Scroll To Top
FLASH
  • 1 133 nouveaux cas de coronavirus et 19 décès enregistrés en Algérie durant les dernières 24h

A la une / Contribution

Hydrocarbures et énergies renouvelables

Quelles priorités pour la transition en Algérie ?

© D. R.

Par : MOHAMED TERKMANI
       
EXPERT EN ÉNERGIE

L’idée  que  les  énergies  renouvelables  vont  régler  les  problèmes énergétiques du pays relève de l’utopie.

L’Algérie compte beaucoup sur les énergies renouvelables (EnR), mais sans accorder suffisamment d’attention, du moins jusque-là, à l’efficacité énergétique et aux économies d’énergie.

C’est ainsi que, dès 2011, elle a adopté un programme EnR à grande échelle prévu pour atteindre une puissance de 22 000 mégawatts (MW) en 2030 dans un contexte énergétique se caractérisant par une énergie électrique produite à près de 99% à partir du gaz naturel, une consommation effrénée de gaz, des exportations de gaz qui n’en ont plus pour très longtemps, une efficacité énergétique et des économies d’énergie insuffisantes et une production et des réserves gazières en déclin constant.

Bien qu’ayant été promu au rang de priorité nationale en 2015, le projet n’a cessé de traîner en longueur au point de n’en réaliser, jusque-là, que 1,8%. Du fait de ce retard, il a dû être réduit récemment de 22000 MW à 15000 MW et son achèvement décalé de 2030 à 2035.

Potentiel de l’efficacité énergétique et des économies d’énergie
Il s’agit-là d’un potentiel énorme, comparable à un gisement d’hydrocarbures négligé et qui ne demande qu’à être mis en valeur. En réalité, c’est encore bien mieux que cela. C’est l’équivalent d’un gisement dont les réserves ont déjà été produites et disponibles en surface sous forme de pétrole, de gaz, de carburants, de produits raffinés, etc. Des réserves qui ne demandent qu’à être utilisées sans avoir à investir dans la recherche, le développement et l’exploitation d’un nouveau gisement.

Le problème qui se pose est que ces produits ont été stockés dans des sortes de réservoirs fuyards dont les pertes ne pourront être arrêtées ou plutôt réduites qu’en les colmatant au mieux en ayant recours à l’efficacité énergétique et aux économies d’énergie. Ce potentiel est considérable puisqu’il a officiellement été estimé qu’il sera possible d’économiser 10 millions de TEP/an en 2030, soit près de 3 fois celui estimé plus bas à 4,5 milliards de m3 (3,8 millions de TEP) pour le projet EnR. Avec, en plus, le gros avantage de les réaliser à des coûts infiniment plus faibles comparés aux énormes investissements qui pourraient atteindre les 15 à 20 milliards de dollars pour les 15 000 MW de ce projet. Et quand bien même ce potentiel s’avérerait surestimé, même fortement, il resterait l’option la plus profitable grâce aux faibles coûts.

Par les temps qui courent, avec la crise financière que connaît le pays, le financement d’un tel projet ne peut être envisagé. Donc, un programme permettant d’économiser près de trois fois plus d’hydrocarbures, en évitant de tels coûts ne peut que s’imposer de lui-même. Autres avantages : le gros du savoir-faire et des moyens sont disponibles localement sans trop avoir recours à l’expertise étrangère. De plus, cette action pourrait être bien plus rapide à mettre en œuvre que les EnR qui ont eu tendance à faire du surplace jusqu’à présent.

Potentiel des énergies renouvelables
Pour se convaincre du potentiel limité des EnR, il suffit d’estimer la contribution du nouveau programme de 15 000 MW prévu à être réalisé d’ici à 2035 à raison de 1 000 MW par an. Sur la base des statistiques de Sonelgaz, nous pouvons déduire que les centrales consomment en moyenne 1,2 milliard de m3 de gaz par milliers de MW. Cependant, ces chiffres sont trompeurs lorsqu’ils sont appliqués indistinctement aux centrales à gaz (qui fonctionnent en continu) et aux stations solaires (qui fonctionnent par intermittence). Il faut savoir, en effet, qu’une puissance solaire photovoltaïque (PV) de 1 000 MW ne produit, approximativement, que 25% de l’électricité produite par une puissance effective de 1 000 MW des centrales à gaz. Par conséquent, elle ne pourra économiser que 25% des 1,2 milliard de m3, soit 0,3 milliard de m3.

