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Économie / Dossier economique

Le programme national de développement des énergies renouvelables :

Un éléphant qui accouche d’une souris ?

L’Algérie s’est engagée dans un vaste programme de développement des énergies renouvelables (EnR) adopté en février 2011 par le gouvernement  et actualisé en mai 2015 avec l’ambition d’atteindre, d’ici 2030, une puissance globale de 22000 Mégawatts (MW) essentiellement solaires et éoliens. Un projet d’une telle dimension n’est pas seulement motivé par l’épuisement des réserves d’hydrocarbures, l’essoufflement de la production, l’envolée de la consommation interne, la chute des cours du brut et le déclin rapide d’une rente en voie de disparition. Il l’est également par l’ensoleillement exceptionnel et le potentiel des autres sources d’énergie renouvelable dont dispose le pays et sur lesquels il compte beaucoup, beaucoup trop même, pour compenser le futur déficit en énergie fossile.

Nouveautés et incohérences du programme

Quatre ans seulement après avoir lancé son premier programme, l’Algérie l’a revu de fond en comble suite aux améliorations qu’ont connues, entre temps, certaines filières du renouvelable, notamment au plan des coûts. Ceux-ci ont, selon l’EIA (Energy Information Agency), organisme US du Department of Energy,  baissé entre 2010 et 2015 de 68% pour le photovoltaïque (PV), de 51% pour l’éolien mais seulement de 10% pour le thermo-solaire (CSP) qui stagne encore à des coûts élevés. Des chiffres  justifiant pleinement la décision de restructurer le programme algérien qui, à l’inverse de l’ancien, accorde désormais la prééminence au PV et à l’éolien aux dépends du CSP qui est non seulement réduit à la portion congrue mais également reporté à plus tard.

Le premier programme (2011) précisait que, en 2030, 40% de la consommation électrique du pays seraient générés par une capacité renouvelable de 12.000 MW essentiellement thermo-solaire, et que 600 milliards de m3 de gaz naturel pourraient ainsi être économisés pendant la durée de vie du projet. Il était aussi envisagé une puissance supplémentaire de 10000 MW pour une exportation éventuelle.

Le second programme (2015), quant à lui, prévoit qu’une puissance de 22000 MW sera installée d’ici 2030 mais que 27% seulement de la consommation électrique nationale seront d’origine renouvelable, donc une part très inférieure, malgré une puissance presque double. Il prévoit aussi que, malgré cet accroissement de puissance,  un volume moindre de 300 et non plus 600 milliards de m3 de gaz sera économisé. Les 22000 MW incluent trois nouvelles filières non-intermittentes avec un total de 1415 MW: la biomasse, la cogénération et la géothermie.

Il est par conséquent nécessaire, avant d’aller plus loin, de lever une pareille incohérence en recherchant la juste valeur du pourcentage et du volume à retenir.

Quel pourcentage et quel volume retenir : 40%, 27%….., 600 milliards, 300 milliards,…. ?

En ce qui concerne les énergies intermittentes (solaire et éolienne), nous privilégions une approche analogique, préférable à des calculs théoriques peu fiables pour estimer les valeurs correctes. Elle consiste à rechercher, pour chacune des trois filières (PV, éolien et CSP), le rendement moyen de certaines centrales étrangères situées dans un environnement comparable à celui du sud algérien. Les rendements ainsi obtenus permettront d’estimer, par extrapolation, l’énergie exprimée en Térawatts/heures (TWh) que chacun des deux programmes pourra fournir annuellement en 2030. Pour les sources non-intermittentes du second programme, un simple calcul théorique suffira.  

Nous avons sélectionné à cette fin les stations de Masdar à Abu Dhabie et de Sheikh Zayed en Mauritanie pour le PV, les stations de Tarfaya au Maroc et de Laâyoun au Sahara occidental pour l’éolien ainsi que les stations de Shams dans les Emirats et de Solar One aux USA (Nevada) pour le CSP.  

En procédant ainsi, la quantité totale d’énergie qui aurait pu être produite par les 2808 MW de PV, les 2000 MW d’éolien et les 7175 MW de CSP de l’ancien programme est estimée à 26,455 TWh/an.

