Assistante du PDG Chargée des Relations avec les Médias N 236 /APCM/2010 Manel AIT-MEKIDECHE Newsletter presse n 09 Edition électronique Août 2010 Newsletter n 09- août 2010 Page 1
Sommaire Sonelgaz : présentation 3 Sociétés du Groupe Sonelgaz 4 Amélioration en matière de puissance disponible 6 Rappel des centrales électriques mises en service en 2009 6 Les réseaux de distribution et la qualité de service : 6 Ce qu il faut savoir sur les réseaux de distribution et les origines des incidents 6 Contraintes quotidiennes 7 Mesures prises et difficultés 8 Retenir: changement du mode de consommation des ménages 9 Rappel : Consommation moyenne spécifique par client basse tension 9 Rappel : Consommation spécifique moyenne par abonné basse pression 10 Les Puissances appelées en pointe été 2010(matin et soir) : 10 1ère remarque : La pointe soir été est plus importante que la pointe soir hiver 11 2 ème Remarque : Evolution importante de la pointe matin en été 12 Particularité de la courbe de charge en Algérie 13 Rappel des perspectives d avenir : plan de développement 2010-2020 16 Moyens de production 16 Transport Electricité 17 Transport Gaz 18 Distribution de l électricité et du gaz : 19 Plus de 3 576 milliards de dinars d investissement sur la période 2010-2020 20 Quelques paramètres 21 Créances exigibles 21 241 milliards de dinars de dépenses d investissement en 2010 21 Taux d électrification, taux de pénétration de gaz et clients SD 21 Distribution publique de gaz 21 Ingénierie : 22 Production d électricité : les investissements se poursuivent 22 De nouvelles lignes électriques en 400 kv 23 Les énergies renouvelables, une réalité 23 Nous investissons dans le capital humain. 23 Investir dans le génie local : 24 AMC El Eulma, filiale de Sonelgaz 24 Rappel : Émergence d une industrie du photovoltaïque 24 Contact Presse 24 Table des Figures 25 Tableaux 25 Newsletter n 09- août 2010 Page 2
Sonelgaz : présentation Héritière d Electricité et Gaz d Algérie (EGA), Sonelgaz a exercé depuis 1969 sa mission de service public et n a cessé, depuis, d incarner la dynamique du pays. Evoluant constamment pour mieux s adapter à son environnement, et surtout, pour mieux répondre aux exigences d une Algérie en mutation, l entreprise continue aujourd hui d assumer son rôle en contribuant activement à la prise en charge des grands projets structurants qui nécessitent une mobilisation nationale. Après avoir relevé le défi d assurer la continuité de service dès l indépendance en prenant courageusement le relais après le départ des colons, après avoir accompagné les plans de développement du pays en réussissant à électrifier l ensemble du territoire et à développer les ouvrages gaziers pour atteindre aujourd hui un taux de pénétration en gaz naturel de près de 44%, Sonelgaz a su relever le challenge de la restructuration en s adaptant à un nouveau contexte économique traduit par la loi 02-01 du 05 février 2002 relative à l électricité et à la distribution du gaz par canalisations. En effet, ladite loi, dans son article165, stipule que la Société Algérienne de l Electricité et du Gaz, qui conserve la dénomination de «Sonelgaz. Spa», est transformée en «holding de sociétés par actions». Le Groupe compte aujourd hui, outre la maison mère, 34 sociétés filiales et 6 sociétés en participation directe. Désormais, la maison mère exerce essentiellement les missions de gestion du portefeuille des actions détenues dans les sociétés du Groupe, de l audit interne et du contrôle. Elle a également pour mission d élaborer et de mettre en œuvre la stratégie de développement du Groupe dans son ensemble. Pour rappel, le processus de transformation de Sonelgaz a commencé en 2004 avec la création de trois sociétés «métiers» : SPE, pour la production de l électricité, GRTE pour le transport de l électricité et GRTG pour le transport du gaz. Le processus s est poursuivi en 2006 avec l émergence, dès le 1 er janvier, de quatre sociétés de distribution de l électricité et du gaz (SDA, SDC, SDE et SDO) et d une société de gestion du système électrique national (OS). A la même période, les entreprises «Travaux» (KAHRIF, KANAGAZ, INERGA, ETTERKIB, KAHRAKIB) ont été rattachées au Groupe Sonelgaz sur décision des pouvoirs publics, pour une meilleure efficacité dans la réalisation des ouvrages énergétiques. La création au 1 er janvier 2009 des sociétés d engineering CEEG, des systèmes d'information ELIT et de la gestion immobilière SOPIEG ainsi que l intégration de la société Rouiba Eclairage marque le parachèvement de la transformation de Sonelgaz en une holding de sociétés. Nous associons progrès technique et valeurs humaines pour construire un projet sûr à votre service. Newsletter n 09- août 2010 Page 3
