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Programme indicatif des besoins en moyens de production d'ĂŠlectricitĂŠ

2010


Programme indicatif des besoins en moyens de production d'ĂŠlectricitĂŠ

2010


Programme indicatif des besoins en moyens de production d’électricité

2010-2019

SOMMAIRE I.

Contexte légal ...................................................................................................... 6

II.

Introduction.......................................................................................................... 7

III.

Synthèse ............................................................................................................... 8

IV.

Hypothèses .......................................................................................................... 9 1. Année 2009 ....................................................................................................... 9 1.1. Demande électrique ................................................................................. 9 1.2. Production électrique ............................................................................... 9 1.3. Evolution des PMA hiver vs été............................................................... 10 2. Prévision de la demande électrique ................................................................. 11 3. Parc de Production........................................................................................... 12 3.1. Parc de référence .................................................................................... 12 3.2. Capacités à déclasser ............................................................................. 13 3.3. Centrales en construction ....................................................................... 13 3.4. Centrales en projet issues du Programme indicatif 2008-2017 .............. 14 3.5. Effet de la température sur les unités de production .............................. 15 4. Technologies de production centralisée retenues et politique d’investissement ...15

V.

Résultats et analyse des scénarios .................................................................. 16 1. Scénario moyen ............................................................................................... 16 1.1. Description du scénario ......................................................................... 16 1.2. Plan de développement global des moyens de production à l’horizon 2019... 16 1.3. Répartition régionale et structure du parc.............................................. 17

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1.4. Sensibilité à la LOLP ................................................................................. 19 1.5. Calcul des émissions................................................................................. 19 2. Scénario fort.................................................................................................................. 20 2.1. Description du scénario ............................................................................ 20 2.2. Plan de développement global des moyens de production à l’horizon 2019.......20 2.3. Répartition régionale et structure du parc................................................. 21 2.4. Calcul des émissions................................................................................. 23 3. Scénarios d’intégration d’énergie de sources renouvelables ....................................... 23 3.1. Introduction de 8% de la production en énergie renouvelable en 2020 ... 23 3.2. Introduction de 6% de la production en énergie renouvelable en 2020 ... 23 VI.

Développement du parc de production des réseaux isolés du Sud................................................................................ 24

VII.

Conclusion ............................................................................................................ 26

VIII.

Références ............................................................................................................ 27

IX.

Glossaire................................................................................................................ 27 Liste des figures ................................................................................................... 28 Liste des tableaux ................................................................................................ 29

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I. Contexte legal La loi n°02-01 du 22 Dhou El Kaada 1422 correspondant au 05 février 2002, relative à l’électricité et la distribution du gaz par canalisations consacre l’ouverture de la production de l’électricité à la concurrence. Dans ce cadre, la commission de régulation de l’électricité et du gaz (CREG) a établi le présent programme indicatif des besoins en moyens de production d’électricité pour la période 20102019, conformément aux dispositions de la loi n°02-01 qui stipulent : « Art. 8. — La commission de régulation établit périodiquement un programme indicatif des besoins en moyens de production d’électricité après consultation de l’opérateur du système, de l’opérateur du marché et des distributeurs. Cette évaluation est élaborée sur la base d’outils et méthodologie fixés par voie réglementaire. Le programme indicatif est approuvé par le ministre chargé de l’énergie. Ce programme est donné pour une période de dix (10) ans, il est actualisé tous les deux (2) ans pour les dix (10) années suivantes. Il est établi la première fois dans les douze (12) mois à compter de la mise en place de la commission de régulation. Il tiendra compte des évolutions de la consommation par zone géographique, des capacités de transport, de distribution de l’électricité et des échanges d’énergie électrique avec les réseaux étrangers. Art. 9. — Ce programme devra contenir : - une estimation de l’évolution de la demande d’électricité à moyen et à long terme et identifier les besoins en moyens de production qui en résultent ; - les orientations en matière de choix des sources d’énergie primaire en veillant à privilégier les combustibles nationaux disponibles, à promouvoir l’utilisation d’énergies renouvelables et à intégrer les contraintes environnementales définies par la réglementation ; - les indications sur la nature des filières de production d’électricité à privilégier en veillant à promouvoir les technologies de production à faible émission de gaz à effet de serre ; - l’évaluation des besoins d’obligations de service public de production d’électricité ainsi que l’efficacité et le coût de ces obligations ». Ce troisième programme, qui constitue la mise à jour biennale du 2ème programme publié en 2008, a été établi par la CREG selon les dispositions édictées dans l’annexe du décret n°09-25 du 28 Moharram 1430 correspondant au 25 janvier 2009 portant outils et méthodologie d’élaboration du programme indicatif des besoins en moyens de production d’électricité. Il a été examiné dans le cadre du comité de concertation sur les investissements dans les secteurs de l’électricité et de la distribution du gaz par canalisations (COCEG), mis en place par décision n°63 du 10 mars 2008 du ministre de l’énergie et des mines. C’est au sein de ce comité qu’a été organisée la consultation prévue par l’article 8, cité ci-dessus. Le comité de direction de la CREG a approuvé, lors de sa réunion du 10 juin 2010, le projet de programmme indicatif des besions en moyens de production d’électricité pour la période 2010-2019 et l’a soumis, conformément à l’article 46 de la loi n° 02-01, au Ministre de l’Energie et des Mines qui l’a approuvé par Décision ministérielle n°152 du 20 juillet 2010.

