Les centrales électriques au gaz naturel sont insuffisamment approvisionnées depuis 2018

Décidément, en ce moment il y a beaucoup d’excitation autour de l’approvisionnement du Maroc en gaz naturel et il y a plus d’une raison de s’en inquiéter. En voici au moins une : comme nous allons le voir, si on avait pu fournir annuellement 1,1 milliard de mètres cubes normaux (Nm³) à nos deux centrales électriques à cycle combiné, elles auraient atteint un facteur de charge 80%, courant pour ce type de centrales, et la production annuelle de leurs 860 MW cumulés pourraient produire presque moitié plus. Voyons pourquoi.

 Production et facteur de charge des centrales à cycle combiné depuis 2012 

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La Figure 1 montre l’évolution de la production individuelle (en GWh/an, en bleu, rapportés à l’échelle de gauche) ainsi que le facteur de charge[i] (en rouge, rapporté à l’échelle de droite) de chacune des deux centrales à cycle combiné fonctionnant au gaz naturel du Maroc :

Figure 1 Production et facteur de charge des 2 centrales à cycle combiné au gaz naturel du Maroc

• Tahaddart (ronds), à 25 km au Sud Ouest de Tanger, progressivement mise en service à partir de fin 2004, et dont la puissance a été augmentée durant l’année 2018 de 384 à 407 MW,
• Aïn Beni Mathar (carrés), à 80 km au Sud de Oujda, progressivement mise en service à partir de fin 2009, dont la puissance installée est de 453 MW. Cette centrale comporte aussi des concentrateurs solaires de 20 MW, servant sans doute de préchauffage, mais dont l’impact n’est pas évident.

Dans nos commentaires ultérieurs, nous allons volontairement :

• ignorer la singularité de 2022 due à la rupture de l’approvisionnement en gaz naturel algérien à travers le Gazoduc Maghreb Europe (GME).
• nous intéresser à la baisse de production qui a eu lieu entre 2017 et 2023-2024.

A part cette singularité de 2022, force est de constater que :

• la production des deux centrales est restée entre 5’600 et 6’200 GWh entre 2012 et 2017 avec un facteur de charge de chacune des deux centrales au dessus de 75% durant la même période,
• la production des deux centrales est descendue en autour de 4’200 GWh en 2023 et 2024 avec un facteur de charge de chacune des deux centrales descendu entre 50 et 60% durant la même période.

Un tel constat pourrait venir d’une alimentation en combustible insuffisante ou aussi, pourquoi l’exclure, d’un vieillissement (très) prématuré des centrales, et cela se verrait alors sur le rendement des centrales.

 Consommation et rendement des centrales à cycle combiné depuis 2012 

La Figure 2 montre l’évolution la consommation annuelle de gaz naturel fourni à chacune des centrales de la Figure 1 (en millions de Nm³, en bleu rapportés à l’échelle de gauche) ainsi que l’évolution de leur rendement de production[i] estimé pour un pouvoir calorifique inférieur (PCI) de 9,37 kWh/ Nm³ (en rouge rapporté à l’échelle de droite) : Tahaddart (ronds), Aïn Beni Mathar (carrés).

Figure 2 Schéma des flux d’électricité en 2024 (chiffres en GWh annuels)

Il est possible que le pouvoir calorifique adopté pour calculer le rendement ne soit pas exact ou même qu’il ait un peu changé dans le temps mais il est certain que la faible évolution des rendements ne soit pas en cause pour la baisse de production signalée dans la Figure 1 mais que celle-ci suit bel et bien la baisse de l’approvisionnement des centrales de la Figure 2.

A l’appui des affirmations précédentes, la Figure 3 montre le total mensuel du gaz naturel fourni aux deux centrales à cycle combiné du Maroc. Mis à part les mois où l’alimentation a été faible, très faible ou nulle, les fournitures des mois d’approvisionnement « normal » décroissent régulièrement (en pointillés gras).

Figure 3 Fourniture mensuelle totale de gaz naturel aux deux centrales

Cette décroissance, qui a commencé avant même la cessation de livraison de gaz naturel algérien en novembre 2021, a sans doute une explication que nous n’avons pas. Ce qui est sûr, c’est que ces deux centrales pourraient produire entre un tiers et moitié plus si elles recevaient plus de combustible.

 Commentaires et conclusions 

Compte tenu des évènements récents, nous sommes contents des 4’200 GWh/an produits par les deux centrales en 2023 ou 2024. Toutefois, tout indique qu’elles atteindraient ou dépasseraient 6’000 GWh/an s’il leur était fourni 1,1 milliards de Nm³/an au lieu de 0,82 actuellement. Les 1’800 GWh/an supplémentaires, représenteraient plus de 4% de la production brute locale de 2024 (43’000 GWh/an) soit aussi l’équivalent de la production de l’ensemble du complexe solaire de Ouarzazate inauguré par S.M. le Roi le jeudi 04/02/2016. Régulariser l’alimentation à 90 millions de Nm³/mois aurait des avantages multiples :

• En 2024, le coût net des imports de gaz naturel liquéfié s’est élevé à 3,364 GDh qui a donné un coût de combustible de 0,81 Dh par kWh d’électricité produite, ce qui reste, somme toute, acceptable compte tenu des cours mondiaux qui sont encore moitié plus élevés que ceux de 2020-2021. D’autant plus que la production au gaz naturel permettrait d’éviter une partie de la production d’électricité aux combustibles pétroliers (fuel et gasoil) qui a coûté plus de 2,40 Dh par kWh produit en 2024.
• Une part plus grande d’électricité au gaz naturel baisserait l’intensité carbone de l’électricité locale puisque, avec 370 geqCO₂/kWh, elle émet près du tiers de celle du charbon et moitié de celle du fuel.

 Références

[1] Le facteur de charge représente la fraction du temps qu’une centrale électrique aurait fonctionné au régime nominal pendant une période donnée. Il s’obtient par la production réelle divisée par le produit de la puissance par les 8760 heures d’une année.

[2] Le rendement d’une centrale thermique s’obtient en divisant sa production électrique par l’énergie de combustion générée par la combustion, elle-même obtenue par le produit de la quantité de combustible par son pouvoir calorifique inférieur (PCI).

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