C'est un programme complètement inédit en Algérie par son ampleur et la diversité de ses objectifs. Indéniablement, ce programme adopté en février 2011, après des années de tergiversation et d'atermoiement est extrêmement ambitieux tant par les objectifs, ses implications politiques, socioéconomiques, professionnelles, technologiques, scientifiques, que par les moyens financiers à mobiliser pour leur réalisation, de 60 à 120 milliards de dollars!L'augmentation de la demande en énergie, son usage et sa consommation conjugués à la croissance démographique, l'accès légitime de la population à un meilleur bien être, la protection de l'environnement par la réduction des gaz à effet de serre, le respect des conventions et protocoles internationaux, les préservations des richesses en hydrocarbures au profit des générations futures pour un développement durable, rendent le passage de l'utilisation de combustibles fossiles (gaz, pétrole, charbon), matières premières non renouvelables et polluantes, à de « nouvelles » sources d'énergie renouvelables comme une nécessité. Il ne peut être considéré comme une option car le pays dispose d'un potentiel solaire considérable qui ne demande qu'à être exploité! Plusieurs types de conversion de l'énergie solaire s'offrent à l'utilisateur: 1. Conversion thermique: centrales thermiques 2. Conversion directe : centrales photovoltaïque. 3. Energie éolienne : énergie mécanique ou électrique Conversion thermique : Centrale solaire hybride Le Ministère de l'Energie et des Mines a porté son choix sur la conversion thermique hybride solaire-gaz comme priorité car les centrales solaires thermiques à concentration sont particulièrement adaptées pour les régions chaudes et sèches comme les régions désertiques du sud du pays et où le gaz est disponible à profusion. A cet effet, dès juillet 2002 à la demande du MEM fut créée avec l'aide du Department Of Energy (USA) la société commerciale algérienne NEAL (New Energy Algeria) [1], une joint venture regroupant les sociétés publiques Sonatrach et Sonelgaz et la société privée SIM (Semoulerie Industrielle de la Mitidja). En janvier 2003 un accord de coopération technologique est conclu entre NEAL et l'AIE (Agence Internationale pour l'Energie) [2] qui fut suivi en septembre 2003 par une mission de Solar Paces Start (Solar Power And Chemical Energy Systems Scope of Solar Thermal Analysis Review and Training) [3] dirigée par son secrétaire exécutif Michael Geyer et composée de représentants de l'IEA/SolarPACES et d'observateurs d'Allemagne et des USA. Cet accord fut précédé et suivi par la promulgation de lois créant ainsi le cadre juridique adéquat : • Loi n° 99-09 du 28 juillet 1999 relative à la maîtrise de l'énergie ; • Loi n° 02-01 du 5 février 2002 relative à l'électricité et à la distribution du gaz par canalisation • Décret exécutif n°04-92, 2004, relatif aux coûts de diversification de la production d'électricité • Loi n° 04-09 du 14 août 2004 relative à la promotion des énergies renouvelables dans le cadre du développement durable. Ce sont là les prémisses du plan solaire méditerranéen d'où naîtra le programme Desertec. L'idée de ce projet est née au sein d'un réseau mondial de scientifiques, de responsables et d'entrepreneurs, le TREC (Trans-Mediterranean Renewable Energy Cooperation) qui l'a développée en collaboration avec la branche allemande du Club de Rome. Le Centre allemand de recherche aérospatiale (DLR) a mené des études techniques, financées par le Ministère fédéral allemand de l'Environnement. Au mois d'août 2007, après un appel d'offre lancé en 2005, un contrat est signé entre NEAL et la société espagnole Abener Energia filiale d'Abengoa – une multinationale, portant construction dans un délai de 33 mois d'une centrale solaire thermique (CSP pour Concentrating Solar Power Plant en anglais) à cycle combiné (centrale solaire hybride), première du genre en Algérie, d'une puissance nominale de 150 MW dont 30 MW en solaire. L'installation utilise la technologie du cycle combiné généralement appelée CCGT (Combined Cycle Gas Turbine), ou TGV (Turbine Gaz-Vapeur) et la technologie solaire thermique via des miroirs cylindro-paraboliques. Cette technologie associe deux types de turbines: turbine à gaz et turbine à vapeur. Chacune de ces turbines entraîne une