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II. Introduction Le présent programme 2010-2019 met en évidence les besoins en moyens de production de l’électricité nécessaires à la satisfaction du marché national durant les dix prochaines années. Il est utile de rappeler qu’il s’agit d’un programme indicatif, sans aucun caractère obligatoire, que la production d’électricité est une activité réglementée ouverte à la concurrence à travers le régime d’autorisation, que la décision d’investir dans ce créneau est libre et, que l’investissement dans une installation de production de l’électricité se fait dans un contexte où l’actionnariat national (public et privé) est majoritaire, avec la possibilité offerte au partenaire étranger d’être le premier des actionnaires en termes de parts détenues. Ce programme présente un intérêt important pour les autorités publiques en charge de la politique énergétique du pays, dans la mesure où il propose une planification coordonnée des investissements en moyens de production, qui intègre des préoccupations d’intérêt général comme la compétitivité dans la production, la sécurité de l’approvisionnement en électricité et la protection de l’environnement. En effet, ce programme contient, conformément à l’article 9 - alinéa 4 de la loi n°02-01, l’évaluation des besoins d’obligations de service public qui concourent à l’atteinte d’objectifs spécifiques, inaccessibles au regard des seuls critères de rentabilité économique et en dehors de toute intervention publique. Ces obligations concernent plus particulièrement la sécurité d’approvisionnement (à travers les impératifs de couverture totale de la demande, de mise en place d’une réserve de l’ordre de 20% minimum et de limitation de la défaillance à 48 heures) et la protection de l’environnement (en termes de réduction des émissions de NOx et de CO2) qui sont approchées sur toute la période décennale de l’étude couverte par ledit programme. Avec ce programme indicatif, la CREG dispose d’un cadre de référence pour l’octroi des autorisations relatives à l’établissement des nouvelles installations de production de l’électricité ou pour intervenir en cas de demandes d’autorisations insuffisantes et recourir, le cas échéant, à la procédure d’appels d’offres de construction de centrales électriques.

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III. Synthèse Le présent programme indicatif met en évidence les besoins en moyens de production de l’électricité nécessaires à la satisfaction du marché national durant les dix prochaines années. Il s’agit de la mise à jour du deuxième programme indicatif publié en 2008. Son cadre et ses objectifs sont définis et précisés dans la loi n°02-01 du 05 février 2002 relative à l’électricité et la distribution du gaz par canalisations. L’étude repose sur les prévisions de la demande telles qu’elles ressortent du document intitulé «Prévision de la demande d’énergie électrique - Période 2009 – 2019 » validé par le comité de concertation sur les investissements dans les secteurs de l’électricité et de la distribution du gaz par canalisations (COCEG) lors de la séance du 27 juin 2009. Pour les scénarios retenus (le moyen et le fort), il a été considéré les puissances maximales appelées annuelles de l’été. De ce fait, des limitations de charge dues à l’effet de température ont été appliquées, en fonction de la situation géographique des sites de production turbines à gaz comme suit : Littoral : 15% ; Hauts Plateaux et Sud : 20%. Il a été appliqué un seuil de 3% pour les centrales à cycle combiné. La capacité totale du parc de production de référence est de 9109 MW, en considérant les puissances développables des groupes existants. La capacité à déclasser sur la période 20092019 est de 2536 MW. Les capacités additionnelles décidées et en cours de construction sur la période 2010-2015 totalisent une puissance de 4950 MW. Les technologies retenues pour les nouveaux investissements en production centralisée dans la filière gaz sont les cycles combinés de 400 MW et 250 MW et les turbines à gaz de 230 et 120 MW. Les critères de sécurité et de fiabilité pris en compte sont respectivement une réserve marginale minimale de 20% et un niveau de défaillance de 48 heures par an correspondant à une probabilité de perte de charge (LOLP) de référence de 0,548%. La structure du parc additionnel est basé sur un équilibre régional production/ consommation. Les échanges de courant avec les pays voisins sont négligés, vu l’inexistence de contrats d’échange à long terme. Deux scénarios d’intégration de production de sources renouvelables sont considérés avec des niveaux de 8% et de 6% de la production totale à l’horizon 2020.

1. Pour le scénario moyen, le programme d’investissement sur la période 2016-2019 totalise 2940 MW, dont 1750 MW en cycle combiné et 1190 MW en turbine à gaz, avec une capacité additionnelle moyenne de 735 MW/an ; le premier investissement d’une capacité de 120MW apparait en 2016. 2. Pour le scénario fort, le premier investissement additionnel à ce qui a déjà été décidé dans le programme indicatif 2008-2017, apparait en 2013 pour 1230 MW. Le programme d’investissement additionnel à celui mis en œuvre dans le cadre du programme indicatif précédent pour la période 2013-2019 totalise une capacité de 6500 MW dont 4700 MW en cycle combiné et 1800 MW en turbine gaz ; la puissance additionnelle moyenne pour la période 2013-2019 de 930 MW/an, compte non tenu des moyens décidés dans le programme indicatif précédent.

