Le programme indicatif des besoins en moyens de production de l'électricité nécessaires à la satisfaction du marché national durant la période 2010-2019, rendu public, ce week-end, par la commission de l'électricité et du gaz ( Creg ) met en évidence l'intégration de production de sources renouvelables durant les dix années à venir. A l'horizon 2020, les niveaux sont considérés à des taux de 8% et 6% de la production totale, selon le scénario (moyen ou fort). Pour le scénario moyen, le programme d'investissement sur la période 2016-2019 totalise 2940 MW, dont 1750 MW en cycle combiné et 1190 MW en turbine à gaz, avec une capacité additionnelle moyenne de 735 MW/an ; le premier investissement d'une capacité de 120MW apparaîtra en 2016. Pour le scénario fort, le premier investissement additionnel à ce qui a déjà été décidé dans le programme indicatif 2008-2017, apparaîtra en 2013 pour 1230 MW. Le programme d'investissement additionnel à celui mis en oeuvre dans le cadre du programme indicatif précédent pour la période 2013-2019 totalise une capacité de 6500 MW, dont 4700 MW en cycle combiné et 1800 MW en turbine gaz ; la puissance additionnelle moyenne pour la période 2013-2019 sera de 930 MW/an, sans tenir compte des moyens décidés dans le programme indicatif précédent. En outre, le programme d'investissement au niveau des réseaux isolés du Sud sur la période 2010-2019, totalise 416 MW, dont 260 MW en turbines à gaz et 156 MW en Diesel. A noter que l'introduction, à partir de 2015, de l'électricité d'origine renouvelable nécessite l'installation, à l'horizon 2019, de 1675 MW, soit 335 MW/an pour atteindre l'objectif de pénétration de 8%, de 1180 MW, soit 235 MW/an pour un objectif de pénétration de 6%. Par ailleurs, les prévisions de la demande telles qu'elles ressortent du document intitulé "Prévision de la demande d'énergie électrique - Période 2009 - 2019 " validé par le comité de concertation sur les investissements dans les secteurs de l'électricité et de la distribution du gaz par canalisations (COCEG) lors de la séance du 27 juin 2009, retient deux scénarios, où il a été considéré les puissances maximales appelées annuelles de l'été ( PMA ). " De ce fait, des limitations de charge dues à l'effet de température ont été appliquées en fonction de la situation géographique des sites de production turbines à gaz comme suit : Littoral : 15% ; Hauts-Plateaux et Sud : 20%. Il a été appliqué un seuil de 3% pour les centrales à cycle combiné ", a écrit la Creg. En outre, la capacité totale du parc de production de référence est de 9109 MW, en considérant les puissances à développer des groupes existants. La capacité à déclasser sur la période 2009-2019 est de 2536 MW. Les capacités additionnelles décidées et en cours de construction sur la période 2010-2015 totalisent une puissance de 4950 MW. Les technologies retenues pour les nouveaux investissements en production centralisée dans la filière gaz sont les cycles combinés de 400 MW et 250 MW et les turbines à gaz de 230 et 120 MW. Cependant, les critères de sécurité et de fiabilité pris en compte sont respectivement une réserve marginale minimale de 20% et un niveau de défaillance de 48 heures par an correspondant à une probabilité de perte de charge (LOLP) de référence de 0,548%.
