ESM2IO Introduction du gaz naturel au Maroc Plan de développement gazier, phase 2 E nergy Sectfor Manogement Assista rice Programme ho JLYI s Rapport 210/99 Février 1999 PROGRAMME CCNJOINT PNUD / BANQUE MONDIALE d'AIDE A LA GESTION DU SECTEUR ENERGETIQUE (ESMAP) OBJECTIF Le Programme conjoint PNUD/Banque mondiale d'aide à la gestion du secteur énergétique (ESMAP) est un p-ogramme mondiale spécial d'assistance technique administré dans le département Elnergie, mines et télécommunications de la Banque mondiale. ESMAP dispense des conseils aux gouvernements sur les stratégies de développement énergétique durable. Créé avec l'appui du PNUD et de 15 bailleurs de fonds publics en 1983, ESMAF' se concentre sur le rôle de l'énergie dans le développement économique avec pour objectif de contribuer à la réduction de la pauvreté, à l'amélioration des conjitions de vie et à la préservation de l'environnement dans les pays en développement et les économies en transition. ESMAP axe ses interventions selons trois domaines prioritaires: restructuration et la réforme sectorielle, accès aux formes modernes d'énergie pour les plus pauvres, et promotion de pratiques énergétiques durables. DIRECTION ET OPERATIONS ESMAP est gouverné par un Groupe consultatif (CG) composé de représentants du PNUD, de la Banque mondiale el: des autres bailleurs de fonds d'ESMAP, ainsi que d'experts en développement de régions bénéficiant des activités d'ESMAP. Le CG est présidé par un Vice Président de la banque mondiale. Un Groupe de conseil technique (TAG) composé de quatre experts indépendants, assiste le CG pour examiner la stratégie et les orientations du Programme, son plan de travail et ses résultats. Les activités d'ESMAP sont conduites sous l'autorité de l'Administrateur d'ESMAP, responsable direct de la gestion du Programme, par des experts de la Banque mondiale: ingénieurs, planificateurs de l'énergie et économistes,. FINANCEMENT ESMAP est un effort de coopération qui au cours des années a reçu l'appui de la Banque mondiale, du PNUD, d'autres institutions des Nations unies, de l'Union européenne, de l'Organisation des états américains, de l'Organization latino-américaine de l'énergie et de bailleurs de fonds publics et privés d'Allemagne, d'Australie, de Belgique, du Canada, du Danemark, des Etats-Unis, de Finilande, de France, d'Irlande, d'Islande, d'Italie, du Japon, de Nouvelle-Zélande, de Ncrvège, des Pays-Bas, du Portugal, du Royaume-Uni, de Suède, et de Suisse. INFORMATIONS SUPPLEMENTAIRES Une liste complète des rapports sLr les projets réalisés par ESMAP est annexée à ce rapport. Pour de plus amples informations, un exemplaire du rapport annuel d'ESMAP et des copies des rapports de projets contacter: ESMAP c/o Energy, Mining and Telecommunications Energy Department VhevVorld Bank 1818 H Street N.W. Washington, D.C. 20433, U.S.A Introduction du gaz naturel au Maroc Plan de développement gazier (phase 2) February 1999 Joint UNDP/World Bank Energy Sector Management Assistance Programme (ESMAP) Copyright c 1999 Banque internationale pour la reconstruction et le Développement/Banaue mondiale 1818 H Street, N.W. Washington, DC 20433, Etats Unis d'Amérique Tous droits réservés Fabriqué aux Etats Unis d'Amérique Premier tirage février 1999 Les rapports ESMAP sont publiés pour diffuser les résultats des travaux d'ESMAP dans la communauté du développement avec le minimum de délai. En conséquence, la composition du présent document peut déroger aux règles habituelles de typographie. La Banque mondiale ne peut être tenue responsable des erreurs ou omissions éventuelles. Certaines sources indiquées dans ce rapport peuvent correspondre à des documents informels non encore disponibles. Les résultats, interprétations, commentaires et conclusions exprimés dans ce rapport sont uniquement ceux de l'auteur ou des auteurs et ne peuvent d'aucune façon être attribués à la Banque mondiale, aux institutions qui lui sont affiliées, aux membres de son Conseil des Administrateurs ou aux pays que ceux-ci représentent. La Banque mondiale ne peut guarantir l'autenticité des données citées dans ce document et n'accepte aucune sorte de responsibilité pour les conséquences de leur utilisation. Les frontières, couleurs, dénominations, et autres informations apparaissant éventuellement sur des cartes dans ce volume n'impliquent de la part du Groupe de la Banque mondiale aucun jugement sur la situation juridique d'aucun territoire, ni la confrmation ou l'acceptation de telles frontières. La substance du présent document est couverte par des droits d'auteurs et de reproduction détenus par la Banque mondiale. Les demandes d'autorisation pour reproduire des éléments de ce document doivent être adressées au Manager d'ESMAP, Département de l'énergie, des mines et des télécommunications, à l'adresse de la Banque mondiale indiquée ci-dessus. ESMAP encourage la dissémination de ses travaux et autorise normalement leur reproduction à titre gracieux pour des utilisations à buts non lucratif. Table des matières AVANT-PROPOS ............................................... vi Acronymes et Abréviations ............................................... vii Facteurs de conversion et équivalences ............................................... ix Résumé analytique ................................................1 Principales conclusions et recommandations .................................1 Le gaz naturel dans le contexte énergétique ..................................3 Rappel des conclusions de la première phase du Plan de développement gazier (PDGM 1) ............................................3 Les objectifs de la deuxième phase (PDGM 2) ...............................5 Le secteur électrique ................................................6 Le secteur industriel ................................................8 Coût de transport et de distribution ............................................... 11 Conclusions de l'analyse économique ............................................ 12 Aspects environnementaux ............................................... 13 Optique financière ............................................... 14 Aspects institutionnels ............................................... 15 Le gaz naturel dans le contexte énergétique marocain ............................. 21 Les orientations définies par le gouvernement dans le secteur de l'énergie .................. ............................. 21 Le gaz naturel et le Gazoduc Maghreb-Europe (GME) ................... 23 Le coût des combustibles ............................................... 29 Produits pétroliers ............................................... 29 Charbon (importé et national) ................................................ 30 Gaz naturel ............................................... 31 Coût du transport du gaz sur le GME ............................................. 32 Les aspects environnementaux ............................................... 34 Coût des combustibles ............................................... 34 iii Le gaz pour la production d'électricité .................................................. 37 Localisation de la demande d'électricité et évolution de la courbe de charge .................................................. 39 Le parc actuel de production électrique .......................................... 41 Les centrales hydroélectriques .................................................. 41 Les importations d'Algérie et d'Espagne ......................................... 42 Options stratégiques .................................................. 43 Optimisation du plan d'investissement ............................................ 46 Le secteur industriel .................................................. 55 Structure actuelle de la consommation énergétique ....................... 55 Evolution de la demande ................. 56 Marché potentiel, Coût d'opportunité ........................... 57 Modélisation ................. , 59 L'infrastructure gazière ...................... 63 Le système de gazoducs ...................... 63 Coûts des réseaux ...................... 65 Coût de transport et de distribution du gaz ..................................... 67 Comparaisons économiques, Analyse de sensibilité .......................... 71 Résultat d'ensemble .................................................. 71 Sensibilité au bonus environnemental ............................................ 72 Consommation totale de gaz naturel .............................................. 75 Aspects institutionnels ................................................... 79 Structure de la chaîne gazière .................................................. 79 Le cadre institutionnel et réglementaire .......................................... 82 Tableaux Tableau 1 - Coût économique de production d'électricité ............ .............8 Tableau 3 - Coût économique du gaz et des produits pétroliers ............... 12 Tableau 4 - Bilan actualisé selon les scénarios .......................... ............ 13 Tableau 1.1 - Calendrier de mise en service des cycles combinés ........... 28 Tableau 2.1 - Structure des coûts économiques des combustibles .......... 35 Tableau 3.4 - Caractéristiques techniques et économiques des futures unités .................................................. 44 Tableau 3.6 - Centrales à cycle combiné: coût d'investissements ............ 46 Tableau 3.7 - Coûts variables d'exploitation des futures unités ................ 47 Tableau 3.8 - Centrales en service: coûts variables d'exploitation ........ ... 48 Tableau 3.10 - Comparaison économique des scénarios applicables au secteur électrique Horizon 2020. Valeur actuelle nette ............... 49 iv Tableau 5.2 - Caractéristiques de l'antenne de Casablanca selon les différents scénarios ...................... ............................... 67 Tableau 5.3 - Infrastructure gazière: coûts d'investissement .................... 68 Tableau 5.4 - Coût du transport et de la distribution sur l'antenne ............ 68 Tableau 6.1 - Analyse coûts - bénéfices des différents scénarios ........ .... 71 Tableau 6.2 - Analyse coûts-bénéfices, avec bonus environnemental ..... 73 Tableau 6.3 - Analyse de sensibilité au prix du gaz .................................. 74 Tableau 6.4 - Projections de consommation de gaz naturel ........... .......... 75 Figures 2 - Courbe du coût d'opportunité du gaz (termes économiques) ......... ..... 10 5 - Courbe du coût d'opportunité du gaz ................................................... 16 3.1 - Historique des ventes d'électricité par grands secteurs .................... 38 3.2 - Projection de la demande d'énergie électrique ................................. 39 3.9 - Comparaison des coûts variables d'exploitation, ............... ............... 49 3.11 - Consommation de gaz naturel dans le secteur électrique ......... ..... 52 4.1 - Consommation de combustibles fossiles dans l'industrie ................. 55 4.2 - Consommation de combustibles par branches industrielles ............. 57 4.3 - Distribution (en pourcentage) de la consommation des industriels... 59 4.7 - Consommation potentielle de gaz naturel ......................................... 61 5.1 - Coût de construction par diamètre .................................................... 66 6.3 - Sensibilité au prémium environnemental et au prix du gaz ............... 74 6.6 - Evolution du marché et de la consommation de gaz naturel dans l'industrie ..................................................... 76 6.7 - Consommation de gaz naturel sur le gazoduc sud. Scénario 2 ........ 76 v Acronymes et Abréviations ABB Compagnie Asea-Brown Boveri AMIT Association marocaine des industries textiles APS Association professionnelle du sucre BTS Basse teneur en soufre CC Cycle combiné CMCP Companie marocaine de cartons et papiers CMCT Coût marginal à court terme CMLT Coût marginal à long terme DE Direction de l'énergie EMPL Europe-Maghreb Pipeline Limited ENAGAS Empresa Nacional de Gas (Espagne) ESMAP Programme d'assistance à la gestion du secteur énergétique FEM Fonds pour l'environnement mondial du secteur énergétique FICOPAM. Fédération interprofessionnelle des conserves de produits agricoles marocains FMC Fédération des matériaux de construction HTS Haute teneur en soufre GME Gazoduc Maghreb-Europe GPL Gaz de pétrole liquéfié LOLP (loss of load probability) Probabilité de défaillance MEM Ministère de l'énergie et des mines OCP Office chérifien des phosphates ONE Office national de l'électricité PCE Production concessionnelle d' électricité PDGM Plan de développement gazier du Maroc PIE Producteur indépendant d'électricité (Independent Power Producer-IPP) PIB Produit intérieur brut PNUD Programme des Nations-Unies pour le développement SAMIR Société anonyme marocaine de l'industrie du raffinage SCP Société chérifienne des pétroles SNPP Société nationale des produits pétroliers SONATRACH Société nationale pour la recherche, la production, le transport, la transformation et la commercialisation des hydrocarbures (Algérie) SODUGAZ Société de développement et d'utilisation du gaz vil TAG Turbine à gaz TGCC (ou CC) Turbine à gaz à cycle combiné TIC Taxe interne sur les combustibles TV Turbine vapeur TVA Taxe à la valeur ajoutée VAN Valeur actuelle nette MAD Dirham marocain Dollar, USD ou $ Dollar des Etats-Unis viii Facteurs de conversion et équivalences Taux de change 1 dollar = MAD 8,80 Unités de mesure bl baril de pétrole 0,159 mètre cube = 42 gallons (US) btu british thermal unit 252 cal = 1,055 kJ cf pied cube 0,0283 m3 GJ gigajoule 239 Mcal = 277 kWh = 0,945 mnbtu GWh gigawattheure 1 million kWh inch (") pouce (diamètre des canalisations) 2,54 cm kcal kilocalorie 4,19 kJ = 1,163 Wh = 3,968 btu kgep kg équivalent pétrole 10 Mcal = 40 500 btu = 11,63 kWh kWh kilowattheure 0,86 Mcal lb livre 0,454 kilogramme mn3 mètre cube 35,314 cf Mcal megacalorie (thermie) 4,19 MJ = 1,163 kWh = 3 968 btu mcf millier de pieds cubes 28,317 m3 MJ megajoule 239 kcal = 945 btu mmbtu million de BTU 252 Mcal = 293 kWh = 1,055 GJ nimcfd million de pieds cubes par jour MWh megawattheure 860 Mcal PCI pouvoir calorifique inférieur PCS pouvoir calorifique supérieur t tonne tep tonne équivalent pétrole 10 000 Mcal = 40,5 mmbtu = 42,5 GJ Equivalences approximatives 1 mmbtu 1 GJ = 1 mcfd (gaz) 1 mmcfd 10 millions m3 par an 1 tep= 1 000 m3 (gaz) 1 million tep = 1 milliard m3 (gaz) PCI/PCS = 0,9 (gaz) ix x Facteurs de conversion physique Combustible bl/tonne densité litres/tonne GPL 11,60 0,54 1 852 Kérosène 7,90 0,81 1 235 Essence 8,50 0,74 1 350 Gazole 7,30 0,87 1 150 Fuel-oil 6,70 0,91 1 099 Facteurs de conversion énergétique Combustibles kcal/kg (PCI) GJ/tonne tonne/tep Combustibles liquides GPL 10 860 45,5 0,94 Kérosène 10 140 42,5 0,99 Essence 10 500 44,0 0,97 Gazole 10 140 42,5 1,01 Fuel-oil 9 600 40,2 1,04 Gaz naturel 8 500 kcal/m3 35,6 MJ/m3 1 180 m3/tep Electricité 860 kcal/kWh 3,6 MJ/kWh Il 630 kWhltep Charbon (importé) 6 500 27,2 1,54 Charbon (national) 4 800 20,0 2,08 Bois * 3 800 16,0 2,66 Charbon de bois * 7 200 30,0 1,42 * Bois séché à l'air xi Résumé analytique Principales conclusions et recommandations 1. La première phase du Plan de développement gazier avait conclu à l'intérêt pour le Maroc de développer ce secteur en profitant de l'arrivée du gaz algérien par le GME. Pour atteindre rapidement un volume de consommation qui permette de rentabiliser les lourds investissements requis pour les infrastructures gazières, le rapport recommandait de développer l'utilisation du gaz pour la production d'électricité. Sur cette base, la deuxième phase, objet du présent rapport, visait à approfondir l'étude des conditions dans lesquelles cette orientation pouvait se traduire dans les faits. Ce travail a abouti aux conclusions et recommandations suivantes: • Le coût économique de la production d'électricité est nettement plus faible dans le cas d'une centrale à cycle combiné fonctionnant au gaz que dans celui d'une centrale conventionnelle (turbine à vapeur) alimentée au charbon ou au fuel-oil. De surcroît, la tendance à la baisse du coût de l'investissement pour une turbine à gaz et l'amélioration du rendement thermique du cycle combiné renforce le bénéfice comparatif de ce mode de production. • L'installation de deux cycles combinés à proximité du GME, à Tahadart, dans le nord du pays (scénario 1), minimise le coût de transport du gaz et permet de produire le kWh le moins cher. En année moyenne, le bénéfice économique par rapport à deux centrales installées à Kénitra et Mohammedia (scénario 2) est de l'ordre de 8 millions de dollars par an. Toutefois, l'isolement du site de Tahadart condamne le gaz à n'être utilisé que pour la production d'électricité, sans pouvoir bénéficier aux autres secteurs, notamment industriel. * Dans le secteur industriel, le gaz ne peut concurrencer le charbon. En revanche, il est susceptible de déplacer une quantité importante de fuel-oil, ainsi que du gazole et du propane. On chiffre le bénéfice économique en résultant à 12 millions de dollars en année moyenne et à 17 millions de dollars si l'on tient compte des effets positifs sur l'environnement (réduction de la pollution atmosphérique) qu'aura le remplacement de combustibles polluants (notamment fuel-oil HTS) par du gaz naturel. * Abstraction faite de la dimension environnementale, le bilan global des coûts ctualisés des deux principaux scénarios étudiés est légèrement favorable au scénario 1, dans lequel le gaz n'est utilisé que pour la production d'électricité (l'écart est de 10 millions de dollars sur l'ensemble de la période étudiée). Lorsque les bénéfices que procurent une meilleure protection de l'environnement sont pris en compte (et ils 1 2 Plan de Developpement Gazier (Phase 2) doivent l'être, car l'utilisation de combustibles polluants génère un coût réel pour la nation sur le plan sanitaire), le scénario 2 devient plus intéressant que le scénario 1, l'écart étant de 21 millions de dollars en valeur actualisée. Le scénario 2 offre en plus au Maroc la possibilité de diversifier dès 2002 ses sources d'approvisionnement énergétique pour des secteurs autres que la production électrique. * La Banque/Esmap recommande la solution qui maximise les bénéfices économiques en profitant à la fois au secteur industriel et au secteur électrique, tout en contribuant à une amélioration notable de la santé et des conditions de vie des populations qui résident à proximité des zones industrielles. Il s'agit de la formule qui consiste installer deux centrales à cycle combiné à Kénitra et Mohammedia à partir de 2002 (scénario 2). * Dans l'infrastructure de transport du gaz naturel, chacun paie sa part. Le développement du gaz pour le secteur industriel ne doit pas se faire au détriment du secteur électrique. La solution préconisée exclut toute subvention croisée entre ces deux secteurs. L'analyse financière a confirmé par ailleurs la viabilité fmancière de l'introduction du gaz naturel pour les futurs opérateurs gaziers. - La Banque/Esmap recommande que la future industrie gazière s'organise autour d'un opérateur assurant le transport et, en partie seulement, la commercialisation du combustible. Le cadre institutionnel proposé est défini par les règles suivantes: * s'agissant de monopoles naturels, les activités et les tarifs de transport et de distribution sont réglementés; * l'opérateur se voit attribuer une concession de transport non exclusive; * l'antenne de transport est ouverte aux tiers dans la mesure des capacités disponibles (principe du libre accès contre paiement d'un droit de péage publié non discriminatoire); * dans la mesure du possible, la distribution est attribuée à un ou plusieurs opérateurs distincts du transporteur, le distributeur étant titulaire d'une concession exclusive dans un périmètre bien déterminé et pour une période qui peut être limitée; • tout acheteur a la faculté de s'approvisionner directement auprès d'un vendeur; il acquitte un droit de péage au distributeur s'il emprunte son réseau; • afin d'éviter toute pratique discriminatoire et prédatrice, acheteurs et vendeurs de gaz ne peuvent détenir un intérêt de contrôle dans un quelconque maillon de la chaîne gazière (transport, distribution). Résumé Analytique 3 Le gaz naturel dans le contexte énergétique 2. La consommation énergétique du Maroc atteint environ 11 millions de tep, dont 70% sous forme d'énergie commerciale. Avec un taux de couverture de seulement 10%, le pays est fortement dépendant de ses importations de pétrole et de charbon pour couvrir sa demande énergétique. Les efforts déployés depuis de nombreuses décennies pour réduire cette dépendance n'ont cependant pas répondu aux attentes. En effet, les petits gisements du Centre (pétrole) et de Meskala (gaz) sont de faible importance, et le premier est pratiquement épuisé. Récemment, les pouvoirs publics ont défini une politique énergétique s'appuyant sur deux objectifs principaux: fournir une énergie au meilleur prix et développer l'approvisionnement en énergie des zones rurales. Ces orientations s'inscrivent à la fois dans le cadre de la nouvelle culture économique visant à une libéralisation de la production et des échanges, et dans celui du développement des milieux ruraux. Elles se sont concrétisées par la mise en application de cinq réformes majeures dans le secteur de l'énergie: (a) la privatisation de la distribution des produits pétroliers; (b) la privatisation des raffineries nationales; (c) la réforme de la tarification des produits pétroliers; (d) la réforme de la fiscalité des combustibles; et (e) l'introduction de la production concessionnelle d'électricité par l'application de ce régime à la nouvelle centrale thermique au charbon de Jorf-Lasfar et à la future centrale éolienne de Koudia- Blanco, près de Tétouan. 