génératrice qui produit de l'électricité. L'intérêt de ce concept de centrale solaire hybride est de convertir en électricité la chaleur provenant des concentrateurs solaires, de stocker une partie de cette chaleur dans des sels fondus comme appoint et un appoint à carburant fossile. L'appoint permet de satisfaire la demande électrique nocturne et d'assurer le fonctionnement de la centrale solaire lorsque le rayonnement est trop faible (passage nuageux, léger voile, etc.). Ce concept permet donc de produire en permanence, la nuit ou lorsque les conditions météo ne sont pas optimales. Le choix des sites au Sud où le rayonnement solaire est très important, plus de 3000 heures d'ensoleillement par an, vise à utiliser et à optimiser le stockage de la chaleur pour la production électrique grâce à la lumière du soleil et à la disponibilité du gaz naturel. Ce dernier, en principe, est utilisé comme appoint lorsque le rayonnement solaire est insuffisant et de répondre à la demande en période de grandes consommations. Ce n'est évidemment pas encore le cas pour cette première centrale. En sera-t-il de même pour celles qui vont suivre? Au mois de novembre 2007, la cérémonie de pose de la première pierre est organisée au lieu-dit Tilghemt, dans la wilaya de Laghouat, à environ une trentaine de kilomètres de la ville de Hassi R'mel. Ce n'est qu'en juillet 2011 que cette centrale est inaugurée, accusant un retard de presque une année sur les délais impartis pour sa livraison. Elle a nécessité un investissement de 350 millions d'euros (35 milliards de dinars), ce qui porte le coût du Watt installé à 233 DA ! Cette centrale gérée conjointement par NEAL et Abengoa est une joint venture (SPA) dénommée Solar Power Plant One (SPP1). Elle constitue le premier pas dans la mise en œuvre du programme en énergie renouvelable adopté par le gouvernement en février 2011. L'électricité produite est cédée à Sonatrach au prix de 3,122 DA le kWh. Il est intéressant de connaître le facteur de charge de cette centrale à différentes périodes de fonctionnement, compte tenu des conditions climatiques, des risques et des variations météorologiques, des défaillances et négligences humaines, des défaillances des équipements et des installations, en particulier la partie contenant le fluide caloporteur (huile synthétique) dont dépend la puissance de la centrale solaire. Celle- ci varie entre 20 et 30 MW, selon différentes déclarations et commentaires. Le facteur de charge permettra de connaître la quantité de gaz consommée par an ainsi que les gaz à effet de serre rejetés dans l'atmosphère. Il permettra de connaître aussi le retour sur investissement (pay back) sachant que le gaz est fourni par Sonatrach qui est le principal acheteur de l'électricité produite! En attendant de maîtrise ces données, nous allons néanmoins faire une estimation de l'énergie fournie par cette première centrale sur la base des données suivantes : • Le nombre d'heures de fonctionnement à pleine charge de la partie solaire Ps=25MW est fixé à 3.000 h • Le facteur de charge de la centrale à gaz est égal à 70%, soit 6132 heures de fonctionnement pleine charge Pg = 120MW. Ce choix est basé sur le fait qu'à l'échelle du temps pour des périodes assez longues, le facteur de charge n'est jamais 100%. Il est diminué par : • Les opérations de maintenance, les défaillances plus ou moins longues d'équipements,… • L'absence de demande d'électricité qui oblige les gestionnaires de réseau à demander la diminution ou l'arrêt de production de certaines unités de production. • L'intermittence de la source d'énergie L'énergie produite sera donc: • Pour la partie solaire Es = 25 x 3000 = 75.000MW ; • Pour la partie gaz : Eg =120 x 6132 = 735.840MWh. Soit une énergie annuelle cumulée Ea = Es + Eg = 810.840MWh. Ce qui équivaut à: (810.840.000:293) = 2.767.372 x106 Btu ou 478.784 barils de pétrole. La quantité de gaz consommée par an est: 34.500 x 6.132 = 211.554.000m3. La quantité d'eau utilisée est: 70 x 6.132 = 428.240m3 . Les frais de maintenance et d'entretien ne sont pas encore connus! Selon l'Agence Internationale pour l'Energie [4] ils sont compris entre $13/MWh et$30/MWh en fonction de la taille de la centrale. La recette de la vente à SONATRACH de toute cette énergie à 3.122DA le MWh s'élève à: 810.840 x 3.122 = 2.531.442.500DA, soit 2.531.442.500 :72,50= 34.916.448$, à quoi correspond un prix du baril de pétrole à $72, 93. Remarque : le prix d'achat du MWh est de 43$(1$ =72,50 DA), chiffre de loin inférieur à la barre des 200$/MWh, tel que pratiqué aux USA et en Europe! Le coût d'investissement du kWc pour un taux de change 1 € =1,40$ nous donne $5.133/kW : Par contre l'achat du kWh n'est que de $0,04306kWh. Cela signifie que les prix sont très largement subventionnés, d'autant plus que le gaz est fourni par l'acheteur. NEAL prévoit ultérieurement de construire entre 2011 et 2018 trois autres CSP d'une puissance chacune de 70MW (voir tableau ci-dessous) sans système de stockage. Tableau 1. Liste des CSP et leur localisation *La capacité gaz à installer se situerait alors entre 330 et 400 MW pour un fonctionnement optimal de chacune des SPP. La centrale hybride marocaine de Beni Methar de 470MW [5], inaugurée en mai 2010, est à l'arrêt faute de gaz en quantité nécessaire. En 2018 la puissance nominale des 4 SPP totalisera 235 MW en solaire et 1320MW en gaz, à la condition que les études de faisabilités, le financement, la réalisation du Génie civil, les études d'ombrages, les essais sur sites d'arrachement de pieux pour tester la résistance des fondations, l'installation des équipements électriques et mécaniques, les études d'impact, les réunions de concertation avec les différents partenaires et intervenants, la coordination de l'ensemble des chantiers soient impérativement respectées pour aboutir à une livraison dans le temps imparti! Si la génération de 70MW par CSP chaque deux années est prise comme base de référence, la puissance nominale cumulée installée d'ici 2030 par NEAL sera de 235 + 6×70 =655 MW solaires et 1320 + 6×400=3720 MW gaz, soit un rapport de 1 pour 5.68! Par ailleurs la CEEG Spa vient de lancer un appel d'offre pour la sélection de sociétés en vue de la réalisation de CSP de 300 MW en 2015 et de 2000 MW d'ici 2021, d'où l'érection d'une centrale CSP de 200MW chaque année entre 2011 et 2021. En 2030 le parc solaire thermique installé serait de 655 + 300 + 2000 + 1800 = 4755 MW. IL ne représente donc que 60%des 8000MW prévus pour le marché national en thermique! Si la durée maximale d'ensoleillement est de 3.000h/an (34,25)%, l'énergie produite est de: 4.755 x 3.000 = 14.265.000 MWh. Sachant qu'un million de Btu est équivalent à 293.000Wh, la quantité de combustible fossile économisée serait de: 14.265.000.000: 293 = 48.686.007 x 106 Btu équivalent à : 8.423.184,6 barils de pétrole ! (Un baril de pétrole équivaut à 5,78 x 106 Btu). A 3,122DA le kWh et un dollar constant 1US = 72,50 DA, la somme économisée sur 20 ans: 14.265.000.000 x 3,122 = 44.535.330.000DA ou 614.280.410$* De quoi installer (à prix constant) une nouvelle centrale thermique à concentration ! Comme les crises économiques deviennent récurrentes depuis 1973 entraînant la volatilité des prix des hydrocarbures dont dépend entièrement l'économie algérienne, celle de 1986 a été particulièrement dévastatrice pour le pays, il est utile d'examiner les variations du prix du kWh électrique en fonction du prix du baril de pétrole. Sachant qu'un litre de pétrole a une énergie thermique équivalente à11 kWh et un baril de pétrole en contient 155l, soit l'équivalent de1700 kWh, avec un rendement énergétique de 50%, un baril peut donc générer 850kWh. Le tableau 2 illustre la variation du prix du kWh. Tableau 2. Prix du kWh électrique en fonction du prix du baril de pétrole, 1USD=72,50DA Si le prix du kWh vendu par SPP1 à Sonatrach est maintenu à 3,122DA, le prix du baril de pétrole sera estimé à 36,82$. Se posent alors les questions suivantes. • Quelle est réellement la part du renouvelable si la proportion du gaz est six fois supérieure à celle du solaire alors que ça devait être l'inverse, le gaz devant servir d'appoint ? • Où est l'économie des hydrocarbures si leur exportation sert à acheter des équipements et à ériger des centrales hybrides qui consomment ces mêmes hydrocarbures ? • N'est-ce pas plutôt un choix destiné à exporter de l'électricité au lieu du gaz, ce dernier servant à en produire sur place et par voie de conséquences à garder chez soi les gaz à effet de serre ? • Où donc Sonelgaz va-t-elle trouver, en moins de dix ans comme première étape, cette