Sociétés du Groupe Sonelgaz 1 Société Algérienne de l'electricité et du Gaz SONELGAZ الشرآة الجزاي رية للكهرباء و الغاز Les Filiales Société Algérienne de Production de 2 l Electricité 3 4 Société Algérienne de Gestion du Réseau de Transport de l Electricité Société Algérienne de Gestion du Réseau de Transport du Gaz Société de Distribution de l'electricité et du Gaz d'alger SPE GRTE GRTG الفروع الشرآة الجزاي رية لا نتاج الكهرباء الشرآة الجزاي رية لتسيير شبكة نقل الكهرباء الشرآة الجزاي رية لتسيير شبكة نقل الغاز 5 SDA شرآة توزيع الكهرباء و الغاز للجزاي ر Société de Distribution de l'electricité SDC 6 et du Gaz du Centre شرآة توزيع الكهرباء و الغاز للوسط Société de Distribution de l'electricité SDE 7 et du Gaz de l'est شرآة توزيع الكهرباء و الغاز للشرق Société de Distribution de l'electricité SDO 8 et du Gaz de l'ouest شرآة توزيع الكهرباء و الغاز للغرب 9 Opérateur Système Electrique OS مسير منظومة الكهرباء 10 Shariket Kahraba Terga SKT شرآة آهرباء ترقة Shariket Kahraba Koudiet SKD 11 Eddraouech شرآة آهرباء آودية الدراوش 12 Shariket Kahraba Berrouaghia SKB شرآة آهرباء برواقية 13 Shariket Kahraba Skikda SKS شرآة آهرباء سكيكدة 14 Société de Travaux d Electrification KAHRIF شرآة أشغال الكهربة Société de Réalisation de KANAGHAZ 15 Canalisations شرآة انجاز القنوات Société de Travaux et Montage KAHRAKIB 16 Electriques شرآة الا شغال و الترآيب الكهرباي ي Société de Réalisation INERGA 17 d'infrastructures شرآة انجاز المنشا ت الاساسية 18 Société de Montage Industriel ETTERKIB شرآة الترآيب الصناعي Compagnie de l'engineering de CEEG 19 l'electricité et du Gaz شرآة هندسة الكهرباء و الغاز Société de Maintenance des MEI 20 Equipements Industriels شرآة صيانة التجهيزات الصناعية صيانة و خدمات السيارات 21 Maintenance Prestations Véhicules MPV Société Algérienne des Techniques SAT INFO 22 d Information الشرآة الجزاي رية لتقنيات الا علام Comptoir Algérien du Matériel CAMEG 23 Electrique et Gazier المتجر الجزاي ري للعتاد الكهرباي ي و الغازي Shariket Khadamet Mouhaouilat SKMK 24 Kahrabaia شرآة خدمات محولات آهرباي ية Newsletter n 09- août 2010 Page 4
Les Filiales Société de Transport et de Manutention Exceptionnels des Equipements Industriels et 25 Electriques. 26 27 28 29 Société de Prévention et d Action en Sécurité Centre de Recherche et de Développement de l Electricité et du Gaz Institut de Formation en Electricité et Gaz Fonds des Œuvres Sociales et Culturelles des Travailleurs des Industries Electriques et Gazières TRANSMEX SPAS CREDEG IFEG FOSC الفروع شرآة النقل و الشحن الاستثناي ي للتجهيزات الصناعية و الكهرباي ية شرآة الوقاية و العمل الا مني مرآز البحث و تطوير الكهرباء و الغاز معهد التكوين في الكهرباء و الغاز صندوق الخدمات الاجتماعية و الثقافية لعمال الصناعات الكهرباي ية و الغازية Société de Médecine du Travail des SMT 30 Industries Electriques et Gazières شرآة طب العمل للصناعات الكهرباي ية و الغازية 31 El Djazaïr Information Technology ELIT الجزاي ر إنفورماسيون تكنولوجي Société du Patrimoine Immobilier SOPIEG شرآة الا ملاك القارية للصناعات الكهرباي ية و 32 des Industries Electriques et Gazières الغازية 33 Hôtel Mas des Planteurs HMP نزل المزارعين 34 Rouiba Eclairage 35 AMC EL Eulma Les Participations المساهمات 35 Algerian Energy Company AEC ألجريان إينرجي آومبني 36 Algerian Energy Telecom Company AETC ألجريان إينرجي تيليكوم آومني Algerian Engineering Service ALGESCO 37 Company ألجريان أنجنرينغ سرفيس آومبني Société Algero Française d Ingénierie SAFIR 38 et de Réalisations الشرآة الجزاي رية الفرنسية للهندسة و الا نجاز 39 New Energy Algeria NEAL إينرجي ألجريا نيو 40 Shariket Kahraba Hajret En Nouss SKH شرآة آهرباء حجرة النوس Newsletter n 09- août 2010 Page 5
Amélioration en matière de puissance disponible Le renforcement du parc de production national de 42% par rapport à 2008 a permis d améliorer sensiblement la puissance disponible (l offre en matière d électricité). Il y a lieu de noter également que la consistance du réseau haute tension a augmenté de près de 1 000 km totalisant une longueur réseau de plus de 20 584km dont près de 3 000 km en 400kV. La capacité de transformation, grâce à la mise en service de 567 transformateurs et cabines mobiles, a augmenté de 2 200MVA pour atteindre une puissance totale de 34 630MVA. Par ailleurs, pour améliorer le plan de tension, des capacités de compensation supplémentaires ont été mises en service totalisant à fin 2009 près