3. En octobre 1996 a été mis en service le gazoduc international GME (Gazoduc Maghreb-Europe) qui relie le gisement algérien de Hassi R'Mel à Cordoue (Espagne), à travers le territoire marocain et le détroit de Gibraltar. Il s'agit d'une canalisation de 48", de 1 370 km de long dont 525 km à travers le Maroc. Une branche de 400 km de long reliera Cordoue et Lisbonne, au Portugal. En régime de croisière et dans sa configuration actuelle, le gazoduc peut transporter près de 10 milliards de m3 par an. L'Espagne (Enagas') en a acheté 6,5 milliards et le Portugal (Transgas) 2,5 milliards. Outre le gas qu'il reçoit à titre de redevance de passage, le Maroc peut donc acquérir un milliard de dès la mise en service du GME. En fait, la capacité finale du gazoduc est très supérieure à sa capacité initiale. Si la demande le justifie, l'adjonction de stations de compression intermédiaires aux deux unités existantes (une à la frontière algéro- marocaine et une près de Tanger, à l'entrée de la section sous-marine) permettrait de porter la capacité de transit à 18 milliards de m3 par an environ. Rappel des conclusions de la première phase du Plan de développement gazier (PDGM 1) 4. A la demande des autorités marocaines, la Banque mondiale et Esmap ont entrepris une série d'études sur la viabilité du projet d'introduction du gaz naturel au i « Gas Natural » depuis la privatisation 4 Plan de Developpement Gazier (Phase 2) Maroc, dont le Plan de développement gazier a constitué le premier maillon. La première phase du Plan (1992) a permis de conclure que le gaz naturel présentait des atouts certains pour le Maroc et de définir, dans les grandes lignes, comment cette option pouvait contribuer au développement économique du pays. Le gaz naturel transitant par le GME constitue de fait une ressource énergétique assimilable à un gisement souterrain, si ce n'est qu'il présente le bénéfice d'être immédiatement disponible sans que des investissements de production -- et encore moins d'exploration -- aient été nécessaires. Bien que passant à proximité de plusieurs villes importantes (Oujda, Fès, Tanger), ce tracé du GME reste toutefois éloigné de la principale agglomération industrielle de Casablanca-Mohammedia. 5. Le gaz naturel est un combustible universel. A l'exception du secteur des transports, où il est plus difficile -- et plus cher -- à exploiter, il a un spectre d'utilisations aussi étendu que les produits pétroliers. Ses qualités propres le font préférer aux combustibles liquides dans les domaines où la propreté et la précision de réglage de la flamme sont les critères de référence, ce qui est le cas des usages domestiques et de certaines utilisations industrielles "nobles" dans les secteurs de la céramique, de l'agro- alimentaire, du verre et- du traitement des métaux. Pour la production d'électricité, la filière associant l'utilisation de turbines à gaz et d'une turbine à vapeur (cycle combiné) est reconnue désormais comme la plus efficace des solutions thermiques. La aussi, c'est avec le gaz naturel que les meilleurs rendements sont atteints. De plus, depuis plusieurs années, le coût de l'investissement dans des turbines à gaz, base du cycle combiné, diminue tandis que les rendements ne cessent de croître. Enfm, le gaz naturel est le moins polluant des combustibles. En effet, l'absence de soufre et de particules est un facteur de salubrité et de confort pour la population dans les agglomérations à forte concentration industrielle. 6. En revanche, le développement d'une industrie gazière requiert la construction et l'exploitation d'équipements à forte intensité en capital. Ceux-ci sont fixes, spécifiques et entraînent des choix irréversibles. C'est ainsi que la desserte en gaz de Casablanca implique la construction d'un gazoduc de 250 km de long entre le GME et l'agglomération, prolongé par un réseau de distribution industriel destiné à amener le gaz à la porte des utilisateurs. Ces derniers à leur tour doivent adapter leurs équipements, ce qui alourdit le coût du gaz au brûleur. Pour que la mise en place de la chaîne gazière soit économiquement justifiée, le marché potentiel doit atteindre une certaine masse critique en termes de volume de consommation, de courbe de charge et de concentration géographique. Le PDGM 1 a ainsi montré que: Malgré la relative proximité du GME (qui réduit le coût de transport du gaz), l'activité industrielle des grandes agglomérations de l'Oriental, du Centre et du Nord (Oujda, Fès, Meknès, Tetouan et Tanger) n'est actuellement pas suffisante pour permettre d'y exploiter des réseaux de distribution industriels dans de bonnes conditions économiques. Résumé Analytique 5 * L'agglomération de Casablanca, qui regroupe plus de 3 millions d'habitants et compte pour près de la moitié de la production industrielle du pays, a atteint cette masse critique; mais son éloignement du GME rendrait prohibitif le coût de transport du gaz destiné au seul marché industriel. * en conséquence, le développement de l'industrie gazière doit être entraîné par un ou plusieurs gros consommateurs situés à proximité du tracé du gazoduc; leurs caractéristiques de consommation (volume, courbe de charge, montée en puissance) doivent permettre d'assurer un remplissage correct du gazoduc dès sa mise en service. * Dans le secteur résidentiel et tertiaire, ce sont essentiellement les besoins en eau chaude et pour la cuisine qui soutiennent la demande. Celle de chauffage parait trop faible pour envisager, dès l'arrivée du gaz, la construction systématique de réseaux de distribution dans les zones urbaines. En revanche, l'expérience dans des pays présentant des conditions climatiques voisines (Algérie, Tunisie, Espagne et Italie du sud) montre que certaines zones urbaines peuvent présenter un niveau de consomnmation qui justifie, à terme, la construction de réseaux de distribution limités dans l'espace. Les objectifs de la deuxième phase (PDGM 2) 7. Alors que la première phase du PDGM visait à répondre à une question stratégique en déterminant s'il était de l'intérêt du Maroc de développer une industrie gazière, la seconde a une dimension beaucoup plus technico économique. Le principe d'une activité jouant le rôle moteur étant posé, il restait à la choisir. Parmi les différentes "locomotives" possibles (pétrochimie, phosphates, cimenteries, production d'électricité), c'est cette dernière qui présente les meilleures perspectives de développement, ainsi que l'a clairement montré la première phase. Sur cette base, la deuxième phase, objet du présent rapport, tente de répondre à trois grandes questions: * S'agissant du développement à long terme de la capacité de production électrique, quelle est l'option technico-économique, notamment entre la turbine à vapeur au charbon -- dont le Maroc a l'expérience -- et le cycle combiné au gaz, qui offre les meilleures possibilités? * Dans quelles agglomérations le gaz peut-il être utilisé dans de bonnes conditions économiques par le secteur industriel ? * Si sur le plan technique, le cycle combiné est la meilleure option, quel est ou quels sont les sites qui assurent au pays la meilleure valorisation du gaz, compte tenu des besoins existant à la fois au niveau de la production d'électricité et du secteur industriel? 6 Plan de Developpement Gazier (Phase 2) 8. Il s'agit clairement là de questions de nature macro-économique et les réponses doivent être apportées en ayant à l'esprit les avantages que le pays pourra retirer des choix effectués. Cependant, étant donné le caractère déjà "pré-opérationnel" de la deuxième phase du PDGM, le rapport a aussi cherché à apporter des réponses plus concrètes. L'étude économique a ainsi été complétée par une analyse financière (c'est-à- dire en se plaçant dans la perspective des opérateurs - transporteur et distributeurs de gaz) et d'une analyse préliminaire des formules possibles pour la structure et l'organisation du projet. Ses principales conclusions et recommandations sont présentées dans l'étude du Plan d'équipement gazier, et elle fait l'objet d'une présentation détaillée incluse dans l'étude sur la tarification du gaz naturel2. 9. La deuxième phase du PDGM comporte quatre dimensions: * étudier et comparer les différentes solutions techniques pour les futures centrales thermiques, y compris sous l'angle de leur localisation, * évaluer le marché potentiel du gaz dans le secteur industriel, * établir le tracé et le coût de construction préliminaires d'un système de gazoducs à mettre en place entre le GME et les zones de consommation3, * recommander une solution qui permette d'assurer l'introduction du gaz naturel au Maroc dans les meilleures conditions économiques et institutionnelles possibles. Le secteur électrique 10. Malgré la mise en service des centrales hydrauliques de Matmata et El Wahda en 1997, la production électrique est aujourd'hui essentiellement d'origine thermique et devrait le rester à long terme. La mise en service en 1995 des deux premières tranches (2 x 330 MW) de la centrale à charbon de Jorf-Lasfar, au sud d'El Jadida, a permis d'alléger la pression exercée depuis le début de la décennie par la sécheresse sur un parc de production vieillissant. Le contrat de PCE signé en mars 1997 avec un consortium dirigé par la compagnie Asea-Brown Boweri (ABB) comprend, outre la reprise des deux premières tranches, la construction de deux tranches additionnelles, de même puissance unitaire, au tournant du siècle. Sur la base d'une croissance de la demande de 6% par an, correspondant à environ 180 MW supplémentaires à installer chaque année, le raccordement des deux nouvelles unités qui suivront la mise en service de Jorf 3 et 4 devait intervenir en 2002 et 2004 (2005 si le "repowering" d'une partie de la centrale de Kénitra est opérationnel en 2004). 2 « Principes du prix et de la tarification du gaz naturel au Maroc ». Rapport ESMAP, novembre 1997. 3 Cette tâche fait l'objet d'une étude de faisabilité complète financée par un don japonais et exécutée par la Banque mondiale (été 1997) Résumé Analytique 7 11. La comparaison des différentes options thermiques confirme les conclusions de la première phase: le coût économique de production du kWh est nettement plus faible dans le cas d'un cycle combiné au gaz que dans celui d'une turbine à vapeur, quel que soit le combustible. Sur la base d'un prix CIF4 du gazde which format we agreed upon during David Woolnough's recent visit, which format we agreed upon during David Woolnough's recent visit, 2,67 dollars/mmbtu5, le coût de production dans un cycle combiné de 470 MW varie de 34 à 42 dollars/MWh, selon le volume de travaux nécessaires à la préparation du site. Dans une centrale thermique classique, ce coût oscille entre 54 et 58 dollars/MWh, selon le combustible6. Cet écart a tendance à se creuser du fait de la baisse régulière du coût des turbines à gaz depuis le début de la décennie. 12. Trois sites ont été étudiés en vue de l'installation des centrales à cycle combiné (Tahadart, au sud de Tanger, Kénitra et Mohammedia) avec une mise en service de la première unité dès 2002. Quatre scénarios ont en outre été exaninés. Le scénario 1 prévoit d'installer les deux centrales sur un site nord, à Tahadart; le scénario 2 comprend la mise en place d'un premier cycle combiné à Kénitra suivi d'un second à Mohanmmedia; les scénarios 3 et 4 prévoient la construction d'une première centrale à Tahadart avec l'installation d'une seconde sur l'un des deux sites "sud". Dans les scénarios 2, 3 et 4, le gaz est également utilisé pour dans les sites industriels situés le long du futur gazoduc. Le site de Tahadart étant vierge et nécessitant de gros travaux d'aménagement pour la construction de la première de deux centrales, c'est celui sur lequel le coût de production de l'électricité est le plus élevé (à coût du gaz égal), du moins pour la première tranche (scénarios 3 et 4). Les sites de Kénitra et Mohammedia étant déjà équipés, les coûts de production y sont sensiblement moins élevés. En prenant en compte le coût du gaz rendu aux portes de chaque centrale (donc le coût de transport du gaz sur l'antenne), le coût de production demeure malgré tout légèrement plus élevé pour la première tranche de Tahadart. En revanche, le coût moyen pour les deux tranches de Tahadart est inférieur à celui obtenu à Kénitra ou Mohammedia (Tableau 1). 13. Si seul est pris en compte le coût de la production d'électricité, c'est le scénario 1 (construction de deux cycles combinés à Tahadart) qui permet de produire le kWh sortie centrale le moins cher, grâce à la modicité du transport en aval du GME'. L'économie réalisable par rapport au scénario 2 (un cycle combiné à Kénitra et un à Mohammedia) se monte à environ 8 millions de dollars en année moyenne. Ce résultat n'est pas modifié lorsque l'on tient compte du coût du transport de l'électricité entre le 4 Par commodité, on appelle "prix FOB" le coût d'approvisionnement à la frontière algérienne, et "prix CIF" le coût du gaz au point de piquage sur le GME. 5 Voir paragraphe X.20 ci-dessous. 6 Avec un coût CIF de USD46/t pour le charbon et de USDI 15/t pour le fuel-oil (base: brut à USD20/t) 7 Le site de Tahadart est situé à 16 km du GME, auquel il serait relié par une courte antenne privée. 8 Plan de Developpement Gazier (Phase 2) site de production et le consommateur. En effet, la ligne à 400 kV Essouhoul-Meloussa présente une capacité suffisante pour répondre aux besoins simultanés de l'interconnexion sur l'Espagne et de l'évacuation vers le sud de la part de la charge de Tahadart non consommée dans le Nord. Quel que soit le scénario, la consommation de gaz du secteur électrique est estimée à 1,1 milliard de m3 en 2020, après être passée par un pic de 1,3 lorsque le "repowering" a été réalisé. Tableau 1 - Coût économique de production d'électricité Cycles combinés Coût de production de l'électricité (Dollar/MWhf) Tahadart 1 42 Tahadart 2 34 Tahadart 1 + 2 (Scénario 1) 38 Kénitra 38 Mohammedia 41 Kénitra + Mohammedia (Scénario 2) 39 Centrale classique (TV) au charbon 54 Le secteur industriel 14. Le secteur industriel consomme environ 1,4 million de tep par an (hors électricité), soit 13% de la consommation énergétique du pays dont 0,7 million de tep de fuel-oil et 0,6 million de tep de charbon importé. Le solde est constitué de gazole, de propane et de gaz produit et utilisé localement à Meskala pour le traitement des phosphates. Depuis quelques années, le secteur connaît un développement rapide de la demande de charbon, notamment pour les cimenteries, et de propane. Ces deux combustibles ont longtemps joui d'une fiscalité favorable, mais l'adoption à l'automne 1995 d'une taxation (en amont) indexée sur le pouvoir calorifique a constitué un premier pas décisif vers la neutralité du régime d'imposition. La répartition géographique de l'activité industrielle se caractérise par un fort déséquilibre en faveur de la région économique Centre (où se situe l'axe côtier Rabat-Casablanca), qui consomme près de 60% de fuel-oil et les deux tiers du propane. Cette concentration est favorable au développement de l'activité gazière. 15. Du charbon au propane, l'éventail des coûts économiques des combustibles industriels' est vaste. Ces prix ont été calculés sur la base des coûts CIF auxquels s'ajoutent les divers frais de déchargement, stockage, transport et distribution s Pour le coût économique du gaz, voir la section sur le coût de transport et de distribution, aux paragraphes X.20 et suivants ci-dessous. Résumé Analytique 9 sur le territoire marocain. Exprimés dans une même unité d'énergie, rendus à la porte d'un utilisateur-type situé à Casablanca, ils sont de 2,21/mmbtu pour le charbon importé, 3,56 et 4,10 dollars pour le fuel-oil HTS et BTS9 respectivement, 5,73 dollars pour le gazole et 6,49 dollars pour le propane. Le charbon national de Jerrada et le gaz de Meskala, combustibles limités à des utilisations locales sans possibilités d'expansion, n'ont pas été pris en compte dans l'analyse du marché industriel. 16. Le marché potentiel, représenté par l'ensemble des industries situées le long du tracé retenu pour l'antenne GME-Casablanca, est estimé, d'après la mise à jour de l'étude de marché réalisée pour le PDGM 1, à environ 450 000 tep en 2002, soit 550 millions de m3. A l'image de la situation dans le reste du pays, il est fortement dominé par le fuel-oil (53%) et le charbon (28%), le solde (19%) étant représenté par les combustibles à forte valeur ajoutée que sont le gazole et le propane. Sur l'ensemble de ce marché potentiel, la part que le gaz naturel est susceptible de conquérir est analysée en fonction du coût d'opportunité. Ce coût, qui correspond à la valeur du gaz au-delà de laquelle l'industriel n'a pas intérêt à convertir ses installations, est fonction du combustible concurrent utilisé, de la situation géographique de l'entreprise, de sa taille et du secteur d'activité. Ces deux derniers éléments ont en effet une influence directe sur le coût de la conversion. Pour les industries déjà en activité au moment où le gaz arrive, l'industriel doit convertir ses installations; le coût d'opportunité est alors inférieur au coût économique du combustible à déplacer. Bien que ce ne soit pas le cas pour les industries neuves, le même coût d'opportunité a été conservé pour l'ensemble de la période, ce qui contribue de fait à pénaliser le gaz. En revanche, par rapport aux combustibles liquides, le gaz fait réaliser des économies substantielles sur le plan du rendement énergétique (2 à 3%) et des frais d'exploitation, de maintenance et de stockage (4 à 5%). De plus, le gaz contribue à un accroissement notable de la durée de vie des équipements thermiques. Cet avantage du gaz naturel est généralement estimé par la profession à 7% en moyenne vis- à-vis des combustibles liquides, fuel-oil et gazole; il est quasiment nul vis-à-vis du propane, qui présente des qualités d'utilisation analogues à celle du gaz. 17. La courbe du coût d'opportunité (voir Figure 2 ci-dessous) décrit le marché potentiel du gaz en fonction de son coût économique. Elle est marquée par deux "marches d'escalier". La première se situe autour de 2 dollars/mmbtu et correspond à la valeur à laquelle les consommateurs de charbon basculeraient vers le gaz si celui-ci était vendu à un coût économique inférieur. La seconde, autour de 3,50 dollars/mmbtu, correspond au palier des consommateurs de fuel-oil HTS. Les utilisateurs de gazole et de propane se situent au-delà de 4 dollars/mmbtu. 