main d'œuvre qualifiée, ces chefs de chantier et ces conducteurs de travaux, ces centaines d'ingénieurs de différentes spécialités: électriciens, électroniciens, thermiciens, électromécaniciens, informaticiens, des techniciens chevronnés hautement qualifiés, des soudeurs à l'argon, des gestionnaires, des opérateurs….et des fournisseurs fiables. L'exemple de la fourniture de l'argon ne répondant pas aux normes requises a retardé les travaux de soudure des réflecteurs solaires à Hassi R'mel ? Ce programme ne relève-t-il pas de la gageure dans les conditions algériennes où une tradition bien ancrée perpétue « les restes à réaliser » d'un quinquennal à un autre? Il faut aussi se rendre à l'évidence qu'il faut au moins dix ans pour former un ingénieur et en faire un vrai professionnel dans un environnement socio-économique sain. Le diplôme doublé d'une solide expérience d'au moins cinq ans est un critère indispensable pour la réussite dans un domaine technologique hautement complexe. Il faut par ailleurs garder à l'esprit que la technologie et la science avancent et les innovations sont une des préoccupations des laboratoires de recherche. Les technologies de concentration à l'exemple de celles de la technologie de Fresnel sont en train d'être testées et développées à travers le monde. Elles pourraient devenir plus compétitives que les centrales à réflecteurs cylindro-paraboliques ou paraboliques. La conversion thermique ne se réduit pas uniquement à la production de hautes températures. A basse température, elle sert sous forme décentralisée, à la production d'eau chaude sanitaire par des chauffes eaux et au chauffage d'appoint des locaux. Elle permet aussi le dessalement par évaporation, en petites quantités, des eaux saumâtres pour satisfaire les besoins des petites communautés! C'est un secteur créateur d'emploi. Les PME peuvent exceller grâce aux mesures incitatives et à l'appui de l'APRUE et aux conseils et orientations de l'ANSEJ !Les CCGT (combined cycle gas turbine) a l'avantage de réduire de 50 % les émissions de CO2, de diviser par trois les oxydes d'azote (NOx) et de supprimer les rejets d'oxydes de soufre (SO2). Conversion photovoltaique Alors qu'une centrale thermique utilise la chaleur concentrée du soleil pour chauffer un fluide thermique à haute température, une centrale solaire photovoltaïque convertit de façon immédiate l'énergie lumineuse du soleil en électricité. Le solaire photovoltaïque présente l'intérêt de pouvoir produire de l'électricité aussi bien au niveau d'un puits pour le pompage de l'eau, des postes de surveillance ou de télécommunication le long d'une autoroute ou des frontières du sud, dans les centres de santé pour la conservation de vaccins, d'une maison, d'un immeuble ou d'une entreprise, avec des installations de quelques centaines de Watts à des dizaines de mégawatts de puissance. Comme la production d'électricité s'effectue uniquement durant les heures d'ensoleillement, l'électricité produite est soit: • stockée dans des batteries pour des installations de faible puissance pour être restituée durant la nuit et en quantité suffisante pour les périodes sans soleil, • injectée directement dans le réseau pour les grandes puissances! Une installation photovoltaïque se compose de modules solaires, eux-mêmes constitués de cellules photovoltaïques, à base de silicium. Ces modules transforment directement l'énergie solaire en électricité (courant continu). C'est la conversion directe dans un semi-conducteur (silicium) d'un photon en électron. La puissance est exprimée en Watt-crête (Wc), unité qui définit la puissance électrique délivrée par le panneau dans des conditions d'ensoleillement données (puissance maximale). Un ou plusieurs onduleurs convertissent ensuite le courant continu en courant alternatif à 50 Hz et 220 V. Il est heureux que l'Etat ait finalement donné le feu vert pour la construction à Rouïba d'une usine de production de silicium et de fabrication de panneaux photovoltaïques… C'est en avril 2011 qu'un contrat de 290 millions d'Euros a été signé avec deux sociétés allemandes « Centrotherm et Kinetics » pour sa réalisation dans un délai de 33 mois. C'est la première usine que cette compagnie va construire sur le continent africain! La production débutera en 2014 avec une capacité initiale