Ecole Nationale PolytechniqueLaboratoire de Valorisation des Energies Fossiles

14e Journée de l’énergie : Alger 15 avril 2010

Thème : Stratégie énergétique du monde musulman

Sujet : Algérie 2030 : Vers la fin des énergies fossiles

Auteurs : Ahmed Amine Ferhat, Ahmed Raouf Chikh et Aniss Lamraoui Pr Chems Eddine.

Chitour Laboratoire de valorisation des énergies fossiles Ecole Nationale Polytechnique (10

avenue H. Badi BP 182 Harrach Alger)

ملخصفيوصفناوالتاریخیةالجغرافیةالبیاناتعنعامةلمحةوبعد،البدایةفي.الجزائرفيالوضعالدراسةھذهوتصف

منواإلنتاجاالحتیاطیاتأرقامإعطاءنقومخطوةثانيفي.البشریةالتنمیةمؤشرمثلواالقتصادیةاالجتماعیةالمؤشرات

مننجعلالثانيالجزءفياألقساطوعائداتالمصدرةكمیاتنعطيوأیضا،2030عامتوقعاتمعالطاقةاستھالك

علیناثم.الحالیةاالتجاھاتعلىیمتدالذيكالمعتاد،"الماءعلى"للالكالسیكيالسیناریوباستخدام2030لعاماإلسقاط

الممكنمنأنھلنایظھر.الكھربائیةالطاقةحیثوالثانویةاألولیةللطاقةالعاماالستھالكفيوخاصةاإلنتاجإمكاناتتحدید

فىوخاصةالطاقةتوفیرفيسباقةتنفیذخاللمنالمناخعلىأیضاولكنالمالیةالناحیةمنسواءاالحفوريالوقودینقذأن

٪20یوفرالذياالوروبياالتحادلسیاسةالمثالسبیلعلىالریاحوطاقةالشمسیةالطاقةخاصةالمتجددةالطاقاتتطویر

2030عامفيالمتجددةتثبیتعلىالقدرةحیثمنالسنويجھد.المتجددةالطاقةمن

Résumé:Cette étude décrit la situation de l’Algérie. Dans un premier temps, après un aperçu sur les

données géographiques et historiques nous décrivons les indicateurs socio-économiques tels

que l’IDH. Dans un second temps nous donnons les chiffres concernant les réserves la

production et la consommation d’énergie avec les perspectives à 2030 et aussi nous donnons

les volumes exportées et les recettes de la rente Dans une seconde partie nous faisons une

projection à 2030 en utilisant le scénario classique du « fil de l’eau » , qui permet de

prolonger les tendances actuelles. Nous avons alors déterminé la production éventuelle et

surtout de la consommation globale en énergie primaire et en énergie secondaire s’agissant

de l’électricité. Nous montrons qu’il est possible d’économiser les énergies fossiles à la fois

sous le plan financier mais aussi sur le plan climatique en mettant en œuvre une politique

volontariste en économie d’énergie et surtout en développant les énergies renouvelables

principalement solaire et éolien en prenant exemple sur la politique de l’Union Européenne

qui prévoit 20 % en énergie renouvelable. Un effort annuel en terme de capacité renouvelable

à installer à 2030 est proposé

Summary:

This study describes the situation in Algeria. Initially, after an overview of the geographical

and historical data we describe the socio-economic indicators such as HDI. In a second step

we give the figures for reserves and production energy consumption with outlook 2030 and

also we give the volumes exported and the proceeds of the annuity in a second part we make a

projection to 2030 using the classic scenario of "over water", which extends the current

trends. We then determined the production potential and especially the overall consumption of

primary energy and secondary energy where electricity. We show that it is possible to save

fossil fuels both in financial terms but also on the climate by implementing a proactive in

saving energy and especially in developing renewable energies mainly solar and wind power

the example of the policy of the European Union which provides 20% renewable energy. An

annual effort in terms of renewable capacity installed in 2030 is proposed

Plan de travail :I. Présentation géographique et géologie de l’Algérie

II. Présentation démographique de l’Algérie

III. Présentation de l’économie Algérienne

IV. Réserves en hydrocarbures

V. Électricité

VI. Production et consommation d'énergies fossiles 1971-2009

VII. Transports

VIII. Stratégies énergétiques de l’Algérie à l’horizon 2030

IX. Évolution de la population en Algérie pour 2030

X. Évolution de la production et a consommation d’énergie fossiles et

électrique jusqu'à l’an 2030

XI. Énergie solaire

XII. Énergie éolienne

XIII. Énergie géothermique

XIV. Énergie hydraulique

XV. Conclusion

XVI. Bibliographie

I. Présentation géographique et géologie de l’Algérie

1. IntroductionL'Algérie est constituée d'une multitude de reliefs. Le Nord est sillonné d'ouest en est par

une double barrière montagneuse (Atlas tellien et saharien) avec des chaînes telles que leDahra, l'Ouarsenis, le Chenoua, le Hodna, les chaines de Kabylie (le Djurdjura, les Babors etles Bibans) et des Aurès. Le sol est couvert de nombreuses forêts au centre, vastes plaines àl'Est et le Sahara qui représente à lui seul 84 % du territoire.

Par sa superficie, l'Algérie est après le Soudan, le deuxième plus grand pays d'Afrique et

du monde arabe, les distances y sont très grandes, environ 2000 km de la côte

méditerranéenne au massif du Hoggar et 1800 km d'In Amenas à l'Est jusqu' à Tindouf.Indicateur ValeurSuperficie 2 381 741 km²

Extrémités d’altitude −40 m < +3 003 mLittoral 1 200 km

Longueur des frontières terrestres 6 343 km

Liste des frontières terrestres

1 559 km avec le Maroc1 376 km avec le Mali982 km avec la Libye965 km avec la Tunisie956 km avec le Niger463 km avec la Mauritanie42 km avec le Sahara Occidental

Tableau.1 indicateurs géologique de l’Algérie Source : CIA World Factbook

Figure.1 Géographie de l'Algérie.

2. MorphologieLe pays comprend quatre grands domaines du Nord au Sud:

•La bande du Tell, large de 80 km à 190 km, s'étend sur près de 1200 km de côte

méditerranéenne. Elle est formée de chaînes de montagnes (l'Ouarsenis, le Chenoua, le

Djurdjura, les Babors et les Bibans, …) longeant le littoral et souvent séparée par des vallées,

riches par leur flore et leur faune.

•l'Atlas saharien forme une longue suite de reliefs orientés NE-SO s'étendant de la frontière

marocaine à celle de la Tunisie;

•le Sahara, qui recèle l'essentiel des ressources en hydrocarbures, relie le Haut Atlas marocainjusqu'à la frontière tunisienne en passant, d'Ouest en Est, par les massifs du Ksour, DjebelAmour, des Ouled-Naïl, des Zibans et les monts Hodna, qui rejoint la bande du Tell, etcontinue dans les Aurès culminants à plus de 2 300 m. Il est limité au sud par plusieurs oasisconstituant ce qui est souvent appelé la porte du désert.

La partie saharienne qui couvre plus de 80 % de la superficie de l’Algérie soit environ2 millions de km² est constituée principalement de regs, d'ergs, d'oasis et de massifmontagneux.Le massif des Eglab à l'Ouest et le massif du Hoggar à l'Est forment, pratiquement, la limiteméridionale du Sahara algérien.

3. Aspects structuraux

L'Algérie est divisée en deux unités tectoniques majeures séparées par la faille sud-atlasique

(Figure. 2):

• le Nord de l'Algérie portant l'empreinte de la tectonique alpine;

•la plate-forme saharienne, relativement stable, où la tectonique est moins prononcée.

Figure. 2 Les unités géologiques d'Algérie.

4. Conclusions

Les bassins sédimentaires algériens couvrent plus de 1.5 million de kilomètres carrés avecune épaisseur dépassant 3000 mètres dans la plupart des cas. La présence des roches mèresépaisses, riches en matière organique, les conditions de génération des hydrocarbures et lesmultiples réservoirs et couvertures répartis à travers la section stratigraphique fontque le potentiel en hydrocarbures de l'Algérie est très important, et ce, aussi bien en gaz qu'enhuile, sur la plate-forme saharienne et le Nord de l'Algérie.

Avec une densité moyenne d'exploration de 7 puits par 10 000 km² (allant de moins deun puits à Tindouf à 29 à Illizi), l'Algérie reste inégalement et sous explorée.Alors que dans le monde la densité est de 95 en moyenne (5 en Afrique, 6 en Asie, 7 auMoyen Orient, 12 en Amérique du Sud, 45 en Europe de l'Ouest, 90 en Europe de l'Est et 500en Amérique du Nord). La plupart des puits ont été forés avant le milieu des années soixante-dix, avec donc des concepts et des technologies dépassées.

II. Présentation démographique de l’Algérie1. Évolution démographique

L'Algérie comptait 33,8 millions d'habitants en janvier 2007 avec un taux de croissanceannuel de 1,21 % contre 7,4 % durant les années 1970. Cette baisse sensible de la natalités'explique en partie par le recul de l'âge du mariage et à l'amélioration du niveau d'instructiondes filles. L’estimation de la population en Algérie en juillet 2009 est de 34 178188 habitants

Figure 1 : Évolution démographique Source : Université de sherbrooke

2. Indicateurs sociauxPour mesurer le taux de natalité, nous disposons des résultats pour 20 années de la période1960-2006. Sur la base de ces informations, on peut estimer qu'en 2010 ces données devraientêtre de l'ordre de 1,9, c'est en 1972 qu'on enregistre le plus haut niveau (7,4) et c'est en 2006qu'on enregistre le plus bas niveau (2,4).Taux brut de natalité 21,36 ‰Indice synthétique de fécondité 1,90 enfant(s)/femmeTaux brut de mortalité 4,61 ‰Taux de mortalité infantile (population totale)- Hommes- Femmes

29,87 ‰33,62 ‰25,94 ‰

Espérance de vie à la naissance (population totale)- Hommes- Femmes

73,26 ans71,68 ans74,92 ans

Part de la population urbaine 65 %Structure par âge- 0-14 ans- 15-64 ans- 65 ans et plus

25.4 %69.5 %5.1 %

Taux de croissance de la population 1.196% (2009)Taux de chômage 12,8 %

Tableau2. Indicateurs sociaux Source : CIA, World Factbook

3. Distribution de la population sur le territoire nationalEnviron 90 % des Algériens vivent sur un peu plus de 10 % du territoire, concentrés le

long des côtes méditerranéennes. La densité de la population moyenne du pays est de 14habitants/km². Cependant, ce chiffre reflète mal une répartition inégale, tous les recensementsentrepris ces dernières années sur la population algérienne soulignent ce fait important. Iln’existe aucune homogénéité dans la répartition de la population à travers les différentesrégions du pays.

D’une part, selon les derniers chiffres, 58,3 % des Algériens vivent en zone urbaine,soit 6 Algériens sur 10 en 1998, 4 sur 10 en 1977 et 1 sur 3 en 1966 à vivre en ville. La

y = 846,9x2 - 3E+06x + 2E+09R² = 0,988

5

10

15

20

25

30

35

40

1960 1970 1980 1990 2000 2010

Hab

itan

ts(M

illi

ons

)

population urbaine s’est donc multipliée par 2,5 entre 1977 et 1998. Sur les 5,1 millions defamilles recensées en 1998, 3,1 millions résident en zone urbaine avec une prédominance desfamilles de deux à six personnes. D’autre part, la concentration de la population, celle deszones du nord du pays, est de loin plus importante que dans les zones du sud, avec une densitéde 235 habitants/ km2 au Nord contre 1,35 habitant/km2 au Sud. En outre, 60 % descommunes d’Algérie sont situées au Nord et regroupent une population de 19 millions depersonnes sur 4,3 % du territoire national, alors que seulement 10 % de la population vit surprès de 83 % de l’espace national constitué de régions désertiques. La région des HautsPlateaux connaît, pour sa part, une population estimée en 1998 à 7,7 millions d’habitants,cependant, la répartition des habitants du Nord accuse, elle aussi, une certaine disparité,puisque 44 % de la population de cette région sont regroupés sur le littoral, qui concentre, enoutre, près de la moitié de la population agglomérée dans les grandes métropoles. C’est aucentre du pays que la concentration est la plus importante avec plus de dix millions et demid’habitants, suivi de l’Est avec un peu plus de 9 millions puis de l’Ouest avec 6 millions,enfin le Sud avec 3 millions d’habitants dont 877 285 localisé au Sud-ouest. Les wilayas lesplus peuplées de l’Algérie sont Alger, Sétif, Oran et Tizi Ouzou avec respectivement 2 423694 habitants, 1 299 116, 1 208 171 et 1 100 297, les wilayas les moins peuplées sont Illiziavec 34 189 et Tindouf avec 27 053. La surpopulation en zones agglomérées est dueprincipalement aux grands mouvements de migration successifs à l'indépendance liée à laréalisation des grands centres industriels qui ont drainé une main-d’œuvre massive de lacampagne vers les villes.