La quantité d’énergie pouvant être générée par les 13575 MW de PV, les 5010 MW d’éolien et les 2000 MW de CSP du nouveau programme est d’environ 43,832 TWh/an auxquels s’ajoutent environ 3,013 TWh/an correspondant aux 1415 MW des trois filières non-intermittentes, soit un total de 46,845 TWh/an.

Selon les déclarations officielles de Sonelgaz, la consommation interne de l’Algérie en énergie électrique s’élèvera à 170 TWh/an en 2030 et nécessitera 41 à 42 milliards de m3 de gaz pour les générer. Sur la base de ces prévisions et des estimations précédentes, il est possible de conclure que la contribution de l’ancien programme  à cette consommation n’aurait été que d’environ 15,6% et non pas de 40%. Sachant que la durée de vie des installations tourne autour de 25 ans, elles n’auraient économisé qu’environ 160 milliards de m3 de gaz et non pas 600 milliards. Des erreurs d’une telle amplitude dans les estimations sont pour le moins  surprenantes.

Pour ce qui est du nouveau programme, sa contribution sera d’environ 27,55% (dont 25,78% pour le solaire + éolien et 1,77% pour le reste) donc identiques aux 27% annoncés officiellement. Les économies de gaz seront de 286 milliards de m3 en moyenne donc similaires aux 300 milliards annoncés. Nous préconisons par conséquent l’adoption définitive des chiffres officiels de 27% et 300 milliards de m3 qui s’avèrent corrects et l’oubli  des chiffres erronés de 40% et de 600 milliards de m3.

  • Incertitudes du programme
  1. Les délais de réalisation

Le programme a été lancé il y a plus de cinq ans mais force est de constater que 0,5% seulement du projet a pu être réalisé.

Il est évident que le retard accumulé ne pourra pas être rattrapé et qu’il continuera à s’accumuler d’avantage car le rythme des réalisations, même s’il s’accélère quelque peu, ne sera pas à la hauteur du rythme initialement prévu. Doit-on s’en inquiéter ? Pour le moment non ! Il y a plutôt lieu de s’en réjouir car cela a permis à l’Algérie d’éviter d’importantes dépenses inutiles qu’aurait engendrées l’ancien programme..

D’ailleurs, dans une contribution datant de 2014, nous avions émis le point de vue qu’il était trop tôt pour se lancer à grande vitesse dans un projet aussi ambitieux temps que les technologies EnR n’auront pas atteint un niveau de maturité et de rentabilité suffisants ; et qu’il suffisait, entre temps, d’avancer au ralenti en se limitant à des pilotes (éventuellement de petits projets dans les zones enclavées), pour acquérir le savoir-faire tout en se tenant prêt à accélérer la cadence au moment opportun. En retardant à plus tard un investissement très lourd, il devient possible d’en détourner une grande partie vers des projets plus urgents et plus rentables en rapport avec la diversification économique.

     2. La parité avec le KWh fossile est-elle pour bientôt ?

L’autre question qui se pose est de savoir quand le coût du KWh renouvelable rejoindra celui du KWh conventionnel. Temps que la parité ne sera pas atteinte, le développement des EnR ne pourra être envisagé sans le recours à des subventions de l’Etat s’ajoutant à celles déjà consenties pour le conventionnel. Or, avec une rente pétro-gazière qui fond à vue d’œil, l’Algérie ne sera plus en mesure de subventionner grand-chose.

Dans son rapport de 2015, l’EIA prévoie qu’en 2020 les seuils de rentabilité moyens (Levelized Cost Of Electricity), en $ de 2013, seront comme suit :

    KWh conventionnel :$0,0726

   - KWh éolien :$0,0736

   - KWh photovoltaïque :$0,1253

   - KWh thermo-solaire CSP:$0,239

On y constate qu’aux USA seul l’éolien atteindra la parité avec le conventionnel mais cela ne sera probablement pas le cas en Algérie qui n’est pas un pays de grands vents. Le PV en sera encore loin avec près de deux fois le coût et le CSP en restera très éloigné avec un coût plus de trois fois plus élevé.