de 116MW, capacité qui pourrait ultérieurement être augmentée en fonction de la demande et de la pleine maîtrise du processus de production et des innovations technologiques. Il faut toutefois souligner que le processus de production de silicium relève de la très haute technologie. Il est extrêmement dangereux à cause des risques qu'il comporte. Sa production va nécessiter l'emploi de produits chimiques hautement inflammables, explosifs, toxiques et polluants. Il nécessite deux sources d'énergie électrique indépendantes de plus de 60MW chacune, une énergie stable et continue, indispensable pour alimenter le réacteur de production en continue du lingot de silicium électronique. Une interruption supérieure à 15 secondes serait fatale pour l'usine. Il n'existe de par le monde aucun générateur de secours d'une telle puissance, de quelque nature que ce soit ou un système capable de réagir en un laps de temps aussi court pour fournir l'énergie requise. Par ailleurs, la production de silicium nécessite un personnel hautement compétent, discipliné, attentif et non fumeur ! Le site de Rouiba éclairage où cette usine va être implantée devra tenir compte des risques de catastrophes naturelles auxquelles il pourrait être confronté. Située dans une région où le risque sismique est élevé, cette usine aura à faire face, en cas de séisme de forte magnitude, à des coupures de courant qui la ruineront et aux incendies dans les zones de stockage des produits chimiques hautement inflammables et toxiques. Le CRAAG dispose d'un réseau sismologique avec lequel il faut maintenir un contact étroit ainsi qu'avec la Protection Civile qui a bénéficié en 2003 d'une assistance du PNUD en matière de prévention des risques technologiques dans la zone industrielle de Rouiba. Les inondations, quoique rares, ne sont pas à exclure. Une forte pluviométrie conjuguée à une mauvaise occupation de l'espace ou usage non conforme aux normes d'urbanisation peuvent devenir un danger potentiel et accroître le degré de vulnérabilité de l'usine. Comme la production cumulée de modules PV est évaluée à 1 900 MWc à l'horizon 2030 [6], (116 x 16ans = 1856 MW) et compte tenu du facteur de charge des centrales PV compris entre 20 et 37%, (il est fonction de la durée maximale du temps d'ensoleillement), cette capacité n'est pas suffisante pour couvrir ni les besoins nationaux en électricité d'origine photovoltaïque ni répondre à la demande d'exportation de 10.000MW prévus. Le problème de transport d'électricité sur de longues distances et la réduction des pertes de charge nécessitent des investissements supplémentaires importants et donc des accords entre producteurs et consommateurs. La priorité demeure cependant le marché national qu'il faut satisfaire. Il faut encourager l'utilisation de l'électricité solaire particulièrement dans le secteur de l'habitat privé individuel, les écoles, les centres de santé, les universités, etc.…. L'industrie photovoltaïque est une niche qui ne doit pas être uniquement l'apanage de l'argent public et de l'Etat pour se développer. Le secteur privé doit y prendre part, particulièrement les grands groupes industriels gros consommateurs d'énergie. Ils sont capables de créer des joint-ventures avec des partenaires nationaux et étrangers et d'attirer des investissements. IL faut aussi réanimer l'activité de l'ENIE, fleuron de l'industrie électronique en lui fournissant des cellules PV pour l'encapsulation et éviter l'importation. C'est une véritable synergie qu'il faut mettre en place. Le groupe Cevital est un bel exemple de dynamisme industriel. Il peut facilement maitriser ce créneau pour peu qu'il ait l'agrément et les facilités pour obtenir les terrains propres à cette production qui nécessite beaucoup d'eau et d'énergie! Energie éolienne Le potentiel éolien algérien est relativement faible pour la production d'électricité à grande échelle. Son exploitation dans des sites où aucune campagne de mesures appropriées n'a été effectuée sur une période d'au moins une année est l'expression d'une absence totale de professionnalisme. La référence à l'Agence Spatiale Allemande est de la poudre aux yeux pour le commun des mortels. Aucune agence spatiale au monde ne peut déterminer le potentiel éolien à partir d'observations spatiales. Seules les mesures au sol