18. La courbe sur la figure ci-dessous montre clairement que le gaz ne peut prétendre pénétrer le marché du charbon, car son coût économique (voir tableau 3 ci-après) se situe très nettement au-delà de son coût d'opportunité de cet autre combustible, qui est de 9 HTS: haute teneur en soufre (3.5 %/o); BTS: basse teneur en soufre (1 %) 10 Plan de Developpement Gazier (Phase 2) l'ordre de 2 dollars/mmbtu. La plupart des industriels qui utilisent du charbon sont des cimentiers qui se sont récemment convertis à ce combustible, et dont les installations sont loin d'être économiquement et techniquement amorties. De plus, le charbon est un combustible apprécié des cimentiers. A l'autre extrémité de la courbe, les utilisateurs de gazole et surtout de propane constituent un marché privilégié. Outre l'aspect économique (le gazole et le propane étant des combustibles coûteux, leurs utilisateurs peuvent accepter de payer un prix élevé pour se convertir) le gaz apporte propreté et souplesse d'utilisation à des industriels dont le premier souci est souvent la qualité de la production (céramique, agro-alimentaire). Figure 2 - Courbe du coût d'opportunité du gaz (termes économiques) BASES ECONOMIQUES 600 T339 $lMt 500 - 400 N 300-i I I 200 10 0.00 0.50 1.00 1.50 2.00 2.50 3.00 3.50 4.00 4.50 5.00 5.50 6.00 6.50 7.00 Cout d'opportunité de conversion (SlmmBtu) -Sans premium 19. Le marché du fuel-oil sera le plus disputé. Contrairement à une idée assez répandue, le gaz peut parfaitement remplacer le fuel-oil, notamment dans les utilisations dites "haute-température" (fours, séchoirs, étuves). L'histoire gazière des pays industrialisés montre clairement que le gaz s'est développé en partie aux dépens du fuel- oil. C'est notamment le cas en Europe où le gaz n'est pas particulièrement bon marché. Le même phénomène est parfaitement envisageable au Maroc, où le coût économique du gaz rendu à la porte de l'usine est très voisin de son coût d'opportunité, celui-ci variant, selon les entreprises et leur localisation, de 3,40 à 3,80 dollars face au fuel-oil HTS. Résumé Analytique 11 Coût de transport et de distribution 20. Dans sa totalité, la chaîne gazière, depuis le site de production jusqu'au brûleur de l'utilisateur, comporte six éléments, dont quatre sont situés en territoire marocain. Le coût du gaz mis à disposition de l'utilisateur est constitué de la somme de ces coûts. Le prix d'achat à la frontière algérienne n'est pas encore arrêté; il sera négocié ultérieurement entre le ou les vendeurs et acheteurs. Par référence au prix d'importation moyen du gaz algérien par l'Espagne au cours des dernières années, il a été estimé à 2,32 dollars/mmbtu FOB (frontière algéro-marocaine) sur la base du baril à 20 dollars/t (Brent). Le coût de transport sur le GME a été chiffré à 0,35 dollar/mmbtu, ce qui établit le coût CIF au point de piquage à 2,67 dollars/mmbtu. Ce montant correspond au coût de la réservation de la capacité du GME nécessaire pour alimenter les deux cycles combinés et le marché industriel, indépendamment de l'emplacement géographique du point de piquage. Si le coût de transport était facturé par l'opérateur du GME proportionnellement à la distance réellement parcourue, il serait de 0,27 dollar/mmbtu, soit un coût CIF de 2,59 dollars/mmbtu. Quoique non négligeable (0,8 dollar/mmbtu), l'écart entre ces deux chiffres affecte très peu la compétitivité du gaz naturel (en parts de marché), du fait que son coût d'opportunité (économique) est d'ores et déjà supérieur à la valeur haute de la fourchette. 21. Le transport du gaz entre le GME et les agglomérations desservies se fera au moyen d'une antenne de 250 km de long, exploitée en haute pression (HP) dont le point de piquage sera situé à proximité de Ouezzane. Son tracé lui perrnet de desservir Kénitra, Rabat, Mohammedia et Casablanca. Dans le scénario 2 (deux cycles combinés à Kénitra et Moharmmedia), son diamètre est de 26" jusqu'à Mohammedia, puis de 16" jusqu'à Casablanca. Son coût de construction est estimé à 123 millions de dollars. Le coût du transport est naturellement fonction du volume transporté, donc de la consommation des centrales thermiques et de la pénétration du gaz sur le marché industriel. Basé sur les coûts économiques et après itérations, le coût de transport par mmbtu s'établit à 0,25 dollar pour Kénitra, 0,45 dollar pour Mohammedia et 0,52 dollar pour Casablanca. 22. Les principales composantes d'un réseau de distribution, en aval de l'antenne HP, sont les suivantes: (i) une courte canalisation destinée à amener le gaz de l'antenne de transport aux portes de l'agglomération, (ii) un poste de détente et de comptage du gaz, et (iii) le réseau de distribution proprement dit en moyenne pression (MP). L'extension de ce réseau peut varier considérablement en fonction de la situation géographique des zones industrielles et de leur densité. Le coût de distribution, d'autant plus faible que la densité industrielle est forte, est estimé à 0,20 dollar/mmbtu à Casablanca, 0,40 dollar à Kénitra et 0,66 dollar à Mohanmmedia. 12 Plan de Developpement Gazier (Phase 2) Conclusions de l'analyse économique 23. Il est clair que le pays gagne au développement de l'utilisation du gaz en direction du secteur industriel. En effet, le coût de mise à disposition du gaz à Casablanca (3,39 dollars/mmbtu) est sensiblement inférieur au coût économique du fuel- oil HTS (3,60 dollars/mmbtu). Il en est de même pour Kénitra (3,31 dollars contre 3,70 dollars), mais non pas pour Mohammedia (3,78 dollars contre 3,52 dollars). Les autres villes, notamment Rabat et Salé, ne disposent pas d'une infrastructure industrielle suffisante pour justifier l'installation d'un réseau de distribution. 24. Le tableau 3 montre que l'utilisation du gaz naturel dans le secteur industriel est plus économique que celle des autres combustibles qui, à l'exception du charbon, ont un coût économique plus élevé). En année moyenne, le marché potentiel du gaz représente environ 400 millions de m3 de gaz (300 millions pris au fuel-oil et 100 millions au propane et au gazole). Le remplacement par le gaz des combustibles actuellement utilisés procurerait un avantage économique d'environ 12 millions de dollars par an, soit un chiffre supérieur aux 8 millions de dollars que ferait gagner l'installation des cycles combinés à Tahadart, une formule qui exclut l'approvisionnement du marché industriel. Tableau 3 - Coût économique du gaz et des produits pétroliers (à la porte de l'industriel) Cozît économique Coût économique Coût économique Coùt économique du gaz'° dufuel-oil HTS du propane du gazole (Dollar/mmbtu) (Dollar/mmbtu) (Dollar/mmbtu) (Dollar/mmbtu) Casablanca 3,39 3,60 6,49 5,73 Mohammedia 3,78 3,52 6,37 5,69 Kénitra 3,31 3,70 6,66 5,86 25. En fait, le bilan global des coûts actualisés du scénario 1 reste légèrement plus faible (donc plus favorable) que celui du scénario 2, car les investissements gaziers doivent être effectuées en début de période et le raccordement des industriels au réseau prendra plusieurs années. L'écart entre les deux scénarios les plus performants (le 1 et le 2) est de 10 millions de dollars, en valeur actualisée sur 20 ans. La faiblesse de cet écart montre que la construction d'un gazoduc vers Casablanca pour desservir deux cycles combinés et le marché industriel est une formule qui peut tout à fait rivaliser avec celle qui consiste à n'utiliser le gaz que pour la production d'électricité. 10 Pour un coût de ransport sur le GME de 0,35 dollar/mmbtu. Pour un coût de 0,27 dollar (voir paragraphe 20), ces chiffres passant à 3,31; 3,70 et 3,23 dollar/mmbtu pour Casablanca, Mohammmedia et Kénitra, respectivement. Résumé Analytique 13 Aspects environnementaux 26. Jusqu'ici, le fuel-oil HTS, seul disponible au Maroc, a servi de combustible de référence pour comparer les différents scénarios. Cela revient à passer sous silence le bonus (premium) environmental qu'apporte le gaz naturel, moins polluant, c'est-à-dire les effets positifs qu'il a sur l'environnement. Etablir le coût économique et social de la pollution industrielle (soufre et particules en suspension) est une opération délicate et complexe. Ce coût dépend, entre autres, de l'emplacement des sites industriels en zone urbaine, de la densité de population autour de ces sites, des conditions climatiques, des spécifications des combustibles et du mode de fonctionnement des équipements antipollution, lorsqu'ils existent. Une étude récemment menée par la Banque mondiale et le Ministère de l'environnement sur l'agglomération de Casablanca- Mohammedia chiffre le préjudice causé à la santé de la population par les utilisateurs du fuel-oil HTS à 65 dollars par tonne consommée, soit environ 26 millions de dollars par an. Un autre moyen de chiffrer le bonus environnemental est de retenir l'écart entre les prix des fuel-oil HTS et BTS, en considérant que ce dernier est la meilleure alternative, d'un point de vue environnemental, lorsque le gaz naturel n'est pas disponible. Si l'on retient le chiffre du 20 dollars/tonne, soit l'écart observé sur les prix du marché libre de Rotterdam, outre les deux catégories de fuel-oil pendant l'automne 1996, c'est le scénario 2 qui fournit le bénéfice économique le plus important (21 millions de dollars en valeur actualisée, voir tableau 4). 27. Le tableau 4 présente le bilan actualisé des différents scénarios étudiés. Le bilan comprend, pour la période 2002-2020, d'une part, le coût des infrastructures électriques et gazières, ainsi que leurs coûts opératoires, spécifiques à chaque scénario, d'autre part les bénéfices économiques résultant du remplacement des combustibles liquides par le gaz naturel. Tableau 4 - Bilan actualisé selon les scénarios Scénarios Bilan des coûts Ecart par Bilan des Ecart par actualisés rapport au coûts rapport au Référence: meilleur actualisés meilleur Fuel-oil HTS scénario Référence: scénario Fuel-oil BTS 1 (Tahadart 1 + 2) 731 0 731 + 21 2 (Kénitra + Mohammedia) 741 + 10 710 0 3 (Tahadart + Kénitra) 778 + 47 744 + 34 4 (Tahadart + Mohammedia) 807 + 76 785 + 75 14 Plan de Developpement Gazier (Phase 2) Optique financière 28. L'analyse financière vise à vérifier que l'introduction de paramètres financiers tels que la fiscalité et la rémunération de la dette et du capital investi ne crée pas de distorsions dans les résultats de l'analyse économique. Sur le plan fiscal, on a appliqué au gaz naturel le principe de la neutralité actuellement en vigueur pour les combustibles industriels, ce qui revient à retenir une Taxe interne sur les combustibles (TIC) de 1,17 dollar/mmbtu (sa valeur actuelle)". D'autre part, on a conservé les autres taxes et droits que supportent actuellement les combustibles liquides. La TVA, récupérable par les industriels, n'a pas été prise en compte. 29. Les comptes prévisionnels ont été établis séparément pour chaque opérateur potentiel, c'est-à-dire le transporteur et un distributeur par agglomération. Pour le transporteur, on a retenu un ratio d'autonomie financière de 30 pour 70. La dette, libellée en dollars, est financée au taux de 12% sur 12 ans. Pour la rémunération du capital investi, on a estimé que les investisseurs requerront un rendement de 20% après impôt. Pour les distributeurs, dont l'investissement est beaucoup plus modeste (entre 1 et 4 millions de dollars selon les villes), on est parti du principe que les installations seront financées entièrement sur fonds propres. Enfin, on a considéré que les industriels sont prêts à passer au gaz s'ils peuvent récupérer leur investissement de conversion (y compris les taxes et les droits de douane) dans un délai maximum de 5 ans. 30. L'incidence des charges financières et fiscales fait que les coûts financiers de transport, de distribution et de conversion sont plus élevés que les coûts économiques. Le coût financier du transport est presque le double du coût économique, variant de 0,46 dollar/mmbtu, à Kénitra, à 0,98 dollar à Casablanca. Pour la distribution, il est supérieur de 25% au coût économique à Casablanca. Cependant, cette différence est compensée par un écart de même ampleur (quoique de nature différente) entre les coûts économique et financier des combustibles pétroliers. De ce fait, le coût financier du gaz pour le consommateur final est très voisin de celui du fuel-oil. A Casablanca, il est de 5,15 dollars/mmbtu (porte de l'utilisateur) contre 5,14 dollars et 5,67 dollars pour le fuel-oil HTS et BTS respectivement. 31. Le coût d'opportunité du gaz par rapport au fuel-oil HTS variant entre 4,65 dollars et 5,40 dollars/mmbtu, son coût financier se situe au milieu de cette fourchette. Si le gaz est vendu exactement à son coût financier (5,14 dollars/mmbtu), le marché qu'il est susceptible de déplacer atteint 325 millions de m3 en 2002. En fait, l'expérience montre que la pénétration du gaz ne s'effectue pas instantanément. Outre les craintes que peut leur inspirer un produit nouveau, les industriels préféreront peut-être attendre que leurs installations soient économiquement et techniquement amorties avant l l La TIC a été uniformisée pour les combustibles industriels, notamment le fuel-oil et le charbon. Elle est de 0,04 MAD par thermie (Mcal). Résumé Analytique 15 de les convertir au gaz, même lorsque le calcul économique montre qu'ils auraient intérêt à le faire irnmédiatement. On a donc considéré que le gaz mettrait 5 ans à conquérir le marché potentiel, à raison de 20% par année. Sur cette base, la consommation de gaz passerait de 65 millions m3 en 2002 à 380 millions m3 en 2006 (fin de la montée en régime) pour atteindre 660 millions m3 en 2020. A cette date, la pénétration du gaz atteindrait 63% du marché industriel de la région. Aspects institutionnels Structure de l 'industrie gazière 32. Outre le très grand intérêt qu'il présente pour le développement de l'économie marocaine, le projet d'introduction du gaz naturel a un caractère commercial marqué et exige des investissements importants, estimés à environ 130 millions de dollars pour le scénario 2 (transport et distribution). Dès lors, il convient que le financement des travaux de construction des ouvrages, la propriété des actifs et des moyens d'exploitation, et la gestion par des opérateurs privés se fassent dans le cadre de concessions spéciales de service public; cela constituerait pour le Gouvernement marocain une formule économiquement et fmancièrement intéressante, permettant le développement rapide d'une industrie gazière sans incidence majeure sur le budget de l'Etat. 33. Quel que soit le nombre d'acteurs (de maillons), la chaîne gazière a pour objet d'assurer deux fonctions principales entre le maillon amont (le vendeur initial) et le maillon le plus en aval (le consommateur final); ce sont (a) le transport physique du gaz, et (b) la commercialisation (achat/vente) du gaz. Malgré la diversité des structures possibles, on peut regrouper les différentes possibilités autour de deux formules. Dans la première, le transporteur assure également la commercialisation du produit (merchant pipeline). Il s'agit du schéma le plus couramment rencontré en Europe et au Maghreb. L'opérateur achète le gaz au fournisseur, le transporte, et le revend à diverses catégories de consommateurs en aval (sociétés de distribution, gros consommateurs, clients individuels). Propriétaire du gaz transporté, il est responsable de son approvisionnement comme de sa commercialisation. Ce système pernet à un opérateur unique de maîtriser la totalité de la chaîne (hors production); il facilite la planification des investissements et d'achats et se prête mieux à la mise en oeuvre d'une politique industrielle nationale. En revanche, il concrétise le monopole de l'opérateur et peut favoriser le maintien de coûts élevés. De plus, il manque de transparence, en ce sens que l'opérateur vend un produit unique (le gaz) dont les composantes de coût peuvemt être mal connues, tant du consommateur que, souvent, de l'opérateur lui-même. 16 Plan de Developpement Gazier (Phase 2) Figure 5 - Courbe du coût d'opportunité du gaz (termes financiers) soe E 400 ~300 1 00 4.00 4-50 5.00 5.50 6.00 6.50 7.00 Cout d'opportunité du gæ naturel (YrnmEtu) -Sana pelLrn __~~~~~~~~~~~~~~ _ Avec penzen 34. Dans la deuxième formule, le transporteur assure uniquement la fonction de transport, ouverte à tous (principe du libre accès ou open access). Il est un prestataire de service, rémunéré pour l'unique fonction qu'il assure: transporter du gaz pour qui le souhaite. Il perçoit un péage, à la manière d'un exploitant d'autoroute. Il n'est à aucun moment propriétaire du combustible, et n'intervient ni en amont, ni en aval de la chaîne gazière. La fonction commerciale est exercée par le vendeur et l'acheteur de gaz qui conviennent de gré à gré de toutes les clauses du contrat. Ce système est bien adapté à une économie gazière arrivée à maturité, où coexistent un grand nombre de vendeurs et d'acheteurs, comme c'est le cas en Amérique du Nord. La concurrence joue alors son rôle dans la mesure où le transporteur ne bénéficie pas d'une concession exclusive: si la demande le justifie, plusieurs transporteurs peuvent desservir le même marché. 35. Plus le nombre d'acteurs est important, plus la concurrence permet de maintenir les coûts à leur minimum économique, et plus l'efficacité est grande (modicité des prix alliée à une qualité de service suffisante). Toutefois, dans le cas d'une industrie naissante et fortement capitalistique, il ne paraît pas souhaitable de disperser l'activité gazière entre un grand nombre d'intervenants, situation qui risque de fragiliser l'industrie et de diluer les responsabilités. Ce double phénomène, à son tour, pourrait déboucher à terne sur la nécessité de renforcer le pouvoir de l'Etat, appelé comme arbitre, ce qui est contraire à l'esprit de la nouvelle politique économique. Au contraire, il apparaît essentiel que le projet soit structuré dès le début autour d'un promoteur solide qui joue le rôle de moteur et garantit le succès de l'opération par son engagement. Résumé Analytique 17 36. Compte tenu de ce qui précède, on peut imaginer une structure intermédiaire dans laquelle l'opérateur du gazoduc assure le transport, et, en partie, la commercialisation du combustible, dans les conditions suivantes: * les producteurs vendent le gaz à l'opérateur et, le cas échéant, à d'autres gros consommateurs, au moyen de contrats de prise ferme à longue durée (take-or-pay), * l'opérateur se voit attribuer une concession pour un itinéraire et une durée déterminés. Il n'est pas titulaire d'une concession de transport unique sur l'ensemble du territoire national, * l'opérateur exerce les deux fonctions, transport et commercialisation, de façon autonome et transparente, * l'opérateur vend le gaz dont il est propriétaire à des consommateurs ou à des sociétés de distribution publique, • la capacité excédentaire du gazoduc est ouverte à d'autres acheteurs ou vendeurs qui peuvent utiliser la canalisation moyennant péage. * chez l'opérateur, le transport et la commercialisation sont découplés sur le plan comptable (unbundling). il n'y a pas de subventions croisées. Le péage payé par les tiers est identique à celui facturé, de façon interne, par l'organe transporteur à l'organe commercial de l'opérateur pour le transport du gaz dont il est propriétaire. 37. La distribution est, dans la mesure du possible, assurée par une ou plusieurs entreprises, distinctes du transporteur. Une société de distribution obtient une concession exclusive dans un périmètre clairement défini pour la construction et l'exploitation du réseau. Cette concession est limitée dans le temps. En revanche, le concessionaire n'a pas de monopole commercial, les très gros consommateurs'2 pouvant s'adresser directement à un vendeur de gaz. Dans ce cas, ces derniers acquittent un droit de péage au distributeur pour l'utilisation du réseau de distribution, selon un barème préétabli et publié. L'étroitesse du marché industriel en dehors de Casablanca empêchera sans doute de trouver des investisseurs différents pour mettre en place de petits réseaux à Kénitra ou Mohammedia. La distribution pourrait alors être assurée, pour l'ensemble des sites le long de l'antenne, par la même entreprise, mais il reste souhaitable que chaque agglomération fasse l'objet d'une concession distincte. 