de 1 845MVAR, soit une évolution de 62% par rapport à 2008. Il y a lieu de noter également que l énergie totale non distribuée (12,9GWh en 2009) est en diminution de 30% par rapport à 2008. Rappel des centrales électriques mises en service en 2009 TG Alger Port : 2x35,5 MW TG Annaba : 2x35,5 MW TG Arbaa : 4x140 MW TG Relizane : 3x155 MW TG Ain Djasser: 2x127 MW TG M sila: 2x250 MW CC Hadjret Nouss: 3x407 MW Les réseaux de distribution et la qualité de service : Ce qu il faut savoir sur les réseaux de distribution et les origines des incidents Les réseaux de distribution sont constitués des lignes aériennes ou câbles sous-terrains moyenne tension, des lignes basse tension, des transformateurs et postes électriques. 1. Lignes Moyenne Tension : De nombreux facteurs peuvent fragiliser les réseaux de distribution et causer des incidents. Nous en citeront les plus fréquents : Rupture des conducteurs MT suite aux intempéries et vents violents. Surcharge des lignes due à des demandes exceptionnelles suite à la canicule par exemple ou une vague de froid, Atteintes tiers (travaux et engins, construction à proximité ou sous les ouvrages, vols de câbles etc) Défaut sur câble sous-terrain (agression, surcharge etc.) Pollution, surtout marine. Vétusté. Newsletter n 09- août 2010 Page 6
Ces incidents peuvent affecter 2 000 à 10 000 abonnés en moyenne 2. Transformateurs Moyenne Tension / Basse Tension Les incidents Moyenne Tension peuvent survenir sur les Transformateurs pour les motifs suivants : Fusions fusibles au niveau des postes de distribution MT/BT suite à des surcharges en période caniculaire, forte consommation due à la climatisation etc., Fusions de fusibles dus à la fraude (shunt ou détérioration de disjoncteur pour ne plus limiter la puissance des postes, d où les incidents sur les postes.) Court-circuit sur le réseau Basse Tension. Foudre. Les incidents survenant sur ces transformateurs peuvent affecter 100 à 200 abonnés en moyenne. La durée moyenne pour le remplacement d un transformateur est d environ 05 h. Le caractère urbain ou rural et les distances à parcourir peuvent faire varier substantiellement les délais. Les délais peuvent être rallongés suite au mécontentement des citoyens pouvant déboucher sur de graves évènements (manifestations, agressions des structures, des ouvrages ou des agents de la distribution). 3. Lignes Basse Tension Branchement individuel : mauvais serrage, utilisation de plus en plus fréquente de connecteurs BT contrefaits, fraudes, atteinte tiers. Sur le Réseau BT : balancement des conducteurs classiques à cause de la hausse des températures durant l été ou suite aux vents violents ou à cause des défauts au niveau des connecteurs de dérivation Un incident sur un départ BT (Basse Tension) dû à la fusion d un fusible BT par surcharge ou court circuit peut affecter 20 à 50 abonnés Un incident sur les branchements collectifs Basse Tension peut affecter 2 à 30 abonnés Souvent, ce sont des incidents qui touchent un client au niveau de son branchement individuel. Souvent, un incident sur un branchement individuel ne peut affecter qu un seul abonné. La durée moyenne des pannes Basse tension est de 3h. En effet, un incident Basse Tension doit être notifié par l abonné. Contrairement au réseau moyenne tension, l exploitant n a pas de visibilité sur le réseau Basse Tension). Contraintes quotidiennes Les atteintes de tiers, directes et indirectes, en nette progression, notamment avec la recrudescence des projets dans les grandes agglomérations et l insuffisance voir l absence de coordination entre les différents intervenants dans le domaine public, Recrudescence des vols des conducteurs et appareillage, L agression de nos réseaux par les engins et entreprises ou les constructions à proximité, sous ou sur nos ouvrages, Nombre d intervenants dans le sous-sol sans autorisation préalable. Difficultés d obtention de terrains de postes Newsletter n 09- août 2010 Page 7