Selon les prévisions, des unités de 1 000 MW intermittents s’ajouteront chaque année pour atteindre 15 000 MW, 15 ans plus tard, en 2035. Sachant que chacune des unités solaires a une durée de vie d’une vingtaine d’années, celles qui seront éventuellement installées la première année, en 2021, dureront jusqu’en 2040. Les dernières, celles qui seront installées en 2035, dureront jusqu’en 2055. Ainsi, la durée de vie totale du projet s’étalera sur 35 ans. En supposant que les unités fonctionneront à pleine régime et sans retard, les calculs nous montrent que la première année, le volume moyen de gaz économisé ne sera que de 0,3 milliard de m3. Avec chaque ajout de 1 000 MW, ce volume ira en augmentant de 0,3 milliard de m3 supplémentaires par an pour atteindre un volume maximum  de 4,5 milliards de m3/an générés par le total de 15 000 MW au bout de la quinzième année en 2035.

Ce maximum se maintiendra pendant les 5 années suivantes jusqu’en 2040 puis déclinera de 0,3 milliard de m3/an pour s’annuler en fin de vie du projet en 2055. Pour que le maximum de 4,5 milliards de m3/an se maintienne après 2040 au lieu de décliner, il sera nécessaire d’ajouter 1 000 MW supplémentaires par an après cette date. Le volume total de gaz économisé pendant cette longue période de 35 ans ne sera que d’environ 94,5 milliards de m3 soit une moyenne annuelle de 2,7 milliards de m3/an. Il s’agit-là d’un volume total très inférieur aux 240 milliards de m3 annoncés. En termes de pourcentages, le gaz économisé la première année ne sera que de 1,5% de la consommation actuelle des centrales estimée à 19-20 milliards de m3/an et atteindra un maximum de 23% de 2035 à 2040 avant de décroître à nouveau jusqu’à s’annuler en 2055.

Autrement dit, 77% à 98,5% de l’électricité produite, donc la presque totalité, le sera à partir du gaz. Si nous ajustons, cette fois-ci, le pourcentage économisé par rapport à la production annuelle nette de gaz qui tourne actuellement autour de 85 milliards de m3/an, il n’en représentera que 0,18% la première année puis atteindra un maximum d’environ 5% de 2035 à 2040 avant de décroître à nouveau pour s’annuler en 2055. Si, maintenant, nous ajustons le pourcentage par rapport à la production totale d’hydrocarbures qui se situe actuellement autour de 140 millions de TEP/an, il sera presque négligeable.

La première année, il ne représentera que  0,19% de la production actuelle pour  en atteindre un maximum de 2,8% entre 2035 et 2040 puis décroître jusqu’à s’annuler en 2055. En ce qui concerne l’ancien programme de 22 000 MW, le volume qu’il aurait pu économiser peut s’estimer à 145,2 milliards de m3 durant les 41 années de vie du projet. Un volume très inférieur aux 300 milliards de m3 annoncés dans le passé.

L’exportation d’électricité verte vers l’Europe sera-t-elle possible ? 
Tous les programmes qui se sont succédé prévoyaient non seulement d’exporter une partie de l’électricité verte vers l’Europe mais également d’y exporter simultanément le gaz que celle-ci aura permis d’économiser. Il a été question d’exporter 10 000 MW/an d’électricité verte, voire plus, en même temps que le gaz économisé. Or, ces deux actions d’exportation ne peuvent avoir lieu simultanément car incompatibles.

En effet, si pour une raison ou pour une autre, il était décidé de les exporter simultanément, alors il se produirait un déficit dans l’approvisionnement local égal à l’électricité exportée ou à la quantité équivalente qu’aurait pu produire le gaz exporté. En reprenant, à titre d’exemple, les chiffres du chapitre précédent, si les 4,5 milliards de m3/an de gaz économisés par les 15 000 MW/an d’électricité verte étaient, eux aussi, exportés, il se produirait un déficit local de 15 000 MW.