Il faut s’attendre donc qu’en Algérie où, selon les estimations du Ministère de l’Energie, le KWh renouvelable revient quatre fois plus cher que le KWh conventionnel et où le savoir-faire est loin d’égaler celui des USA, la parité sera atteinte plus tard encore. D’où la nécessité d’éviter les investissements non rentables jusque-là.

 

  3. Le financement du projet

Une des contraintes majeures du programme réside dans la lourdeur des investissements estimées à plus de $60 milliards ($100 milliards initialement) et pouvant aller bien au-delà. .Avec des réserves de change pour à peine deux ans environ, un fonds de régulation des recettes (FRR) qui n’en a plus pour longtemps et une rente en déclin accéléré qui s’éteindra vers 2030, l’Algérie ne ne disposera plus de recettes suffisantes pour financer un projet aussi coûteux. Elle compte donc beaucoup sur le partenariat.

Or les investisseurs, locaux ou étrangers, ne s’engageront dans de tels projets que s’ils en tirent un profit.Si des tarifs trop bas leur sont imposés, ils refuseront tout simplement de participer au programme. Si, au contraire des tarifs élevés sont consentis, les coûts supplémentaires viendront s’ajouter aux tarifs de l’électricité conventionnelle qui elle-même ne pourra plus être subventionnés comme avant. Le consommateur devra donc s’acquitter d’une facture qu’il aura peine à digérer.

On cite souvent l’exemple de l’Allemagne qui produit près de 20% de son électricité à partir des EnR. Mais on ne dit jamais que cela n’aurait pas été possible sans les fortes subventions de l’Etat.

  4. Le déséquilibre résultant de l’intermittence des EnR.

Ce problème est la conséquence d’une production discontinue d’électricité renouvelable se superposant à une production continue d’électricité conventionnelle.

En effet, les EnR sont représentées dans leur quasi-totalité par les énergies solaires et éoliennes ne pouvant être produites que le jour lorsque le soleil brille ou lorsque le vent souffle avec en plus des variations en fonction des heures de la journée, du temps et des saisons.

Les sources conventionnelles, quant à elles, produisent de l’électricité nuit et jour sans interruption à partir de turbines à gaz fonctionnant H24.

La production d’électricité renouvelable, prévue s’élever à environ 27% du total quotidien viendra donc s’ajouter à la production diurne qui accusera un surplus alors que celle de la nuit accusera un déficit. A titre d’exemple, si nous supposons que les turbines à gaz génèrent la moitié de leur électricité le jour et l’autre moitié la nuit, il en résultera que la production du jour (conventionnelle + renouvelable) représentera plus de 63% du total quotidien alors que celle de la nuit n’en représentera que 36%.

Il est évident qu’un tel déséquilibre va entrainer des problèmes notamment au plan de l’utilisation du surplus et de sa transmission à travers le réseau.

La question qui se pose donc est de savoir comment un tel déséquilibre sera géré sachant que les techniques de stockage encore rudimentaires, limitées et peu fiables pour le thermique ou très onéreuses pour le voltaïque, ne seront probablement pas au rendez-vous. Dans ces conditions et à moins d’une percée dans la technologie du stockage, le taux maximum d’intégration de l’électricité renouvelable pourrait se réduire à une fraction seulement des 27% anticipés et limiter en conséquence la dimension du projet.

Toutes ces incertitudes ne manqueront pas d’affecter le bon déroulement du programme qui ne pourra probablement pas être réalisé à plus du tiers ou de la moitié des objectifs fixés d’ici 2030.

 

Les EnR dans le futur bilan énergétique: un éléphant qui accouche d’une souris ?

En supposant que les objectifs du projet seront atteints à 100% et qu’une maintenance rigoureuse le maintiendra à sa puissance maximum, quelle sera la part du renouvelable dans le futur mix énergétique du pays à l’horizon 2030 ?