Oppositions de tiers et difficultés rencontrées pour l obtention des autorisations de construire. Mesures prises et difficultés Pour anticiper sur la demande d électricité (en forte progression comme montré infra), les sociétés de distribution de l électricité et du gaz au nombre de 4 (SD Centre, SD Est, SD Ouest et SD Alger) ont décidé depuis quelques années de revoir la configuration de leurs réseaux et le critère de planification des ouvrages. Un plan de modernisation et d automatisation des réseaux est en cours d exécution (Bureau de Conduite Centralisée (BCC) d Alger, d Oran et de Constantine Micro-Scada et télé-conduite dans le reste des wilayas du pays) Un plan de réalisation de nouveaux postes de transformation MT/BT a été décidé par l ensemble des sociétés de distribution. Des études ont été réalisées et des plans de financement engagés. Ceci dit, réaliser des postes de transformation nécessite des assiettes de terrain. Les sociétés de distribution rencontrent depuis des années des difficultés avérées pour accéder au foncier notamment dans les grandes agglomérations pour la construction de ces postes. Aujourd hui, de nombreux postes de transformation Haute, Moyenne et Basse Tension sont en souffrance par manque de terrain ou à cause de la non délivrance d autorisation de construire. Outre les problèmes liés au foncier, plusieurs ouvrages restent en souffrance à cause des oppositions des tiers, rendant l exploitation des réseaux difficile et dégradant la qualité de service aux citoyens. En effet, pour alimenter des postes de distribution MT/BT ou des postes sources haute tension/moyenne tension, il est nécessaire de construire des lignes Haute Tension et Moyenne Tension qui traversent, souvent, des terrains privés. Les sociétés de Distribution travaillent à l amélioration des délais et de la qualité des dépannages grâce au recrutement et à la formation des électriciens, des chefs d équipes et des électriciens de petite intervention. Des équipes propres d intervention sont également reconstituées et équipées avec des moyens adaptés (engins, véhicules et outillage) Par ailleurs, pour mieux répondre aux doléances et requête des clients, un plan de développement et de généralisation du système de traitement informatique des appels est en cours. Autres actions : La mise à jour du plan d urgence, Suivi individualisé des clients importants, Maintenance des réseaux électriques, Généralisation des travaux sous tension MT et BT pour éviter les coupures pour entretien, Redynamisation des campagnes de mesure : tension, intensité, thermographie infra rouge etc., Redynamisation de l'entretien en ciblant en priorité les départs les plus perturbés, Développement des réseaux électriques, Elaboration des études des grandes agglomérations et mise à jour du schéma directeur, Normalisation des ouvrages, Newsletter n 09- août 2010 Page 8
Réhabilitation et mise à niveau des étages des postes sources HT/MT, Généralisation des protections numériques. Système d information pour améliorer la relation au client (payement des factures par poste et en projets : payement et consultation des factures par internet, mise en place des calls centers etc.) Par ailleurs, afin de réduire l impact des réseaux électriques sur l environnement : Poursuite du remplacement des lignes BT par des lignes isolées torsadées avec amélioration esthétique Intégration des postes dans le tissu urbain (à l intérieur des immeubles, préfabriqués, compacts, en semi enterré) Gestion des ouvrages Lancement projet de gestion informatique des réseaux moyenne tension et basse tension Retenir: changement du mode de consommation des ménages Il y a lieu de signaler que les foyers algériens ont complètement changé leur mode de consommation en seulement quelques années. Dans un passé très récent, la puissance appelée par abonné ne dépassait guère les 2 kw. Aujourd hui cette puissance est multipliée par 3, voire par 4 dans certaines régions. En effet alors que la consommation moyenne en électricité par foyer évoluait de moins de 1% entre 2003 et 2006, elle connait un bond à 3,5% en 2007 pour atteindre près de 6% en 2008. Ce qui peut s expliquer par l accès des foyers au bien être de la climatisation. Rappel : Consommation moyenne spécifique par client basse tension La consommation spécifique moyenne par client basse tension a connu une hausse par rapport à 2008 pour atteindre 2 623kWh en 2009. Si la consommation moyenne des foyers algériens a augmenté en moyenne, il est intéressant de noter que cette hausse est tirée essentiellement par la consommation des clients du sud qui ne représentent pourtant qu à peine 10% du nombre total des abonnés basse tension. Effectivement, si la consommation moyenne d un client situé dans le grand Alger est de 2 851kWh, un abonné basse tension situé dans le sud a consommé en 2009 une moyenne de 3 800kWh, en hausse de 5,2% par rapport à 2008. Cette particularité s explique par l utilisation massive de la climatisation, vu la spécificité climatique des régions sud caractérisée par des températures élevées durant plusieurs mois de l année. La consommation moyenne des clients de la région nord s explique par la densité de la population. Plus de 52% de la clientèle basse tension est située au nord du pays. Newsletter n 09- août 2010 Page 9