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3. Le programme d’investissement au niveau des réseaux isolés du Sud sur toute la période totalise 416 MW, dont 260 MW en turbines à gaz et 156 MW en Diesel 4. L’introduction, à partir de 2015, de l’électricité d’origine renouvelable nécessite l’installation à l’horizon 2019 de : - 1675 MW, soit 335 MW/an pour l’atteinte d’un objectif de pénétration de 8% ; - 1180 MW, soit 235 MW/an pour l’atteinte d’un objectif de pénétration de 6%.

IV. Hypothèses 1. Année 2009 1.1. Demande électrique La demande électrique a atteint 33,8 TWh en 2009, en croissance de 3,8% par rapport à 2008. Durant la période 2000 - 2009, la croissance moyenne enregistrée a été de 5,6% par an.

1.2. Production électrique En 2009, la production d’électricité a atteint 42.8 TWh, en hausse de 7% par rapport à 2008, répartie comme suit : - Par producteur : SPE : 62% ; SKS : 15% ; SKB : 13% ; KAHRAMA : 13% et SKH : 10%. - Par filière : centrales turbines à gaz : 46% ; centrales à turbines vapeur : 28% ; centrales à cycles combinés : 24% ; Diesel et hydraulique : 2%.

Figure 1 : Répartition de la production 2009 par filière Turbine Vapeur 28% Cycle combiné 24%

Diesel 1% Hydraulique 1%

Turbine Gaz 46%

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1.3. Evolution des PMA hiver vs été La puissance maximale appelée (PMA) a évolué de 5,1% par an sur la période 2000-2009, passant de 4617 MW en 2000 au niveau de 7280 MW en 2009 enregistré le 27 juillet comme pointe annuelle de l’été. Comme le montre la figure 2, durant la période 2000-2009, les PMA de l’été ont augmenté plus rapidement que celles de l’hiver. Figure 2 : Evolution des PMA 2009 hiver Vs été 8000

MW

7000

TCAM : 4,7%

6000 5000 4000

TCAM : 7,7%

3000 2000 1000 0

2001

2000

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

PMA hiver

PMA été

L’année 2009 représente une année particulière en ce qui concerne les pointes de charge mensuelles et annuelles. En effet les charges maximales ont été réalisées durant la période estivale, à savoir juillet (100%), août (96%) et septembre (98%), alors que durant l’hiver elles n’ont atteint que les niveaux de 88% en novembre et 95% pour décembre. Ce changement est dû essentiellement à la canicule exceptionnelle qui a caractérisé le mois de juillet, et des températures relativement basses qui ont caractérisé le mois de décembre.

7280

6405

5971

re mb ce

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pte

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re

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Ja

10

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6165

6090

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6000

5000

7103

6538

6951

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6334

7001

No

6842

bre

6870

Ma i

7000

Oc to

8000

Figure 3 : Evolution mensuelle des pointes en 2009

MW


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2. Prévision de la demande électrique Les hypothèses prises en compte dans la détermination des prévisions de la demande électrique sont données dans le tableau qui suit. Elles concernent les taux de croissance de la population et d’occupation du logement (TOL) et le produit intérieur brut (PIB) : Tableau 1 : Hypothèses et déterminants dans le calcul des prévisions de la demande Population

TOL

PIB

Scénario fort

1,43 %

-1,59%

5%

Scénario moyen

1,43%

-0,91%

4%

Les prévisions de la demande sont celles retenues dans le document intitulé « Prévision de la demande d’énergie électrique - Période 2009 – 2019 » validé par le « COCEG » lors de sa séance du 27 juin 2009. Les scénarios considérés sont le moyen et le fort en tenant compte de la demande réalisée en 2009. Tableau 2 : Taux de croissance production et PMA pour les scénarios Production

PMA

2009-2019

2009-2014

2014-2019

2009-2019

2009-2014

2014-2019

Scénario Fort

7%

7,1%

6,7%

7,2%

7,6%

6,7%

Scénario Moyen

5%

4,6%

4,8%

4,9%

5,0%

4,8%

Figure 4 : Historique et prévision de la demande : Production (GWh) et PMA (MW) 90000

16000

80000

14000

70000

12000

60000

10000

50000

8000

40000

6000

30000

4000

10000

2000

0

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

20000

Production

Production scénario fort

Production scénario moyen

Puissance maximale atteinte

PMA scénario fort

PMA scénario moyen

0

Au vu de l’évolution des puissances maximales appelées annuelles de l’été et de l’hiver enregistrées durant ces dernières années et le fait que pour la première fois en 2009, la pointe annuelle s’est déplacée pour se réaliser en été, il a été considéré les PMA annuelles de l’été pour les deux scénarios de la demande retenus (moyen et fort).

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3. Parc de Production 3.1. Parc de référence Durant l’année 2009, le parc de production a été renforcé par la mise en service de la centrale de Shariket Kahraba Hadjret En Nouss (SKH) de 1227 MW et des turbines à gaz issues du programme de renouvellement de 1852 MW des moyens de production de la société algérienne de production d’électricité (SPE), en régime d’essai à fin 2009. Le parc Diesel a, quant à lui, augmenté de 20,5 MW. La capacité totale du parc de production de référence, en considérant les puissances développables des groupes existants, est de 9109 MW1.