4. Migration et composition culturelleLe taux de migration est négatif (-0,35‰), la France abrite la plus importante

communauté algérienne à l'étranger, estimé à 900 000 personnes, dont près de 450 000binationaux le taux d'émigration n'est qu'en partie compensé par l'immigration de populationsvenues des pays du sud.Taux de migration nette -0,35 ‰Composition ethnique- Arabes- Berbères- Européens

28 %71 %moins de 1 %

Composition linguistique - Arabe- berbère (notamment Kabyle)

Tableau.3 Compositions de la société AlgérienneSource : Office National des Statistiques algérienne; The World Factbook, CIA; INED;

ONU; FAO

III. Présentation de l’économie Algérienne1. Présentation

Aujourd’hui, l’Algérie présente une situation économique extrêmement favorable tantsur le plan interne qu’au niveau externe, suite notamment à l’augmentation très soutenue desprix du pétrole, la croissance économique du pays a suivi une progression constante et stable,passant de 2,1 % en 2001 à 5,3 % en 2005, avec un pic de 6,8 % en 2003, les projectionspluriannuelles associées à la loi de finances 2005 tablent sur un taux moyen de croissance de5,3 % par an pour la période 2005-2009. Malgré la présence de surliquidités liée àl’abondance des ressources pétrolières, l’inflation est maîtrisée grâce au strict contrôlequ’exerce la Banque d’Algérie, le taux d’inflation à la fin 2005 était de 1,5 % contre 3,6 %pour 2004. Sur le plan externe, l'Algérie est la troisième puissance économique du continentafricain avec un PIB de 171,3 milliards USD, derrière l'Afrique du Sud avec 300,4 milliardsUSD et le Nigeria avec 220,3 milliards USD, le montant du PIB par tête d'habitant est estiméen 2008 à 5,073 USD.

2. Principaux indicateurs économiquesIndicateurs de croissance 2006 2007 2008 2009 2010

PIB (milliards USD) 116,83 135,34 171,37 128,59 145,72

PIB (croissance annuelle en %, prix constant) 2,0 3,0 3,0 2,1 3,9

PIB par habitant (USD) 3.456,38 3.934,40 5.073,19 3.640,46 4.064,39

Taux d'inflation (%) 2,5 3,6 4,5 4,6 3,4

Balance des transactions courantes (milliards USD) 28,95 30,60 37,08 -2,17 2,09

Tableau. 1 : Les principaux indicateurs économiques de l’AlgérieSource : The World Factbook

Répartition de l'activité économique par secteur Agriculture Industrie Services

Valeur ajoutée (en % du PIB) 8,2 61,1 30,7

Emploi par secteur (en % de l'emploi total) 21,1 24,0 54,8

Tableau. 2 : Les principaux indicateurs économiques Source : The World Factbook

Indicateurs monétaires 2004 2005 2006 2007 2008

Taux de change annuel moyen pour 1 USD 72,06 73,28 72,65 69,29 64,58

Tableau. 3 Les principaux indicateurs économiquesSource: Banque mondiale - World Development Indicators.

3. Production et investissementL’Algérie est un important producteur et exportateur de gaz naturel (5e producteur et

4e exportateur) et de pétrole (13e producteur et 9e exportateur), et dispose aussi de réservesimportantes de fer au Sud-ouest, ainsi que d’or, d’uranium et de zinc à l’extrême Sud. Lepétrole et le gaz naturel, exploités par la société nationale Sonatrach, sont les principalessources de revenus. L’Algérie a su diversifier son économie en réformant son système agraireet en modernisant son industrie lourde, mais les hydrocarbures constituent encore la quasi-totalité des exportations. En outre, même si parmi les productions agricoles de l'Algérie, lepays est dans le monde le 1er producteur de fève vertes, 5e de figue, 6e de datte, 9e d'abricot ouencore 10e d'amande, il est le 5e pays qui exporte le moins sa production agricole. La detteextérieure de l’Algérie s’élevait en décembre 2007 à 880 millions USD contre 4,7 milliardsUSD en 2006 – le pays a remboursé par anticipation de vastes parts de ses dettes, utilisantl’afflux de devises inattendues liées à la hausse du prix du pétrole avant la chute de fin 2008.

L’Algérie vient en tête de la région MEDA en termes de « flux d’investissements » duréseau euro-méditerranéen des agences de promotion des investissements (Anima), la reprise« très nette » observée en 2004 est largement due au secteur de l’énergie. Les IDEcommencent cependant à s’élargir à d’autres domaines que les hydrocarbures tels que lestélécommunications, le tourisme, l’industrie, etc. Autant de projets qui font qu’aujourd'huil’Algérie devient une destination pour les IDE, malgré un climat d’investissement qui reste àaméliorer. Le montant des investissements annoncé par le Mediterranean Investiment ProjectObservatory (MIPO) pour l’Algérie est de 5,857 milliards d’euros pour 59 projets contre2,519 milliards d’euros en 2003 pour 31 projets.

La croissance économique a été obtenue en premier lieu par le secteur du bâtiment etdes travaux publics (+7,1 %), suivi de celui des hydrocarbures (+5,8 %) et des services(+5,6 %), alors que l’agriculture n’a progressé que de 1,9 %.

L'Algérie possède les plus importantes réserves de lithium au monde. Cette matièreétant le combustible indispensable à la composition des moteurs de voitures électriques

futures. Les réserves sont situées dans le Bassin sédimentaire Méditerranéen et risquent deposer des problèmes de concurrences et de conflits entre les différents pays avoisinantspendant l'après-pétrole.

4. Commerce extérieurLa balance commerciale de l’Algérie demeure fortement tributaire des revenus que

génère la vente du pétrole et du gaz qui constituent à eux seuls plus de 97 % du volume globaldes exportations en 2007. Ainsi, à la faveur de l’envolée des prix des matières premièresdepuis le début du XXIe siècle, l’Algérie et à l’instar des autres pays producteurs de pétrole etde gaz, a dû enregistrer un renflouement exceptionnel de ses recettes en devises, permettantainsi une très nette amélioration des indicateurs macro-économiques. En 2007, le volume desexportations s’élève à 63,3 milliards de dollars contre 26,13 milliards pour les importations,permettant ainsi de totaliser un excédent commercial record de 37,17 milliards $. Le principalpartenaire commercial de l’Algérie est l’Union européenne, avec qui elle réalise plus de lamoitié de son commerce extérieur ; au niveau des clients, les États-Unis viennent en tête avecun volume d'échanges de 19 milliards $, suivis par l'Italie et l'Espagne.Les échanges entre la Chine et l'Algérie s'élèvent à plus de 3.8 milliards de dollars.L’Alliance d’Affaires Canada-Algérie (AACA) s'occupe des investissements. Le tauxd'échange dépasse les 3 milliards de dollars.

5. Les chiffres du commerce internationalIndicateurs du commerce extérieur 2003 2004 2005 2006 2007

Exportations des biens et services (croissance annuelle en %) 2,4 13,1 9,5 -1,8 7,6

Importations de biens et services (croissance annuelle en %) 7,2 4,1 6,1 -2,4 -0,6

Exportations des biens et services (en % du PIB) 23,9 25,7 24,3 21,6 23,4

Importations de biens et services (en % du PIB) 38,3 40,1 47,6 48,9 46,8

Commerce extérieur (en % du PIB) 62,1 65,7 71,9 70,6 70,2

Tableau. 4 Les principaux indicateurs de commerce international Source : World fact book5.1 . Principaux pays partenaires

Principaux clients

(% des exportations)2007

Principaux fournisseurs

(% des importations)2007

États-Unis 30,1% France 16,7%

Italie 13,2% Italie 8,7%

Espagne 8,9% Chine 8,6%

Canada 7,8% États-Unis 7,7%

Pays-Bas 7,5% Allemagne 6,5%

France 6,8% Espagne 5,7%

Turquie 3,4% Japon 3,9%

Brésil 3,0% Argentine 3,3%

Royaume uni 2,6% Turquie 3,3%

Inde 2,6% Corée du Sud 2,9%

Tableau. 5 Les pays partenaires de l’Algérie Source : World fact book

5.2 Principaux produits échangésPrincipaux postes d’exportation

(% des exportations)2007

Principaux postes d’importation(% des importations)

2007

Combustibles, minéraux, huiles minérales et... 98,4 % Réacteurs nucléaires, chaudières, machines... 16,3%

Fonte, fer et acier 0,4% Voitures automobiles, tracteurs, cycles et autres... 12,9%

Produits chimiques inorganiques ; composés 0,3% Ouvrages en fonte, ou en fer 8,8%

Cuivre et ouvrages en 0,1% Machines, appareils et matériels électriques 7,7%

Sel; soufre; terres et pierres; plâtres, chaux 0,1% Céréales 7,1%

Zinc et ouvrages en zinc 0,1% Fonte, fer et acier 6,0%

.

IV. Réserves en hydrocarbures1. Les réserves en hydrocarbures en Algérie

Avec un volume initial en place de 16 milliards de mètres cubes équivalent-pétrole découvertsdepuis 1948, date de la première découverte commerciale à Oued Guétérini, près de Sidi Aissa, enpleine zone des nappes, l'Algérie occupe le troisième rang parmi les pays producteurs de pétrole enAfrique, et le 12ème rang dans le monde.Les réserves en hydrocarbures découvertes en Algérie à ce jour sont renfermées dans un peu plus de

200 gisements d'huile et de gaz, dont 73 sont situés dans le bassin d'Illizi, 57 dans les bassins duSahara Central, 34 dans les bassins de Ghadamès – Rhourde Nouss, et 31 dans le bassin d’Oued Mya.Il y a 249 niveaux stratigraphiques producteurs dans ces gisements, dont 105 pour le Siluro dévonien,63 pour le Trias et 55 pour l'Ordovicien.

Sur les réserves initiales en place prouvées d'environ dix milliards deux cents millions demètres cubes d'hydrocarbures liquides, seuls 25% d'entre elles sont considérés récupérables avec lesprocédés d'exploitation actuels. La moitié de ces réserves d'huile récupérables a déjà été produite.Environ 400 autres millions de mètres cubes d'huile sont aujourd'hui considérés comme réservesprobables et possibles.

Sur les réserves initiales en place prouvées d'environ quatre mille six cents milliards de mètrescubes de gaz, 80% d'entre elles sont considérées récupérables actuellement.Uniquement 15 % de ces réserves ont été produites à ce jour.Environ mille autres milliards de mètres cubes de gaz sont considérés aujourd'hui comme réservesprobables et possibles.Loin d’être le fait du hasard, le constat d’OBG, selon lequel la notoriété de l’Algérie dans le secteur del’énergie avance à grands pas, est basé sur plusieurs éléments avérés. D’abord, on note que le pays a

des réserves de pétrole évaluées à 12milliards de barils et un volume de gaz naturel estimé à 4359milliards de m3 soit 2,6 % des réserves mondiales.

Figure.1 : OPEC Share of World Crude Oil Reserve 2008 Source: OPEC

De l’indépendance à nos jours, il ya eu la découverte de 3,7 milliards de Tep. Ces mises aujour d’accumulations d’huile et de gaz ainsi que les réévaluations surtout des gisements deHassi Messaoud et de Hassi R’mel ont permis de maintenir les réserves d’hydrocarbures auniveau de 1971.La technologie a beaucoup évolué et elle permet de mieux visionner les gisements et de lesconnaître grâce au satellite et à des logiciels performants. Revenant sur le bilan, il avait estiméque « le défi à relever est important dans la mesure où les 150 milliards de barils équivalentpétrole qui ont été découverts en Algérie depuis l’origine ne représentent qu’une petitefraction (5%) du potentiel d’hydrocarbures généré par les différentes roches mères.

Les chiffres officiels sur les réserves "restant à découvrir" sont exprimés à travers troisvaleurs différentes, appelées F95, F50 et F5. La première indique la quantité de pétroledisponible avec une probabilité de 95 %, la seconde avec une probabilité de 50 %, latroisième avec 5 %. Pour l'Algérie, les données de référence publiées par l'organisme Officielaméricain USGS (United States geological survey) indiquent que ce pays a : 95 % de chances de découvrir encore 1,7 milliard de barils de pétrole conventionnel 50 % de chances de découvrir 6,9 milliards de barils 5 % de chances d'en découvrir 16,3 milliards.