Tableau 1: consommation spécifique moyenne d'électricité par client Rappel : Consommation spécifique moyenne par abonné basse pression La consommation spécifique moyenne par client basse pression situé dans la région des hauts- plateaux est nettement supérieure à la consommationn moyenne d un client habitant le nord ou le sud du pays. En effet, la consommation moyenne d un client hauts-plateaux a atteint en 2009 plus de 21 250 thermies, en évolution de 8% par rapport à 2008. Dans le nord, un client basse pression a consommé moyennement en 2009 quelques 12 100 thermies (en évolution de 9,7% par rapport à 2008) tandis que dans le sud du pays, il aurait consommé 9 646 thermies (en évolution de 8,7% par rapport à 2008). Les conditions climatiques assez rudes en hiver dans la région des hauts-plateaux notamment par la densité de la expliquent le recours de cette population au chauffage au gaz. Comme pour l électricité, la moyenne de la région nord s explique population (la clientèle basse pression du nord du pays représente 47% du nombre total d abonnés gaz) ). Tableau 2: consommation spécifique moyenne du gaz par foyer Les Puissancess appelées en pointe été 2010(matin et soir) : A ce jour, la puissance maximale appelée (PMA) a été enregistrée le 24 août 2010 à 20h30mn et a atteint 7 718 MW en pointe soir, soit une évolution importante de 6% par rapport à la PMA 2009 (7 280 MW, pointe atteinte le 27 juillet 2009 à 21h45mn). Newsletter n 09- août 2010 Page 10
MW 8 000 7 500 Courbe de charge de la journée du 24 Août 2010 7 718 7 000 6 500 6 000 5 500 5 000 4 500 4 000 00h00 01h00 02h00 03h00 04h00 05h00 06h00 07h00 08h00 09h00 10h00 11h00 12h00 13h00 14h00 15h00 16h00 17h00 18h00 19h00 20h00 21h00 22h00 23h00 Figure 1: montre la courbe de charge du 24 août 2010 Outre l important taux d évolution de la PMA, il y a lieu de retenir deux phénomènes significatifs : 1ère remarque : La pointe soir été est plus importante que la pointe soir hiver Dans la figure suivante, il est montré comment la pointe été, toujours inférieure par rapport à la pointe hiver même si elle s y rapprochait chaque année davantage, a dépassé en 2009 la pointe hiver de près de 5,1%. A ce jour, la PMA été dépasse une nouvelle fois la PMA hiver en 2009/2010 de plus de 7,7% (PMA hiver 7 163 MW enregistrée le 10 janvier 2010) Ce changement structurel (PMA été supérieure à la PMA hiver) est une donnée fondamentale dont il faut tenir compte. Désormais, la PMA été conditionnera le dimensionnement du parc de production et la définition de la réserve du fait même que les conditions climatiques en été ont une influence conséquente sur les capacités des centrales électriques de type turbines à gaz qui constituent une part importante du parc national. Newsletter n 09- août 2010 Page 11
8 000 7 000 6 000 5 000 7 718 7 280 7 163 6 925 7 126 6 364 6 411 6 057 6 217 5 885 5 485 5 239 2 005 2 006 2 007 2 008 2 009 2 010 POINTE SOIR ÉTÉ/MW POINTE SOIR HIVER/MW Figure 2: montre l'évolution de la PMA hiver et été sur la période 2005-2010 1 2 ème Remarque : Evolution importante de la pointe matin en été Autre fait significatif, l évolution exceptionnelle de la pointe matin. Les deux figures suivantes montrent que la pointe matin est beaucoup plus importante en été qu elle ne l est en hiver. Elles montrent également que la pointe matin se rapproche davantage de la pointe soir durant la saison estivale. Ceci s explique naturellement par la hausse de la demande en électricité le matin en période estivale à cause de la climatisation et qui fait que la demande en plein jour se rapproche de la demande soir dite «lumière» ; phénomène qu on ne constate pas en hiver. 9 000 8 000 7 000 6 000 5 000 4 000 3 000 2 000 1 000 0 7 718 7 280 6 364 5 885 7 456 7 089 5 239 5 485 6 111 4 986 5 269 5 528 2 005 2 006 2 007 2 008 2 009 2 010 POINTE MATIN ÉTÉ/MW POINTE SOIR ÉTÉ/MW Figure 3: montre l'évolution de la pointe matin en été par rapport à la pointe soir 1 Chiffres arrêtés au 24 août 2010. Newsletter n 09- août 2010 Page 12