Figure 5 : Répartition du parc de production en 2009 par filière TH 3%

TV 30%

Figure 6 : Répartition du parc de production en 2009 par producteur SKH 10%

SKS 15%

SKB 7%

KAHRAMA 6%

CC 25%

TG 42%

1

12

SPE 62%

Capacité totale du parc du réseau interconnecté sur la base des puissances développables des groupes existants.


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3.2. Capacités à déclasser Les capacités à déclasser sur la période 2009-2019 sont de 2536 MW2 réparties annuellement comme le montre le graphe de la figure 2. Figure 7 : Capacité à déclasser sur la période 2009-2019 1200

1099

1000 800

468

600

273

400

200

200 0

2009

2015

296

200

2016

2017

2018

2019

3.3. Centrales en construction La capacité totale des centrales en construction est de 2550 MW. Au regard des taux de réalisation au 1er trimestre 2009 des projets de centrales électriques de Shariket Kahraba Terga (SKT) de 78% et de shariket Kahraba Koudiet Eddraouch (SKD) de 48,7% , les dates prévisionnelles de mise en service par tranche de ces deux centrales sont indiquées dans le tableau qui suit : Tableau 3 : Les centrales en cours de construction

Terga

Type

Puissance nominale (MW)

3

CC

3x374

Date de mise en service probable 2011

Groupe 1

Juin 2011

Groupe 2

Août 2011

Groupe 3

Septembre 2011

Koudiet Eddraouch

3

CC

3x382

2012

Groupe 1

Février 2012

Groupe 2

Mars 2012

Groupe 3

Avril 2012

SPP1 2

Nombre de groupes

1

Hybride

150 MW

Septembre 2010

Source : SPE, capacités arrêtées en fonction des puissances développables des groupes de production.

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3.4. Centrales en projet issues du Programme indicatif 2008-2017 Dans le cadre de la mise en œuvre du programme indicatif des besoins en moyens de production précédent (2008-2017), il a été décidé le renforcement, sur la période 2013-2015, du parc de production par une capacité de 2400 MW répartie comme suit :

Tableau 4 : Centrales décidées période 2013-2015 Centrales Turbine gaz

Centrales à cycle combiné

200 MW à AIN DJASSER

2013

-

200 MW à FKIRINA

2014

-

800 MW à RAS DJINET

2015

400 MW à MESSERGHINE

800 MW à JIJEL

Total

800 MW

1600 MW

Toutes les capacités additionnelles décidées et en cours de construction sur la période 2010-2015 totalisent 4950 MW

Figure 8 : Capacités décidées et en cours de réalisation sur la période 2010-2015

1200

1200

1200

1200

1000

800

800 600

400

400 200 0

14

150 2010

2011

2012

2013

2014

2015


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3.5. Effet de la température sur les unités de production Les pointes annuelles étant enregistrées durant l’été, il a été considéré des limitations de charge dues à l’effet de température, suivant la situation géographique des sites de production des filières turbines à gaz : - Littoral : 15% - Hauts plateaux : 20% - Sud : 20% Une limitation de 3% a été appliquée à l’ensemble des centrales à cycle combiné.

4. Technologies de production centralisée retenues et politique d’investissement Les technologies retenues pour les nouveaux investissements en production centralisée, qui sont celles de la filière gaz, sont les turbines à gaz (TG) et les cycles combinés (CC). - Cycle combiné : 400 MW et 250 MW3 - Turbine à gaz : 230 MW et 120MW Les critères de sécurité et fiabilité considérés ont pour origine la réglementation en vigueur ou les règles de planification en usage en matière de politique énergétique. Pour la LOLP, la valeur de référence retenue est de 0,548% correspondant à 48 heures de défaillance par an et des sensibilités pour des valeurs entre 0,548% et 0,023%, équivalent à 48 heures et 2 heures de défaillance par an. Pour la réserve, une marge minimale correspondant à 20% de la puissance de pointe est considérée, conformément à l’arrêté du 21 février 2008 fixant les règles techniques de raccordement au réseau de transport et les règles de conduite du système électrique. Afin de respecter les contraintes techniques de stabilité du système électrique, l’introduction d’un nouveau palier de puissance n’est considérée que dans le cas où la taille du palier ne dépasserait pas 10% de la charge maximale de pointe. La structure du parc additionnel est basé sur un équilibre régional production/consommation. Par conséquent, dans certains cas, un groupe cycle combiné peut être remplacé par des turbines à gaz. Eu égard à l’inexistence de contrats à long terme d’échanges d’électricité entre l’Algérie et les pays voisins, seule la production nationale est prise en compte et l’on néglige par conséquent tout échange de courant avec les pays voisins.

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Caractéristiques technico-économiques des candidats sont issus du document Energy outlook 2009 (Mars 2009).

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V. Résultats et analyse des scénarios 1. Scénario moyen 1.1. Description du scénario Il est basé sur le scénario moyen des prévisions de la demande, qui considère une croissance économique modérée et maintient la tendance de croissance des cinq dernières années. Il donne à l’horizon 2019, une PMA de 11760 MW et une production de 68000 GWh. Les pointes annuelles seraient réalisées en été ; de ce fait, il est considéré une limitation des capacités due à l’effet de température sur les turbines à gaz et les cycles combinés. Les capacités additionnelles ont été déterminées en respectant les critères de sécurité et de fiabilité prédéfinis.

