017, la STEG a importé près de 65 % du gaz naturel d’Algérie, soit une augmentation de 11 % par rapport aux importations de 2016 en raison de la baisse de la production nationale de gaz en Tunisie.
La demande électrique estivale maximale en 2017 était de 4025 MW (STEG, 2020), contre 4250 MW en 2019 (Tunis Webdo, 2019).
La croissance annuelle de la consommation d’électricité en Tunisie est estimée entre 2 % et 5 %. La capacité totale installée d’énergie renouvelable est estimée à 316 MW en 2018 (STEG, 2020), dont 244 MW provenant de l’éolien (STEG, 2020), exploités principalement dans le nord du pays. Les énergies renouvelables ne représentent que 6 % de la production d’électricité en Tunisie en 2018.

Fig. 2. Capacité installée en Tunisie en 2018, source des données : STEG (STEG, 2020).
4.5. Le réseau électrique national et les interconnexions internationales
Le secteur électrique tunisien est bien développé et la quasi-totalité de la population (99,8 %) a accès au réseau électrique national (STEG, 2020). Le taux d’électrification est de 100 % dans les zones urbaines et de 97 % dans les zones rurales (STEG, 2020, Anon, 2018c).
La STEG, la compagnie nationale d’électricité, est responsable de l’installation et de l’exploitation du réseau électrique national. Les lignes de distribution à basse tension ont atteint 170 000 km avec 65 000 poteaux à basse tension (STEG, 2018b) et les lignes de transport à haute tension ont atteint une longueur de 6 985 km en 2019 contre 6 906 km en 2018, soit une croissance relative de 1,14 % (soit une extension de 79 km) (STEG, 2018c). L’évolution de la longueur du réseau de transport d’électricité 90 kV, 150 kV, 225 kV et 400 kV est illustrée à la figure 3.
Le réseau national tunisien est interconnecté avec ceux de l’Algérie et de la Libye. Deux lignes électriques de 225 kV relient la Tunisie à la Libye, mais en raison de l’instabilité des infrastructures électriques en Tunisie, ces lignes sont exploitées avec prudence (PIDA, 2017c). Un projet régional d’interconnexion électrique (PIDA) est actuellement mené par le Secrétariat du NEPAD de l’Union africaine afin d’interconnecter l’électricité entre les pays d’Afrique du Nord (PIDA, 2017c, Schäfer, 2016). Le projet d’interconnexion nord-africain s’inscrit dans le cadre d’un programme plus large de 40,5 milliards de dollars US comprenant quinze projets sous-régionaux développés pour interconnecter les réseaux électriques existants afin de couvrir plusieurs pays d’une sous-région. L’un des corridors de transport est la ligne de 2 700 km

qui sera construite en Afrique du Nord, reliant l’Égypte au Maroc en passant par l’Algérie, la Libye et la Tunisie (PIDA, 2017c). Les lignes électriques qui seront construites en Tunisie sont les suivantes :

Fig. 3. Longueur du réseau de transport d’électricité 90 kV, 150 kV, 225 kV et 400 kV entre 2018 et 2019.
Rapport Steg 2019 (STEG, 2019).
1- Des corridors de lignes de transport de 400 kV couvrant une distance de 220 km renforceront la connexion entre la Tunisie et l’Algérie (PIDA, 2017b).
2- Des corridors de lignes de transport de 400 kV couvrant une distance de 210 km renforceront la connexion entre la Tunisie et la Libye (PIDA, 2017a).
Ce projet d’interconnexion contribuera à améliorer l’accès à plusieurs sources d’énergie, y compris les énergies renouvelables, et à réduire le problème de l’équilibre entre l’offre et la demande au sein des pays et entre eux. Plus important encore, les interconnexions réduiront les coûts économiques globaux combinés de la fourniture de services d’électricité dans les pays interconnectés, du moins par rapport aux systèmes non interconnectés. À cet égard, il existe un projet à long terme d’interconnexion électrique entre la Tunisie et l’Italie via un câble sous-marin de 200 km et 400 kV (STEG, 2020, Groupe de la Banque mondiale (WBG), 2017). Le projet est en cours de développement depuis 2003 par la société italienne de transport d’électricité Terna et la Société tunisienne d’électricité et de gaz (STEG). À l’origine, il était prévu d’exporter l’électricité produite en Tunisie vers l’Italie, mais l’échange d’électricité devrait désormais s’effectuer dans le sens inverse. Le projet porte sur un partage de puissance de 600 MW et reliera Partanna en Sicile à El Haouaria en Tunisie. Deux stations de conversion de courant alternatif seront implantées respectivement à El Haouaria et en Sicile (STEG, 2020) (voir fig. 4).

Fig. 4. Carte du réseau électrique tunisien en 2020.
STEG.
4.6. Cadre réglementaire des énergies renouvelables en Tunisie
4.6.1. Politique et mécanisme de soutien aux énergies renouvelables en Tunisie
Le cadre politique tunisien a adopté une approche à deux volets comprenant : (1) la mise en place de règles et de procédures réglementaires, ainsi que de politiques de soutien ; et (2) un mécanisme de soutien basé sur le marché.
Il est important de mentionner que les deux principaux composants du développement des énergies renouvelables en Tunisie sont l’énergie solaire et l’énergie éolienne terrestre, et que les politiques mentionnées sont pertinentes pour ces deux secteurs (Ministère de l’Énergie, des Mines et des Énergies Renouvelables de Tunisie, 2020, Agence internationale pour les énergies renouvelables (IRENA), 2019b, Anon, 2018c).
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Le cadre énergétique actualisé en Tunisie : la Tunisie s’est fixé pour objectif d’atteindre 30 % d’électricité renouvelable dans son mix énergétique d’ici 2030, objectif qui a été inscrit dans le Plan solaire tunisien, publié en 2009 et révisé en 2012. L’énergie éolienne constitue un élément important du programme et des objectifs tunisiens en matière d’énergies renouvelables (Ministère de l’Énergie, des Mines et des Énergies renouvelables de Tunisie, 2020).
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Mécanisme de soutien basé sur le marché : la loi n° 12 sur la production d’électricité renouvelable fournit le cadre pour les projets d’énergie renouvelable à grande échelle avec trois domaines principaux de soutien :
(1) Les projets à grande échelle, soumis à concession (processus d’appel d’offres) : couvrant les projets de plus de 10 MW pour l’énergie solaire et de plus de 30 MW pour l’énergie éolienne, attribués par le biais de concessions concurrentielles,
(2) Les projets à plus petite échelle, soumis à autorisation : couvrant les projets de moins de 10 mégawatts (MW) pour l’énergie solaire et de 30 MW pour l’énergie éolienne, attribués par le biais d’appels d’offres simples,
(3) Les projets d’autoproduction et de vente des excédents soumis à autorisation, cette région étant soumise au système de facturation nette (STEG, 2018a), et (4) Les projets d’exportation, soumis au régime de concession et actuellement non applicables.
Les projets (1) et (2) sont considérés comme de la production destinée à répondre aux besoins nationaux dans le cadre d’un accord d’achat d’électricité (PPA). Les PPA ont été conçus de manière à être attractifs pour les investisseurs, notamment en indexant les prix de vente sur l’euro ou le dollar (Ministère de l’Énergie, des Mines et des Énergies Renouvelables de Tunisie, 2020, Anon, 2018c). L’encadré 1 présente le cadre détaillé actualisé des énergies renouvelables en Tunisie depuis 2012.

Par : Faten Attig Bahar, Uwe Ritschel, Peter Akari , Ibrahim Abdeljelil , Mahbouba Amairi 

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