7 500 6 500 5 500 4 500 3 500 2 500 1 500 500 500 6 925 7 163 6 057 6 217 6 411 5 928 6 128 5 101 5 200 5 501 2005/2006 2006/2007 2007/2008 2008/2009 2009/2010 POINTE MATIN HIVER/MW POINTE SOIR HIVER/MW Figure 4: montre l'évolution de la pointe matin en hiver par rapport à la pointe soir En effet, la première contrainte climatique qui a un impact systématique et immédiat sur la demande de l électricité et sur la gestion du réseau électrique est la température. Les climatiseurs étant fortement répandus dans la majorité des foyers algériens, leur utilisation a induit des pics de consommation exceptionnels (pointe matin atteignant 7 456 MW le 02 août 2010). Particularité de la courbe de charge en Algérie MW Courbes de charge du 18 juillet 2010 et du 27 juillet 2009 8000 7500 7404 7636 7000 6500 6000 5500 5000 4500 4965 4834 7086 27 juil 09 18 juil 10 5940 7280 00h00 00h45 01h30 02h15 03h00 03h45 04h30 05h15 06h00 06h45 07h30 08h15 09h00 09h45 10h30 11h15 12h00 12h45 13h30 14h15 15h00 15h45 16h30 17h15 18h00 18h45 19h30 20h15 21h00 21h45 22h30 23h15 Figure 5: montre un comparatif entre les courbes de charges des jours où ont été enregistrées les PMA des mois de juillet 2009 et 2010. Après avoir examiné ces courbes, il y a lieu de tirer un certain nombre d enseignements : Newsletter n 09- août 2010 Page 13
La courbe de charge a un aspect atypique vu les écarts constatés entre les valeurs enregistrés en creux de nuit et celles enregistrées en pointe matin et pointe soir. Pour le cas précis de la journée du 18 juillet 2010, il y a bien 2 671 MW d écart entre le creux de nuit enregistré à 6h45mn (4 965 MW) et la pointe soir (7 636 MW). C est l équivalent de la puissance maximale produite par 2 méga-centrales de 1 200 MW chacune comme celle de SKH. Mais ce qui est encore plus significatif, ce sont les variations de consommation entre le creux de nuit et la pointe soir et auxquelles le système doit faire face. Pour répondre à une telle demande, le gestionnaire du système électrique doit mobiliser assez rapidement (environ 5 à 7 heures) beaucoup de moyens de production (plus de 2 400 MW) pour assurer la pointe matin (7 404 MW à 14h00mn), soit une évolution de près de 49%. La demande par la suite entame une descente (en baisse) et le gestionnaire doit alors réduire la production (l offre) de près de 1 460 MW et atteindre 5 940 MW à 19h00mn (soit une baisse de près de 25% en seulement 4 à 5 heures) pour ensuite remobiliser de la puissance en faisant à nouveau appel aux centrales en un temps record : il s agit bien de mobiliser près de 1 700 MW (une hausse de 30%) en seulement 2 heures trente pour assurer la couverture de la pointe soir (7 636 MW à 21h45mn). La courbe entame ensuite une chute de près de 53%, soit près de 2 600 MW en 10 heures de temps. En d autres termes, les dispatcheurs doivent baisser la production de près de 260 MW par heure ce qui est équivalent à peu près à la puissance d une centrale moyenne comme celle de F kirina. MW 60 000 55 000 50 000 45 000 40 000 35 000 30 000 25 000 20 000 15 000 10 000 Ecart de la consommation d'électricité en Algerie et en France 55 417 7 718 24 Août 2010 France 24 Août 2010 Algérie MW 8 000 7 500 7 000 6 500 6 000 5 500 5 000 4 500 4 000 00h00 01h00 02h00 03h00 04h00 05h00 06h00 07h00 08h00 09h00 10h00 11h00 12h00 13h00 14h00 15h00 16h00 17h00 18h00 19h00 20h00 21h00 22h00 23h00 Figure 6: montre les écarts de demande en Algérie et en France durant la journée du 24 août 2010 Les dispatcheurs (opérateurs de réseau) veillent donc, en période de pointe, à suivre le rythme de la montée en production pour répondre à l augmentation de la demande en mettant sur le réseau, en moyenne, 15 MW par minute (la puissance d une petite turbine à gaz), soit la puissance nécessaire Newsletter n 09- août 2010 Page 14
à l alimentation d une ville comme Birkhadem (Alger). Ainsi, si des centrales sont en fonctionnement continu pour couvrir la demande dite de «base», d autres centrales sont sollicitées exclusivement pour fonctionner en «pointe». Aussi, pour assurer la sécurité du réseau, il y a nécessité de disposer d une réserve mobilisable instantanément ou en léger différé qui sera sollicitée au besoin pour faire face à des aléas conjoncturels tels que la perte de production ou une augmentation inattendue de la demande. Cette réserve doit représenter environ 20% à 25% de la demande de «pointe». C est dire aussi que les ouvrages et les équipements (centrales, lignes haute, moyenne et basse tenions, câbles électriques, postes de transformation et de répartition etc.) sont soumis à rude épreuve la journée durant. Pourcentage (%) 105 100 95 90 Courbes de charges réduites France (24/08/2010) et Algérie(27/07/2009 et 18/07/2010) Courbe de charge France du 24/08/2010 85 80 75 Courbe de charge Algérie du 27/07/2009 70 65 60 Courbe de charge Algérie du 