1.2. Plan de développement global des moyens de production à l’horizon 2019 Pour satisfaire la demande projetée sur la période 2010–2019 et faire face aux limitations dus à l’effet de température, la puissance additionnelle proposée sur la période 2016-2019 est de 2940 MW, dont 1270 MW pour faire face aux limitations par effet de température. La figure 9 montre les capacités additionnelles annuelles par rapport au parc existant. Figure 9 : Capacités additionnelles annuelles et parc existant 2010-2019 scénario moyen 16000

MW

14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0

2009

2010 Parc existant

2011

2012

2013

2014

Capacité décidée et en cours de réalisation

2015

2016

2017

2018

Capacité additionnelle

La date d’apparition du premier investissement, d’une capacité de 120 MW, est 2016. La capacité additionnelle moyenne pour la période 2016-2019 est de 735 MW/an.

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2019 PMA


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1.3. Répartition régionale et structure du parc La structure du parc additionnel est modifiée pour tenir compte de la modulation de la courbe de charge et notamment du creux. En prenant l’hypothèse que les configurations retenues pour les cycles combinés décidés et ceux proposés sont flexibles et dotées de coupleurs (clutch), des cycles combinés de 250 MW peuvent être proposés dans le futur parc de production. L’examen du creux de charge du scénario moyen, nous amène à préconiser également de changer les configurations des centrales de Jijel et Ras Djinet et d’adopter des cycles combinés avec des capacités de 250 MW, au lieu de 400 MW. Cette recommandation n’est pas requise dans le cas du scénario fort. La figure 10 montre la répartition des capacités additionnelles annuelles par type de centrale sur la période d’étude. Figure 10 : Répartition annuelle des nouvelles capacités de production pour le scénario moyen 800

MW

700 600 500 400 300 200 100 0

2013

2014 TG 100 MW

2015

2016 TG 200 MW

2017

2018

2019

CC 250 MW

La structure du parc additionnel total est comme suit : - 1750 MW en cycle combiné - 1190 MW en moyen en turbine à gaz La répartition régionale des capacités additionnelles a été établie sur la base d’un équilibre régional offre/demande ; les résultats sont présentés sur la figure 11.

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Figure 11 : Répartition régionale des nouvelles capacités de production pour le scénario moyen MW 1200 1000 800 600 400 200 0 TG 100 MW TG 200 MW CC 250 MW

Ouest 0 230 500

Centre 0 0 500

Est 0 0 750

Sud 960 0 0

Le détail par région et par année des capacités additionnelles est donné dans le tableau 5, qui affiche aussi les capacités décidées et en cours de réalisation durant la période 2010-2015. Tableau 5 : Répartition régionale par année des capacités (MW) additionnelles scénario moyen Année

Ouest CC250

TG230

Centre TG120

CC250

TG230

Est TG120

CC250

TG230

Sud4 TG120

2010*

TG230

TG120

150

2011* 1200

1200

1200

2013*

400

400

2014* Total

800

800 400 1200

400

800

1200

400

800

230

18

150

4950

120

120 480

250

2018

250

250

250

360

1110

2019

250

250

250

480

1230

960

2940

Total 500 230 500 750 *: Pour la période de 2010 à 2015, il s’agit des centrales décidées ou en cours de construction

4

1200

800

2016 2017

150 1200

2012*

2015*

Total

Le sud comprend les régions de Hassi Messaoud et Hassi R’mel.


2010-2019

Programme indicatif des besoins en moyens de production d’électricité

Le calendrier prévisionnel d’apparition des nouvelles centrales est donné au tableau 6 : Tableau 6 : Calendrier d’apparition des nouvelles centrales pour le scénario moyen Année

Ouest CC250

TG230

Centre

Est

Sud

CC250

CC250

TG120

2016

120

2017 2018

230

3x250

2x250

2x250

3x120

2019 Total

4x120 500

230

500

750

960

1.4. Sensibilité à la LOLP L’étude de sensibilité à la LOLP a porté sur des valeurs comprises entre 0,548% (48 heures de défaillance) et 0,023 % (2 heures de défaillance), le premier point de rupture correspond à 0,137% (12 heures de défaillance) et induit une capacité supplémentaire de 120 MW ; le second point de rupture se situe à 0,023% (soit 2 heures de défaillance), générant un besoin de capacité supplémentaire de 230 MW.

1.5. Calcul des émissions Le tableau 7 donne les émissions de gaz de NOx et de CO2 pour le scénario moyen, le taux de croissance annuel moyen pour la période 2010-2019 pour les émissions de NOx est de -3,5%, il est de -2,8% pour le CO2. Tableau 7 : Volume des émissions pour le scénario moyen Mtonnes

2010

2013

2016

2019

Taux de croissance annuel moyen

Emissions totale de NOx

0,18

0,18

0,16

0,13

-3,5%

Emissions totale de CO2

41

43

38

32

-2,8%

19


Programme indicatif des besoins en moyens de production d’électricité

2010-2019

2. Scénario fort 2.1. Description du scénario Il est basé sur le scénario fort des prévisions de la demande en électricité, qui correspond à une relance économique soutenue et qui fait ressortir, à l’horizon 2019, une puissance maximale appelée de 14530 MW et une énergie produite de 83420 GWh. Les autres hypothèses, tels le prix du gaz et le taux d’actualisation, sont similaires à celles retenues pour le scénario moyen. Il en est de même pour les niveaux des contraintes, à savoir une réserve minimale de 20% et une LOLP de 0,548%.