38. Une variante au schéma envisagé ci-dessus consisterait pour les acheteurs (industriels, sociétés de distribution) à se regrouper en un groupement d'intérêt économique (GIE) dont le poids permettrait d'obtenir des conditions de fourniture plus favorables de la part du vendeur. Cette formule profiterait surtout aux "petits" acheteurs, 12 Au-dessus d'un seuil de consommation à définir. 18 Plan de Developpement Gazier (Phase 2) qui sont aussi souvent ceux dont la courbe de charge est la plus faible, et qui sont, de ce fait, moins bien armés pour négocier avec le vendeur. Structure du capital des opérateurs 39. Le développement et le financement du projet incombent au secteur privé. Toutefois, la participation minoritaire d'une entreprise publique peut être envisagée, de préférence pour une durée limitée, dans la mesure où la présence de l'Etat peut constituer pour les investisseurs privés une garantie supplémentaire, pour ce qui est du respect des engagements dans le domaine institutionnel, par exemple. 40. L'opérateur doit être indépendant de ses principaux fournisseurs et clients. Aucun producteur ni consommateur de gaz ne peut détenir un intérêt de contrôle, afin d'éviter (a) tout traitement privilégié d'un consommateur ou groupe de consommateurs en matière de péage ou de réservation de capacité, et (b) les conflits d'intérêt que la politique d'expansion du réseau de transport peut faire naître. En revanche, rien ne s'oppose à ce qu'une entreprise située en amont ou en aval de l'opérateur (un producteur d'électricité, par exemple), détienne une participation minoritaire dans son capital, notamment pendant la période de démarrage de l'activité gazière. Le cadre institutionnel et réglementaire 41. Le transport du gaz naturel constitue généralement, à l'intérieur d'une zone donnée, un monopole de fait (monopole naturel); comme tel, il doit être régulé. L'exercice d'un monopole requiert un cadre institutionnel et juridique précis, qui seul peut permettre une exploitation efficace. Mettre en place et maintenir un équilibre entre des intérêts conflictuels, empêcher tout abus du pouvoir de monopole, promouvoir l'efficacité sur le plan technique et sur celui de la gestion, encourager la concurrence avec d'autres sources d'énergie et, lorsque c'est le cas, entre gaz de provenances différentes, tels sont les principes qui sous-tendent l'organisation de l'industrie gazière. 42. Les monopoles naturels justifient l'intervention de l'Etat afin de: * protéger les investisseurs engagés dans des opérations lourdes contre des projets concurrents et non économiques, * protéger les consommateurs contre toutes les formes abusives du monopole, telles que les pratiques discriminatoires, les abus de position dominante et les pratiques prédatrices, * veiller à l'intérêt général sur le plan de la sécurité technique et de la sécurité des approvisionnements. 43. Le parcours de différents pays tend à montrer qu'un certain nombre de facteurs sont déterminants pour l'introduction et le développement progressif du gaz naturel en tant qu'énergie nouvelle: Résumé Analytique 19 * La volonté politique de développer le recours au gaz est une condition préalable, car plusieurs décisions devront être prises au sujet de l'organisation de l'industrie, du rôle des acteurs en place et à venir, et des incidences du développement gazier sur le reste de l'économie. * L'existence de "règles du jeu" parfaitement définies est indispensables. Ces règles définissent les aspects juridiques, techniques, économiques et financiers applicables à l'industrie. Elles peuvent être fixées dans le cadre d'un Code gazier dont le rôle est de mettre en place la réglementation initiale'3 tout en prenant en compte l'évolution possible de l'industrie (découvertes locales de gaz, nouvelles sources d'approvisionnement, nouvelles formes d'utilisation, etc.). Une défmition claire de toutes ces règles constitue un préalable indispensable pour attirer l'investissement privé. 13 Le Code gazier est une loi et doit, comme telle, être approuvée par le Parlement. Sa mise en application se fait par décrets et arrêtés ministériels ou inter-ministériels. I Le gaz naturel dans le contexte énergétique marocain Les orientations définies par le gouvernement dans le secteur de l'énergie 1.1 Le gouvernement marocain a réservé à l'énergie une place centrale dans le processus global de libéralisation engagé en 1992. Ce rôle s'articule autour des trois axes suivants. D'abord, il s'agit de satisfaire les besoins énergétiques de l'ensemble de la population marocaine, et notamment de la population rurale encore sous-équipée, dans les meilleures conditions de prix et de sécurité. Ensuite, la fourniture d'une énergie au moindre coût constitue un facteur de compétitivité pour l'agriculture, la pêche, l'industrie et les services. Enfin, le secteur est en mesure, pour jouer son rôle, de mobiliser des ressources financières très importantes en faisant appel aux marchés financiers nationaux et internationaux. Or les besoins sont encore considérables: environ 400 millions de dollars devront être investis chaque année d'ici 2015 dans les sous-secteurs de l'électricité et du gaz naturel. 1.2 En 1995, le Ministère de l'énergie et des mines a défini les grandes lignes de la politique publique pour le moyen terme dans un document intitulé Orientations stratégiques. Ces orientations s'organisent autour de deux objectifs principaux: fournir une énergie au meilleur prix, et développer l'approvisionnement en énergie des zones rurales. 1.3 Pour ce qui concerne la maîtrise de l'énergie, les pouvoirs publics ont lancé plusieurs actions d'ordre institutionnel: (i) libérer les prix de l'énergie en indexant le prix des produits pétroliers sur celui du marché international -- à l'exception du butane pour des raisons liées à la fourniture d'énergie aux zones rurales -- et en introduisant une nouvelle tarification de l'électricité basée sur le coût marginal à long terme et l'horo- saisonnalité; (ii) rationaliser la fiscalité sur la base du pouvoir calorifique inférieur, en introduisant la neutralité fiscale inter-énergétique et le déplacement de l'amont vers l'aval des prélèvements fiscaux; et (iii) mettre en place de nouveaux instruments de réglementation. 21 22 Plan de Developpement Gazier (Phase 2) 1.4 Les instruments mis en place visent à réglementer (i) la concurrence dans le secteur pétrolier et la fourniture d'équipements énergétiques, et (ii) les activités de réseau (transport de l'électricité et du gaz naturel). L'application d'un tel régime, activité nouvelle au Maroc, s'inscrira dans un cadre légal précis, celui des Codes de l'électricité et du gaz. 1.5 S'agissant du secteur de l'électricité, un programme de restructuration est en cours avec le concours de la Banque. Une loi approuvée par le Parlement autorise les opérateurs privés à produire de l'électricité après déroulement d'une procédure d'appel d'offres (production concessionnelle d'électricité). Un Code de l'électricité définit les règles du commerce de l'électricité entre les différents acteurs (producteurs, transporteurs, distributeurs), et met en place un organe de réglementation (Agence de régulation). 1.6 Dans un deuxième temps, le Ministère pourra axer son action sur la question de l'approvisionnement énergétique des zones rurales essentiellement par l'électrification (énergétisation rurale). Une nouvelle direction chargé de l'exécution du Progranmme d'électrification rurale généralisé (PERG) a été créée au sein de l'Office national de l'électricité. C'est dans ce contexte que la nouvelle tarification a vu le jour. Basée sur un régime horo-saisonnier incitatif, elle vise à uniformiser, dans un délai de 5 ans, le prix de cession de l'électricité aux régies de distribution, l'objectif final étant, d'une part, d'optimiser et de rationaliser la gestion de la demande et, d'autre part, d'assurer le financement du PERG pour lequel ont été prévues une taxe de développement de 2 centimes sur chaque kWh facturé. Le contexte énergétique 1.7 Au cours des dernières années, la consommation annuelle du Maroc a été d'environ 11 millions de tep, dont près des trois quarts sous forme d'énergie commerciale. Par rapport aux autres pays de la région, la consommation d'énergie et l'intensité énergétique demeurent faibles, avec 280 kgep par habitant'4 et 260 kgep par millier de dollars de PIB, respectivement. Si les produits pétroliers représentent toujours une part considérable de l'énergie commerciale consommée, le charbon a récemment accru sa pénétration dans des proportions importantes, à la suite de la conversion massive des cimenteries. La part de ce combustible continue de s'accroître du fait de la mise en service progressive de la centrale électrique de Jorf-Lasfar (4x330 MW), dont deux tranches sont déjà opérationnelles. Cependant, si le charbon contribue à une diversification des sources utilisées, l'absence presque totale de ressources énergétiques nationales maintient ,le Maroc dans une situation de forte dépendance vis-à-vis des fournisseurs extérieurs vers lesquels le pays doit se tourner pour répondre à plus de 85% de ses besoins, la facture énergétique représentant environ 15% de la valeur de l'ensemble des importations. 14 Algérie: 614 kgep; Tunisie: 567 kgep. Le gaz naturel dans le contexte énergétique marocain 23 Le gaz naturel et le Gazoduc Maghreb-Europe (GME) 1.8 L'Onarep (Office national de recherches et d'exploitations pétrolières) exploite depuis une quinzaine d'années un petit gisement de gaz à Meskala, dans le sud du Maroc, au sud-est d'Essaouira. Les faibles réserves du gisement et son éloignement des grands centres de consommation ont restreint les débouchés à une utilisation locale, en l'occurrence une unité de traitement de phosphates de l'OCP. Malgré des recherches intensives menées depuis une vingtaine d'années, notamment dans le sud du pays, aucun gisement pétrolier ou gazier n'a été découvert. Dans le contexte actuel, le développement de l'industrie gazière marocaine repose donc uniquement sur la disponibilité du gaz algérien transporté par le GME. 1.9 En octobre 1996 a été mis en service le gazoduc international GME (Gazoduc Maghreb-Europe) qui relie le gisement algérien de Hassi R'Mel à l'Espagne à travers le territoire marocain et le détroit de Gibraltar. Il s'agit d'une canalisation haute pression (HP) de gros diamètre (48") de 1 370 km de long, dont 525 km à travers le Maroc. La section marocaine, intégralement fmancée par l'opérateur espagnol, a coûté 730 millions de dollars. Après un parcours de 530 km en territoire algérien, le GME pénètre en territoire marocain dans la région d'Ain Beni Mathar, à environ 100 km au sud d'Oujda. Sur le territoire marocain, le GME passe à proximité des villes de Guercif, Taza, Ouezzane, Ksar el Kebir et Tanger. Il traverse le détroit de Gibraltar sur 45 km (2x20" à très haute pression -- 150 bar) puis l'Andalousie par Séville jusqu'à Cordoue (270 km). Une branche de 400 km de long desservira Lisbonne au Portugal. 1.10 En régime de croisière et dans sa configuration actuelle, le gazoduc peut transporter près de 10 milliards de m3 par an. Environ 6,5 milliards de m3 ont été achetés par l'Espagne (Enagas'5) et 2,5 par le Portugal (Transgas). Un milliard de m3 est donc disponible pour le Maroc. En fait, la capacité finale du gazoduc est très supérieure à sa capacité initiale. Si la demande le justifie, l'adjonction de stations de compression intermédiaires aux deux unités existantes (une à la frontière algéro-marocaine et une près de Tanger, à l'entrée de la section sous-marine) permettrait de porter la capacité de transit à 18 milliards de m3 environ. 1.11 En plus du gaz commercial qu'il peut être amené à acheter, le Maroc reçoit, depuis la mise en service du gazoduc, un certain volume de gaz destiné à régler le droit de passage de la canalisation sur son territoire marocain. Ce gaz de redevance sert aussi à dédommager l'Etat pour les avantages fiscaux consentis aux investisseurs lors de la construction du gazoduc. Il est payé par les acheteurs situés en aval du Maroc dans la chaîne gazière, et peut être livré en nature (kind) ou réglé en devises (cash), selon des modalités fixées d'un commun accord entre parties. En règle générale, le volume du gaz de redevance représente un certain pourcentage du volume transitant à travers le pays, 15 Gas naturel depuis la privatisation. 24 Plan de Developpement Gazier (Phase 2) généralement autour de 6 à 7%, légèrement dégressif au fur et à mesure que le volume de transit s'accroît. Dans le cas du Maroc, cela représente environ 600 millions de m3 par an en régime de croisière. La redevance étant due par les acheteurs, ce gaz, lorsqu'il est reçu en nature, vient en déduction du volume souscrit par ces acheteurs auprès du vendeur - il n'augmente pas le volume de gaz transporté. Dans le même ordre d'idées, il n'est pas soumis à péage sur le GME. Le Plan de développement gazier du Maroc (PDGM) 1.12 Le présent rapport a pour objet de présenter les résultats de la deuxième phase de l'étude du Plan de développement gazier du Maroc (PDGM 2), et notamment l'importante mise àjour réalisée à la demande des autorités marocaines. 1.13 Entrepris à la demande du Ministère de l'énergie et des mines, le PDGM a, dès son lancement, profité du concours du Programme d'assistance à la gestion du secteur énergétique (ESMAP). L'objectif principal était d'évaluer en quoi une éventuelle utilisation du gaz naturel qui devait, à l'horizon 1996, traverser le pays de l'Algérie vers l'Espagne, présentait un intérêt économique pour le Maroc. A l'instar de la Tunisie qui avait, quelques années plus tôt, décidé de profiter du passage du Transmed Algérie-Italie sur son territoire pour développer son industrie gazière, le gouvernement marocain voulait connaître les bénéfices que son pays pouvait retirer de cette nouvelle infrastructure, ainsi que les conditions techniques et économiques dans lesquelles il pouvait le faire. Cette première phase (PDGM 116) a en particulier conclu à l'existence d'un marché potentiel important dans le secteur industriel, notamment dans la zone de Casablanca et Mohammedia. De par son éloignement du futur gazoduc international, ce marché industriel ne pouvait toutefois, à lui seul, justifier la construction d'un réseau de transport. Il fallait en effet que le développement de l'industrie gazière ait pour moteur un ou plusieurs gros consommateurs disposant d'une masse critique suffisante pour rentabiliser un gazoduc d'environ 250 km de long. 1.14 Parmi les différents secteurs envisagés (pétrochimie, phosphates, cimenteries, production d'électricité), c'est cette dernière qui présentait manifestement les meilleures perspectives de développement. Le gouvernement marocain demanda alors à Esmap de compléter l'étude d'une seconde phase pour approfondir cette possibilité. Les objectifs de ce PDGM 2 étaient les suivants: a) étudier et comparer les différentes solutions techniques pour de futures centrales thermiques au gaz, y compris pour ce qui concerne leur localisation; b) préciser le marché potentiel du gaz dans le secteur industriel; c) étudier le tracé et le coût de construction d'un système de gazoducs à mettre en place entre le GME et les zones de consommation; et d) recommander une solution qui permette d'assurer l'introduction du gaz naturel au Maroc dans les meilleures conditions économiques possibles. 16 La première phase du Plan de développement gazier a fait l'objet d'un rapport à "couverture verte" présenté au MEM en avril 1992. Le gaz naturel dans le contexte énergétique marocain 25 1.15 Depuis la présentation des rapports techniques préparés par les consultants et leur examen par le Ministère de l'énergie et des mines, le gouvernement marocain a lancé une politique ambitieuse de réforme du secteur de l'énergie, en faisant porter son effort sur les sous-secteurs où les transformations étaient jugées le plus urgentes, c'est-à- dire le pétrole et l'électricité. En l'espace de deux ans, les autorités ont mis en oeuvre cinq réformes majeures: a) la privatisation complète de la distribution des produits pétroliers; b) le lancement de la privatisation des raffineries; c) la réforme de la tarification des produits pétroliers; d) la réforme de la fiscalité sur les combustibles; et e) l'introduction de la production concessionnelle d'électricité (PCE) par l'application de ce régime à la nouvelle centrale thermique au charbon de Jorf-Lasfar (4 x 330 MW) et à la. centrale éolienne de Koudia-Blanco (50 MW), près de Tétouan. Du fait de ces nouvelles priorités, l'intérêt porté au développement de l'activité gazière pendant cette période est passé au second plan. Qui plus est, la mise en service des deux premières tranches de la centrale de Jorf-Lasfar et de l'ouverture de la centrale hydroélectrique de Matmata, puis la décision de réaliser les troisième et quatrième tranches de Jorf en priorité, ont fait que la construction de nouvelles centrales au gaz ne répondait plus à une nécessité immédiate pour le Maroc. 1.16 En juin 1996, à l'occasion de la préparation par l'ONE du nouveau Plan d'équipement de la production électrique, il a été convenu avec les partenaires marocains que les conditions nouvelles du secteur énergétique dans son ensemble, tant économiques qu'institutionnelles, rendaient nécessaire la mise à jour du PDGM 2. Cette phase complémentaire fut conduite entre juin et décembre 1996, en étroite coopération avec le MEM et l'ONE. A ce stade du développement de la production électrique nationale, les décideurs et les opérateurs du secteur étaient face à une problématique technico- économique comportant trois grandes questions: - S'agissant du développement à long terme de la capacité de production électrique, quelle est l'option technico-économique, notamment entre la turbine à vapeur au charbon et le cycle combiné au gaz, qui offre les meilleures possibilités? * Dans quelles agglomérations le gaz peut-il être utilisé dans de bonnes conditions économiques par le secteur industriel? * Si, sur le plan technico-économique, le cycle combiné est la meilleure option, quel est ou quels sont les sites géographiques qui assurent au pays la meilleure valorisation du gaz, compte tenu des besoins existants à la fois au niveau de la production d'électricité et du secteur industriel? 1.17 L'objectif de l'actualisation de la phase 2 est donc clairement technico- économique. Les conclusions et recommandations qui résultent de cette mise à jour font l'objet du présent rapport. Si les aspects institutionnels, tant pour le gaz que pour l'électricité, ont été traités dans l'étude sur la restructuration du secteur énergétique, le 26 Plan de Developpement Gazier (Phase 2) PDGM 2 propose des solutions et présente des recommandations au sujet de la structure de la future industrie gazière. 