18/07/2010 55 50 00:00 00:45 01:30 02:15 03:00 03:45 04:30 05:15 06:00 06:45 07:30 08:15 09:00 09:45 10:30 11:15 12:00 12:45 13:30 14:15 15:00 15:45 16:30 17:15 18:00 18:45 19:30 20:15 21:00 21:45 22:30 23:15 France 24/08/2010 Algérie 27/07/2009 Algérie 18/07/2010 Figure 7: montre les courbes de charges réduites des journées du 27/07/2009 et du 18/07/2010 Algérie et du 24/08/2010 France Comme il est montré dans la figure ci-dessus, la courbe de charge dans un pays fortement industrialisé ne connait pas de grands écarts de consommation. Cette courbe explique par ailleurs le choix de SPE d opter pour la réalisation de petites centrales de type turbine à gaz à démarrage rapide (souvent inférieur à 30 minutes) qui permettent de répondre à la modulation de la demande journalière en donnant la possibilité aux dispatcheurs de les mettre rapidement sur le réseau à chaque fois que c est nécessaire. Ce type de centrales permet aussi de secourir vite le système en cas de défaillance des grosses centrales de type cycle combiné ou turbine vapeur dont le redémarrage nécessite une durée moyenne de 6 à 16 heures. Newsletter n 09- août 2010 Page 15
Le renforcement du parc de production national par le plan 2000 MW de type turbine à gaz de la Société algérienne de Production de l Electricité (SPE, filiale de Sonelgaz), vient donc à point nommé pour répondre à la problématique des aléas possibles sur les centrales installées en base (autrement dit, celles qui sont constamment connectées au réseau pour répondre à une demande permanente). Rappel des perspectives d avenir : plan de développement 2010-2020 2 Moyens de production La puissance installée a beaucoup évolué au fil du temps passant de 568 MW en 1962 à plus de 11 325 MW à fin avril 2010. L essentiel de cette puissance (8 439 MW) est généré par les centrales de la Société de Production de l Electricité (SPE), filiale du Groupe Sonelgaz. Huit nouvelles centrales électriques, totalisant une puissance de près de 5 000 MW, viendront d ici 2015 3 consolider le réseau interconnecté nord. Une capacité additionnelle d environ 4 500 MW sera réalisée sur la période 2016-2020 4. D ici 2020, la puissance installée du parc de production dans le sud passera de 465 MW à 768 MW à l horizon 2020. Une capacité additionnelle de l ordre de 365 MW en énergie solaire sera installée par SPE à horizon 2020 à raison de 10 MW en 2013 et 50 MW par an à partir de 2014. Un déclassement d un parc vétuste, totalisant une puissance d environ 2 000 MW, est envisagé sur la période 2010-2020. Ce plan de développement nécessitera une enveloppe totale d environ 1 800 milliards de dinars dont plus de 85% représente les investissements à la charge de SPE 2 Il s agit d une synthèse des plans de développement des infrastructures électriques, gaziers et immobilières des sociétés du Groupe Sonelgaz : ensemble des ouvrages liés à la Production de l électricité, au transport de l électricité, au transport du gaz, à la distribution de l électricité et du gaz et infrastructures des Sociétés métiers de base du Groupe pour la période 2010-2020. 3 Sur la période 2010 2015, il est prévu d installer une puissance supplémentaire de 5 000MW dont 2 400MW totalisant la puissance des centrales à réaliser par SPE. Cette capacité de production décidée, concernent les extensions des centrales F Kirina, Ain Djasser, Ras Djinet, Messerghine. Le reste de la puissance sera assuré par les nouvelles centrales de producteurs en cours de réalisation : centrale hybride de Hassi R Mel, centrale 1 200MW de SKT (Terga) et la centrale de 1 200MW de SKD (Koudiet Draouech). 4 Sur la période 2016-2020, il est prévu une capacité de production additionnelle en idée de projet de 4 500 MW. Il est tenu compte également de la mise en place d une réserve nationale en moyens de production mobile (en turbines à gaz et groupes diesel) de 200 MW décidé ainsi que d une réserve mobile de 100 MW en idée de projet. Newsletter n 09- août 2010 Page 16