Sachant que, sur la base des chiffres fournis par la Sonelgaz, 41 à 42 milliards de m3/an de gaz naturel seront consommés en 2030 pour générer les besoins locaux en électricité, et que 27% de ces besoins proviendront du renouvelable, on peut en déduire qu’il sera ainsi possible d’économiser environ 11 milliards de m3 de gaz par an. Comparés aux 130 milliards de m3/an produits actuellement, ces 11 milliards n’en représenteront que 8%. Comparés à la production totale d’hydrocarbures primaires prévue atteindre annuellement près de 200 millions de tonnes équivalent pétrole (TEP) en 2016, ils n’en représenteront plus que 5% c’est-à-dire un petit appoint dans le futur mix énergétique. Si le projet n’est réalisé qu’à 50% des prévisions, ils en représenteront moins de 2,5%.

En supposant que les besoins énergétiques par habitant resterons constants d’ici 2030, les besoins nationaux pour une population qui aura atteint les cinquante millions, pourraient s’élever à environ 250 millions de TEP. Dans ce cas, les EnR n’en représenteront que 4% et à peine 2% si le programme n’est réalisé qu’à 50%. En d’autres mots, l’Algérie dépendra encore des énergies fossiles à 96% environ voire plus de 98%.

On peut donc comparer le programme de développement des EnR à un éléphant qui accouche d’une souris : un éléphant de par la lourdeur des investissements et la lenteur des avancements ; une souris de par la légèreté des résultats. Et peut-être même une souris malade ou mort-née si le projet s’avère marginal ou non rentable.

L’idée généralement admise par le citoyen lambda que les énergies renouvelables vont, d’ici 2030, se substituer en grande partie aux énergies fossiles et même générer une nouvelle rente relève de l’utopie. Bien sûr, elles finiront, comme tout le monde le souhaite, par occuper une part importante dans le futur mix énergétique algérien mais pas avant le très long terme. Certainement pas en 2030 !

 

La diversification de l’économie seule solution pérenne à la crise.

Les hydrocarbures représenteront donc, et pendant très longtemps, la quasi-totalité du futur mix énergétique algérien. Par contre, la rente qu’ils engendrent, seule source de financement pour quoi que ce soit, se rétrécit comme une peau de chagrin et va rendre l’âme très bientôt.

Dans ces conditions, comment l’Algérie va-t-elle s’y prendre pour financer la nécessaire diversification de son économie sans cette rente au moment où elle en aura le plus besoin ? D’autant plus qu’on ne peut, en seulement quelques années et dans la précipitation, relever un tel défi qui n’a pu l’être au cours des 50 dernières années. Rien ne sert de courir, il faut partir à point !

La transition économique sera une œuvre de longue haleine, bien plus longue que la courte durée de vie qu’il reste à la rente. D’où la nécessité paradoxale de la prolonger le temps qu’il faudra et de la maintenir à un niveau suffisant afin de pouvoir s’en passer au plus tôt, dès qu’une économie diversifiée pourra en prendra la relève.

Pour y parvenir, le seul moyen en vue consiste à concentrer les efforts sur les hydrocarbures, seule source de cette rente, et de concentrer le gros de ces efforts sur deux fronts principaux. Le premier est celui de l’amont pétrolier pour accroitre les réserves et stimuler la production. Le second est celui de l’efficacité énergétique et des économies d’énergie qui sont l’équivalent d’un immense gisement d’hydrocarbures et de produits finis, avec l’avantage d’être déjà développé et près à être exploité. Il suffit pour cela d’ouvrir les vannes (de l’efficacité) et d’arrêter les fuites (du gaspillage). Si ces efforts portent leurs fruits alors une nouvelle chance, la dernière sans doute, s’offrira pour développer une économie diversifiée (y compris les EnR) qui sortira le pays de sa très dangereuse dépendance d’une mono-rente pétro-gazière, à condition bien sûr, de ne pas dilapider à tort et à travers les nouvelles recettes.

Mais cela ne sera pas facile vus les résultats peu encourageants obtenus dans l’amont pétrolier au cours de la dernière décennie et ceux pas plus encourageants de l’efficacité énergétique et des économies d’énergie. Il sera donc indispensable de ne ménager aucun effort pour atteindre l’objectif recherché car en cas d’échec c’est l’endettement international qui nous attend avec ses conditions strictes sur fond de malaises sociaux imprévisibles.

Mohamed TERKMANI

Ancien Directeur à la Sonatrach

mterkmani@msn.com


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