1.18 Sur le plan méthodologique, la mise à jour se distingue de la Phase 2 initiale par une réduction du nombre de scénarios (quatre au total, voir para. 1.24) et la prise en compte de la nouvelle ligne d'interconnexion avec l'Espagne. Par ailleurs, le marché industriel a été soumis à un nouvel examen approfondi. Enfin, l'ensemble des facteurs économiques a été revu, notamment pour ce qui concerne le coût de construction des centrales thermiques et du réseau de transport de gaz, afin de tenir compte de la tendance à la baisse constatée sur le marché international. Le PDGM dans le cadre d'ESMAP et de l'assistance de la Banque mondiale 1.19 Le PDGM s'inscrit dans le cadre général d'un programme d'assistance technique apporté par la Banque mondiale au Ministère de l'énergie et des mines. Depuis le début de la décennie, la Banque n'a cessé de prêter son concours au processus de restructuration du secteur de l'énergie lancé par le MEM au Maroc. L'assistance technique a été en grande partie véhiculée par Esmap, le programme commun PNUD/Banque mondiale d'assistance à la gestion du secteur énergétique. Elle s'est traduite par un nombre important d'études de caractère technique, économique et institutionnel. Ainsi, outre le PDGM et l'étude sur le prix du gaz au Maroc, Esmap a financé une vaste étude de restructuration du secteur de l'énergie (électricité, pétrole et gaz), qui a été conduite en étroite coopération avec les responsables marocains compétents, dans le droit fil de la politique de réforme et de libéralisation de l'économie du pays, ainsi qu'un projet de Code gazier (loi et décret). Cette étude -- et les travaux et séminaires auxquels elle a donné lieu -- a eu un impact déterminant sur la teneur et le calendrier de la réforme du secteur. A partir des principales conclusions qui y étaient présentées, les pouvoirs publics ont en effet décidé de mettre en oeuvre la plupart des réformes proposées, en particulier dans les domaines de l'électricité et du pétrole. La Banque mondiale a aussi prêté son concours au Ministère lors de la préparation des Orientations stratégiques de la politique énergétique du pays à moyen et long terme (1996). 1.20 La restructuration du secteur aura une incidence fondamentale sur les missions et le mode d'intervention du MEM. Dans la perspective de son adaptation à son nouveau rôle, le Ministère a mené avec le concours de la Banque une étude financée par le Fonds de développement institutionnel (FDI) en vue de sa propre restructuration dans les domaines du management, de l'analyse financière et de la gestion des ressources humaines. Cette étude vise notamment à faire du Ministère une structure pilote dans le processus de réforme administrative qui touchera à terme d'autres ministères. Les scénarios et hypothèses de base du PDGM2. 1.21 Venant à la suite d'une série déjà longue d'études technico-économiques, la mise à jour de la Phase 2 a été réalisée dans un contexte relativement fermé, où certaines orientations de base ont été discutées et un certain nombre de décisions prises, Le gaz naturel dans le contexte énergétique marocain 27 notamment en fonction des phases précédentes. Les hypothèses et les scénarios retenus tiennent naturellement compte de ce contexte. 1.22 Comme on l'a vu plus haut, la première phase du PDGM avait montré que, pour se dérouler dans de bonnes conditions économiques, le développement de l'industrie gazière devait être axé sur la production d'électricité. Pour garantir la sécurité de l'approvisionnement, l'ONE tenait à ce que la consommation des futures centrales ne dépasse pas le volume de gaz actuellement réservé pour le Maroc, indépendamment des perspectives d'accroissement des disponibilités à moyen et long terme. Le volume matériellement disponible était dans les conditions actuelles, d'environ 1,6 milliard de m3 par an (soit 1 milliard de m3 de gaz "commercial" et 0,6 milliard de m3 de gaz de redevance), dont une partie doit pouvoir être distribuée aux clients industriels. Il a été convenu avec l'ONE de travailler sur l'hypothèse d'un premier groupe de deux centrales à cycle combiné de 470 MW de puissance installée, associé au projet de ré-équipement (repowering) de l'une des tranches de la centrale au fuel-oil de Kénitra. Les premières analyses montrent que la consommation annuelle de ces trois unités serait de 1,35 milliard de m3 pour un fonctionnement en base. 1.23 Par ailleùrs, les études de sites réalisées par l'ONE l'ont conduit à retenir trois sites possibles pour l'implantation de ces deux premières centrales au gaz. Deux d'entre eux sont déjà équipés mais disposent de réserves foncières suffisantes pour la mise en place d'un futur cycle combinE. Il s'agit de Mohammedia, à 30 km au nord-est de~ Casablanca, et de Kénitra, à 40 km au nord de Rabat. Encore vierge, le troisième site, Tahadart, est situé à 1 1 km au sud de Tanger et à une quinzaine de kilomètres du GME. L'estimation du coût d'implantation des centrales tient compte des travaux de génie civil nécessaires à l'aménagement des différents sites. 1.24 A partir de ces données, quatre scénarios ont été retenus, chacun prévoyant l'installation de deux centrales. Le projet de repowering de Kénitra (60 MW'7) a été ajouté pour les scénarios comprenant ce site: * Scénario 1: 2x470 MW à Tahadart. * Scénario 2: 1x470 MW à Kénitra et 1x470 MW à Mohammedia, plus repowering. * Scénario 3: lx470 MW à Tahadart et 1x470 MW à Kénitra, plus repowering. * Scénario 4: 1x470 MW à Tahadart et 1x470 MW à Mohammedia. 1.25 Les dates de mise en service des centrales ont été choisies en fonction du Plan d'équipement de la production d'électricité établi par l'ONE en juin 1996. Elles 17 Une étude du Fonds pour l'environnement mondial (FEM ou GEF), a montré que seul le repowering de la tranche 4 de la centrale de Kénitra présentait un intérêt économique. 28 Plan de Developpement Gazier (Phase 2) tiennent compte des clauses du contrat avec la compagnie ABB, adjudicataire de la production concessionnelle d'électricité (PCE) sur le site de Jorf-Lasfar, qui stipule que les tranches 3 et 4 de cette centrale seront les prochaines unités thermiques vapeur à être construites au Maroc. De ce fait, la mise en service des cycles combinés devrait s'étager entre 2002 et 2005, selon les scénarios. Tableau 1.1 - Calendrier de mise en service des cycles combinés Scénarios 2002 2004 2005 1 CC Tahadart 1 CC Tahadart 2 2 Repowering Kénitra CC Kénitra CC Mohammédia 3 CC Tahadart Repowering Kénitra CC Kénitra 4 CC Tahadart CC Mohammédia 1.26 Dans les scenarios 2, 3 et 4, l'antenne de transport est construite dès 2000- 2001 jusqu'à Casablanca, de façon à pouvoir desservir les clients industriels de l'agglomération à partir de 2002. Cette solution a été retenue car elle permet d'alimenter les clients industriels ce qui se traduit par un enrichissement sur le plan national (voir paragraphe 6.1). Le calendrier de construction de la canalisation de transport n'est donc pas fonction de la date de mise en service des cycles combinés telle qu'elle ressort du calendrier du tableau 1.1 ci-dessus. 2 Le coût des combustibles 2.1 Seuls les coûts de nature économique sont pris en compte dans la présente étude. Il s'agit des coûts réellement supportés par l'économie marocaine, à l'exclusion des frais financiers, de la rémunération des actionnaires et des taxes intérieures, droits de douane, accises et effets de compensation entre produits (subventions et charges exceptionnelles). Cependant, on a réalisé une analyse financière pour vérifier les conclusions de l'étude économique en se plaçant du point de vue des opérateurs, comme préalable à l'étude de prix. Les résultats obtenus sont présentés dans l'Etude intitulée Prix et principes de tarification du gaz naturel au Maroc. Les mouvements de prix des produits énergétiques, en particulier du pétrole, étant erratiques et très peu prévisibles, aucune échelle de révision n'a semblé propre à traduire ces variations, même sur le long terme. Aussi a-t-on considéré que le coût des combustibles était constant pendant toute la durée de l'étude. Produits pétroliers 2.2 L'hypothèse de travail retenue pour calculer le coût économique des produits pétroliers est 20 dollars/bl pour le brut (référence: Brent), valable pendant toute la période couverte par l'étude. Le calcul du coût économique des produits est basé sur le principe de la valeur paritaire des importations, c'est-à-dire le prix qu'il faudrait payer -- ici, sur le marché libre de Rotterdamn -- pour importer le produit considéré raffiné à l'étranger. Cette hypothèse vaut dans tous les cas pour les produits dont le pays est importateur net puisque le coût à la marge sera celui du produit importé. S'agissant des produits dont il est exportateur net (ce qui est le cas du fuel-oil, dans la mesure où le gaz naturel s'y substituerait, pour une part importante, dans les centrales électriques et le secteur industriel), la conclusion est moins évidente. Toutefois, si on calcule le coût du fuel-oil à partir de sa valeur paritaire à l'exportation, on obtient un coût tel qu'il augmenterait la part de marché de ce combustible au point de revenir à une situation de 29 30 Plan de Developpement Gazier (Phase 2) déficit et donc d'importation'". Il est donc logique de considérer que, le Maroc étant globalement importateur net de pétrole, le coût économique marginal du fuel-oil est celui correspondant à son coût à l'importation. 2.3 On est parti du principe que les rapports entre la cotation des produits pétroliers et celle du pétrole brut étaient constants sur l'ensemble de la période. Les valeurs moyennes observés au cours des dernières années ont conduit à retenir les coefficients suivants: cotation fuel-oil lourd HTS 3,5% / cotation brut 70% cotation gazole / cotation brut 130% cotation propane / cotation brut 130% 2.4 Le coût du fret et de l'assurance a été estimé à 2 dollars/bl pour le pétrole brut. Pour le transport Rotterdam-Maroc des produits raffinés (déchargement et stockage primaire à Mohamrnedia, façade Atlantique), le coût du fret est corroboré par les valeurs retenues dans l'industrie pétrolière marocaine pour les combustibles soit: 14 dollars/t pour le fuel-oil i 1 dollars/t pour le gazole 50 dollars/t pour le propane 2.5 On a utilisé le barème des produits pétroliers au Maroc pour calculer les frais d'approche (charges portuaires, stockage primaire, coulage, surestaries, frais de distribution, etc.) ainsi que les frais divers des raffineries, en ne retenant que les éléments qui correspondaient à des coûts économiques réels, donc à l'exclusion des différentes taxes. Ces frais s'établissent comme suit: 17 dollars/t pour le fuel-oil 29 dollars/t pour le gazole 36 dollars/t pour le propane 2.6 Enfin, le coût de transport sur le territoire national a été déterminé d'après les calculs effectués par le Ministère de l'énergie et des mines, en fonction de la distance à la raffinerie la plus proche et du type de transport le plus économique. Charbon (importé et national) 2.7 Le développement de la consommation de charbon au Maroc repose en totalité sur l'importation. Le coût economique du charbon importé a été calculÈ en fonction des marchés passés récemment entre l'ONE et ses fournisseurs, soit 40 dollars/t, ce qui est conforme au niveau international moyen observé dans ce domaine. Le coût du 18 Le Maroc est exportateur de fuel-oil, mais importateur net de pétrole. Le secteur industriel 31 fret et de l'assurance est de 6 dollars/t. Les frais d'approche se montent à 7,2 dollars/t. Le coût de transport sur le territoire intérieur est calculé au même tarif kilométrique que pour les produits pétroliers. 2.8. Le charbon national est produit sur un seul site, la mine de Jerrada, située dans l'est du Maroc, à environ 50 km au sud d'Oujda. Il s'agit d'une mine de charbon maigre (anthracite) utilisé essentiellement dans la centrale thermique située sur le site. Les coûts de production sont élevés, à 80 dollars/t. La production est en diminution, au point qu'il faut occasionnellement importer de l'anthracite (notamment d'Ukraine) pour assurer la continuité de la production électrique. Le coût économique, rendu centrale, de l'anthracite importée est légèrement supérieur à celui de la production du charbon local, en raison des frais de transport intérieur élevés. Gaz naturel 2.9 Comme on l'a vu plus haut, le gaz algérien matériellement disponible pour le Maroc (à court et moyen terme) se compose (i) du gaz de redevance-soit environ 0,6 milliard de m3 par an-et (ii) d'une tranche commerciale correspondant à la quantité mise directement à la disposition du Maroc par Sonatrach, soit près de l milliard de m3 par an. Des négociations ont eu lieu entre le Maroc (MEM, ONE et SNPP) et Sonatrach. Cependant, les clauses d'acquisition de la tranche commerciale n'étant toujours pas fixées, les conditions financières liées à l'approvisionnement en gaz algérien n'ont pas encore été arrêtées. Du fait de la nouvelle politique institutionnelle du Maroc, il est vraisemblable que les achats seront, à l'avenir, négociés entre le fournisseur algérien et, selon le cas, le ou les exploitants des futures centrales ou une société commerciale intermédiaire, notamment pour le marché des petites et moyennes entreprises industrielles. D'autre part, l'arrivée en amont, chez le producteur algérien, de nouveaux acteurs non publics pouvant jouer un rôle commercial reconnu est susceptible de modifier sensiblement le mode de négociation suivi jusque là. 2.10 A la différence du pétrole, il n'existe pas de référence universelle, telle que le panier OPEP, le Brent ou le WTI, pour définir le prix international du gaz. Les marchés gaziers sont négociés au coup par coup entre producteurs et acheteurs, en fonction de divers paramètres, tant techniques (coût de production, de transport, etc.) que commerciaux (utilisations du combustible, valeur netback, état de la concurrence). Pour déterminer le prix du gaz à la frontière algéro-marocaine-c'est-à-dire son coût économique dans le cadre du projet-on a d'abord retenu son prix de vente à l'Espagne'9, sans tenir compte du mode d'approvisionnement physique (méthanier ou gazoduc). On a ensuite défini le ratio moyen entre le prix de vente CIF par Sonatrach à Enagas et le prix moyen du Brent au cours des quatre dernières années pour lesquelles ce ratio pouvait être 19 L'Espagne est, des trois utilisateurs de la première phase du GME -- Maroc, Espagne et Portugal -- le seul qui achète actuellement du gaz à l'Algérie. 32 Plan de Developpement Gazier (Phase 2) déterminé (1992-1995). Ce ratio s'établit à 63%. Puis, on a considéré que le prix de vente FOB (frontière algéro-marocaine) par le producteur algérien serait le même pour tous les consommateurs situés en aval de la frontière, c'est-à-dire que l'acheteur marocain paiera le gaz au prix FOB auquel Enagas achète le gaz à Sonatrach. Le ratio de 63% a alors été appliqué au prix retenu pour le Brent (20 dollars/bl). Du résultat obtenu (2,77 dollars/mmbtu), on a retranché le coût économique du transport sur le GME et le tronçon sous-marin, soit 0,45 dollar/mmbtu20 pou aboutir au chiffre de 2,32 dollars/mmbtu FOB frontière algérienne. Enfin, cette dernière valeur a été comparée, à des fins de validation, aux chiffres-vérifiés-qui étaient applicables au moment des négociations évoquées plus haut entre acteurs marocains et la partie algérienne. Le coefficient de corrélation constaté est excellent (0,98). Quant aux analyses de sensibilité au prix du gaz, on les a réalisées en prenant -10% et +10% de la valeur calculée, ce qui est revenu à faire porter cette opération sur le coefficient d'indexation au prix moyen du Brent. Coût du transport du gaz sur le GME 2.11 En règle générale, le coût du transport du gaz (hors achat du produit) se décompose en deux éléments: (i) un facteur fixe lié à la puissance, qui correspond à la réservation permanente de capacité d'une partie du GME pour un client donné; et (ii) un facteur variable, proportionnel au volume réellement transporté pour le compte du client21. En termes économiques, le client doit rémunérer le transporteur pour l'immobilisation de la partie du gazoduc qui lui est réservée, quelle que soit la quantité réellement transportée pour lui par l'opérateur, et quel que soit le point de la canalisation où le gaz est effectivement livré. En effet, dans la pratique, l'oligopsone que constitue le petit groupe d'acheteurs de gaz ne permet pas au transporteur de trouver un nouveau client en cas de défaillance de l'un d'eux. Comme la part fixe, destinée à couvrir l'amortissement et l'entretien du gazoduc, est largement supérieure à la part variable, on arrive logiquement à une tarification reposant sur le principe de la garantie d'enlèvement (take or pay) qui lie l'acheteur au producteur-vendeur. En fait, les conditions contractuelles du transport seront fixées ultérieurement par négociation entre le vendeur (ou l'acheteur, selon que le contrat sera FOB ou CIF) et le transporteur. Pour des raisons commerciales, le contrat de transport comportera vraisemblablement un élément variable plus important que ne l'exigerait la logique économique, notamment en période de montée en puissance. Cette période étant particulièrement courte (environ 2 ans pour atteindre le milliard de m3 "commercial" en plateau), on a considéré que le tarif de transport par le GME se composerait a) d'un montant fixe par m3 transporté, même lorsque ce volume est inférieur à 1 milliard de m3, mais b) arrêté indépendammant de l'emplacement du point de piquage sur le gazoduc. 20 Soit 0,35 dollar pour le tronçon terrestre et 0,10 dollar pour le tronçon sous-marin. 21 Essentiellement le gaz-carburant nécessaire pour la compression du gaz transporté. Le secteur industriel 33 2.12 A la différence du pétrole et du charbon, il n'y a pas, pour le gaz, de transport international au sens conventionnel. Aussi le coût du fret est-il nul, puisque les deux pays (vendeur et acheteur) sont frontaliers. Cependant, on a considéré que le transport par le GME était, de fait, international, dans la mesure où le gaz ne serait, pendant cette phase, sous la responsabilité opérationnelle ni du vendeur ni de l'acheteur. Par convention, on entend par valeur CIF la valeur du gaz au point de piquage (offtake) de l'antenne de transport intérieure sur le GME, c'est-à-dire au point d'entrée de la zone couverte par le projet. Dans le cas de l'antenne de Casablanca, le point de piquage se situe à la hauteur de Ouezzane, à environ 390 km de la frontière algérienne. Le coût du "fret" correspond ainsi au coût de transport par le GME. 2.13 Du point de vue économique, le coût du transport est indépendant de la catégorie dans laquelle entre le gaz sur le plan juridique (fourni à titre de redevance ou sous forme commerciale). En effet, ce coût reste identique, même si la convention signée entre l'Etat marocain et l'investisseur du GME dispose que le gaz de redevance pris en nature ne sera pas soumis au paiement du transport sur le GME entre la frontière et un point de piquage virtuel situé à la hauteur de Fès. Si cette clause vaut pour l'Etat (grevé du coût du transport, le gaz pris en nature aurait, de fait, une valeur inférieure à celle du gaz pris en devises), il n'y a économiquement aucune raison de faire bénéficier le consommateur final d'une remise qui équivaudrait, de fait, à une subvention. 2.14 Sur le plan pratique, la logique revient à considérer que le coût de transport sur le GME est neutre vis-à-vis du consommateur, quel que soit le volume de gaz consommé, l'année de consommation et l'emplacement de l'utilisateur par rapport au (GME (mais non par rapport au futur gazoduc intérieur). Le coût du transport a été calculé à partir (i) de l'investissement réalisé et des coûts d'exploitation (hors achat de gaz) pour la portion du GME en territoire marocain; et (ii) du volume, actualisé, transporté pendant la période étudiée. Ce coût est de 0,35 dollar/mmbtu. 2.15. Le chiffre de 0,35 dollar correspond au coût du transport sur la totalité du GME, de la frontière algérienne à Tanger. On considère que, pour le transporteur international (l'opérateur du GME), le coût de transport du gaz est, en fait, indépendant de l'emplacement du point de piquage sur le GME. En effet, le principal élément constitutif de ce coût est la réservation de capacité qu'il fait pour l'acheteur7. Dans le cas précis du GME, cet élément est indépendant de la distance parcourue du fait qu'il n'existe pas, en aval sur le GME, un acheteur B susceptible de prendre le relais en utilisant (par exemple entre Ouezzane et Tanger) la capacité laissée disponible par un acheteur A enlevant lé gaz à Ouezzane. 22 L'autre élément est le gaz-carburant utilisé pour la compression du gaz dans la canalisation. Son importance est proportionnelle à la distance parcourue, mais sa part dans le coût total est très faible. 