2.2. Plan de développement global des moyens de production à l’horizon 2019 Pour faire face à la demande prévue dans ce scénario, il est nécessaire de réaliser, en plus de la capacité décidée dans le programme indicatif 2008-2017, une capacité additionnelle de 6500 MW sur la période 2013-2019, dont 1530 MW (soit environ 20%) pour faire face aux limitations dues à l’effet de température. La figure 12, donne les capacités additionnelles par rapport au parc existant en tenant compte des unités déjà décidées sur la période 2013-2015 et en cours de réalisation. Figure 12 : Capacités additionnelles annuelles et parc existant 2010-2019 scénario fort MW 20000 18000 16000 14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0

2009

2010 Parc existant

2011

2012

2013

2014

Capacité décidée et en cours de réalisation

2015

2016

2017

Capacité additionnelle

2018

2019 PMA

Le premier investissement supplémentaire est prévu en 2013, avec une capacité de 1230 MW. La puissance additionnelle annuelle moyenne pour la période 2013-2019, sans tenir compte des moyens décidés sur la période 2013-2015, issus du programme indicatif 2008-2017, est de 930 MW/an.

20


2010-2019

Programme indicatif des besoins en moyens de production d’électricité

2.3. Répartition régionale et structure du parc La répartition annuelle des capacités additionnelles par type de production, à savoir les turbines à gaz et les cycles combinés, est donnée par la figure 13. Cette répartition a été réalisée en tenant compte de la modulation de la courbe de charge et en considérant que les cycles combinés décidés et proposés sont dotés de coupleur (clutch).

Figure 13 : Répartition annuelle des nouvelles capacités de production pour le scénario fort 1400

MW

1200 1000 800 600 400 200 0

2013

2014

2015

TG 100 MW

TG 200 MW

2016

2017 CC 250 MW

2018

2019

CC 400 MW

La ventilation des capacités additionnelles est retenue comme suit : - 4700 MW en cycle combiné - 1800 MW en turbine à gaz Leur répartition régionale a été établie sur la base d’un équilibre production/consommation. Elle est donnée sur la figure 14.

21


Programme indicatif des besoins en moyens de production d’électricité

2010-2019

Figure 14 : Répartition régionale des nouvelles capacités de production pour le scénario fort 2000

MW

1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0

Ouest 1200 500 0 120

CC 400 MW CC 250 MW TG 200 MW TG 100 MW

Centre 1200 250 0 120

Est 800 750 0 120

Sud 0 0 0 1440

La répartition régionale annuelle par type de moyen de production est donnée sur le tableau 8 Tableau 8 : Répartition régionale annuelle des capacités (MW) additionnelles scénario fort Ouest Année

CC400 & CC250

TG230

Centre TG120

CC400 & CC250

TG230

Est TG120

CC400 & CC250

TG230

Sud5 TG120

2010*

TG230

TG120

150

2011* 1200

1200

1200

2013*

400

400

2014*

800

800 400

1200

800

Total 1200 400 800 * : Capacités décidées ou en cours de réalisation 2013**

150 1200

2012*

2015*

Total

1200

250

400

800

500

150

4950

480

1230

480

1280

2014** 2015** 2016**

400

400

2017**

250

250

250

2018**

400

400

400

2019**

400

120

400

Total 1700 120 1450 ** : Capacités additionnelles proposées 5

22

750 240

1440

120

400

120

240

1800

120

1550

120

1440

6500

Le Sud comprend les régions de Hassi Messaoud et Hassi R’mel.


2010-2019

Programme indicatif des besoins en moyens de production d’électricité

2.4. Calcul des émissions Le tableau 9 donne les émissions de gaz NOx et CO2, le taux de croissance annuel moyen pour la période 2010-2019 est de -3,6% pour le NOx et -2,4% pour le CO2. Tableau 9 : Volume des émissions pour le scénario fort Mtonnes

2010

2013

2016

2019

Taux de croissance annuel moyen

Emissions totale de NOx

0,19

0,16

0,14

0,14

-3,6%

Emissions totale de CO2

44

38

33

35

-2,4%

3. Scénarios d’intégration d’énergie de sources renouvelables Deux scénarios d’intégration de production de sources renouvelable qui intègrent les données pertinentes de la politique énergétique sont considérés ; le premier prévoit l’introduction de 8% de la production à l’horizon 2020 alors que le second limite le niveau à seulement 6%. Les capacités à investir dans ces filières sont données ci-après.

3.1. Introduction de 8% de la production en énergie renouvelable en 2020 Ce scénario considère une introduction de 8% de la production en énergie renouvelable en 2020, et ce à partir de 2015 comme suit : 6% en solaire CSP, 1,8% en photovoltaïque et le reste (0,2%) en éolien. Il en résulte une capacité d’énergie renouvelable de 1675 MW en 2019, à installer à partir de 2015 à raison de 335 MW/ an (240 MW en CSP, 70 MW en PV et 25 MW en éolien). Le gain cumulé en consommation de gaz en 2019 serait de 3,6 milliards de m3.