Or dans les rapports sur lesquels s'appuient les gouvernements, les banques ou lesactionnaires, on ne retient en général qu'une valeur médiane, appelée ("Mean"), entre les troisniveaux de probabilité. Pour l'Algérie, cela donne 7,7 milliards de barils. Peu importe qu'unrapport de presque 1 à 10 sépare F95 et F5. Et que le chiffre finalement retenu ait moins d'unechance sur deux de chances d'être atteint !

Figure .2 : Resource et réserve de l’Algérie Source : World Wide Web

2. Répartition géographique des réserves en hydrocarbures

La presque totalité des réserves découvertes à ce jour se situe dans la partie est du Sahara.Si nous analysons cette répartition géographique sur la base d'un découpage du domaineminier en plusieurs provinces pétrolières plus ou moins homogènes, nous constatons ce quisuit:• 67% des réserves initiales en place en huile et en gaz sont renfermées dans les provincesd’Oued Mya et de Hassi Messaoud, où sont situés les deux gisements géants de Hassi Rmel(gaz) et Hassi Messaoud (huile).• Le bassin d'Illizi occupe la 3ème position avec 14% des réserves initiales en place• Puis viennent les bassins de Rhourde Nouss (9%), Ahnet Timimoun (4%), et enfin deGhadamès qui ne contiennent pour le moment que 3% des réserves.Si nous associons maintenant à cette analyse la nature des hydrocarbures, nous constatons cequi suit:• la province de Hassi Messaoud-Dahar correspondant à l'un des plus importants événementstectoniques du Sahara, renferme 71% des réserves en huile;• la province de Oued Mya correspondant à un bassin essentiellement mésozoïque renfermesurtout du gaz (50% des réserves) et une partie d’huile (6%);• le bassin d'Illizi lui, essentiellement Paléozoïque, renferme, en pourcentage, autant d'huile(15%) que de gaz (14%);• les provinces de Rhourde Nouss et de Ghadamès correspondant à des bassins dont l'histoiregéologique est un peu complexe (Paléozoïque et Mésozoïque) renferment 19% du gaz(essentiellement à Rhourde Nouss) dont presque la moitié probable ou possible et 8% huile;• le bassin de l'Ahnet-Timimoun, essentiellement Paléozoïque ne renferme que du gaz (13%)dont la moitié est encoreclassée probable et possible. Les réserves découvertes renferméesdans les autres provinces sont actuellement négligeables (moins de 4%) mais souvent trèssignificatives quand on les situe par rapport au degré de maturité de l'exploration et parconséquent indicatrices d'un certain potentiel pétrolier non négligeable

2.1 Gaz

Année 1986 1996 2005 2006 2009

Réserves enmilliards de m3 3220 3660 4500 4500 4359

Graphique 1 : Réserve en gaé naturel 1980-2008 Source : University Of Sherbrooks

L’Algérie exporte actuellement environ 80 milliards de m3 .La production annuelle de gaz est estimée à 180 milliards de m3 par an. Les prévisionsestiment que l’Algérie dispose encore de 1000 milliards de m3 supplémentaires

2500

3000

3500

4000

4500

5000

mil

liar

ds

de

m3

Prévisions Aucune (4400M m3)1000 milliards de m3

supplémentaires (5400M m3)Durée de vie (ans)* 25 30

Tableau 1 : éstimation de la durée de vie du gaz Source :OPEC,AIE* Ces résultats sont obtenus au rythme de production actuelle.

2.2 PétroleDans le tableau suivant nous présentons l’évolution des réserves depuis 1971

Année 1971 1980 1986 2009

Réserves pétrole enmilliards barils

12 10 8.8 12

Si l’on considère les réserves de l’Algérie en pétrole (avec les estimations des découvertesMEAN) aujourd'hui, elles s’évaluent à 19.7 milliards de barils.Au rythme de la production actuelle (1.5million de baril/jour), cette réserve durera 36 ans

scénario aucun F5 F50 F95 MEANRéserves (milliard de

barils)12 28.3 18.9 13.7 19.7

Durée de vie (ans)* 22 52 34 24 36Tableau 2 Différent scénario sur la durée de vie du pétrole Source : OPEC,AIE* :

Les réserves de pétrole et de gaz sont devenues identiques à celles de 1971 et ce grâcea l’effort considérable de l’exploration.

Les calculs faits précédemment sont valables si la production nationale reste au mêmeniveau.

Si l’Algérie adopte un modèle énergétique différent a savoir l’emploi d’énergiesrenouvelables, la durée de vie de ses réserves sera d’autant plus importante que lacontribution des énergies renouvelables dans la consommation nationale.

V. Électricité1. L'électricité en Algérie

Du fait que la majeure partie de l'activité économique est localisée dans la partie nord du

pays, la majorité de la population y réside et c'est au niveau de cette bande côtière de 1200 km

de longueur et 300 km de profondeur que se concentre la plus grande partie de la

consommation d'énergie électrique ainsi que les plus grands centres de production électrique

de type thermique vapeur. Pour les régions de l'intérieur et les grands sites pétroliers et gaziers

du Sud, l'alimentation en est essentiellement assurée par des turbines à gaz. Néanmoins, pour

une meilleure sécurité d'exploitation ces réseaux sont interconnectés depuis 1988 au réseau

de transport électrique national.

7

9

11

13

19

71

19

80

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84

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00

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06

20

08

mil

lard

sb

aril

s

La rareté des ressources hydrauliques d'une part et les im

d'autre part ont incité les pouvoirs publics au choix dés l'indépendance d'un modèle

énergétique basé sur l'utilisation du gaz naturel. Ceci se reflète aujourd'hui par la nature mono

combustible du parc de production élect

combustible de base). Toutefois, la question qui se pose est : quelle est la disponibilité de gaz

naturel pour les besoins de la production électrique à long terme et à quel horizon il faudra

éventuellement penser aux recours à d'autres combustibles de substitutions.

Pour la détermination des capacités de production future, les études de développement du parc

de production électrique sont menées régulièrement à Sonelgaz. Ces études ont pour objet

d'évaluer les alternatives de développement du système de production électrique à mettre en

œuvre pour satisfaire l'évolution croissante de la demande d'énergie électrique du pays avec

un rythme adéquat garantissant la qualité de service

installée du parc algérien est passée de 568 MW en 1962 à 5515 MW en 1995.

2. Historique de la demande en énergie et en puissanceDe 1 TWh en 1962, la consommation d'énergie électrique est passée à 1,5 térawatt

heures en 1970 pour atteindre 9,4annuel moyen de 13 %. Ce rythme de croissance relativement élevée est dû d'une part audéveloppement massif des petites et moyennes industries, d'autre part à la croissance trèsrapide du nombre d'abonnés de basse tension due à un effort en matière de construction delogements et d'électrification rurale. Se pendant, à partir de 1986, la croissance de la demanded'énergie a notablement ralenti pour atteindre un taux annuel moyen de 6 % ceci s'epar la baisse à partir de cette date des prix pétroliers et leurs conséquences sur l'activitééconomique du pays. Ainsi de 9,4électrique est passée a prés de 19 térawatts heure en 1995.

La puissance maximale appelée a connue également le même rythme de croissance,passant de 250 MW en 1962 à 323 MW en 1970 puis 1845 MW en 1985 soient un taux decroissance annuel moyen de 12 % pour la période 1970année durant la période 1985 -en 1985 à 3483 MW en 1995.

3. Le parc de production

3.1 Parc existant :

La puissance totale installée sur le réseau interconnecté national existant à fin 2007 était

de 6876 mégawatts, dans 2435 MW en turbines à vapeur (TV), 3386 MW en turbines à gaz

(TG), 825 MW en cycle combiné (CC) et 230 MW en hydrauliques (TH). La répartition par

filière est donnée sur la figure.

Figure 1 : Structure du parc de production en 2007

Cette capacité est répartie entre Sonelgaz production d'électricité (S.P.E), qui détient 76 % du

parc de production, les trois autres producteurs : Sharikat Kahrabaa Skikda (S

La rareté des ressources hydrauliques d'une part et les importantes réserves de gaz naturel

les pouvoirs publics au choix dés l'indépendance d'un modèle

énergétique basé sur l'utilisation du gaz naturel. Ceci se reflète aujourd'hui par la nature mono

combustible du parc de production électrique nationale (utilisation du gaz naturel comme

combustible de base). Toutefois, la question qui se pose est : quelle est la disponibilité de gaz

naturel pour les besoins de la production électrique à long terme et à quel horizon il faudra

penser aux recours à d'autres combustibles de substitutions.

Pour la détermination des capacités de production future, les études de développement du parc

de production électrique sont menées régulièrement à Sonelgaz. Ces études ont pour objet

es alternatives de développement du système de production électrique à mettre en

satisfaire l'évolution croissante de la demande d'énergie électrique du pays avec

un rythme adéquat garantissant la qualité de service requis. C’est ainsi que la pu

installée du parc algérien est passée de 568 MW en 1962 à 5515 MW en 1995.

Historique de la demande en énergie et en puissance maximalDe 1 TWh en 1962, la consommation d'énergie électrique est passée à 1,5 térawatt

indre 9,4 térawatts-heures en 1985 soient un taux de croissancemoyen de 13 %. Ce rythme de croissance relativement élevée est dû d'une part au

développement massif des petites et moyennes industries, d'autre part à la croissance trèsre d'abonnés de basse tension due à un effort en matière de construction de

logements et d'électrification rurale. Se pendant, à partir de 1986, la croissance de la demanded'énergie a notablement ralenti pour atteindre un taux annuel moyen de 6 % ceci s'epar la baisse à partir de cette date des prix pétroliers et leurs conséquences sur l'activitééconomique du pays. Ainsi de 9,4 térawatts-heures en 1985, la consommation d'énergieélectrique est passée a prés de 19 térawatts heure en 1995.

nce maximale appelée a connue également le même rythme de croissance,passant de 250 MW en 1962 à 323 MW en 1970 puis 1845 MW en 1985 soient un taux de

moyen de 12 % pour la période 1970 – 1985. Ce taux est passé à 6,6 % par- 1995 et la puissance maximale appelée est passée

en 1985 à 3483 MW en 1995.Le parc de production

La puissance totale installée sur le réseau interconnecté national existant à fin 2007 était

dans 2435 MW en turbines à vapeur (TV), 3386 MW en turbines à gaz

(TG), 825 MW en cycle combiné (CC) et 230 MW en hydrauliques (TH). La répartition par

filière est donnée sur la figure.

Structure du parc de production en 2007 Source

Cette capacité est répartie entre Sonelgaz production d'électricité (S.P.E), qui détient 76 % du

parc de production, les trois autres producteurs : Sharikat Kahrabaa Skikda (S

3% 12%

35%

50%

TH CC TV TG

portantes réserves de gaz naturel

les pouvoirs publics au choix dés l'indépendance d'un modèle

énergétique basé sur l'utilisation du gaz naturel. Ceci se reflète aujourd'hui par la nature mono

rique nationale (utilisation du gaz naturel comme

combustible de base). Toutefois, la question qui se pose est : quelle est la disponibilité de gaz

naturel pour les besoins de la production électrique à long terme et à quel horizon il faudra

penser aux recours à d'autres combustibles de substitutions.

Pour la détermination des capacités de production future, les études de développement du parc

de production électrique sont menées régulièrement à Sonelgaz. Ces études ont pour objet

es alternatives de développement du système de production électrique à mettre en

satisfaire l'évolution croissante de la demande d'énergie électrique du pays avec

que la puissance

installée du parc algérien est passée de 568 MW en 1962 à 5515 MW en 1995.

maximal appeléDe 1 TWh en 1962, la consommation d'énergie électrique est passée à 1,5 térawatt-

heures en 1985 soient un taux de croissancemoyen de 13 %. Ce rythme de croissance relativement élevée est dû d'une part au

développement massif des petites et moyennes industries, d'autre part à la croissance trèsre d'abonnés de basse tension due à un effort en matière de construction de

logements et d'électrification rurale. Se pendant, à partir de 1986, la croissance de la demanded'énergie a notablement ralenti pour atteindre un taux annuel moyen de 6 % ceci s'expliquepar la baisse à partir de cette date des prix pétroliers et leurs conséquences sur l'activité

heures en 1985, la consommation d'énergie

nce maximale appelée a connue également le même rythme de croissance,passant de 250 MW en 1962 à 323 MW en 1970 puis 1845 MW en 1985 soient un taux de

1985. Ce taux est passé à 6,6 % parpassée de 1845 MW

La puissance totale installée sur le réseau interconnecté national existant à fin 2007 était

dans 2435 MW en turbines à vapeur (TV), 3386 MW en turbines à gaz

(TG), 825 MW en cycle combiné (CC) et 230 MW en hydrauliques (TH). La répartition par

Source :MEM

Cette capacité est répartie entre Sonelgaz production d'électricité (S.P.E), qui détient 76 % du

parc de production, les trois autres producteurs : Sharikat Kahrabaa Skikda (S .K.S), Sharikat

Kahrabaa wa Maa d’Arzew (KAHRAMA) et Sharikat Kahra

partagent la solde de 24 %.