de différents paramètres, à plusieurs nivaux (jusqu'à 100 m), sur de longues périodes, un an au minimum, avec des instruments appropriés et régulièrement calibrés, avec un pas de temps qui permet de mesurer les rafales et les cisaillements, les périodes de vents calmes et des vents violents, peuvent donner une vision réaliste du potentiel d'une source d'énergie à caractère aléatoire ! Comparé aux pays européens, au Maroc (façade atlantique), à la Tunisie (Cap Bon, Bizerte) ou à l'Egypte (mer Rouge), le potentiel éolien algérien est faible pour l'érection de parcs ou de fermes éoliennes. Par contre son utilisation demeure fort opportune pour le pompage de l'eau dans les hauts plateaux et la steppe pour satisfaire les besoins de l'agriculture, l'élevage et l'hydraulique ainsi que la consommation humaine. Ceci est démontré historiquement par les multiples éoliennes installées durant la colonisation sur les hauts plateaux et la steppe. Quant à la production d'électricité elle peut se faire à petite échelle pour satisfaire les besoins des sites isolés bien ventés, l'habitat dispersé, les petites communautés, particulièrement sous forme hybride: éolien/diesel, éolien /solaire, éolien /solaire/diesel. C'est un modèle très répandu à travers le monde et présente de nombreux avantages économiques. Un des grands avantages que présente cette source d'énergie renouvelable, c'est sa maîtrise pour une production industrielle à l'échelle locale d'éoliennes de pompage et de pylônes. Il y avait bien une usine « Hayat » à Laghouat. Cette industrialisation est créatrice d'emploi au niveau local. Elle permet de réduire l'exode rural, de diminuer la consommation de carburant pour les motos pompes qui sont généralement importées et qui nécessitent des pièces de rechange et des techniciens qualifiés pour leur maintenance et leur réparation. Elle favorisera l'utilisation des produits industriels locaux et stimulera l'innovation et la création de nouvelles unités à travers le pays. L'érection d'un parc éolien de 10MW à Adrar après l'échec et l'aventure de Tindouf lancée en 2006 (deux appels d'offres en 2007et 2008 sont restés sans écho), c'est une véritable chimère qui est poursuivie et une mystification de l'opinion publique. Les seuls bénéficiaires sont ses laudateurs et les compagnies étrangères à l'affût de contrats complaisants. Il suffit de « contempler» les trois aérogénérateurs installés le long de l'autoroute Alger–Zéralda pour se rendre compte qu'un lieu bien venté n'est pas toujours propice pour n'importe quel aérogénérateur, même si c'est un don ! Quelle mauvaise publicité pour l'environnement et quel gaspillage! L'objectif d'un parc éolien est de maximiser la production d'électricité, tout en minimisant le coût des infrastructures de fonctionnement et de maintenance, ainsi que l'impact socio-environnemental. Par quel miracle alors a-t-on pu confier à un soumissionnaire l'érection d'un parc éolien de 10 aérogénérateurs de 1MW chacun en milieu saharien? Ce fabricant ne bénéficie d'aucune expérience dans cette aire géographique où aucun test, d'au moins un seul aérogénérateur de moindre puissance – 10 à 20 kW n'y a été érigé et testé pour connaître ses performances et son facteur de charge durant au moins une année, en espérant qu'elle soit exceptionnelle (tempête de sable, cisaillement, inondations….). L'aérogénérateur proposé GEV HP de1MW [7] a été conçu en 2008. Il n'a encore aucune certification et n'a été testé nulle part. C'est à Adrar peut être ?! L'Algérie du XXIe siècle continuera-t-elle à être un terrain et un banc d'essai ? De plus, le contrat proposé de 28 millions d'euros est exorbitant comparé à ce qui est proposé de par le monde! Il est fort regrettable que la presse soit demeurée muette dans ses commentaires sur cet aspect faute certainement de journalistes spécialisés. Plus regrettable encore est le silence complice de la communauté scientifique à l'exclusion de certains experts de renommée internationale! Il est évident que l'Algérie ne peut nullement se comparer dans le domaine éolien au Maroc ou à l'Egypte dont le potentiel éolien sur la façade atlantique ou le long de la Mer Rouge a été l'objet de travaux d'investigation et de mesures fines ( vitesse, direction, température, humidité, pression ) à différents niveaux , jusqu'à 