3.2. Introduction de 6% de la production en énergie renouvelable en 2020 Ce scénario considère une introduction de 6% de la production en énergie renouvelable à l’horizon 2020 et ce à partir de 2015 comme suit : 4% en solaire CSP, 1,3% en photovoltaïque et le reste (0,7%) en éolien. Il en résulte une capacité de 1180 MW à l’horizon 2019, à installer à partir de 2015, à raison de 235 MW/an (160 MW en CSP, 50 MW en PV et 25 MW en éolien). Le gain cumulé en consommation de gaz naturel en 2019 serait de 2,4 milliards de m3.

23


Programme indicatif des besoins en moyens de production d’électricité

2010-2019

VI. Développement du parc de production des réseaux isolés du sud Le système électrique algérien comporte, outre le réseau interconnecté Nord, des réseaux isolés qui alimentent les régions du Sud du pays. La capacité de production d’électricité installée à fin 2009 est de 490,6 MW, dont 253 MW en turbines à gaz (dans le pôle d’Adrar, Illizi et In Salah en raison de la proximité de gazoducs) et 237,6 MW en Diesel. La production totale en 2009 est de 735,7 GWh. Pour le développement des moyens de production de ces sites, l’étude6 élaborée par Sonelgaz porte sur les moyens de production à mettre en œuvre sur la période 2010-2020 pour faire face à l’accroissement de la demande. Les renforcements décidés pour les centrales des réseaux isolés du sud, ainsi que les prévisions de charge correspondantes élaborées sur la période 2010-2019 sont données dans le tableau 10. L’investissement total sur la période 2010-2019 est évalué à 416 MW dont 260 MW en turbines à gaz et 156 MW en Diesel.

Tableau 10 : Capacités additionnelles turbines à gaz au niveau des R.I.S (kW) Années Beni Abbes El Golea Illizi

In Amenas

Timimoun

TG Secours

In Salah

Total

2010

2011

-

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

-

-

4x5000

-

-

-

-

-

-

-

4x10000 2x5000

-

-

-

-

-

-

1x10000

-

-

3x5000

-

-

-

-

-

-

-

-

-

6x5000

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

2x25000

-

-

-

-

-

-

4x15000

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

1x25000

-

-

60000

0

95000

70000

0

0

0

25000

0

10000

6 Les décisions de renforcement des centrales des réseaux isolés du sud dans le cadre de l’étude d’alimentation des réseaux isolés du Sud.

24


2010-2019

Programme indicatif des besoins en moyens de production d’électricité

Tableau 11 : Capacités additionnelles Diesel au niveau des R.I.S (kW) Années Ain Belbel Beni-Abbes B. B. Mokhtar M'guiden Oum Lassel

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

-

-

-

-

-

-

-

-

1x80

-

2x2000

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

3x2000

-

-

-

-

-

-

-

-

4x80

-

3x80

-

-

-

-

1x80

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Sud Ouest 1

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Sud Ouest 2

1x400

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Sud Ouest 3

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Tabelbala

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Talmine

3x2000

-

-

Tindouf

-

6x4000

-

Afra

-

-

-

Bordj El Houes

-

2x250

-

-

-

-

-

-

-

-

Bordj Omar Dris

5x400

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Deb Deb

4x8000 2x8000 -

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Djanet

1x2000

-

-

4x4000

-

-

-

-

-

-

El Golea

1x2000

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Idless

2x400

1x400

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

In Guezzam

2x400

3x400

-

Tamanrasset

-

-

-

Tinalkoum

-

-

-

3x8000 2x8000 -

-

-

-

-

-

1x400

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Tinzaouatine

2x400

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Total

19120

32500

240

72000

32000

0

0

80

80

400

25


Programme indicatif des besoins en moyens de production d’électricité

2010-2019

VII. Conclusion L’étude de développement des moyens de production sur la période 2010-2019, qui considère les pointes annuelles de l’été et les deux scénarios de prévision de la demande (moyen et fort), a pour objectif l’établissement d’un programme indicatif des besoins en moyens de production d’électricité sur la période 2010-2019, dans le respect des critères de sécurité et de fiabilité prédéfinis et en tenant compte : - de l’évolution de la demande électrique (scénario moyen et fort) ; - du parc développable ; - des programmes de déclassement et de réhabilitation ; - des unités de production décidées et en cours de construction. 1. Pour le scénario moyen : - le 1er investissement apparait en 2016 avec une capacité de 120 MW ; - la capacité additionnelle moyenne pour la période 2016-2019 est de 735 MW/an ; - le programme d’investissement en moyen de production durant la période 2016-2019 totalise une capacité de 2940MW, répartie comme suit : - 1750 MW en cycle combiné, - 1190 MW en turbine à gaz. 2. Pour le scénario fort : - le premier investissement, additionnel à ce qui a été déjà décidé à l’issue du Programme indicatif 2008, d’une capacité de 1230MW, apparait en 2013 ; - la puissance additionnelle moyenne pour la période 2013-2019 est de 930 MW/an, compte non tenu des moyens décidés sur la période 2013-2015 dans le programme indicatif précédent ; - Le programme d’investissement en moyens de production (additionnelle à celui mis en œuvre pour la période 2013-2019 dans le cadre du programme indicatif précédent) totalise une capacité de 6500 MW, répartie comme suit : - 4700 MW en cycle combiné, - 1800 MW en TG. 3. Le programme d’investissement au niveau des réseaux isolés du sud sur la période 2010-2019 totalise une capacité de 416,02 MW dont : - 260MW en turbines à gaz, - 156,02 MW en Diesel. 4. L’introduction à partir de 2015, de 8% de production électricité d’origine renouvelable à l’horizon 2020 nécessite l’installation de 1675 MW en 2019, soit une capacité moyenne en énergie renouvelable de 335 MW/an. 5. L’introduction dans les mêmes conditions de 6% de production d’électricité d’origine renouvelable à l’horizon 2020, nécessite l’installation de 1180 MW, soit 235 MW/an.