Figure 2 : Répartition du parc de production par producteur

Pour rappel, depuis le dernier plan indicatif (2006

nouvelles centrales, à savoir la centrale turbine à gaz de 345 mégawatts de KAHRAMA en

juin 2006, la centrale à cycle combiné de 825 mégawatts de SKS en juillet 2006 et la centrale

turbine à gaz de 485 MW de SKB en août 2007.

3.2 Capacité en développement :Une capacité globale de 5676 MW est actuellement en cours de réalisation. Il s'agit :

des actions de remplacement et de réhabilitation des moyennes productions de S. P. E.,décidées dans le cadre du plan d'urgence retenue pour S.Préalisation de 1780 MW de type turbine à gaz.

Le développement de 3896 MW, nécessaires pour faire face à l'évolution de la chance. La construction d’une centrale hybride gaz/solaire de 150 MW au sud du pays, dans la

région de Hassi R’mel par la société Solar Power Plant4. Politique d'investissement :

Le développement du parc proposé dans le présent programme a été déterminé sur la base unestratégie privilégiant l'utilisation du gaz naturel comme combustible principal, en cohérenceavec les orientations de la politiénergies solaires et éoliennes, de la cogénération et du nucléaire. Cette dernière filière estconsidérée au-delà de la période couverte par cette étudeles nouveaux investissements dans la production d'électricité pour le réseau nationalinterconnecté sont celles de la filiale gaz : des turbines à gaz, et les cycles combinés. Ceschoix semblent être le plus approprié pour cette période, tans pour des considértechniques et économiques qu'environnementales.

Les turbines à gaz se justifient, pour un fonctionnement en pointe, par leur rapidité dedémarrage et leur faible coût d'investissement. Les cycles combinés sans des candidatstechniquement et économiquement intéressants pour un fonctionnement en base, enleur très bon rendement et de leur excellente prestation environnementale lorsqu'on lescompare, à puissance égale, aux autres types d'unités utilisant des combustibles fossiles.Ainsi, les moyens de production candidat retenue sont des turbinesMW et les cycles combinés de

La localisation des nouvelles centrales de production est établie sur la base d'unéquilibre production/ consommation par région. Compte tenu de ce bilan, la structure du parcadditionnel est adaptée à la localisation régionale. Par conséquent dans certains cas, pour desraisons d'indivisibilité, un groupe cycle combiné peut être remplacé par des turbines à gaztotalisant une puissance équivalente. La structure du parc additionnel est égde tenir compte de la modulation de la courbe de charges et, en particulier, de laproblématique du creux de charge.

SKS SKB

Kahrabaa wa Maa d’Arzew (KAHRAMA) et Sharikat Kahrabaa Berrouaghia (SKB) qui se

Répartition du parc de production par producteur Source

Pour rappel, depuis le dernier plan indicatif (2006 - 2015), il a été mis en service trois

centrales, à savoir la centrale turbine à gaz de 345 mégawatts de KAHRAMA en

juin 2006, la centrale à cycle combiné de 825 mégawatts de SKS en juillet 2006 et la centrale

turbine à gaz de 485 MW de SKB en août 2007.

Capacité en développement :globale de 5676 MW est actuellement en cours de réalisation. Il s'agit :

des actions de remplacement et de réhabilitation des moyennes productions de S. P. E.,dans le cadre du plan d'urgence retenue pour S.P .E. qui consiste en la

1780 MW de type turbine à gaz.Le développement de 3896 MW, nécessaires pour faire face à l'évolution de la chance.La construction d’une centrale hybride gaz/solaire de 150 MW au sud du pays, dans larégion de Hassi R’mel par la société Solar Power Plant (SPP1)

Politique d'investissement :

Le développement du parc proposé dans le présent programme a été déterminé sur la base unestratégie privilégiant l'utilisation du gaz naturel comme combustible principal, en cohérenceavec les orientations de la politique énergétique nationale qui prévoit l'introduction desénergies solaires et éoliennes, de la cogénération et du nucléaire. Cette dernière filière est

delà de la période couverte par cette étude, aussi, les technologies retenues pournouveaux investissements dans la production d'électricité pour le réseau national

interconnecté sont celles de la filiale gaz : des turbines à gaz, et les cycles combinés. Ceschoix semblent être le plus approprié pour cette période, tans pour des considértechniques et économiques qu'environnementales.

Les turbines à gaz se justifient, pour un fonctionnement en pointe, par leur rapidité dedémarrage et leur faible coût d'investissement. Les cycles combinés sans des candidatstechniquement et économiquement intéressants pour un fonctionnement en base, enleur très bon rendement et de leur excellente prestation environnementale lorsqu'on lescompare, à puissance égale, aux autres types d'unités utilisant des combustibles fossiles.Ainsi, les moyens de production candidat retenue sont des turbines à gaz deMW et les cycles combinés de palier 400 MW.

La localisation des nouvelles centrales de production est établie sur la base d'unéquilibre production/ consommation par région. Compte tenu de ce bilan, la structure du parc

el est adaptée à la localisation régionale. Par conséquent dans certains cas, pour desraisons d'indivisibilité, un groupe cycle combiné peut être remplacé par des turbines à gaztotalisant une puissance équivalente. La structure du parc additionnel est égde tenir compte de la modulation de la courbe de charges et, en particulier, de laproblématique du creux de charge.

12%7%

5%

76%

KAHRAMA SPE

baa Berrouaghia (SKB) qui se

Source :MEM

2015), il a été mis en service trois

centrales, à savoir la centrale turbine à gaz de 345 mégawatts de KAHRAMA en

juin 2006, la centrale à cycle combiné de 825 mégawatts de SKS en juillet 2006 et la centrale

globale de 5676 MW est actuellement en cours de réalisation. Il s'agit :des actions de remplacement et de réhabilitation des moyennes productions de S. P. E.,

.E. qui consiste en la

Le développement de 3896 MW, nécessaires pour faire face à l'évolution de la chance.La construction d’une centrale hybride gaz/solaire de 150 MW au sud du pays, dans la

Le développement du parc proposé dans le présent programme a été déterminé sur la base unestratégie privilégiant l'utilisation du gaz naturel comme combustible principal, en cohérence

que énergétique nationale qui prévoit l'introduction desénergies solaires et éoliennes, de la cogénération et du nucléaire. Cette dernière filière est

ussi, les technologies retenues pournouveaux investissements dans la production d'électricité pour le réseau national

interconnecté sont celles de la filiale gaz : des turbines à gaz, et les cycles combinés. Ceschoix semblent être le plus approprié pour cette période, tans pour des considérations

Les turbines à gaz se justifient, pour un fonctionnement en pointe, par leur rapidité dedémarrage et leur faible coût d'investissement. Les cycles combinés sans des candidatstechniquement et économiquement intéressants pour un fonctionnement en base, en raison deleur très bon rendement et de leur excellente prestation environnementale lorsqu'on lescompare, à puissance égale, aux autres types d'unités utilisant des combustibles fossiles.

à gaz de palier 100 et 200

La localisation des nouvelles centrales de production est établie sur la base d'unéquilibre production/ consommation par région. Compte tenu de ce bilan, la structure du parc

el est adaptée à la localisation régionale. Par conséquent dans certains cas, pour desraisons d'indivisibilité, un groupe cycle combiné peut être remplacé par des turbines à gaztotalisant une puissance équivalente. La structure du parc additionnel est également ajustée àde tenir compte de la modulation de la courbe de charges et, en particulier, de la

Le développement du parc et conditionner par la marge de réserve, dontl'augmentation ou la réduction entraîne un besoinadditionnels nécessaires satisfaire la demande, dans les conditions de qualité de serviceprédéfini. La réserve sidérée est égale au minimum à 20 % de la puissance, conformément àl'arrêté du 21 février 2008 fixant les règet les règles de conduite du système électrique.

Les critères épuisés pour la détermination du parc optimal et la probabilité dedéfaillance (L.O.L.P), prix égal à 0,548 %, soit 48 heures par an. Cettecorrespond au nombre de jours où 2:00 dans l'année pendant lesquelles la puissancedisponible n'est pas suffisante pour faire face à la demande journalière horaire (manque deproduction). Les sensibilités à des durées de défaillance à 24 heureégalement examinées.Le réseau national est interconnecté avec les réseaux voisins Maroc, àl'Ouest et de la Tunisie, à l'Est, à travers plusieurs lignes.

VI. Transports :Le parc automobile algérien a connu une fulgurante évolution de

accroissement de plus de 3220 % ceci est dû au prix administré et à la libéralisation des

crédits

1. évolution du parc automobile de 1996 à 2007 :

Dans cette étude entre 1996 et 2007 en

véhicule (véhicules de tourisme, camionnettes, camions, tracteurs agricoles, aux remorques,

tracteurs routiers, autocars/autobus, motos et véhicule spécial)

Graphique 1

2. L’âge du parc automobile algérien

Le parc automobile algérien est très vieux comme l’indique la représentation, il compte

plus de 60% de véhicule âgé plus de 15 ans.

Figure 1 : Répartition du parc national automobile selon l'âge

2

3

3

4

1994 1996Mil

lio

nsd

'aut

om

ob

iles

0-4 ans

Le développement du parc et conditionner par la marge de réserve, dontl'augmentation ou la réduction entraîne un besoin plus ou moins élevé d'équipementsadditionnels nécessaires satisfaire la demande, dans les conditions de qualité de serviceprédéfini. La réserve sidérée est égale au minimum à 20 % de la puissance, conformément àl'arrêté du 21 février 2008 fixant les règles techniques de raccordement au réseau de transportet les règles de conduite du système électrique.

Les critères épuisés pour la détermination du parc optimal et la probabilité dedéfaillance (L.O.L.P), prix égal à 0,548 %, soit 48 heures par an. Cette durée (LOLE)correspond au nombre de jours où 2:00 dans l'année pendant lesquelles la puissancedisponible n'est pas suffisante pour faire face à la demande journalière horaire (manque deproduction). Les sensibilités à des durées de défaillance à 24 heures et à 12 heures serontégalement examinées.Le réseau national est interconnecté avec les réseaux voisins Maroc, à

st, à travers plusieurs lignes.

Le parc automobile algérien a connu une fulgurante évolution de 1962 à 1996 avec un

accroissement de plus de 3220 % ceci est dû au prix administré et à la libéralisation des

évolution du parc automobile de 1996 à 2007 :

6 et 2007 en verra l'évolution du parc automobile pour tout

ule (véhicules de tourisme, camionnettes, camions, tracteurs agricoles, aux remorques,

tracteurs routiers, autocars/autobus, motos et véhicule spécial) .

Graphique 1 : évolution du parc automobile de 1996 à 2007

Source : Office National des statistiques

L’âge du parc automobile algérien :

Le parc automobile algérien est très vieux comme l’indique la représentation, il compte

plus de 60% de véhicule âgé plus de 15 ans.

: Répartition du parc national automobile selon l'âge

Source : Office National des statistiques

y = 56 654,56x - 110 381 054,02R² = 0,92

1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010

6% 11%

21%62%

4 ans 5-9 ans 10-15 ans > 15 ans

Le développement du parc et conditionner par la marge de réserve, dontplus ou moins élevé d'équipements

additionnels nécessaires satisfaire la demande, dans les conditions de qualité de serviceprédéfini. La réserve sidérée est égale au minimum à 20 % de la puissance, conformément à

les techniques de raccordement au réseau de transport

Les critères épuisés pour la détermination du parc optimal et la probabilité dedurée (LOLE)

correspond au nombre de jours où 2:00 dans l'année pendant lesquelles la puissancedisponible n'est pas suffisante pour faire face à la demande journalière horaire (manque de

s et à 12 heures serontégalement examinées.Le réseau national est interconnecté avec les réseaux voisins Maroc, à

1962 à 1996 avec un

accroissement de plus de 3220 % ceci est dû au prix administré et à la libéralisation des

verra l'évolution du parc automobile pour tout

ule (véhicules de tourisme, camionnettes, camions, tracteurs agricoles, aux remorques,

évolution du parc automobile de 1996 à 2007

Le parc automobile algérien est très vieux comme l’indique la représentation, il compte

: Répartition du parc national automobile selon l'âge

2010

3. à l'horizon 2030 ? :

À l'horizon 2030, en considérant que les véhicules des années 80 ne vont plus circuler en

2030 le parc automobile contrat plus de 3,7 millions en 2030, soient une augmentent de 25 %

par rapport à 2009. Actuellement, on ne compte 10 véhicules pour 100 personnes.

