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A la une / Contribution

Le programme national de développement des énergies renouvelables

Un éléphant qui accouche d’une souris ?

©D. R.

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 dépens 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 Dhabi 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 Émirats 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 davantage 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 tant que les technologies EnR n’auront pas atteint un niveau de maturité et de rentabilité suffisants ; et qu’il suffisait, entretemps, d’avancer au ralenti en se limitant à des projets-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. Tant que la parité ne sera pas atteinte, le développement des EnR ne pourra être envisagé sans le recours à des subventions de l’État 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 revienne 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 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. ( …)
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 ! ( …)
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 accroître 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 d’être exploité.

M. T.
Ancien directeur à Sonatrach
mterkmani@msn.com

 


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