34 Plan de Developpement Gazier (Phase 2) 2.16 Si ce raisonnement est économiquement justifié, il risque d'être difficile à appliquer sur le plan commercial23, dans la mesure où il amènerait l'opérateur du GME à facturer le transport d'un même volume de gaz à un prix identique à deux acheteurs, dont l'un serait par exemple situé à Oujda, et l'autre à Tanger. Sans préjuger de la politique tarifaire qui sera suivie par l'opérateur du GME (ce maillon de la chaîne gazière est extérieur au projet), il est vraisemblable que le tarif retenu sera plus le fruit d'une négociation que de l'application stricte d'un barême immuable. Si, au contraire, le transporteur adoptait une tarification uniquement basée sur la distance, le coût du transport du gaz sur le GME serait ramené à 0,27 dollar/mmbtu. Quoique non négligeable, cet écart de coût (0,08 dollar/mmbtu) n'est pas de nature à modifier sensiblement la réponse du marché, notamment industriel (voir paragraphe 6.7 et tableau 6.4) Les aspects environnementaux 2.17 Jusqu'ici, le fuel-oil HTS, seul disponible au Maroc, a servi de combustible de référence pour comparer les différents scénarios. Cela revient à passer sous silence le "bonus environmental" (premium) qu'apporte le gaz naturel, moins polluant, c'est-à-dire les effets positifs qu'il peut avoir sur l'environnement: élimination du soufre, élimination des rejets de particules, diminution des émissions d'oxyde d'azote (NOx). Etablir le coût économique et social de la pollution industrielle (soufre et particules en suspension) est une opération délicate et complexe. Ce coût dépend, entre autres, de l'emplacement des sites industriels en zone urbaine, de la densité de population autour de ces sites, des conditions climatiques (vents et pluies), des spécifications des combustibles et du mode de fonctionnement des équipements antipollution, lorsqu'ils existent. 2.18 L'estimation chiffrée du préjudice causé par une dégradation de l'environnement résultant de l'utilisation d'un combustible polluant est délicate. Une étude réalisée par la Banque sur l'agglomération de Casablanca-Mohammedia24, en collaboration avec le Ministère de l'environnement, chiffre le préjudice causé à la santé de la population par les utilisateurs de fuel-oil HTS à 65 dollars par tonne consommée, par rapport à un combustible non polluant. Dans le cadre du PDGM, on a considéré que l'impact sur l'environnement équivalait au coût supplémentaire que les industriels auraient à supporter s'ils devaient utiliser un combustible plus propre, sans toutefois avoir à modifier leurs équipements thermiques-concrètement en employant du fuel-oil BTS. On a ainsi admis que le maintien du recours au fuel-oil HTS coûtait à la collectivité 20 dollars par tonne, par rapport à l'emploi de fuel-oil BTS, cet écart étant celui observé sur 23 Il est cependant appliqué dans certains secteurs du transport, notamment aérien, où le prix demandé est de moins en moins fonction de la distance parcourue. 24 Royaume du Maroc. Etude sur l'environnement (Mai 1997). Le secteur industriel 35 les prix du marché libre de Rotterdam entre les deux catégories de combustibles pendant l'automne 1996. Coût des combustibles 2.19 Le tableau 2.1 ci-dessous présente la structure des coûts économiques des combustibles à différentes étapes de la chaîne énergétique. Tableau 2.1 - Structure des coûts économiques des combustibles (Dollars par unité physique, sauf dernière colonne) Frais d' approche et Coûit Coût de Coûtporte Coûtporte Coût Coût de raffinerie économ. de transport utilisat. à utilsateur Combustibles Unité FOB Fret CIF référence a intérieur b Casablanca S/mmbtu Pétrole brut $/bl 20 2 22 n/a n/a n/a n/a n/a Fuel-oil $/t 102 14 116 17 133 1.70 135 3.56 Propane $/t 189 50 239 36 275 4.78 280 6.49 Gas-oil $/t 189 11 200 29 229 1.70 231 5.73 Charbon importé $/t 40 6 46 7 53 0.45 57 2.21 Charbon national $/t 80 0 80 3 83 0 83 4.38 Gaz naturel $/mmbtu 2.32 0.35 2.67 0 2.67 0.72 c - 3*39 a Sortie raffineries. b Coût de transport intérieur pour un utilisateur-type situé à Casablanca, sauf charbon national (Jerrada). c Coût de transport sur l'antenne, de Ouezzane à Casablanca, plus coût de distribution, Scenario 2. 3 Le gaz pour la production d'électricité 3.1 Comme la phase précédente (PDGM 1) l'avait clairement montré, l'introduction du gaz naturel dans le paysage énergétique marocain reste étroitement liée aux choix stratégiques du secteur électrique. Aussi ce secteur a-t-il été étudié en détail au cours de la phase 2. L'ONE a été continuellement associée à la définition des paramètres de l'étude, qu'il a aidé à réaliser en examinant son plan d'investissement et en optimisant le site des futures centrales. La demande d'électricité 3.2 L'ONE a réalisé les projections de demande en tenant dûment compte de la place du secteur électrique dans le contexte économique marocain. Ce travail a ensuite été complété d'une analyse sectorielle des consommations d'électricité. Les interlocuteurs en aval de l'ONE sont, d'une part, les 70 abonnés directs ou "grands abonnés" et, d'autre part, les régies qui assurent environ la moitié de la distribution au Maroc. 3.3 La figure 3.1 ci-dessous retrace l'évolution historique des ventes d'énergie électrique. Sur la période 1980-90, le taux de croissance annuel moyen s'établit à 6,4%. Cette croissance tient davantage aux ventes de basse tension (8,7% par an) qu'à celles de haute et moyenne tension (5,3% par an). 3.4 La consommation d'électricité croît à un rythme sensiblement supérieur à celui du produit intérieur brut. Sur la période considérée, l'élasticité moyenne de la consommation électrique par rapport au PIB total est de 1,7. Depuis 1990, l'évolution de la demande se caractérise à la fois par une grande irrégularité et une baisse relative du taux de croissance, dues à la très mauvaise hydraulicité qu'a connue le Maroc pendant cinq ans et qui a ralenti l'ensemble de l'activité économique. En 1996, le Maroc a enregistré une croissance de 4%, correspondant à la tendance moyenne observée depuis 3 ans. 3.5 Les projections de demande (en puissance et en énergie) ont été effectuées aux niveaux national et régional, à hauteur des noeuds du réseau de grand transport. A l'échelle nationale, ces projections, dans l'hypothèse de base, correspondent à une 37 38 Plan de Developpement Gazier (Phase 2) l'échelle nationale, ces projections, dans l'hypothèse de base, correspondent à une croissance annuelle moyenne de 6% environ. Celle-ci est corroborée par l'analyse économétrique. Figure 3.1 - Historique des ventes d'électricité par grands secteurs 1970-1990 800o0 7000 6 000 5000 f 4000 2000 1000 _ _ N E ll e~~~~~~~~ns Agire 0 1970 1975 1980 1985 1990 Source: ONE J.6 Les projections sectorielles de la demande ont été établies d'après une rétrospective des ventes d'énergie électrique et à partir des projections macroéconomiques décrites au Chapitre 4. Ces projections conduisent à faire les trois observations suivantes. D'abord la consommation des secteurs de l'agriculture et des mines est assez peu en rapport avec le PIB de ces secteurs. Dans le cas de l'agriculture, cela s'explique par le besoin accru d'électricité pour l'irrigation lors des années sèches, qui se solderont précisément par une baisse de la production agricole. Pour les mines, une bonne partie de l'électricité consommée étant produite sur place, les achats d'énergie sur le réseau ne sont donc pas vraiment représentatifs de la consommation réelle. Ensuite, la demande des secteurs industriel et tertiaire est, quant à elle, assez largement fonction de l'évolution de leurs PIB. les coefficients de corrélation (r2) observés étant respectivement de 0,9 et 0,96. Enfin. l'évolution de la consommation d'électricité basse tension (BT) est liée à deux variables, la population urbaine et le PIB du secteur tertiaire. Cette relation est caractérisée par un r2 égal à 0,985. 3.7 Le Programme d'électrification rurale généralisé (PERG) devrait se traduire dès la première année par un accroissement de la demande, compris entre 386 à 486 kWh par habitant. A l'horizon 2010, on attend un accroissement cumulé de 2 500 GWh, soit 5% de la consommation totale d'électricité au Maroc. Une fois estimée la Le secteur industriel 39 demande totale, on calcule l'énergie nette appelée aux bornes des centrales, en retenant des hypothèses de stabilité quant aux différents taux de perte et à la part des ventes relevant des régies de distribution. Localisation de la demande d'électricité et évolution de la courbe de charge 3.8 La représentation géographique de la charge nécessite d'établir les prévisions de charge à chaque noeud 225 kV du réseau. La courbe monotone de charge utilisée dans le modèle a été élaborée à partir d'une charge horaire type de 8 760 observations. La charge type de départ est celle d'une année pondérée par les occurrences hydrologiques. L'évolution de la courbe de charge (supposée identique en tous noeuds du réseau) présenterait une amélioration progressive du facteur de charge annuel, de 66% en 1996, à 70% en 2010, et ce, par analogie avec des pays présentant des similitudes (Tunisie, Portugal). L'évolution de la demande a été calculée sur la base de l'énergie appelée en 1996, soit 11 135 GWh, et d'une croissance de 4,5% la première année, 6% jusqu'en 2010 et 5% au-delà. Un scénario volontariste basé sur une croissance de la demande de 8% jusqu'en 2010, associée à une croissance du PIB de 7%, a été envisagé dans un premier temps ; il a paru plus prudent de ne pas le retenir comme scénario de base, d'autant que les interconnexions, ainsi que la mise en service des ouvrages hydrauliques importants, permettent d'avoir une marge de manoeuvre plus confortable que par le passé quant à l'offre. Figure 3.2 - Projection de la demande d'énergié électrique sTn S - .~1510 10100 . ECOD o~25 2IM Im 2I10 I I arn o hr 0 10 15 40 Plan de Developpement Gazier (Phase 2) Tableau 3.3 - Parc de production d'électricité d'origine thermique (1996) Puissance Nombres installée de Date de mise en Combustible thermique Centrales groupes service principal utilisé (MW) Réseau interconnecté Vapeur Jerada 3 1971/1972 Charbon national 165 Casablanca 2 et 3 2 jan 68, juin 76 Fuel-oil, charbon 120 importé Mohammedia 1 à 4 4 oct 81 à nov 85 Fuel-oil, charbon, 600 importé Kénitra 1 à 4 4 avr 78 à nov 79 Fuel-oil HTS 300 Jorf Lasfar 1 et 2 2 juil 95 et déc 95 Charbon importé 660 Sous-total 1 845 Turbines à gaz Mohammedia 3 1991/1992 Fuel-oil HTS 99 TanTan 3 1992 Fuel-oil HTS 99 Tit Melil 3 1993 Fuel-oil HTS 99 Casa Zone Industrielle 3 mars-avril-mai 94 Fuel-oil HTS 99 Tetouan 3 sep-nov 94, jan 95 Fuel-oil HTS 99 Agadir 2 19,4/1977 Fuel-oil HTS 40 Tanger 2 fév 75, août 77 Fuel-oil HTS 40 Tetouan 2 déc 75, juin 77 Fuel-oil HTS 40 Sidi Kacem 1 1967 Gazole 15,5 Sous-total 630,5 Diesel AI Hoceima 4 1947/1979 Gazole 2,3 Tanger 2 1954/1958 Gazole 6,4 Essaouira 1 1986 Gazole 2,2 Réseaux isolés Diesel Divers 3 1988/1989 Gazole 24,4 Laâyoune Fuel-oil HTS 21 Sous-total 56,3 Total 2.532 Source: ONE Le secteur industriel 41 Le parc actuel de production électrique Les centrales thermiques 3.9 Le parc de production thermique totalise 2 532 MW de puissance installée en 1996. Longtemps seul opérateur, l'Office national de l'électricité a fait appel, pour la première fois en 1995, à un opérateur privé pour reprendre et exploiter les deux premières tranches de la centrale thermique de Jorf-Lasfar dans le cadre d'un régime appelé "Production concessionnelle d'électricité" (PCE). Ce même opérateur construira et exploitera les deux tranches suivantes du site (Jorf 3 et 4). L'ONE conserve la propriété et l'exploitation de l'ensemble des autres centrales thermiques, mais il est vraisemblable que le principe de la production indépendante s'appliquera à d'autres installations dans le futur. 3.10 La quasi-totalité (98%) des installations de production sont interconnectées, à l'exception de quelques centrales isolées, situées dans le sud du pays. La disponibilité globale des unités, compte tenu de la durée de la maintenance et des périodes d'indisponibilité imprévisible, peut atteindre 75% pour les unités charbon et 85% pour les turbines à gaz. On verra par la suite que la disponibilité retenue pour les turbines à gaz est de l'ordre de 70%. Il est à noter que les clauses contractuelles applicables à l'exploitation de Jorf-Lasfar prévoient une disponibilité de 82% des unités charbon du site. Les centrales hydroélectriques 3.11 La puissance hydraulique installée en 1996 est de 687 MW, à laquelle s'ajoutent 240 MW pour la centrale de Matmata, mise en service en 1997; elle devrait atteindre 2 132 MW en fm de période (la centrale de Al Wahda est le plus gros ouvrage à venir, avec 240 MW de puissance installée en 199725). 3.12 Il n'a pas tenu compte des décisions d'investissement dans des nouvelles unités hydroélectriques ni de la date de mise en service de ces installations. Compte tenu des observations actuellement disponibles, on peut considérer qu'une année sur trois est marquée par une faible hydraulicité au Maroc. L'énergie productible des centrales hydroélectriques est alors réduite; il en est de même de la puissance disponible qui diminue en raison de la baisse du niveau des nappes dans les réservoirs. D'autre part, en période de faible hydraulicité, les utilisations non-énergétiques (irrigation, alimentation en eau potable) deviennent prioritaires. La modélisation effectuée dans le cadre de la présente étude prend en compte ce phénomène de faible hydraulicité par une représentation spécifique des années critiques du point de vue des apports d'eau. Pour cet état du système de production-transport, on a réduit l'énergie productible des centrales hydroélectriques en tenant compte des observations sur les 30 dernières années pour des 2` La pose des turbines n'est néanmoins pas encore effective à ce jour. 42 Plan de Developpement Gazier (Phase 2) hydroélectriques en tenant compte des observations sur les 30 dernières années pour des unités du même type (fil de l'eau, éclusée ou réservoir). Le productible disponible s'élève à environ 60% du productible moyen des réservoirs, pour les 33% d'années le plus défavorables. La puissance disponible pour chaque unité hydroélectrique est la puissance garantie des ouvrages. L'information de puissance garantie a été fournie par l'ONE et est basée sur des observations récentes de fonctionnement des ouvrages hydroélectriques. Les importations d'Algérie et d'Espagne 3.13 La structure du parc électrique algérien semble compromettre, à terme, la fourniture d'électricité par Sonelgaz, du fait d'un taux de réserve diminuant à mesure que les centrales électriques du pays sont mises hors service. Quant à l'interconnexion avec l'Espagne, elle permettra: (i) un soutien instantané en cas de déclenchement d'un groupe au Maroc, (ii) un appui à la pointe d'environ 200 MW pendant 100 heures par mois, et (iii) des importations ad libitum. La conversion au gaz des unités existantes 3.14 Si l'on excepte la nouvelle centrale de Jorf Lasfar, les unités vapeur en service au moment de l'introduction du gaz naturel auront au minimum 20 ans, du moins pour celles fonctionnant au fuel-oil. La rentabilité économique de l'opération de conversion sera donc très largement fonction de la durée de vie résiduelle de chacune des. unités. D'autre part, la mise en service de nouvelles unités à fort rendement thermique (Jorf-Lasfar, puis les cycles combinés) va déplacer le coefficient d'utilisation des centrales à vapeur actuellement en service de la base vers la demi-base, voire la pointe. Ce phénomène sera naturellement encore plus accentué pour les turbines à gaz (TAG), qui devraient logiquement retrouver le rythme de production pour lequel elles ont été conçues, c'est-à-dire l'appui à la pointe. Les coûts de conversion sont compris entre 10 et 13 millions de dollars pour Mohammedia (1 et 2) comme pour Kénitra, soit en moyenne 33 à 43 dollars par kW installé. Pour les TAG, ce coût est estimé à 3,2 millions de dollars pour un ensemble type de 3 x 33 MW, ce qui est le cas des unités les plus récentes en service à Mohammedia, Casablanca, Tit-Mellil et Tetouan. 3.15 Pour les unités vapeur alimentées au fuel-oil de Mohammedia et Kénitra, le temps de retour de l'investissement de conversion est nettement inférieur à 3 ans lorsque ces installations fonctionnent en charge de base ou demi-base. Si l'utilisation est plus sporadique, le temps de retour est sensiblement supérieur: de l'ordre de 4 ans pour Kénitra et de 6 ans pour Mohammedia, avec une durée d'utilisation de 2 000 heures par an. Dans le cas des TAG, la rentabilité de la conversion dépend beaucoup moins de la durée de vie résiduelle, les turbines ONE de la nouvelle génération étant assez récentes (en 2002, la plus ancienne n'aura que 10 ans). Ces installations peuvent donc supporter un temps de retour plus long, d'autant que l'intérêt économique majeur du gaz naturel réside davantage dans l'amélioration des conditions d'exploitation et l'accroissement attendu de la longévité des turbines. que dans l'économie directement réalisée sur le Le secteur industriel 43 combustible. Pour une utilisation de 2 000 heures par an, le temps de retour est un peu inférieur à 5 ans pour les TAG de Mohammedia et dépasse 6 ans pour celles de Casablanca. Pour 500 heures par an, il se situe entre 7 et 8 ans. Options stratégiques Le charbon par opposition au gaz. 3.16 L'étude du coût de production moyen à long terme montre que le cycle combiné (gaz) et la turbine à vapeur (charbon) sont les solutions économiquement le plus efficaces pour répondre à la croissance de la demande de base (voir tableau 3.4). Ces deux types d'unités de production ont donc été retenus dans la modélisation effectuée pour le réseau: d'une part le cycle combiné de 470 MW alimenté au gaz naturel, d'autre part la turbine à vapeur fonctionnant en charbon importé, de 300 MW -- proche de la puissance unitaire des tranches de Jorf Lasfar (330 MW) -- voire de 600 MW lorsque l'accroissement de la demande le justifiera. Pour la demande en période de pointe et la réserve de puissance installée, on aura recours à des turbines à gaz de 100 MW. La puissance unitaire de 100 MW a été retenue compte tenu de l'augmentation de taille des différents groupes thermiques présents dans le système, et de la réalisation de l'interconnexion avec l'Espagne qui permet de bénéficier d'une importante réserve de puissance instantanée. 3.17 On a considéré que le rendement des centrales thermiques au charbon était égal à celui des tranches de la centrale de Jorf Lasfar, soit 37,5%. Le rendement retenu pour les cycles combinés est de 52, celui des turbines à gaz (cycle ouvert) de 28%. La disponibilité totale prise en compte pour les centrales thermiques est de 75% en moyenne. Celle qui a été retenue pour les cycles combinés s'élève à 80% de manière à ne pas exclure la possibilité d'un fonctionnement séparé des turbines à gaz ou d'une partie du cycle. 3.18 Le tableau 3.4 ci-dessous présente les caractéristiques générales de coût, de rendement et de fiabilité des nouvelles unités et indique le coût moyen de production de l'électricité qui en découle. Il ressort clairement de ce tableau que le coût moyen du kWh produit par une centrale à cycle combiné à gaz est inférieur à celui sortant d'une turbine à vapeur au charbon26. Cela signifie que le meilleur rendement et le coût d'installation plus faible du cycle combiné font mieux que compenser le coût plus élevé du combustible. 3.19 Cependant il est bien clair que la simple application des résultats technico- économiques, qui conduirait à ne plus installer que des centrales à cycle combiné dès que le gaz est physiquement disponible, c'est-à-dire aujourd'hui même, n'est pas réaliste. En fait trois éléments donnent un autre éclairage. Il y a d'abord la dimension stratégique; en 26 Pour un fonctionnement en base (6500 heures par an). 