En 2030 on saura 47 millions d'habitants pour 3,7 millions d'autos soit 7 véhicules pour 100

personnes.

VII. Production et consommation d'énergies fossiles 1971-20091. Production d'énergie (ktonne de pétrole - équivalent)

Graphique 1 : Évolution de la Production d'énergies fossiles en AlgérieSource :OPEC,AIE

Croissance de 315% en 35 ansIl s'agit ici de la production en pétrole brut, en gaz naturel liquide, en pétrole

provenant de sources non conventionnelles, en gaz naturel, en charbon, en lignite et autrescarburants dérivés, ainsi qu'en combustibles renouvelables et en électricité primaire (« waste-and primary electricity »). Le pétrole est utilisé comme unité de mesure.Évolution pour l'ensemble de la période 1971-2006, on enregistre une moyenne annuelle de101 262,2, c'est en 2005 qu'on enregistre le plus haut niveau (175 071) et en 1971 qu'onenregistre le plus bas niveau (41 749).Pour mesurer ce changement, nous disposons des résultats pour 36 années de la période1971-2006. Sur la base de ces informations, on peut estimer qu'en 2010 ces données devraientêtre de l'ordre de 177 931,7. Construite selon un modèle statistique fort simple, cette prévisionprésente un niveau de fiabilité élevé puisque les variations des 35 années présentent unestructure relativement simple.

2. Consommation d'énergie (kg de pétrole équivalent par habitant)

Graphique 2 : Consommation d'énergie par Kg de pétrole par habitant Source :OPEC,AIE

y = -0,356x4 + 2830,x3 - 8E+06x2 + 1E+10x - 6E+12R² = 0,994

0

50000

100000

150000

200000

250000

1971 1976 1981 1986 1991 1996 2001 2006 2011Pro

duct

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e(k

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t)

y = -0,000x5 + 3,140x4 - 12511x3 + 2E+07x2 - 2E+10x + 1E+13R² = 0,986

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010

Kg

depe

trol

eequ

ival

ent

par

habi

tant

Croissance de 324% en 35 anspour l'ensemble de la période 1971-2006, on enregistre une moyenne annuelle de 797,1. C'esten 2006 qu'on enregistre le plus haut niveau (1 100,4) et en 1971 qu'on enregistre le plus basniveau (259,8), pour mesurer ce changement, nous disposons des résultats pour 36 années dela période 1971-2006. Sur la base de ces informations, on peut estimer qu'en 2010 cesdonnées devraient être de l'ordre de 1 244,6. Construite selon un modèle statistique fortsimple, cette prévision présente un niveau de fiabilité élevé puisque les variations des 35années présentent une structure relativement simple.

3. Production d'électricité (kWh)

Graphique 3 : Évolution de la production nationale de l'électricité Source : OPEC,AIE,SherBrooks

Très forte croissance en 35 ansL’evolution pour l'ensemble de la période 1971-2006, on enregistre une moyenne annuelle de15 523 361 137,8.c'est en 2006 qu'on enregistre le plus haut niveau (35 226 000 000) et c'est en 1971 qu'onenregistre le plus bas niveau (2 229 000 000).

Pour mesurer ce changement, nous disposons des résultats pour 36 années de la période1971-2006. Sur la base de ces informations, on peut estimer qu'en 2010 ces données devraientêtre de l'ordre de 43 105 176 595,2. Construite selon un modèle statistique fort simple, cetteprévision présente un niveau de fiabilité élevé puisque les variations des

35 années présentent une structure relativement simple.En plus de l'électricité générée par l'énergie hydraulique, le charbon, l'huile, le gaz et

l'énergie nucléaire, la statistique tient également compte de l'électricité générée par l'énergiegéothermique, solaire ou éolienne.

4. Consommation d'électricité (kWh)

Graphique 4 : Évolution de la Consommation électrique

y = 6E-52e0,070x

R² = 0,945

0

10

20

30

40

50

60

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010

Pro

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(Mil

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Année

y = 81503x3 - 5E+09x2 + 1E+13x - 6E+15R² = 0,994

0

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40

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010Co

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nd

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cité

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)

Année

Très forte croissance en 35 ansÉvolution pour l'ensemble de la période 1971-2006, on enregistre une moyenne annuelle de13 003 916 721,8, c'est en 2005 qu'on enregistre le plus haut niveau (29 524 000 000) et c'esten 1971 qu'on enregistre le plus bas niveau (1 991 000 000).Le changement enregistré entre la première et la dernière année est 1357%.Pour mesurer ce changement, nous disposons des résultats pour 36 années de la période1971-2006. Sur la base de ces informations, on peut estimer qu'en 2010 ces donnéesdevraient être de l'ordre de 29 058 785 867,3. Construite selon un modèle statistiquefort simple, cette prévision présente un niveau de fiabilité élevé puisque les variationsdes 35 années présentent une structure relativement simple.

5. Production d'électricité - à partir de gaz naturel (% de la production totale)

Graphique 5 : Évolution de la Production d'électricité à partir de gaz naturelCroissance de 150% en 35 ansÉvolution pour l'ensemble de la période 1971-2006, on enregistre une moyenne annuellede 85,3.C'est en 2002 qu'on enregistre le plus haut niveau (97,6) et c'est en 1971 qu'on enregistre leplus bas niveau (38,8).Le changement enregistré entre la première et la dernière année est 150 %.Pour mesurer ce changement, nous disposons des résultats pour 36 années de la période1971-2006.Il s'agit du pourcentage de production de l'électricité dont la source est le gaz naturel, àl'exception des gaz naturels liquides.

6. Consommation d'électricité (kwh par personne)

Graphique 5 : Évolution de la Consommation d'électricité

Croissance de 519% en 35 ans La moyenne mondiale est de 2500kWh (Etats Unis :15 000kWh) Pour l'ensemble de la période 1971-2006, on enregistre une moyenne annuelle

y = -0,000x4 + 1,025x3 - 3068,x2 + 4E+06x - 2E+09R² = 0,982

0

20

40

60

80

100

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010Pro

du

ctio

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ctri

cité

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gaz

nat

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tota

le)

Année

y = 0,025x3 - 153,9x2 + 30613x - 2E+08R² = 0,987

0

200

400

600

800

1000

1200

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010

Co

nso

mm

atio

né

lect

riq

ue

(Kw

h/p

ers

on

ne

)

Année

de 491,4.C'est en 2005 qu'on enregistre le plus haut niveau (898,6) et c'est en 1971 qu'onenregistre le plus bas niveau (140,6).

Pour mesurer ce changement, nous disposons des résultats pour 36 années de la période1971-2006. Sur la base de ces informations, on peut estimer qu'en 2010 ces données devraientêtre de l'ordre de 913. Construite selon un modèle statistique fort simple, cette prévisionprésente un niveau de fiabilité élevé puisque les variations des 35 années présentent unestructure relativement simple.

Cette statistique donne une évaluation de la production des centrales électriques moins lespertes occasionnées par la transmission, la distribution et la transformation, ainsi que l'énergieutilisée par les centrales elles-mêmes. Un kilowattheure est l'équivalent de 1000 watts. Parexemple, une ampoule de 60 watts utilise 60 wattheures d'énergie chaque heure. De même,une ampoule de 100 watts utilise 50 wattheures en 30 minutes. À cause de la demandegénérée par leur climat, les pays nordiques figurent parmi les plus importants consommateursd'électricité par habitant au monde.

7. Importations nettes d'énergie (en %de la consommation commerciale d'énergie)

Pour l'ensemble de la période 1971-2006, on enregistre une moyenne annuelle de -480,1.C'est en 1971 qu'on enregistre le plus haut niveau (-0) et c'est en 1982 qu'on enregistre le

plus bas niveau (-1 182,7).Pour mesurer ce changement, nous disposons des résultats pour 36 années de la période 1971-2006.Cette statistique est obtenue en soustrayant l'énergie que produit un pays de celle qu'il utilise(équivalence mesurée en huile). Un indicateur négatif signifie que le pays est un exportateur

8. Ce qu’il faut retenir :

L’Algérie dispose certes d’énormes potentialités en matière de ressources énergétiques nonrenouvelables, mais pour combien de temps encore ? Que cette aisance apparente soit de 30,40 ou 50 années, il est certain qu'au même titre que toutes les autres régions du monde, seules

Les énergies nouvelles ou renouvelables pourront assurer ses besoins futurs qui serontcertainement trois à quatre fois supérieurs par rapport à aujourd'hui du fait:- d'une croissance économique affichée assez importante.- D'une croissance démographique qui demeure élevée.- Et surtout de besoins en eau qui dépasseront rapidement et dès 2020 toutes les ressourcesactuellement disponibles ou prévues y compris le dessalement de l'eau de mer.

La consommation en produits énergétiques est actuellement de 1 tonne équivalentpétrole par an et par habitant. L’électricité est produite à 98% à partir du gaz naturel. Laconsommation est de 850 kWh par an et par habitant contre 4 à 5.000 kWh par an et parhabitant dans les pays développés.

y = 0,068x3 - 412,3x2 + 82300x - 5E+08R² = 0,960

-1400

-1200

-1000

-800

-600

-400

-200

0

1972 1977 1982 1987 1992 1997 2002 2007

Imp

ort

atio

ns

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som

mat

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e)

Importations nettes d'énergie en Algérie

La demande en énergie électrique croît en moyenne de 6,7% par an, en 10 ans laconsommation d'électricité haute et moyenne tension a augmenté de 43 et 63%.Il est enfin prévu que la consommation globale double d’ici l’an 2020.

Le marché intérieur de gaz naturel (tout compris) consomme actuellement environ 26milliards de ݉ ଷ par an et croit de 6 à 7% par an.

Il s'agit là par conséquent d'un véritable défi à relever, et l'Algérie a non seulement lesmoyens humains et financiers pour s'y préparer, mais aussi les ressources naturellesrenouvelables nécessaires.

VIII. Stratégies énergétiques de l’Algérie à l’horizon 2030Dans le cadre de cette étude visons a estimé la consommation et la production énergétique

de l’Algérie a l’horizon 2030, nous avons élaboré trois scénarios énergétiques possiblesLe premier scénario est celui du fil de l'eau qui consiste à continuer sur les tendancesactuelles qui sont de 1000kWH/hab/an pour le secteur de l’électricité et 1,15 tep/hab/an pourl’an 2030.

Dans ce scénario la consommation par habitant reste constante, alors que laconsommation globale augmente de manière linéaire au fil des ans, le pourcentage de lademande internationale ne varie pas par rapport a 2009, donc l’augmentation de laconsommation et de la production dans les secteurs de l’hydrocarbure et de l’électricité n’aidu qu’a l’augmentation de la population

Le deuxième scénario prévoit une augmentation de la consommation a 2 tep/hab/anet 2500 kWh/hab/an pour l’an 2030 en se basant sur les énergies non renouvelables et lesréserves en hydrocarbures disponibles, dans ce scénario l’Algérie arrivée a 2030 ne pourraplus exporter le pétrole et arrivera à peine a s’auto suffire en utilisant le gaz naturel commeproduit d’exportation et source d’énergie électrique, elle se verra dans l’obligation d‘importerde l’essence et du mazout a fortes quantités.

Dans ce scénario les énergies renouvelables ne prennent pas part ou à de très faible letaux comme c’est le cas actuellement, l’estimation de la part des énergies renouvelables est de0.02 % de la production actuelle, ce qui est insuffisant pour palier au manque d’énergies nonrenouvelablesLes calculs sont effectués en tenant compte de l’évolution de la demande en énergie mondiale,de la population, et que les découvertes des hydrocarbures demeurent insuffisantes pourcombler la demande.