100m dans certains sites potentiels et sur au moins une année, en espérant qu'elle soit exceptionnelle avec des instruments appropriés et en collaboration avec de grands laboratoires européens: danois, britanniques, allemands, bénéficiant ainsi d'une expérience et aussi d'une assistance des institutions des Nations Unies (GEF, UNEP, UNDP, Banque Mondiale) et de l'Union Européenne. Une collaboration étroite existe entre les services météorologiques et les centres de recherche et ministères concernés doublée d'une ouverture d'esprit de coopération, d'échange d'information pour la recherche, la collecte, l'analyse et le traitement des données. Aucun de ces pays ne s'est hasardé à ériger un seul aérogénérateur de 1MW dans ses parcs sans avoir au préalable accumulé sur plus de 25 ans un savoir et un savoir faire sur des aérogénérateurs de moindre puissance et à gérer un réseau interconnecté avec une source d'énergie difficilement prévisible, aléatoire et donc à faire face aux variations de charge et à la mobilisation de réserves supplémentaires. A titre d'exemple, le parc éolien français, pays le plus venté d'Europe sur trois façades maritimes, disposant d'un parc éolien d'une capacité de 5000MW, n'a fourni en 2009 que 22% de sa puissance nominale contre 80% pour une centrale nucléaire. C'était comme si ces éoliennes généraient une pleine puissance durant ….deux mois et demi et restaient à l'arrêt le reste de l'année! C'est pourquoi la législation française interdit la présence de plus de 30% d'énergie intermittente sur le réseau français! La réglementation japonaise est encore plus contraignante exigeant des fournisseurs d'acheter une partie de l'énergie produite par des centrales hydroélectriques maintenues en permanence en fonctionnement pour supplier immédiatement aux défaillances du réseau éolien ou solaire. L'Allemagne, avec un parc éolien de plus de 31.000MW ne peut garantir qu'un peu plus 5.000MW (En Allemagne, le facteur de charge a été de 17,3% en 2008 (RWE – Power Generation in Europe – Facts & Trends |December 2009). E-ON [8], un des grands opérateurs allemands en énergie éolienne donne comme exemple dans son rapport annuel de 2005 que le 24 décembre le vent fournissait une puissance de 6000MW. Deux jours plus tard, le vent a changé et le parc éolien ne produisait plus que 24MW! Compte tenu du faible potentiel éolien, les vitesses moyennes annuelles du vent sont inférieures à 5m/s, c'est dans le domaine de l'agriculture et de l'hydraulique que l'énergie éolienne doit trouver une application à grande échelle pour le pompage de l'eau [9]. Quant à la production électrique à petite échelle de quelques centaines de Watts à une dizaine de kW, comme source autonome destinée aux petites communautés, aux transmissions, aux populations isolées pour lesquelles la connexion au réseau électrique serait d'un coût prohibitif, elle est possible, particulièrement si elle est couplée à un système hybride (solaire ou diesel) en cas de défaillance ou de longues périodes de vent calme. Hydrogène C'est un domaine qui a été complètement occulté malgré les recommandations du premier séminaire international sur l'hydrogène, tenu à Alger en juin 2005. Il a regroupé une brillante pléiade de chercheurs et d'enthousiastes algériens. Mais faute de soutien, de motivation et du refus de l'administration d'agréer leur association, l'équipe s'est tout simplement disloquée. L'hydrogène jouera indéniablement un rôle dans le futur en tant que source d'énergie. Il pourrait bien devenir la source d'énergie des moteurs de voiture propres. Aujourd'hui, l'hydrogène est utilisé dans l'industrie électronique (puce), alimentaire (margarine), pétrolière: hydrogénation pour la fabrication d'importants produits intermédiaires tel que l'ammoniac et dans de nombreuses synthèses chimiques (peroxyde d'hydrogène, aniline, production de matières plastiques,…) de même que dans la fabrication du verre. Espérons que les compétences nationales en la matière ne seront pas reléguées aux oubliettes ou poussées à l'exil et que les relations nouées avec les centres de recherche à travers le monde soient sauvegardées. En conclusion Comparée aux capacités actuelles de génération d'électricité implantées à travers tout le territoire national sur un peu moins d'un demi siècle, toutes