44 Plan de Developpement Gazier (Phase 2) effet, pour garantir la sécurité d'approvisionnement, il n'est pas souhaitable qu'une trop forte proportion de l'électricité thermique provienne d'un même combustible et d'une même origine géographique. A cet égard, le MEM a recommandé que le gaz n'entre pas pour plus de 35% dans la production d'électricité d'origine thermique, ce qui va dans le même sens que les recommandations européennes qui tendent à limiter à 20% la part de ce combustible dans la consommation énergétique des pays de l'Union. Ensuite, la capacité actuelle du GME et les contrats déjà signés par le vendeur algérien limitent, à court et moyen terme, le volume de gaz disponible pour le Maroc. En revanche, contrairement à la contrainte d'ordre stratégique évoquée ci-dessus, il n'y a aucune raison de se limiter à deux cycles combinés à plus long terme, par exemple au delà de 2005. En effet, la capacité du GME peut être pratiquement doublée par l'adjonction de stations de recompression, voire par le doublement de la ligne, comme dans le cas du Transmed. De plus, la nouvelle politique algérienne de recours à des opérateurs étrangers pour l'exploration et la production a ouvert des horizons nouveaux, certains d'entre eux ayant la possibilité, en accord avec la SONATRACH de commercialiser du gaz sur des marchés extérieurs à l'Algérie. Tableau 3.4 - Caractéristiques techniques et économiques des futures unités Coût fixe Coût annuel Puissance Disponibilit d'investis- (% du Coût moyen installée Rendement é totale sement capital de production Type d'unité (MW) (/) (/) (Dollar/kW) investis- (Dollar/MWh) sement) Turbine vapeur 300 37,5 75 1088 4% 57,88 (charbon) Turbine vapeur 600 37,5 75 978 4% 53,90 (charbon) Cycle combiné 470 52 80 708 4% 41,95 (gaz)27 Cycle combiné 470 52 80 473 40 33,84 (gaz)2` 3.20 Enfin, le contrat liant les autorités marocaines à l'exploitant de la centrale de Jorf Lasfar comporte deux obligations: d'une part, les prochaines unités thermiques construites devront être les troisième et quatrième tranches de Jorf, d'autre part, ces unités devront être placées en base, du fait que l'ONE, acheteur de l'électricité produite 27 Base: Tahadart 1, pour lequel le coût d'aménagement du site est maximal. 28 Base: Tahadart 2, pour lequel le coût d'aménagement du site est minimal. Le secteur industriel 45 sur ce site devra payer une pénalité sur tout kWh non acheté en-deçà du plancher contractuel (clause take-or-pay). Impact sur l'environnement 3.21 Sur le plan écologique, le gaz naturel présente un net avantage par rapport à d'autres combustibles et est un excellent choix dans le cadre d'une politique globale de protection de l'environnement. Ainsi, les émissions d'oxide de soufre (SO,) à partir de la combustion du gaz naturel sont pratiquement nulles, et une chaudière à gaz ne produira que 0,6mg de SO2/MJ alors que son équivalent fonctionnant au fuel-oil ou au charbon en émettra 1400mg/MJ en moyenne. De même, une chaudière à gaz ne produira que 4,3 mg/MJ de matières particulières contre 52 mg/MJ pour une chaudière à mazout lourd et 2200 mg/MJ pour une chaudière à charbon, hors tout équipement de post-traitement des produits de combustion. En règle générale, on admet que la combustion du gaz génère près de 100% moins de S2 et 35 à 90% moins de No, que celle du fuel oil ou du charbon, selon les technologies utilisées. Le tableau ci-après indique les émissions annuelles caractéristiques d'une installation de 240 MW, en fonction du combustible utilisé: Tableau 3.5 - Volume d'émissions polluantes pour une centrale de 240 MW (En tonnes/an) S02 NO2 C02 CxHy Particules Cycle combiné à gaz 3 1352 622 092 16 9 Mazout lourd+ 2 200 1 855 1 168 240 69 206 épurateur Charbon+scrubber à 3,5% de soufre 4 123 2 385 1 388 144 34 206 à 1,0% desoufre 3 436 2 385 1 388 144 34 206 Sans épurateure Charbon à3,5% 50050 7 000 1 388 144 34 20 600 Mazout lourd 8 500 2 600 1 168 240 69 700 Source: Natural Gas, Its role and potential in economic development par W. Vergara, NE Hay. Westview. 3.22 Les autorités marocaines accordent une importance croissante aux questions liées à l'environnement et au respect des normes en la matière. Toutefois, les centrales électriques actuelles ne sont pas équipées de systèmes de dépollution et l'évacuation des matières résiduelles a des effets très néfastes pour l'environnement. Dans le cadre de son projet de garantie applicable à la centrale de Jorf Lasfar, la Banque a aidé les autorités marocaines à établir un cahier de charges respectant les normes d'émission. C'est ainsi que l'adoption des mesures visant à limiter les émissions polluantes des futurs unités (Jorf 3 et 4) est l'une des conditions dont la garantie est 46 Plan de Developpement Gazier (Phase 2) assortie.29. Il s'agira d'installer des électrofiltres afin d'utiliser des chaudières produisant moins de NO, et employer des combustibles à faible teneur en soufre. S'agissant de ce dernier point, aucune réglementation n'existe à ce jour. Toutefois, conformément aux clauses contractuelles envisagées, le charbon fourni au site de Jorf Lasfar devra avoir une teneur en soufre comprise entre 0,5% et 1,5% (1,1% en moyenne annuelle) et l'utilisation et l'évacuation des matières résiduelles devront être améliorées. Le choix du site des centrales à cycle combiné 3.23 Comme on l'a vu plus haut, l'aménagement du site de toute nouvelle centrale, quelle qu'elle soit, a une incidence non négligeable sur le coût global d'investissement. Celui-ci a été a étè déterminé à partir de l'étude de sites réalisée par l'ONE. Comme on pouvait s'y attendre, le coût le plus élevé est celui de la première tranche d'une centrale à Tahadart, là ou le site doit être intégralement aménagé, les travaux réalisés servant toutefois ultérieurement pour la deuxième tranche. En revanche, l'implantation d'une nouvelle unité à Kénitra ou à Mohammedia, sur un site accueillant déjà plusieurs unités et dont les installations d'origine ont été conçues pour en recevoir d'autres, entraîne des travaux d'aménagement moins importants. Tableau 3.6 - Centrales à cycle combiné: coût d'investissements3 Coùt moyen de Coût moyen de Prix du kW production, gaz production, gaz Emplacement installé".* CIF rendu centrale des centrales (Dollar/k W) (Dollar/M Wh) (Dollar/MWh)12 Tahadart 1 708 41,95 41,95 Tahadart2 473 33,84 33,84 Kénitra 541 36,17 40,52 Mohainmedia 584 37,71 40,07 Optimisation du plan d'investissement Coût d'exploitation du parc actuel. 3.24 Le coût économique du gaz à prendre en compte dans la modélisation effectué pour le secteur électrique est le coût variable, c'est-à-dire celui du gaz au point 29 Jorf I et 2, en service, ne sont pas équipées pour prévenir la dépollution. 30 Base: 6500 heures par an; durée de vie: 20 ans. Comprend l'aménagement des sites. 31 Eléments déterminés par l'ONE. 32 Pour le scénario 2. Coût du transport du gaz pour le secteur électrique: Kénitra: 0,25 DollarJmmbtu; Mohammedia: 0,45 Dollar/mmbtu. Le secteur industriel 47 de piquage. Celui du transport sur l'antenne intérieure est essentiellement un coût fixe et ne doit donc pas intervenir à ce stade afin de ne pas créer de distorsion (par exemple, dans le calcul de l'ordre de mérite des unités pour le positionnement dans la courbe de charge). .Il sera introduit dans le calcul économique global, sous sa forme naturelle, c'est à dire un coût d'investissement et des coûts fixes d'exploitation33. 3.25 Les coûts fixes d'exploitation sont exprimés en pourcentage du coût d'investissement. Les coûts variables d'exploitation, qui concernent essentiellement les combustibles, ont été calculés à partir du coût économique de ces derniers aux portes des centrales, et du rendement des unités qui composent le parc actuel. Parmi celles-ci, ce sont les tranches charbon des centrales de Jorf (les plus récentes) et de Mohammedia (2 et 3) qui ont le coût marginal à court terme (CMCT) le plus faible, autour de 20 dollars/Mwh, ainsi que le montre le tableau 3.8. Ce sont donc elles qui sont appelées en premier pour assurer la production de base. Le CMCT des tranches fuel-oil de Mohammedia (1 et 4) et Kénitra est nettement plus élevé, entre 27 et 34 dollars/MWh. Pour la pointe, le CMCT des TAG varie de 34 à 55 dollars/MWh avec une alimenfation au fuel-oil et double presque (71 à 85 dollars) lorsque le gazole est utilisé. Coût d'exploitation desfutures centrales 3.26 Les coûts variables d'exploitation (essentiellement les combustibles) des centrales-types prises en compte dans le plan d'équipement sont présentés au tableau 3.7. Leur calcul montre que le coût moyen à court terme (CMCT) des cycles combinés est légèrement plus faible (17,52 dollars/MWh) que celui des turbines à vapeur alimentées au charbon (18,45 dollars/Mwh); les premniers conservent cet avantage tant que le coût du gaz CIF reste inférieur à 2,82 dollars/mmbtu34, soit un prix FOB de 2,47 dollars/mmbtu (lorsque le coût du charbon ne varie pas) (voir Figure 3.9). Tableau 3.7 - CoÙts variables d'exploitation des futures unités Type d'unité Puissance installée Coût variable (MW) (Dollar/MWh) TV Charbon 330/660 18,52 Cycle Combiné Gaz 470 17,52 TAG Fuel-oil 100 41,20 3.27 Dans la gestion quotidienne du parc de centrales, l'optimisation entre les différentes unités disponibles se fera en fonction du CMCT de chacune d'entre elles. Le classement des unités par utilisation décroissante, depuis les unités de base jusqu'aux unités de pointe, doit logiquement s'effectuer selon la séquence suivante: 33 Voir Chapitre 5. 34 Rappelons que le chiffre de 2,67 dollars/mmbtu a éte retenu pour le coût CIF du gaz. 48 Plan de Developpement Gazier (Phase 2) * Centrales à cycle combiné alimentées au gaz naturel * Centrales à vapeur alimentées au charbon * Centrales à vapeur alimentées au gaz naturel * Centrales à vapeur alimentées au fuel-oil lourd * Turbines à gaz alimentées au gaz naturel * Turbines à gaz alimentées au fuel-oil lourd * Turbines à gaz alimentées au gazole. En fait, comme on l'a vu plus haut, un arbitrage -- en faveur de Jorf-Lasfar -- pourra être nécessaire entre les deux premiers types d'unités du fait que la pénalité appliquée en cas d'achat insuffisant aux portes de cette centrale irait augmenter le CMCT du cycle combiné choisi en lieu et place, ce qui aurait automatiquement pour effet de le faire passe; après Jorf dans la hiérarchie des centrales appelées. Tableau 3.8 - Centrales en service: coûts variables d'exploitation (réseau interconnecté) Coùt économique de Unités Combustible production (Dollar/MVWh) Rang TV Jorf-Lasfar harbon importé 18,52 1 TV Mohammedia 2, 3 charbon importé 21,00 2 TV Mohammedia 1, 4 fuel-oil 30,48 3 TV Kénitra fuel-oil 37,21 4 TV Casablanca 2 et 3 fuel-oil 37,82 5 TAG Tit Mellil, Casablanca fuel-oil 37,82 5 TAG Mohammedia fuel-oil 42,57 7 TAG Tanger fuel-oil 52,89 8 TAG Agadir fuel-oil 54,85 9 TV Jerada charbon national 55,32 10 TV Jerada charbon importé 56,83 11 TAG Tetouan fuel-oil 58,49 12 TAG Mohammedia gazole 70,93 13 Le secteur industriel 49 Figure 3.9 - Comparaison des coûts variables d'exploitation 4I- 3-_ 2 -o 1- Dolla/I\N 2,35 2,45 2,55 2,65 2,75 2,85 2,95 3,05 3,15 3,25 3,35 Prix du gæzaupaint de picage C C Ç470MNW --1V 300 Résultats 3.28 Le tableau 3.10 ci-dessous présente une comparaison des valeurs actuelles nettes (VAN), actualisées à 12% des investissements de production et de transport électrique pour l'ensemble du système interconnecté, selon les différents scenarios. Le coût de l'investissement de l'antenne de transport de gaz n'est pas compris, mais il le sera dans la comparaison globale des scenarios présentée au Chapitre 5. Tableau 3.10 - Comparaison économique des scénarios applicables au secteur électrique Horizon 2020. Valeur actuelle nette (millions de dollars) .Scénario I Scénario 2 Scénario 3 Scénario 4 Production Investissements 1 381 i 354 1 387 1 406 Valeur résiduelle 346 347 349 348 Coûts opératoires 2 966 2 961 2 965 2 966 Coût énergie non 97 101 102 97 desservie Sous-total 4 098 4 069 4 105 4 121 Transport Sous-total 113 114 109 114 Production et Transport Total 4211 4 183 4215 4234 0--~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~ 3.29 Les résultats de la modélisation appellent plusieurs observations. En premier lieu, les écarts en valeur absolue entre les scenarios ne sont pas négligeables: l'écart des VAN entre le scénario le plus favorable (Sc. 2) et le moins favorable (Sc. 4) 50 Plan de Developpement Gazier (Phase 2) est de 51 millions de dollars. En revanche, sur vingt ans, le coût global actualisé du système interconnecté est relativement peu sensible aux variations entre les scénarios, l'écart maximum ne représentant qu'un peu plus de 1% du montant global. Cela s'explique aisément par le fait que les scénarios ne mettent enjeu que deux centrales (940 MW), c'est-à-dire une faible partie de l'ensemble des investissements productifs que le Maroc devra réaliser d'ici à 2020. Les écarts observés sont essentiellement dus a) aux différences de coûts d'investissement en fonction du type de centrale et b) à l'année de leur mise en service. 3.30 Afin de pouvoir comparer au mieux les scénarios entre eux, on n'a pas tenu compte des investissements communs às tous les scénarios, que ce soit pour la production ou le transport. Toutefois, les quatre scénarios ne présentant pas la même puissance installée (+60 MW en raison du rééquipement (repowering) pour les scénarios incluant Kénitra), il s'agira alors de comparer les scénarios par rapport au service rendu, c'est-à-dire du point de vue de l'offre. Ainsi, les scénarios ne comprenant pas de cycle combiné à Kénitra (1 et 4) prévoient une mise en service de TAG supplémentaires en 2006 puis en 2010. Les autres scénarios comportent l'introduction de 2 TAG en 2013, année au delà de laquelle les dates de mise en services d'unités nouvelles sont identiques. Les coûts opératoires, la valeur résiduelle ainsi que le coût de l'énergie non desservie -- sensiblement identiques pour les cas étudiés -- n'ont pas été retenus dans la comparaison finale afin d'éviter de reprendre les investissements communs aux quatre scénarios dans un plan d'investissement général, et donc de fausser l'analyse comparative des scénarios. 3.31 La sensibilité au prix du gaz naturel a été analysée dans un intervalle où le positionnement des cycles combinés sur la courbe de charge n'est pas modifié. On constate qu'une variation de +10 ou --10% sur le prix CIF du gaz ne modifie pas le classement des scénarios. 3.32 Du fait de la limitation du nombre de cycles combinés, le charbon et le combustible principal qui alimentera à long terme le système marocain. La part du fuel- oil se réduira progressivement au fur et à mesure du déclassement des centrales existantes (Kénitra et Mohammedia, en 2007 et 2008) et de leur remplacement par des unités au charbon. 3.33 Pour ce qui est des investissements en réseau, le scénario 1 bénéficie de l'existence de la ligne de 400 kV Meloussa-Essouhoul qui permettra d'évacuer la partie de la charge produite à Tahadart et destinée au Sud. La capacité de cette nouvelle ligne (environ 1600 MW sur deux ternes), associée à la capacité résiduelle sur le système en 225 kV (environ 250 MW), permet, une fois émise la charge destinée au Sud, de transporter encore 1300 MW pour satisfaire aux conditions du contrat avec l'Espagne et aux dispositions d'éventuels contrats additionnels d'interconnexion ou de commerce d'électricité. En revanche, les scénarios incluant Mohammmedia (dont le scénario 2) se caractérisent par la nécessité d'effectuer des investissements en réseau importants, du fait de l'emplacement de la centrale, au Sud du réseau interconnecté. Ceux-ci seront rendus Le secteur industriel 51 nécessaires par la saturation des moyens d'évacuation, vers le nord, de la partie de l'électricité produite à Mohammedia et destinée à être transportée dans cette direction. 3.34 Le taux de réserve global, sur la base de la capacité thermique et hydraulique, s'établit à 73% en 1998, puis diminue graduellement au fur et à mesure de la mise au service de nouvelles unités, pour se stabiliser aux alentours de 60% en fin de période. Ces valeurs considérables sont caractéristiques d'un parc de production où l'hydroélectrique représente une part importante35 de la puissance installée, mais dont la puissance garantie est faible du fait de la priorité accordée à l'irrigation et la réserve d'eau potable36. En fait, les années de relative sécheresse étant assez fréquentes, il faut considérer l'hydraulique comme une source d'énergie "à bien plaire". A titre d'exemple, seulement 5% de l'énergie produite en 2020 sera d'origine hydraulique, alors que la puissance hydraulique installée représentera 20% de la puissance totale. Par rapport à la seule puissance installée d'origine thermique, le taux de réserve n'est plus que de 28% en fin de période. Ce taux se situe dans la partie haute de la fourchette communément admise pour les pays industrialisés". 3.35 Le Maroc vient de traverser quelques années au cours desquelles le parc de production s'est avéré insuffisant pour couvrir la pointe et a, de ce fait, opté pour une politique de plus grande sécurité, traduite par un LOLP (loss-of-load probability) très faible (environ 0,3%). Cette valeur, qui résulte des calculs effectués au moyen du modèle WASP38, est de l'ordre de 25 heures par an, ce qui correspond aux normes appliquées en Europe occidentale (la contrainte sur les 48 heures annuelles de défaillance a été levée). On peut s'interroger sur le bien fondé d'un tel niveau d'exigence dans un pays comme le Maroc, qui plus est, interconnecté à un réseau voisin censé lui apporter un soutien à la gestion de la pointe. On peut néanmoins penser que la connexion avec l'Espagne était conditionnée par une amélioration des critères de performance du système électrique marocain. 3.36 La comparaison des scénarios applicables au secteur électrique ne saurait se faire sans la prise en compte de la participation à l'infrastructure gazière. Dans le chapitre 5, l'analyse de cette infrastructure permettra de déterminer de façon précise la 35 Pour les centrales hydroélectriques, on prend en compte la puissance installée et non la puissance garantie pour le calcul du taux de reserve. De même on prend en compte l'énergie produite aux portes des centrales que l'on multiplie par le facteur de charge afin de déterminer la puissance à la pointe. 36 Au cours d'une récente année de sécheresse, l'hydraulique n'a représenté que 3 % de l'énergie fournie au réseau. 37 Paradoxalement, l'intégration prochaine du Maroc au système intégré européen par le biais de l'interconnexion avec l'Espagne, dont l'un des objectifs est d'accroître la sécurité d'approvisionnement, ne conduit pas nécessairement à diminuer le taux de réserve. En effet, le pays situé en bout de chaîne se doit de garantir sa sécurité de fourniture dans des conditions au moins équivalentes à celles de ses partenaires. 38 Programme d'optimisation de la production électrique préparé par l'Agence internationale de l'énergie atomique. 