Le troisième scénario qui s’appuie sur une Pénétration rapide des énergiesrenouvelables plus de 20% du pourcentage de production en 2030 et des économies d'énergiesfossiles (gaz, pétrole de l’ordre de 10% et une consommation estimée à 2tep/hab/an et2500kWh.Ce scénario étant l’idéale pour l’Algérie en vue de ses ressources en énergies nonrenouvelables (solaire, éolienne, géothermique).

On note aussi l’augmentation des indicateurs socio-économiques, tels que le PIB, laproduction industrielle, et de l’exportation d’énergies renouvelables

Les calculs sont compilés ci-joint sous la forme de graphes pour les trois scénariosénergétiques

IX. Estimation de la population en Algérie pour 2030L’augmentation de la population pourra se faire sans problèmes économiques et

énergétiques en vue de l’abondance des énergies renouvelables, on note aussi l’augmentationdes indicateurs socio-économiques, tels que le PIB, la production industrielle, et del’exportation d’énergies renouvelablesLes calculs sont compilés ci-joint sous la forme de graphes pour les trois scénariosénergétiques

Graphique 1 : Évolution de la population jusqu'a l'an 2030

X. Évolution de la production et la consommation d’énergie

fossiles et électrique jusqu'à l’an 20301. Production d’énergies fossiles en Algérie jusqu’à l'an 2030

Graphique 2 : Évolution de la production d'énergies fossiles en Algérie jusqu'à l'an 2030

y = -14455x2 + 6E+07x - 6E+10R² = 0,998

y = -11785x2 + 5E+07x - 5E+10R² = 0,998

y = 414,8x3 - 3E+06x2 + 5E+09x - 3E+12R² = 0,999

30

35

40

45

50

2009 2014 2019 2024 2029

Popula

tion

(Mil

lions)

1er scénario 2eme scénario 3eme scénario

y = 3130,x - 6E+06R² = 0,994

y = -0,367x4 + 2959,x3 - 9E+06x2 + 1E+10x - 6E+12R² = 0,998

y = 0,211x4 - 1708,x3 + 5E+06x2 - 7E+09x + 4E+12R² = 0,998

220000

240000

260000

280000

300000

320000

340000

2009 2014 2019 2024 2029 2034

Pro

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tio

nd

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role

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)

1er scénario 2eme scénario 3eme scénario

2. Évolution de la consommation globale d'énergies fossiles en Algérie

2030

Graphique 3 : Évolution de la consommation globale d'éner

3. Évolution de la production nationale d'électricité

Graphique 4 : Evolution de la production d’électricité en 2030

Graphique 5 : Évolution de la Consommation d'électricité en Algérie jusqu'à l'an 2030

y = 6E+08x

y = 5E+07x

0

20

40

60

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2011

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1er scénario

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70

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110

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2009

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Évolution de la production nationale d'électricité jusqu'à l'an 2030

1er scénario

30

40

50

60

70

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90

100

110

120

2009 2014

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1er scénario

de la consommation globale d'énergies fossiles en Algérie

Évolution de la consommation globale d'énergies fossiles en Algérie e

de la production nationale d'électricité jusqu’à l'an 2030

Evolution de la production d’électricité en 2030

Évolution de la Consommation d'électricité en Algérie jusqu'à l'an 2030

y = 6E+08x - 1E+12R² = 0,981

y = 5E+07x2 - 2E+11x + 2E+14R² = 0,997

y = 3E+07x2

R² = 0,996

2016 2021 2026

1er scénario 2eme scénario 3eme scénario

y = 9E+08x - 2E+12R² = 0,993

y = 3E+09xR² = 0,997

y = 4E+09x - 9E+12R² = 0,993

2014 2019 2024

Évolution de la production nationale d'électricité jusqu'à l'an 2030

1er scénario 2éme scénario 3éme scénario

y = 5E+08x

y = 4E+09xR² = 0,999

y = 4E+09x - 8E+12R² = 0,997

2014 2019 2024

1er scénario 2éme scénario 3éme scénario

de la consommation globale d'énergies fossiles en Algérie jusqu’à l'an

gies fossiles en Algérie en 2030

l'an 2030

Evolution de la production d’électricité en 2030

Évolution de la Consommation d'électricité en Algérie jusqu'à l'an 2030

- 1E+11x + 1E+14R² = 0,996

2031

3eme scénario

y = 3E+09x - 7E+12R² = 0,997

2029

Évolution de la production nationale d'électricité jusqu'à l'an 2030

3éme scénario

y = 5E+08x - 1E+12R² = 0,981

y = 4E+09x - 7E+12R² = 0,999

2029

3éme scénario

4. Ce qu’il faut retenir

Après analyse on constate que le scénario 2 est le plus dangereux pour l’Algérie d’un point devu économique et social, l’Algérie deviendrai dépendante énergétiquement des autres pays, etperdrai toute sa force économique au vu de la chute rapide de l’exportation que provoqueraiun tell scénarioLe scénario 3 semble être le plus profitable a l’Algérie, car il ne nécessitera pas de grosinvestissement et permettrai de repousser la date d’épuisement du pétrole de quelques années,le point faible réside dans le fait qu’après 2030, l’Algérie devra augmenter la part des énergiesrenouvelables rapidement au risque de voir les réserves de gaz naturel se vidés rapidement ets’épuiser avant 2045, ce qui provoquera une chute de la production électrique qui est trèsdépendante de ce type d’énergie fossile.

XI. Énergie solaire

1. introduction

Il s'agit de l'énergie renouvelable par excellence surtout pour les pays qui bénéficient d'unensoleillement presque continu comme l'Algérie.L'énergie solaire est produite et utilisée selon plusieurs procédés:

L'énergie solaire thermique : qui consiste tout simplement à produire de la chaleurgrâce à des panneaux sombres. On peut aussi produire avec de la vapeur à partir dela chaleur du soleil puis convertir la vapeur en électricité.

L'énergie solaire photovoltaïque : qui consiste à produire directement de l'électricité àpartir de la lumière à l'aide de panneaux solaires.

Cette forme d'énergie est déjà exploitée dans de nombreux pays, surtout dans les pays ou lesrégions ne disposant pas de ressources énergétiques conventionnelles tels que leshydrocarbures ou le charbon. Au niveau des sites isolés ou non raccordés au réseauconventionnel, on peut ainsi assurer :

l'électrification rurale et le pompage de l'eau (50%), les télécommunications et la signalisation (40%), les applications domestiques (10%).

l'Énergie solaire passive est une autre forme d'utilisation de l'énergie solaire qui consiste à

utiliser directement la lumière pour le chauffage.

2. Les panneaux solaires photovoltaïques :Il existe principalement deux grandes familles de panneaux solaires photovoltaïques:

pour les installations sans ombre, les panneaux cristallins pour les installations avec de l'ombre, les panneaux amorphes.

Figure 1 : Les panneaux solaires photovoltaïquesCes deux familles se composent de deux types:

Pour les cristallins, le monocristallin et le polycristallin Pour les amorphes, l'amorphe et le CSI.

Chacune de ces technologies trouve son application en fonction des contraintes du site de réception, àl'image de ce que montre ce site de référence sur le panneau solaire.

Les panneaux solaires thermiques sont de deux types : les capteurs thermiques à eaux et les capteursthermiques à air. Ils permettent, à l'instar de la pompe à chaleur, la production d'eau chaude ou dechauffage.

3. Potentiel solaire de l’Algérie

Régions Littoral Hauts plateaux Sahara

SURFACE % 4 10 86

Temps d’ensoleillement(h/an)

2650 3000 3500

Énergie reçue(kWh/m²/an)

1700 1900 2650

Tableau 1 : Potentiel solaire de l’algérie

Le temps d’ensoleillement moyen de l’Algérie est de 3000h/an.L’énergie moyenne reçue est de 2100 KWh/m2/an=5.75KWh/m2/jour

La contribution des énergies renouvelables dans le bilan énergétique global du pays n’est que de0.02% (1MW de production par le solaire contre 6.000MW de production nationale) de laconsommation nationale d’électricité.L’ambition de l’Algérie est de ramener cette contribution à 6% ( d’ici l’année 2015. Et 15% d’ici2025. sachant, que le potentiel existant notamment solaire est le plus important du bassinméditerranéen. Le responsable a souligné que le potentiel est estimé à 169.440 TWH, ce qui équivaut àcinq mille fois la consommation de l’Algérie en électricité et soixante fois la consommation del’Europe

Systèmes 360 wc 720 wc 1440 wc

Alger 1.9 3.8 7.6

Ghardaïa 2.3 4.6 9.3

Tamanrasset 2.5 5 10

Tableau 2 : Production moyenne des systèmes photovoltaïques dans les conditionsAlgériennes en kWh/jour.

4. Options techniquesLes installations PV utilisées sont du type semi-collectif de puissance unitaire 1.5, 3 et 6 kWh pouvant

alimenter respectivement 3, 6 et 12 foyers, le kit PV sera composé de modules PV 110 Vcc, d’un

armoire de régulation 110 Vcc, d’une armoire de distribution 230 Vca, de batteries 110 Vcc et

d’onduleurs 110 Vcc/230Vca.

Pour une consommation par foyer estimée entre un minimum d’environ 1.5 kWh/jour et un

maximum de 2 kWh/j représentant la consommation de :

05 lampes 01 réfrigérateur 01 TV/radio 01 ventilateur

Si on utilise des cellules en silicium monocristallin dont le rendement est de 17% environ doncl’énergie captée par mètre carré de cellule est égale à (5.75*16)/100=1KWh/jour. Donc pour 1 foyerqui consomme 2KWh/jour il lui faut 2m2 de cellule en silicium monocristallin.

5. Réalisations et projets-L’électrification de villages ruraux et l’alimentation électrique d’équipements collectifs sontles deux axes poursuivis par les pouvoirs publics. Ainsi, près de 1000 foyers, répartis dans 20villages de quatre Wilayas profitent d’un accès à l’électricité depuis 2000, grâce à des kitsphotovoltaïques. De même, une centrale hybride solaire/diesel de 13 KW installée à Ilizzipermet à 300 foyers, soit 2000 personnes, de bénéficier d’un accès à l’électricité. Les projetsportés par le Haut Commissariat au Développement de la Steppe (HCDS), établissement

public ayant pour mission le développement des zones steppiques et pastorales, ont égalementpermis l’électrification de 3000 foyers, la fourniture de 160 pompes solairespour une puissance de 240 KW .- Le principal projet en cours est celui initié par l’Eew Energy Algeria (EEAL) en partenariatavec la société espagnole ABENER. Il porte sur la construction d’une centrale hybridesolaire/gaz (part du solaire de 5%) d’une puissance de 150 MW à Hasi R’Mel pour unmontant total de 315 M€.Cette station sera opérationnelle d’ici la fin de l’année 2010.- 3 autres centrales hybrides solaire/gaz de 400 MW chacune sont prévues à l’horizon 2015.

6. Ce qui faut retenir Le principal avantage correspond à la pérennité du soleil dont on n'envisage pas

l'extinction avant plusieurs milliards d'années, et bien sur l'absence totale de nuisance surl'environnement par rapport à toutes les autres formes d'énergies renouvelables ou nonrenouvelables.

Actuellement en Europe, avec 4 à 5 m² de panneaux solaires thermiques sur une maison,et un chauffe-bain d’une capacité de 300 à 500 litres, on peut produire au moins 60 % del’eau chaude sanitaire, le cout de l’installation varie entre 5.000 et 10.000 euros.

Avec 10 à 15 m² de panneaux solaires thermiques et un accumulateur d’énergie de 1.000à 1.800 litres, on peut assurer 40% de l’énergie nécessaire au chauffage d’une maisonindividuelle. Le cout de l’installation est de 15.000 à 20.000 euros.

Contrainte de l’ensoleillement cette contrainte correspond au temps d'exposition moyendu lieu géographique où on se situe et ou on souhaite produire cette énergie. Il est trèsvariable d'une région à une autre, et surtout par rapport aux périodes de recours à l'énergie(jour et nuit) mais on peut déjà considérer que l'Algérie est un pays qui bénéficie deconditions très favorables.

Faible rendement des panneaux solaires même s’il a pratiquement augmenté de 60% enpassant de 10% en 2000 à 17% en 2007 pour le photovoltaïque et 37% pour le solairethermique, mais il demeure insuffisant par rapport aux autres sources d'énergie, et parconséquent pas assez compétitives.