Pour le combler, il faudrait consommer l’électricité verte localement au lieu de l’exporter. Ou bien, exporter l’électricité verte mais, en contrepartie, utiliser les 4,5 milliards de m3 de gaz pour produire l’équivalent électrique compensant le déficit. En aucune façon il ne sera possible d’exporter simultanément l’électricité verte et le gaz naturel économisé. Ce sera l’un ou l’autre mais pas les deux en même temps, à moins de réduire la consommation électrique du pays. De toute façon, il n’est pas évident qu’il soit économiquement possible d’exporter de l’électricité vers l’Europe.

Car il faut savoir que, si les coûts du solaire ont baissé jusqu’à moins de 0,03 dollar le kW/heure dans les pays potentiellement exportateurs, les coûts des EnR ont également baissé dans les pays potentiellement importateurs pour se situer autour de 0,045 dollar en Allemagne et peut-être moins dans les régions méridionales.

Par ailleurs, il ne faut pas oublier que d’importantes sources d’énergies renouvelables existent en Europe notamment l’éolien, l’hydraulique, la géothermie, la biomasse… Elles y sont non seulement compétitives avec le solaire, mais elles y sont aussi très abondantes. Par conséquent, pour pouvoir exporter de l’électricité verte vers l’Europe, il faudrait qu’elle puisse y parvenir à des prix compétitifs. Or, rien n’est moins sûr à cause des énormes investissements qui viendront s’ajouter aux coûts de production.

En effet, en plus des installations solaires, s’ajouteront les coûts des lignes sous-marines haute tension traversant la Méditerranée et s’élevant à des milliards de dollars sans parler de la déperdition électrique dans le réseau de transport et autres coûts d’exploitation. De plus, l’article 9 de la directive européenne sur l’énergie ne facilite pas les choses en interdisant tout accès d’énergie verte dans les pays membres de l’UE.

Dans ces conditions, il ne faut pas trop espérer exporter de l’électricité verte. Ce sera d’ailleurs tant mieux, car il sera plus profitable de la consommer localement aussi longtemps que de l’électricité sera encore produite à partir du gaz. Elle permettra ainsi de tirer bénéfice du gaz économisé en l’exportant (ou en le conservant), le temps que les exportations se poursuivent puis d’atténuer le déficit en gaz lorsque la production ne suffira plus pour couvrir les besoins locaux.

Conclusions
Il ressort de ce qui précède que le potentiel de l’efficacité énergétique et des économies d’énergie est de loin supérieur à celui des 15 000 MW du projet solaire. Les économies de gaz générées par les 15 000 MW atteindront un pic maximum de 4,5 milliards de m3/an entre 2035 et 2040, soit 5% seulement du volume net de gaz produit actuellement. Le volume cumulé de gaz économisé pendant les 35 ans de vie du projet solaire est estimé à 94,5 milliards de m3 soit un volume largement inférieur aux 240 milliards officiellement annoncés.

L’idée souvent admise par le citoyen lambda que les énergies renouvelables vont régler les problèmes énergétiques du pays relève de l’utopie. Sans minimiser la contribution de l’efficacité énergétique, des économies d’énergie et des EnR dans leur rôle d’appoint important, les hydrocarbures domineront pendant très longtemps la quasi-totalité de la scène énergétique algérienne.

Le gros des efforts devrait donc se tourner vers l’exploration de nouvelles réserves pétro-gazières pour, non seulement assurer la sécurité énergétique du pays, mais aussi financer la nécessaire transition vers une économie diversifiée. Si des découvertes suffisantes sont réalisées et si les recettes d’exportations sont utilisées à bon escient, alors une dernière chance s’offrira pour financer cette transition et se libérer de la dangereuse dépendance aux hydrocarbures. Dans le cas contraire, ce sera le recours aux emprunts internationaux avec les conséquences qui peuvent en résulter.

 

 

 


Publier votre réaction

Nos articles sont ouverts aux commentaires. Chaque abonné peut y participer dans tous nos contenus et dans l'espace réservé. Nous précisons à nos lecteurs que nous modérons les commentaires pour éviter certains abus et dérives et que nous pouvons être amenés à bloquer les comptes qui contreviendraient de façon récurrente à notre charte d'utilisation.

RÉAGIR AVEC MON COMPTE

Identifiant
Mot de passe
Mot de passe oublié ? VALIDER