26


2010-2019

Programme indicatif des besoins en moyens de production d’électricité

VIII. Références [1] Document intitulé «Prévision de la demande d’énergie électrique - Période 2009 – 2019 » validé par le COCEG lors de la séance du 27 juin 2009. [2] SONELGAZ, « Les décisions de renforcement des centrales des réseaux isolés du Sud». [3] MEM, « Projet de document politique énergétique et programme national de développement des énergies renouvelables »

IX. Glossaire CC

Cycle combiné

COCEG

Comité de concertation sur les investissements dans les secteurs de l’électricité et de la distribution du gaz par canalisations

CREG

Commission de Régulation de l’Electricité et du Gaz

GWh

Gigawatt=109 Watt

KAHRAMA

Sharikat Kahrbaa Waa Maa D’arzew

LOLE

Loss of load expectation

LOLP

Loss of load probability

MEM

Ministère de l’Energie et des Mines

MSI

Mise en service industrielle

MW

Mégawatt=106 Watt

NEAL

New Energy Algeria

PMA

Puissance maximum appelée

Puissance développable

Puissance active qui peut être produite en continu durant une période de fonctionnement prolongée

PV

Photovoltaïque

R.I.S

Réseaux isolés du Sud

SKB

Shariket Kahraba Berrouaghia

SKH

Shariket Kahraba Hadjret Ennous

SKS

Shariket Kahraba Skikda

SONELGAZ

Société Algérienne de l’électricité et du gaz

SPE

Société Algérienne de production d’électricité

TG

Turbine à gaz

TV

Turbine à vapeur

CSP

Solaire à cencentration thermique

27


Programme indicatif des besoins en moyens de production d’électricité

2010-2019

LISTE DES FIGURES

Figure 1 : Répartition de la production 2009 par filière .......................................................... 9 Figure 2 : Evolution des PMA 2009 hiver Vs été....................................................................10 Figure 3 : Evolution mensuelle des pointes en 2009 .............................................................10 Figure 4 : Historique et prévision de la demande : Production (GWh) et PMA (MW) ............11 Figure 5 : Répartition du parc de production en 2009 par filière...........................................12 Figure 6. Répartition du parc de production en 2009 par producteur...................................12 Figure 7 : Capacité à déclasser sur la période 2009-2019....................................................13 Figure 8 : Capacités décidées et en cours de réalisation sur la période 2010-2015 ............14 Figure 9 : Capacités additionnelles annuelles et parc existant 2010-2019 scénario moyen .......16 Figure 10 : Répartition annuelle des nouvelles capacités de production pour le scénario moyen .....................................................................................................................................17 Figure 11 : Répartition régionale des nouvelles capacités de production pour le scénario moyen .....................................................................................................................................18 Figure 12 : Capacités additionnelles annuelles et parc existant 2010-2019 scénario fort ................................................................................................................ 20 Figure13 : Répartition annuelle des nouvelles capacités de production pour le scénario fort................................................................................................................. 21 Figure 14 : Répartition régionale des nouvelles capacités de production pour le scénario fort ................................................................................................... 22

28


2010-2019

Programme indicatif des besoins en moyens de production d’électricité

LISTE DES TABLEAUX Tableau 1 : Hypothèses et déterminants dans le calcul des prévisions de la demande.......11 Tableau 2 : Taux de croissance production et PMA pour les scénarios................................11 Tableau 3 : Les centrales en cours de construction..............................................................13 Tableau 4 : Les centrales décidées période 2013-2015........................................................14 Tableau 5 : Répartition régionale par année des capacités (MW) additionnelles scénario moyen .....................................................................................................................................18 Tableau 6 : Calendrier d’apparition des nouvelles centrales pour le scénario moyen ..........19 Tableau 7 : Volume des émissions pour le scénario moyen..................................................19 Tableau 8 : Répartition régionale annuelle des capacités (MW) additionnelles scénario fort .....22 Tableau 9 : Volume des émissions pour le scénario fort .......................................................23 Tableau 10 : Capacités additionnelles turbines à gaz au niveau des R.I.S (kW) ...................24 Tableau 11 : Capacités additionnelles Diesel au niveau des R.I.S (kW) ................................25

29


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Immeuble du Ministère de l’Energie et des Mines (Tour B), Val d’Hydra, Alger - Algérie Tél. : +213 (0) 21 48 81 48 Fax : +213 (0) 21 48 84 00 E-mail : contact@creg.mem.gov.dz

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