Un panneau de 1 m² peut produire en moyenne (avec 15% de rendement) à la sortie dupanneau solaire 150 Watts, desquels il faudra déduire 14% de pertes en matière detransport et de conversion en électricité alternative.

un autre handicap majeur est le stockage, dans la mesure où on doit utiliser des batteriesdont le cout vient alourdir le prix de revient de cette énergie, c'est pour cette raison quedans la plupart des pays on s'oriente de plus en plus vers: l’énergie éolienne

le raccordement du photovoltaïque au réseau, d'où les projets de construction d'immenses surfaces de panneaux pouvant produire des quantités appréciables d'électricité. Les accumulateurs de chaleur qui permettent de la stocker pour la transformer en

électricité de jour, de nuit, ou par temps nuageux. Le prix de revient qui représente lui aussi une contrainte importante malgré d'énormes

progrès en matière de rendement des panneaux solaires, de stockage, et de conversion enélectricité alternative, le photovoltaïque revient 4 à 5 fois plus cher que le Pétrole ou lecharbon, soit en moyenne 0,30 euro le kWh et il est prévu une baisse vers 0,07 euro en2020. (Sachant que 10 kWh = 1 litre de mazout = 1 m³ de gaz naturel).

Le solaire thermique est par contre de plus en plus compétitif à raison de 0,2 euro le kWhactuellement du fait des progrès réalisés notamment en matière de rendement et destockage de l’énergie et de son raccordement aux réseaux de distribution. Il pourraitatteindre 0,07 euro en 2020.

XII. Énergie éolienne1. Introduction

Le domaine de l'énergétique éolienne a connu un grand essor avec l'élargissement de

l'installation d'aérogénérateurs pour la production électrique dans les pays industrialisés. De

plus, la volonté de réduire les émissions de gaz responsables de l'effet de serre a poussé

beaucoup de pays à s'intéresser davantage aux énergies renouvelables dont fait partie l’éolien.

Par ailleurs, l'étude de la rentabilité des systèmes éoliens est étroitement liée à la source elle-

même, à savoir, le vent. En ce qui concerne l'Algérie, la ressource éolienne varie beaucoup

d'un endroit à un autre. Ceci est principalement dû à une topographie et un climat très

diversifiés. En effet, notre vaste pays se subdivise en deux grandes zones géographiques

distinctes. Le Nord méditerranéen est caractérisé par un littoral de 1200 km et un relief

montagneux, représenté par les deux chaînes de l'Atlas télien et l'Atlas saharien. Entre elles

s'intercalent des plaines et les hauts plateaux de climat continental.

2. PrincipeUne éolienne est une machine qui transforme l’énergie cinétique du vent (déplacement

d’une masse d’air) en énergie mécanique ou électrique. La puissance récupérable par une

éolienne est fonction du carré de son diamètre et du cube de a vitesse du vent.

3. TechnologieUne éolienne moderne est une machine constituée des sous-systèmes suivants :

- le rotor, avec des pales montées sur un moyeu- l’ensemble de transmission mécanique, qui transforme le mouvement de rotation du rotor en

un mouvement utilisable par la charge.- une génératrice électrique, qui transforme l’énergie mécanique en énergie électrique.- une nacelle, qui supporte le rotor, la transmission et la génératrice, sommet du pylône.- un système d’orientation, qui oriente la machine face au vent.- un mât, qui supporte la nacelle.- un système de sécurité et de protection de l’ensemble de l’éolienne.

4. Potentiel éolienLa détermination du potentiel éolien en Algérie est primordiale et constitue un préalablenécessaire à toute étude de faisabilité d’installation d’éoliennes pour la productiond’électricité.Les travaux effectués par de nombreux chercheurs nationaux prouvent à l’évidence que lepompage éolien peut être pratiqué partout à travers la steppe, compte tenu des faibles vitessesde démarrage des éoliennes lentes et du potentiel vent disponible.Les vitesses moyennes mensuelles et annuelles calculées à partir des donnéesmétéorologiques sont supérieures ou égales à 3m/s et leur durée dépasse les 4 000h par an.Cela démontre que l’énergie éolienne pour l’exhaure de l’eau peut être pratiquée à grandeéchelle.

5. Estimation des ressources éoliennesUne étude préliminaire de l'évolution saisonnière et annuelle de la vitesse moyenne du vent(figure 1) a permis de faire une première identification des régions ventées de l'Algérie.Cette représentation de la vitesse sous forme de carte, a deux objectifs :Le premier est d'identifier les vastes régions avec de bonnes promesses d'exploitation del'énergie éolienne.Le second est de mettre en évidence la variation relative de la ressource à travers l'Algérie.

La carte représentée (figure 1) montre que le Sud est caractérisé par desvitesses plus élevées que le Nord, plus particulièrement le Sud-ouest avec des vitessessupérieures à 4 m/s et qui dépassent la valeur de 6 m/s dans la région d'Adrar. Concernant leNord, on remarque globalement que la vitesse moyenne est peu élevée. On note cependant,l'existence de microclimats sur les sites côtiers de Oran, Béjaia et Annaba, sur les hautsplateaux de Tiaret et El Kheiter ainsi que dans la région délimitée par Bejaia au Nord etBiskra au sud, toutefois, la vitesse du vent subit des variations en fonction des saisons qu'onne doit pas négliger, en particulier, lorsqu'il s'agit d'installer des systèmes de conversion del'énergie éolienne. Les cartes saisonnières représentées en (figure 2) montrent clairement quel'automne et l'hiver sont moins ventées que le reste des saisons et que le printemps en est laplus ventée. Néanmoins, on remarque que la région de Tiaret fait l'exception avec une vitesseplus faible en été qu'en hiver. D'un autre côté, des régions telles que Biskra, Adrar et Annabasont caractérisées par une vitesse relativement constante tout au long de l'année.

6. Potentiel énergétique éolien récupérableL’énergie cinétique disponible est convertie en énergie mécanique en utilisant une

machine à aubes (où pâles) dite communément éolienne. La vitesse du vent en aval dela roue n'étant jamais nulle, ceci implique que la puissance éolienne disponible n'estpas entièrement récupérée au niveau de l’hélice.La cartographie de la densité de puissance moyenne annuelle récupérable à 10 mètresdu sol est représentée (en figure 3). Ce résultat est obtenu par le traitement de 10 années demesures relatives à 48 stations de l’ONM réparties sur tout le territoire.Le maximum est enregistré dans la région sud-ouest du Sahara. Il est situé dans la région

d’In Salah où la densité de puissance moyenne récupérable sur une annéeatteint les 2.1 MWh/mEn effet, la majorité du sud-ouest du Sahara est caractérisée par un potentiel annuelmoyen récupérable variant de 1 à 2 MWh/mToutefois, des microclimats à l’ouest dans les hauts plateaux possèdent des potentielsallant jusqu'à 1.4 MWh/mEnfin, les valeurs estimées pour les régions de Batna,Biskra, El Bayadh, El Kheiter, Msila, ElOued et Ghardaia ne doivent pas être négligées puisque leur potentiel respectif avoisine le1MWh/m

7. Applications

1. Installations de grandes puissances1.1. Fermes éoliennesElles sont constituées par un grand nombre d'éoliennes destinées à la production d'électricité.Ces éoliennes sont bien plus grandes, leurs pales vont de 20 à 30me les tours atteignent 50mde hauteur et produisent autour de 500 kW.Dans les fermes éoliennes, des centaines de machines fonctionnent ensemble et suffisent pouralimenter une ville en électricité.

Figure 4 : fermes éoliennes

1.2. Aérogénérateurs de grande puissanceLa tendance actuelle porte sur l’installation d’aérogénérateurs de grande puissance afind’éliminer l’occupation de surface générée par les fermes éoliennes. Une éolienne de fortepuissance (1 Mégawatt) à une hauteur de 60m et le diamètre du rotor sera de55m.En pleine mer, la puissance nominale d’un aérogénérateur dépasse les 4 MW.Leurs installations en off-shore évitent les problèmes sonores que cause la rotation deshélices.2. Éoliennes de pompage2.1. Éoliennes de pompage mécaniques

L’éolienne de pompage mécanique traditionnelle utilise un système bielle-manivelle montésur l’arbre du rotor. Elle possède normalement plusieurs pales montées sur un rotor qui tournerelativement lentement.Le système bielle-manivelle transforme le mouvement rotatif de la bielle en un mouvementrectiligne alternatif qui commande la pompe à piston installée dans un puits ou un étang, à labase de l’éolienne.Le mouvement alternatif du piston de la pompe assure le pompage de l’eau. Les éoliennes depompage mécaniques ont leurs avantages et leurs inconvénients. Elles sont généralementfiables, d’un entretien facile et d’un coût abordable.La contrainte principale réside dans le fait qu’elles doivent être installées directementau-dessus du puits ou de l’étang, ceci même si l’eau doit être utilisée à une certaine distancede ce puits.2.2. Éoliennes de pompage électriquesContrairement au système mécanique, le système éolien électrique n'est pas obligé de setrouver près de la source d’approvisionnement en eau. Le système éolien électriquecommande une pompe électrique (après conversion de l’énergie mécanique en énergieélectrique) qui aspire l’eau de la source (un puits ou un étang) et la refoule à l’endroit de sonutilisation (un abreuvoir à bétail, un étang ou un système d’irrigation).La quantité d’énergie consommée par la pompe électrique peut être adaptée à la puissance desortie de l’éolienne, de manière à ce que l’énergie éolienne soit utilisée efficacement.Les éoliennes de pompage électriques ne comprennent pas de batteries. L’eau est stockée dansun réservoir qui sert de réserve d’énergie.

Figure 5 schémas des systèmes de pompage mécanique et électrique de l’eau.

8. Étude d’installation de parc éolienConnaissant les problèmes rencontrés pour le transport de l'énergie électrique dans les

zones éloignées ainsi que son coût élevé. Il serait intéressant d'envisager l'application desystèmes de conversion de l'énergie éolienne pour des régions isolées possédant un potentieléolien appréciable.La région du Sud-ouest, présente toutes les caractéristiques de sites candidats à l'exploitationde cette énergie, à cet effet, nous avons proposé une méthode de calcul de la puissance deproduction d'un aérogénérateur de puissance nominale de 200 kw.Cette méthode a été appliquée aux sites de Béchar, Adrar, In Salah, Timimoun et Tindoufcaractérisés respectivement par des vitesses moyennes de3.7 m/s, 5.8 m/s, 3.8 m/s, 5.1 m/s et4.3 m/s.Sachant que la vitesse du vent augmente en fonction de la hauteur et afin d'échapper auxproblèmes de turbulences dues à la nature de la surface et aux obstacles environnants,l'énergie du vent est généralement captée à des hauteurs supérieures à la hauteur de mesure de

10 m. La méthode développée permet aussi, l'optimisation de la puissance produite enfonction de la hauteur d'emplacement des hélices des aérogénérateurs.Les puissances produites obtenues sont représentées en figure 4 pour plusieurs hauteurs.On remarque que la puissance augmente en fonction de la vitesse et de la hauteur. En effet,pour le site d'Adrar par exemple, on remarque qu'une augmentation de la vitesse moyenned'un taux de 14 % entre 10 m et 50 m a entraîné une augmentation de 60% dela puissance produite.Concrètement, en se basant sur une consommation journalière de 2 kilowatts heure parmaison, le nombre de maisons pouvant être alimentées par l'aérogénérateur sélectionné, a étécalculé. Les résultats obtenus sont donnés au tableau ci-dessous

Tableau 1 : Nombre de maison pouvant être alimenter par un système de 200kW

Il est intéressant de noter qu'un aérogénérateur de 200kw peut alimenter 673 foyers sur le sitede Tindouf et 871 foyers à Adrar (à la hauteur de 30 m).De là, on voit bien l'importance et l'intérêt de l'évaluation préliminaire des ressourceséoliennes avant d'envisager tout exploitation de cette énergie.9. Ce qu’il faut retenir

Il s'agit aussi d'une énergie très propre par rapport à l'environnement.Les éoliennes nécessitent un site d’implantation particulier, par conséquent, les

fabricants et les promoteurs prennent soin d’installer les éoliennes en terrain aussi ventéque possible.

La rugosité du terrain c’est-à-dire sa surface, ses contours, la présence de bâtiments,d’arbres, de buissons et de plantes, affectent localement la vitesse du vent.

Les terrains très accidentés ou à proximité d’obstacles importants peuvent créer desturbulences qui parfois diminuent la production d’énergie et augmentent l’usure sur leséoliennes.

Des recherches approfondies ainsi que des conseils de fabricants expérimentés et deconsultants sont par conséquent essentiels pour le succès d’un projet éolien.

Le stockage de l'énergie produite constitue la principale contrainte.Le prix de revient est pour le moment 3 à 4 fois supérieur au prix moyen de l'énergie

non renouvelable (pétrole, nucléaire et charbon).