origines confondues, cumulant une puissance totale installée inférieure à 10 000MW, la génération en moins de 20 ans de 22 000MW d'électricité d'origine solaire et éolienne est un pari audacieux qu'il faudra relever pour surmonter de nombreux obstacles à différents niveaux, au nombre desquels: 1. Le recyclage et la formation de la ressource humaine en quantité et en qualité, disciplinée bénéficiant d'une rémunération conforme aux compétences et encadrée par des professionnels; 2. La mobilisation et la disponibilité de moyens financiers en tenant compte de la volatilité des prix des hydrocarbures; 3. Le développement et le renforcement du partenariat national dans le domaine de la sous-traitance; 4. La création de Joint venture (SPA) pour la conception, la réalisation et la production d'équipements solaires et éoliens; 5. La création de sociétés de service d'installation et de maintenance favorisant l'emploi des jeunes en étroite collaboration avec l'ANSEJ ; 6. Le renforcement du dispositif institutionnel par l'élaboration et l'adoption de textes réglementaires favorisant le développement et l'usage des énergies renouvelables ; 7. L'application de la réglementation déjà existante; 8. La rédaction et l'adoption de textes de normalisation, d'homologation et de contrôle des équipements et matériaux solaires. C'est un principe de souveraineté! 9. L'adoption de mesures incitatives visant à économiser l'énergie et à diminuer le gaspillage ; 10. La création de sociétés de ramassage et de recyclage de matériel électrique et électronique hors d'usage pour sauvegarder l'environnement; 11. La gestion intelligente des ressources fossiles pour faire face à leur épuisement et aux fluctuations des prix des cours mondiaux et des valeurs de change des principales devises. Pour mémoire En 1975, l'Office National de la Recherche Scientifique (ONRS) avait mis en place un programme de formation et de recherche en énergie solaire et conclut des accords de coopération avec le CNRS français. Il existe à Bouzaréah un four solaire pour des applications thermiques et l'obtention de hautes températures. IL était le deuxième de son genre après celui d'Odeillo dans les Pyrénées. C'est à l'initiative de l'ONRS et de l'Université de Constantine que se tint en 1977 d ans l'enceinte de la Mairie de Constantine le premier séminaire national sur l'énergie solaire présidé par feu Pr. Ouahes. Cette intense activité allait aboutir à la création en janvier 1982 du Commissariat aux Energies Nouvelles (CEN) qui donna une impulsion nouvelle à la recherche et au développement des énergies renouvelables. On semble, aujourd'hui, oublier l'apport considérable de cette institution en matière de mobilisation de la ressource humaine, la formation par la recherche, l'expertise dans de nombreux domaines, la vulgarisation des énergies renouvelables, le développement et les réalisations de nombreux projets pour l'éclairage, le pompage de l'eau, les télécommunications, les systèmes de signalisation et de balisage à travers l'ensemble du territoire national. Cela a permis la création de nombreux centres tels que le COMENA, CDER, CDTA, UDTS ou l'Agence spatiale pour ne citer que ceux là ! La création de nouvelles institutions telles que le Commissariat aux Energies Renouvelables ne doit pas faire table rase du passé ni de ses acquis, ni occulter les travaux et réalisations des générations précédentes! C'est dans la stabilité, le respect de l'initiative et de la créativité que se créent, se fondent et se perpétuent les traditions. ************************************** Références : 1. http://www.ornl.gov/sci/eere/international/neal_index.htm 2. A. Ainouche NATURAL GAS AND ALGERIAN STRATEGY FOR RENEWABLE ENERGY 23rd World GAS Conference, Amsterdam 2006 3. www.solarpaces.org/_Libary/START_Algeria_2003.pdf 4. http://www.iea.org/papers/2010/csp_roadmap.pdf 5. http://www.oujdacity.net/regional-article-27895=fr- 6. Abdelaziz Boumahra http://www.maghrebemergent.com/energie/renouvelable/2310-m-abdelaziz-boumahra-pdg-de-rouiba-eclairage-l-notre-partenaire-allemand-est-leader-mondial-r.html 7. http://www.vergnet.com/pdf/gev-hp-fr.pdf 8. http://www.eon-energie.de/bestellsystem/frameset.eng.php?choosenBu=eonenergie&choosenId=1725 9. Hocine Bensaad http://www.cder.dz/vlib/bulletin/pdf/bulletin_011_06.pdf