52 Plan de Developpement Gazier (Phase 2) part que supportera le secteur électrique. De même sera-t-on en mesure de calculer le coût de transport additionnel qu'il faudra ajouter au prix au point de piquage sur le GOME pour chacun des sites localisés sur le gazoduc et selon chacun des scénarios retenus. Figure 3.11 - Consommation de gaz naturel dans le secteur électrique Scénario 1 1200000 1000000 800000 2 em CC C 600000 C 400000 200000 N 't CD Co O N t Co CD C O C C O - - - - - N C O O O O O O O C C NI N \ N N N N S Nl CY Année Scéna rio2 1400000 1200000 $e 1000000 ^ 800000 - O 600000 400000 200000 - Mohammadia o~~~~~~~~( Co CD C t Co CDI CNI C CD CD O N t CD 0D O O O O O - - - - _ N O O O O C O O C O O 126757 csu Anspenilum Tableau 6.3 - Analyse de sensibilité au prix du gaz 2,44 2,59 2,67 2,90 Prix du gaz CIF (-10% par (Coût du (cas de base, (+10%S par (Dollarlm u bgazrapport au transport sur voir tableau rapport au cas (Dollar/mmbtu) cas de le GME 6.1) de base) base) 0,27) Coûts (Bénéfices) du Scénario 2 par rapport au Scénario 1 (6) 8 10 30 (millions USD) 45 Voir figure 6.7 pour les quantités de gaz naturel consommé en fonction du prix CIF du gaz naturel. Comparaisons économiques, Analyse de sensibilité 75 Consommation totale de gaz naturel 6.8 La consommation de gaz naturel dans le secteur industriel et dans le secteur électrique est présentée sur le tableau 6.4 ci-dessous. Les années retenues correspondent au début et à la fin de la période de monté en régime (respectivement 2002 - 2006 et 2004 - 2008, selon les scénarios) ainsi qu'à des années références 2010 et 2020. Dans le scénario 2, la part de gaz naturel consommée par l'industrie reste autour de 25% pendant la majeure partie de la prochaine décennie. Il est certain, cependant, que cette part diminuera fortement dès lors que de nouvelles centrales à cycle combiné seront entrées en service. Il faut noter également que les projections ci-dessous ne tiennent pas compte de la conversion possible des centrales thermiques existantes, dont la consommation éventuelle sera fonction du régime de marche que l'ONE adoptera à leur égard, ainsi que de l'appel à la production d'origine étrangère. Ces deux facteurs sont actuellement trop incertains pour qu'il soit possible d'intégrer les consommations de gaz qui y sont liées. Tableau 6.4 - Projections de consommation de gaz naturel (millions m31an) Scénario 1 2 3 4 Secteur El Part Part Part Année Ind. Elec. Ind. Ind. Elec. Ind. Ind. Elec. Ind Ind *(0/) (%') (%) 2002 473 0 605 72 10 474 - - 474 - 2004 930 0 712 232 25 712 22 3 930 50 5 2006 1084 0 1230 418 25 1230 72 6 1084 163 13 2008 1160 0 1330 453 25 1330 132 9 1160 294 20 2010 1151 0 1330 491 26 1327 145 9 1151 318 21 2020 1109 0 1109 730 40 1109 221 16 1109 470 30 6.9 Dans tous les scénarios, la consommation du secteur électrique (cycles combinés, et repowering de Kénitra dans les scénarios 2 et 3; hors conversion) oscille entre 1,1 et 1,3 milliard m3 par an dès l'année 2005, et se maintient à ce niveau de consommation tout au long de la période. La consommation du marché industriel atteint son régime de croisière dès la cinquième année (2006 ou 2008), puis suit le rythme de croissance de ce secteur (figure 6.6). En fait, il est vraisemblable que le marché continuera de connaître une légère accélération au-delà de ce "plateau", du fait que, sitôt le gaz disponible, les nouveaux arrivants (et les extensions ,nettes d'unités existantes) pourront s'y connecter sans avoir à prendre en compte dans leur bilan économique le coût de la conversion. Dans le scénario 2, où la place du gaz est la plus importante, la consommation totale n'atteindrait toutefois que 1,8 milliard de m3 en 2010, et ne 76 Plan de Developpement Gazier (Phase 2) progresserait guère du fait de l'interruption du repowering après le déclassement de Kénitra. Ce chiffre peut paraître modeste en regard de la consommation de la Tunisie (2,2 milliards de m3/an) dont le potentiel démographique et industriel est environ le tiers de celui du Maroc. Les projections ci-dessus sont en effet prudentes. Comme l'expérience le montre dans la plupart des pays gaziers (producteurs ou importateurs), le développement du gaz a tendance à s'auto-alimenter, la seule disponibilité du combustible créant des besoins ignorés auparavant. Figure 6.6 - Evolution du marché et de la consommation de gaz naturel dans l'industrie 1200- 1000 a 600 4,00 200 2002 2007 2012 2017 2022 Année MARCHE l ,Consommation l 6.10 La consommation totale du gaz naturel transporté sur l'antenne est illustré par les courbes de la figure 6.7 ci-dessous. On sait que, dans la fourchette de prix retenue (2,44 à 2,90 dollars/mmbtu au point de piquage sur le GME), le volume de gaz consommé par le secteur électrique reste identique. Les trois courbes présentent le volume additionnel consommé par l'industrie en fonction du prix du combustible au point de piquage sur le GME. Ces courbes confirment les remarques faites au paragraphe 6.7 selon lesquelles la consommation ne varie pas si le prix est de 10% moins élevé. Figure 6.7 - Consommation de gaz naturel sur le gazoduc sud. Scénario 2 Consommation de gaz naturel. Scénario 2 2000 1800 > 2 OO- 1400--Sceréetiu Mm 1200 2005 m 2l0 1000-- 2.67USDIm m blu 800 400 200 o 2000 2005 2010 2015 2020 Anrée Comparaisons économiques, Analyse de sensibilité 77 6.11 Si l'on prend comme base le chiffre de 7,3 Mtep en 1996 et une croissance annuelle de 4% (voir paragraphe 4.8), la consommation de gaz naturel à l'horizon 2020 représente une part de 8% de la consommation totale d'énergie commerciale dans le scénario le plus favorable. Si l'on retient les nonnes européennes concernant la part du gaz naturel (voir paragraphe 3.19) la consommation pourrait varier de 4,2 Milliards de m3 (dans le cas d'une croissance de 4%) à 6,5 milliards de m3 (croissance à 6%), pour une intensité énergétique égale à 1. Ces volumes sont naturellement fonction de l'intensité énergétique, qui dépend elle-même, entre autres choses des politiques de maîtrise de l'énergie. 6.12 Les résultats de l'analyse économique ne permettent pas de départager indiscutablement les scénarios retenus pour l'étude. La décision du choix du scénario optimal du point de vue de l'économie nationale doit prendre en compte des éléments de caractère politique, institutionnel et financier qui sortent du cadre de la présente étude. Néanmoins on peut dès à présent affirmer que la construction de l'antenne de Casabanca, en d'autres termes le développement du gaz naturel dans l'industrie marocaine, est économiquement viable. 6.13 Le scénàrio 1 a pour avantage de diminuer le nombre d'intervenants dans la chaîne gazière pour la production d'électricité. Ce point, fort important au demeurant, fait que le kWh, et donc l'utilisateur final, ne serait pas conduit à supporter les charges financières et le coût de risques divers que l'opérateur de transport (qu'il soit national ou intemational) répercuterait sur le prix de transport du gaz. Les retombées positives du point de vue de l'aménagement du territoire sont une autre dimension qui pourrait être considérée, car le scénario 1 contribuerait, dans une certaine mesure, à la politique nationale de développement de la région nord du Maroc engagée récemment par les autorités du pays. 6.14 Le scénario 2 donne au Maroc la possibilité de diversifier dès 2002 ses sources énergétiques dans d'autres secteurs que celui de la production électrique. Les industries marocaines font aujourd'hui face au défi de l'intégration à un marché régional et de l'ouverture au marché mondial. Cette nouvelle donnée ne pourrait qu'être bénéfique dans un pays où la compétitivité de l'industrie n'est pas optimale du fait, notamment, d'une énergie qui demeure chère. Pour des raisons évidentes, les considérations environnementales plaident en faveur de ce scénario, aussi bien pour les zones industrielles qui se trouvent en milieu urbain et périurbain, avec souvent une très forte densité de population, que pour les sites de production électrique de Kénitra et Mohammedia. Les scénarios 3 et 4 donnent des résultats moins intéressants, car ils sont handicapés par le coût élevé de l'investissement dans la première centrale de Tahadart et par la présence d'une seule centrale le long de l'antenne. 6.15 L'introduction du gaz naturel au Maroc est une décision qui s'inscrit dans le long terme. Elle oblige à prendre en compte les aspects institutionnels du développement du secteur énergétique ainsi que la compétition entre les diverses sources 78 Plan de Developpement Gazier (Phase 2) d'énergie. Elle entre dans le cadre global de la politique économique du pays et de la stratégie que celui-ci adoptera. Il convient toutefois de faire une estimation plus fine du potentiel de développement du gaz naturel dans l'industrie marocaine. L'utilisation du gaz naturel dans des activités comme la cogénération industrielle de chaleur et d'électricité doit être étudiée de façon plus détaillée. Enfin, les données relatives au degré réel de pollution dans les principales régions du Maroc ne sont pas disponibles. L'incidence écologique positive de l'arrivée du gaz naturel sur le marché énergétique marocain reste à évaluer de façon plus approfondie. La structure de la demande dépendra aussi de cet impact dans un marché ouvert à la fois à la compétition inter-énergétique et à la concurrence du marché international. 7 Aspects institutionnels 7.1. L'édification rapide d'une industrie gazière compétitive au plan national répond à quatre principes: * le développement de l'industrie gazière doit intervenir dans un cadre institutionnel, réglementaire et organisationnel préalablement mis en place * le secteur privé doit participer à la création de cette industrie * le gaz naturel a vocation à desservir tous les consommateurs qui peuvent en bénéficier dans de bonnes conditions économiques et ne doit pas être réservé à des secteurs particuliers * le gaz doit être disponible dès que les premiers utilisateurs - en l'occurrence les futures concessionnaires de la production d'électricité seront prêts à le consommer, ce qui implique que les travaux de construction du gazoduc et des centrales doivent être étroitement coordonnés. 7.2 Outre le très grand intérêt qu'il présente pour le développement de l'économie marocaine, le projet a un caractère commercial marqué et exige des investissements importants, estimés à environ 130 millions de dollars. Dès lors, il convient que le financement des travaux de construction, la propriété des actifs et des moyens d'exploitation, et la gestion de l'ouvrage par des opérateurs privés se fassent dans le cadre d'une concession spéciale de service public qui constituerait, pour le Gouvernement marocain, une formule économiquement et financièrement intéressante, permettant le développement rapide d'une industrie gazière sans impact majeur sur le budget de l'Etat. 79 80 Plan de Developpement Gazier (Phase 2) Structure de la chaîne gazière 7.3 Quel que soit le nombre d'acteurs (de maillons), la chaîne gazière a pour objet d'assurer deux fonctions principales entre le maillon amont (le vendeur initial) et le maillon le plus en aval (le consommateur fmal); ce sont (i) le transport physique du gaz, et (ii) la commercialisation (achatevente) du gaz. L'analyse de l'organisation des industries gazières dans le monde montre qu'il existe de nombreuses structures possibles, qui vont de la plus centralisée (intégration verticale de l'ensemble de l'activité gazière) à la plus décentralisée (autant d'acteurs qu'il y a de maillons physiques et de fonctions). Malgré cette diversité, il est possible de regrouper les différentes formules existantes selon la façon dont les deux fonctions principales (transport et commercialisation) sont traitées. On peut ainsi distinguer les deux schémas suivants. 7.4 Dans le premier, le transporteur assure également la commercialisation du produit (merchant pipeline): L'opérateur achète le gaz au foumisseur, le transporte et le revend à diverses catégories de consommateurs en aval (distributeurs publics, gros consommateurs, clients individuels). Il s'agit du schéma le plus couramment en Europe, avec diverses variantes quant au degré d'intégration verticale. Le point fort du système est que le transporteur est un véritable opérateur: il est propriétaire du gaz transporté, et responsable de son approvisionnement comme de sa commercialisation. Il gère le développement de son réseau et est directement intéressé au développement des ventes. En revanche, le système manque de transparence: l'opérateur vend un produit unique (le gaz) dont les composantes de coût sont peuvent être connues, tant du consommateur que, souvent, de l'opérateur lui-même; les subventions croisées sont possibles (et en fait courantes) et des distorsions peuvent se produire qui peuvent nuire, à terme, à l'efficacité économique du système. 7.5 Dans la deuxième formule, le transporteur assure uniquement la fonction de transport, ouverte à tous (open access). C'est un prestataire de service, rémunéré pour l'unique fonction qu'il assure: transporter du gaz pour qui le souhaite. Il perçoit un péage, à la manière d'un exploitant d'autoroute. Il n'est à aucun moment propriétaire du combustible et n'intervient ni en amont, ni en aval de la chaîne gazière. La fonction commerciale est exercée par le vendeur et l'acheteur de gaz qui conviennent de gré à gré de toutes les clauses. Ce système est bien adapté à une économie gazière arrivée à maturité, où coexistent un grand nombre de vendeurs et d'acheteurs, comme c'est le cas en Amérique du Nord. La concurrence joue alors son rôle dans la mesure où le transporteur ne bénéficie pas de concession exclusive: si la demande le justifie, plusieurs transporteurs peuvent desservir le même marché. 7.6 Plus le nombre d'acteurs est important, plus la concurrence permet de maintenir les coûts à leur minimum économique, et plus l'efficacité est grande (modicité des prix alliée à une qualité de service suffisante). Toutefois, dans le cas d'une industrie naissante et fortement capitalistique, il ne paraît pas souhaitable de disperser l'activité gazière entre un grand nombre d'intervenants, situation qui risque de fragiliser l'industrie Comparaisons économiques, Analyse de sensibilité 81 et de diluer les responsabilités et les engagements. Cela pourrait nécessiter à terme un renforcement du pouvoir de l'Etat, ce qui est contraire aux principes énoncés plus haut. Au contraire, il apparaît essentiel que le projet soit structuré dès le début autour d'un promoteur solide qui joue rôle de moteur et garantit le succès de l'opération par son engagement. 7.7 Compte tenu de ce qui précède, il semble préférable de s'orienter vers une structure intermédiaire dans laquelle l'opérateur du gazoduc assure le transport et une partie de la commercialisation du combustible dans les conditions suivantes: * Le ou les producteurs vendent le gaz à l'opérateur et, le cas échéant, à d'autres gros consommateurs, au moyen de contrats long terme de type "take-or-pay". * L'opérateur se voit attribuer une concession pour un itinéraire et une durée déterminés. Il n'est pas titulaire d'une concession de transport unique sur l'ensemble du territoire national. • L'opérateur exerce les deux fonctions transport et commercialisation de façon équilibrée. Les deux activités sont transparentes sur les plans tarifaire et comptable. • L'opérateur vend le gaz dont il est propriétaire aux consommateurs du combustible ou à des sociétés de distribution publique. D La capacité excédentaire du gazoduc est ouverte à d'autres acheteurs ou vendeurs qui peuvent utiliser la canalisation moyennant péage. - Chez l'opérateur, le transport et la commercialisation sont séparés sur le plan comptable ("unbundling"); il n'y a pas de subventions croisées. Le péage payé par les tiers est identique à celui facturé, de façon interne, par l'organe transporteur à l'organe commercial de l'opérateur, pour le transport du gaz dont il est propriétaire. 7.8 La distribution est, dans la mesure du possible, assurée par une ou plusieurs entreprises, distinctes du transporteur. Les sociétés de distribution obtiennent une concession exclusive pour la construction et l'exploitation du réseau, sauf pour ce qui concerne l'alimentation de très gros consommateurs46. En revanche, elles n'ont pas de monopole commercial, les très gros consommateurs pouvant s'adresser directement à un vendeur de gaz. L'étroitesse du marché industriel en dehors de Casablanca fait qu'il sera sans doute difficile de trouver des investisseurs spécifiques pour développer de petits réseaux à Kénitra ou Mohammedia; dans ce cas, la distribution pourrait être assurée, pour l'ensemble des sites le long de l'antenne, par la même entreprise, bien qu'il reste souhaitable que chaque agglomération fasse l'objet d'une concession individualisée. 46 Au-dessus d'un seuil de consommation à définir. 82 Plan de Developpement Gazier (Phase 2) 7.9 Une alternative au schéma proposé ci-dessus consisterait pour les acheteurs (gros consommateurs, sociétés de distribution) à se regrouper en un groupement d'intérêt économique (GIE) dont le poids leur permettrait d'obtenir des conditions de fourniture plus favorables de la part du vendeur. L'intérêt serait surtout important pour les "petits" acheteurs, qui sont aussi souvent ceux dont la courbe de charge est la plus faible et pour lesquels il est plus difficile de négocier avec le vendeur. Structure du capital 7.10 Le développement et le financement du projet doit être de la responsabilité du secteur privé. Toutefois, la participation minoritaire d'une entreprise publique peut être envisagée, de préférence de façon temporaire, dans la mesure où la présence de l'Etat peut constituer pour les investisseurs privés une garantie supplémentaire, en ce qui concerne par exemple le respect d'engagements dans le domaine institutionnel. Dans ce cas, il est souhaitable que l'entreprise publique ait déjà acquis une solide expérience de travail avec le secteur privé, par exemple par le biais de sa participation dans des sociétés d'économie mixte. 7.11 L'opérateur doit être indépendant de ses principaux fournisseurs et clients. Aucun producteur ni consommateur de gaz ne doit détenir un intérêt de contrôle, afin d'éviter (i) tout traitement privilégié d'un consommateur ou groupe de consommateurs en matière de péage ou de réservation de capacité, et (ii) les conflits d'intérêt qui peuvent surgir quant à la politique d'expansion du réseau de transport. En revanche, rien ne s'oppose à la participation minoritaire de maillons amont ou aval, susceptible de donner aux autres acteur de la chaîne gazière un certain confort dans le développement de leurs propres activités. Le cadre institutionnel et réglementaire 7.12 Le transport du gaz naturel est généralement considéré, à l'intérieur d'une zone donnée, comnme un monopole de fait (monopole naturel). Il requiert un cadre institutionnel et juridique précis de façon qu'il soit exploité efficacement. La philosophie sous-jacente à l'organisation de l'industrie gazière vise à mettre en place et à maintenir un équilibre entre des intérêts conflictuels, à empêcher toute possibilité d'exercice du pouvoir de monopole, à promouvoir l'efficacité technique et managériale, à encourager la concurrence interénergétique et, lorsque c'est possible, la concurrence entre gaz de provenances différentes. 7.13 Les monopoles naturels entraînent l'intervention de l'Etat dans le but: * de protéger les investisseurs engagés dans des investissements très lourds, contre la réalisation d'investissements concurrents à des conditions non économiques, * de protéger les consommateurs contre toutes les formes de pouvoir de monopole: discrimination, abus de position dominante, pratiques prédatrices, Comparaisons économiques, Analyse de sensibilité 83 a d'assurer l'intérêt général sur le plan de la sécurité technique et de la sécurité des approvisionnements. 7.14 L'expérience historique de différents pays tend à montrer qu'un certain nombre de facteurs sont décisifs pour l'introduction et le développement progressif du gaz naturel en tant qu'énergie nouvelle: * la volonté politique de développer le gaz constitue le premier élément, du fait qu'un certain nombre de décisions doivent être prises concernant l'organisation de l'industrie, le rôle des acteurs actuels et potentiels, les implications du développement du gazier sur le reste de l'économie, * l'existence de "règles du jeu" parfaitement définies qui établissent les éléments juridiques, techniques, économiques et financiers de la réglementation de l'industrie. Ces règles peuvent être établies par un Code gazier qui est censé mettre en place la réglementation initiale47 tout en prenant en compte l'évolution possible de l'industrie: découvertes locales de gaz, nouvelles sources d'approvisionnement, nouvelles formes d'utilisation. Une claire définition de toutes ces règles constitue un préalable indispensable pour attirer les investissements privés. 47 Le Code gazier est une loi et doit, comme telle, être approuvée par le Parlement. Sa mise en application est effectuée au moyen de décrets et / ou arrêtés ministériels ou inter-ministériels. jÇA14AÀD The World Bank 1818 H Streel, NW Washington, DC 20433 USA Tel.: 1 202.458.2321 Fax.: 1 .202.522.3018 Internet: www.worldbank.org/esmap Email: esmap(@worldbank.org A joint UNDP/Wortd Bank Programme