Figure 8: montre les centrales en construction et les centrales décidées sur la période 2010-2015 Transport Electricité Il est prévu la mise en service en 2012 de la dorsale 400 kv Nord- Sud constitué de trois postes (Hassi Messaoud - Hassi R Mel et Oued El Abtal) qui va relier le réseau sud au réseau nord à travers la liaison Hassi Messaoud - Hassi R Mel Bir Ghebalou Oued El Abtal Hassi Ameur. La participation de l Etat au financement de ce projet structurant sera de 32 milliards de Dinars. 10000 Lignes 400 kv Lignes 220-90 kv Lignes 60 kv 9000 8000 7000 6 962 km 12 275 km 8 735 km 22 776 km 7 164 km 6 877 km 6000 10 501 km 5000 4000 4 457 km 4 271 km 3000 2 893 km 2 420 km 2000 1 773 km 1000 0 Lignes décidées Lignes en idée de projet Longueur totale des lignes Figure 9: montre les longueurs des réseaux de transport d'électricité à réaliser d'ici 2020 La longueur globale du réseau de transport d électricité à réaliser sur la période 2010-2020 est de l ordre de 22 776 km dont 10 501 km déjà décidés (1 313 km pour la dorsale Nord Sud 400 kv). Avec ce développement, la longueur du réseau de transport sera de 44 285 km en 2020. Newsletter n 09- août 2010 Page 17
160 140 120 Postes 400/220 kv Postes 220/90-60-30 kv Postes 90-60/30-10 kv 145 221 postes 98 postes 100 80 60 123 postes 81 64 58 40 35 20 0 23 18 7 11 Postes décidés Postes en idée de projet Nombre total des postes Figure 10 : montre le nombre et la puissance des postes électriques à réaliser d'ici 2020 Le montant des investissements dans le transport de l électricité s élève à plus de 812 milliards de dinars. 73% de ce montant sera à la charge du GRTE. Transport Gaz Sur la période 2010-2020, d importants projets structurants seront mis en œuvre parmi lesquels la réalisation d une grande rocade gaz (GREO), d un dispatching pour la télésurveillance et la gestion en temps réel du réseau de transport du gaz et de près de 10 400 km de conduites gaz. Le plan de développement sur cette période concerne essentiellement le programme de Distribution Publique du gaz décidé par l Etat. Il s agit de l achèvement du programme CIM (Conseil Inter Ministériel), du PC (Programme Complémentaire), du PCSC (Programme Complémentaire de Soutien à la Croissance), du programme des wilayas des Hauts-Plateaux, du programme des 10 wilayas du Sud, du programme Tlemcen et du Fonds sud ainsi que les programmes des 09 wilayas. 45,0 40,0 35,0 30,0 25,0 20,0 15,0 10,0 5,0 38,9Gm3 20,8Gm3 11,8Gm3 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Figure 11: montre l'évolution de la consommation du gaz à partir de 1999 et donne une perspective jusqu'à 2020 Newsletter n 09- août 2010 Page 18
En plus p du programme des DP D gaz, le plan p de développement inntègre les invvestissementts décidés danss le cadre des études de développpement du réseau de transport duu gaz et dees études d alimentation enn gaz natureel des centraales électriquues, les inveestissementss prévus par le GRTG pourr la sécurité d approvisionnement ainsi que ceux relatifs au raaccordementt en haute prression de la clientèle indusstrielle nouveelle. Ce plan de dévveloppement, inclut l ouvrrage structurrant GREO (Gazoduc R Rocade Est Ouest) O qui relieera plusieurs wilayas de Khenchla K à Sidi S Bel Abbbes. Le financcement du G GREO est esstimé à 28 milliaards de dinars dont 6 milliards (21,4% %) est à la charge du GRT TG. Ces investissem ments vont néécessiter unee enveloppe financière de d plus de 3337 milliards de dinars. 48% % de ce montant sera à la charge du GRTG. G Disstribution de d l électriicité et du gaz g : Pour les réseauxx de Distributtion de l électtricité et du Gaz, G les plans de développpement intègrent tous les programmes p d électrificattion et de Diistribution Puublique du Gaz G initiés paar l Etat, ainssi que des équiipements spéécifiques relaatifs à la bonnne exploitation et au bonn fonctionnement des résseaux tels que les équipem ments de téélé-conduite, de rechercche de défaauts de câbbles, de travvaux sous tenssion etc. Figu ure 12: montre les prévisionss d'évolution de d la clientèle électricité é des sociétés de distribution surr la période 2010-20220 New wsletter n 09-- août 2010 Page 19
Figure 13: montre les prévisions d'évolution de la clientèle gaz des distributeurs sur la période 2010-2020 Les investissements dans la distribution de l électricité et du gaz vont nécessiter une enveloppe de 634 milliards de dinars dont plus de 50% seront à la charge des sociétés de distribution (SDA, SDC, SDE et SDO) Plus de 3 576 milliards de dinars d investissement sur la période 2010-2020 L enveloppe financière du programme de développement global est de l ordre de 3 576 milliards de dinars. Ce montant concerne l ensemble des investissements décidés ou en idée de projet relatifs à la production de l électricité, au transport de l électricité, au transport du gaz et à la distribution de l électricité et du gaz ainsi qu au plan infrastructure de SOPIEG. Figure 14: montre la répartition des montants des investissements électricité et gaz sur la période 2010-2020 Newsletter n 09- août 2010 Page 20