XIII. Énergie géothermique1. Introduction

La géothermie est une partie de la géophysique qui s’intéresse à l’étude desphénomènesthermiques de la terre qui sont liés à la formation et à la composition du globe.Le magma terrestre étant chaud, la croûte terrestre laisse filtrer cette chaleur. Il existe doncdans cette croûte terrestre (épaisse de 30 à 70 km en moyenne) un gradient de température :plus on creuse, plus la température augmente. Le forage le plus profond jamais creusé a ainsiatteint une température de plus de 180°C en creusant à 12 km de profondeur. La géothermie

vise donc à étudier et exploiter ce phénomène d'augmentation de la température en fonctionde la profondeur.

Les ressources géothermiques dites de haute énergie se caractérisent par une

température supérieure à 150 °C et sont principalement destinées à la production d’électricité.

La géothermie de moyenne et de basses énergies se caractérise par une température comprise

entre 30°C et 150°C elle est destinée au chauffage des logements (60°C à 80°C), au chauffage

de serres, la pisciculture, etc.

Les possibilités réelles de cette ressource demeurent mal connues.La disponibilité d’autres ressources énergétiques et le coût élevé des opérations d’explorationsont probablement les principales raisons qui ont empêché le développement et la valorisationde cette énergie.

2. PrincipeLe principe de la géothermie consiste à extraire l’énergie contenue dans le sol pour

l’utiliser sous forme de chauffage ou d’électricité.Partout, la température croît depuis la surface vers l’intérieur de la Terre, selon les régionsl’augmentation de la température avec la profondeur est plus ou moins forte, et variede 3 °C par 100 m en moyenne jusqu’à 15 °C ou même 30 °C.Cette chaleur est produite pour l’essentiel par la radioactivité naturelle des rochesconstitutives de la croûte terrestre. Elle provient également, pour une faible part, des échangesthermiques avec les zones internes de la Terre dont les températures s’étagent de 1000°C à4300°C. cependant, l’extraction de cette chaleur n’est possible que lorsque les formationsgéologiques constituant le sous-sol sont poreuses ou perméables et contiennent des aquifères(nappe souterraine renfermant de l’eau ou de la vapeur d’eau).

3. Technologies1. La géothermie de haute énergie et de moyenne énergie

La géothermie de haute énergie (> 180 °C) et de moyenne énergie (température compriseentre 100 °C et 180°C) valorise les ressources géothermales sous forme d’électricité.2. La géothermie basse énergie

La géothermie basse énergie (températures comprises entre 30 °C et 100 °C) permet decouvrir une large gamme d’usages : chauffage urbain, chauffage de serres, utilisation dechaleur dans les procédés industriels, thermalisme.... Par rapport à d’autres énergiesrenouvelables, la géothermie présente l’avantage de ne pas dépendre des conditionsatmosphériques (soleil, pluie, vent), ni même de la disponibilité d’un substrat, comme c’est lecas de la biomasse. C’est donc une énergie fiable et stable dans le temps.Cependant, il ne s’agit pas d’une énergie entièrement inépuisable dans ce sens qu’un puitsverra un jour son réservoir calorifique diminuer. Si les installations géothermiques sonttechnologiquement au point et que l’énergie qu’elles prélèvent est gratuite, leur coût demeure,dans certains cas, très élevé.

3. La géothermie très basse énergieLes pompes à chaleur ce principe des pompes à chaleur (PAC) qui utilisent la chaleur

contenue dans le sol pour alimenter un plancher chauffant connu depuis une vingtained’années, a subi de notables évolutions techniques qui lui permettent de rivaliser avec lesmoyens de chauffage « traditionnels ». Cependant, une part non négligeable de l’énergiefournie par une PAC est d’origine électrique. La technique d’utilisation des PAC est basée surdes capteurs enterrés constitués d’un réseau de tubes dans lequel circule un fluide caloporteur: fluide frigorigène de type HCFC dérivé du fréon, ou de l’eau glycolée.

Pour restituer cette chaleur dans le plancher chauffant de la maison, plusieurs solutionsexistent. La plus répandue consiste à utiliser un «module de transfert» comprenant lecompresseur, un ou deux échangeurs...

La surface de captage préconisée varie entre 1,5 et 3,5 fois la surface chauffée de l’habitation.Une PAC peut être réversible et permettre au plancher de devenir rafraîchissant enpériode estivale.Pour 1 kWh électrique consommé, une pompe à chaleur produite en moyenne 2 à 4 kWh dechaleur. Une PAC est donc une forme adoucie de chauffage électrique.Les deux principales qualités de ce mode de chauffage sont liées au mode de diffusion de lachaleur par plancher chauffant basse température, et à la part d’énergie gratuiteutilisée (qualités que l’on retrouve chez les Planchers solaires directs).Par contre, des problèmes de gel précoce peuvent apparaître sur certains types de terrain pourdes capteurs enterrés à faible profondeur, ainsi que des assèchements estivaux si la fonctionrafraîchissement est utilisée, de plus les fluides frigorigènes sont nuisibles pour la couched’ozone (certains d’entre eux sont interdits).

4. Potentiel géothermiqueEn Algérie, les études en géothermie ont été menées principalement sur le Nord

algérien, ces études montrent que le Nord de l’Algérie compte un nombre important desources thermales. Près de 200 sources ont été inventoriées, elles sont reparties à travers toutle territoire Nord algérien, majoritaire au Nord-Est (Tableau 1). Parmi les plus importantes,nous pouvons citer Hammam Meskoutine (98 °C) à Guelma, Hammam Boutaleb (52 °C) àSétif et Hammam Bouhanifia (66 °C) à Mascara.Trois zones à fort gradient géothermique sont mises en évidence, au Nord-Ouest, Nord-EstEt au Centre Nord de l’Algérie, plus particulièrement dans les régions de l’Oranie, de laKabylie et du Constantinois algérien.

Tableau.1 caractéristiques de quelques sources thermales

Source : C.D.E.R Laboratoire du potentiel énergétique géothermiqueLes faciès dominants de ces eaux sont chloruré-calciques, sulfaté-calciques et bicarbonatés.Leur minéralisation est généralement supérieure à 1 mg/l. Le tableau de minéralisation(tableau.1 ) montre la distribution des résidus secs pour la plupart des sources thermales. LepH des eaux est généralement proche de la neutralité. Il est à noter que les caractéristiquesgéochimiques des eaux, nécessaires à une évaluation de la température en profondeur, sontrarement disponibles.

Bien que le potentiel géothermique soit très important dans notre pays, le domaine del’exploitation reste limité et se restreint principalement à la balnéothérapie et aux utilisationsdomestiques, en plus des nombreuses sources thermales dans le Nord du pays, il existe dans leSud algérien et plus exactement dans le Sahara septentrional une importante réserve en eauthermale qui est la nappe du continental intercalaire.

L’exploitation de l’énergie géothermique dans le Sud de l’Algérie peut être facilitéeconsidérablement grâce aux nombreux forages pétroliers qui traversent le territoire saharien.L’objectif principal de cette étude est la cartographie du gradient de température du Sud del’Algérie afin d’y identifier les régions d’intérêt, la formation du continental intercalaire,constitue un vaste réservoir géothermique qui s’étant sur plusieurs milliers de Km²ce réservoir, appelé communément « nappe albienne » (Fig.1) est exploité à travers desforages à plus de 4݉ ଷ/s.

Figure 1 :Source : C.D.E.R Laboratoire du potentiel énergétique géothermique

L’eau de cette nappe se trouve à uneSi on associe le débit d’exploitation de la nappe albienne au débit total des sources thermales,cela représenterait, en termes de puissance, plus de 700 MW.

5. Estimation des ressources géothermiqueÀ travers l’existence de nom

du Nord algérien, nous pouvons déjà affirmer que le potentiel géothermique de cette régionest non négligeable, une évaluation rapide de la puissance représentée par les principalessources thermales situe cette dernière à plus de 140 MWth.La connaissance du potentiel géothermique global fait appel à plusieurs disciplines ettechniques. Les conditions géologiques, hydrogéologiques, thermiques et géochimiques duréservoir doivent être connues afinsources thermales du nord algérien fait état de l’existence de plus de deux cents (200) sourcesdont la température varie de 22 °C à 96 °C (Fig.2).

Figure.2 Atlas géothermique du nord de l’Algérie car

Source : C.D.E.R Laboratoire du potentiel énergétique géothermique

Ceux sont surtout les régions du Nordgrand nombres de sources (Fig.3). Les débits et les caracsources sont très incomplètes, aussi une opération de mesures, d’échantillonnage et d’analysesspécifiques est prévue sur au moins une centaine de sources.

:Lieu de réserve des ressource géothermiqueC.D.E.R Laboratoire du potentiel énergétique géothermique

L’eau de cette nappe se trouve à une température moyenne de 57 °C.Si on associe le débit d’exploitation de la nappe albienne au débit total des sources thermales,cela représenterait, en termes de puissance, plus de 700 MW.

Estimation des ressources géothermiquel’existence de nombreuses sources thermales réparties sur la presque totalité

algérien, nous pouvons déjà affirmer que le potentiel géothermique de cette régionest non négligeable, une évaluation rapide de la puissance représentée par les principales

les situe cette dernière à plus de 140 MWth.La connaissance du potentiel géothermique global fait appel à plusieurs disciplines ettechniques. Les conditions géologiques, hydrogéologiques, thermiques et géochimiques duréservoir doivent être connues afin d’établir des modèles ou des cartes. L’inventaire dessources thermales du nord algérien fait état de l’existence de plus de deux cents (200) sourcesdont la température varie de 22 °C à 96 °C (Fig.2).

Atlas géothermique du nord de l’Algérie carte de température des sourcesthermiques

C.D.E.R Laboratoire du potentiel énergétique géothermique

Ceux sont surtout les régions du Nord - Est et celle du Nord - Ouest qui comptent le plusgrand nombres de sources (Fig.3). Les débits et les caractéristiques géochimiques de cessources sont très incomplètes, aussi une opération de mesures, d’échantillonnage et d’analysesspécifiques est prévue sur au moins une centaine de sources.

C.D.E.R Laboratoire du potentiel énergétique géothermique

Si on associe le débit d’exploitation de la nappe albienne au débit total des sources thermales,

breuses sources thermales réparties sur la presque totalitéalgérien, nous pouvons déjà affirmer que le potentiel géothermique de cette région

est non négligeable, une évaluation rapide de la puissance représentée par les principales

La connaissance du potentiel géothermique global fait appel à plusieurs disciplines ettechniques. Les conditions géologiques, hydrogéologiques, thermiques et géochimiques du

d’établir des modèles ou des cartes. L’inventaire dessources thermales du nord algérien fait état de l’existence de plus de deux cents (200) sources

te de température des sources

C.D.E.R Laboratoire du potentiel énergétique géothermique

Ouest qui comptent le plustéristiques géochimiques de ces

sources sont très incomplètes, aussi une opération de mesures, d’échantillonnage et d’analyses

Applications

Tableau 2 : les différentes possibilités d’utilisations de l’énergie géothermique

L’énergie géothermique est une énergie très propre et peu couteuse, mais localiséedans de rares régions où il existe des anomalies géothermiques.Les régions du Nord - Est et du Nord - Ouest présentent un plus grand intérêt vu lesconditions géologiques et le nombre de manifestations thermales.Cependant, les études hydrogéologiques réalisées dans le Sud de l’Algérie révèlent que lesressources en eau du Sahara ne sont pas à négliger il deux grands complexes géologiques :le continental intercalaire et le complexe terminal.

Les deux nappes se situent dans le Sahara septentrional, la nappe du continentalintercalaire est chaude, elle est la plus intéressante du point de vue géothermique.

D’après la carte de gradient géothermique, deux parties distinctes sont mises en évidence :- L’une dans le Sahara septentrional dont le gradient est moyen de 3 à 4°C/100m.- L’autre dans le Sahara occidental avec un gradient de 6°C/100m.La partie septentrionale du Sahara algérien renferme les deux conditions majeures pourl’existence d’un réservoir géothermique, un gradient géothermique et une nappe aquifère enprofondeur.A la base des résultats précédents et afin d’assurer une meilleure exploitation possible desressources géothermiques du Sahara algérien, il est suggéré l’utilisation de la géothermiebasse énergie dans sa partie septentrionale. Le domaine du chauffage des serres serait trèsrecommandé dans cette région.

XIV. Énergie hydraulique1. Introduction

L'énergie hydraulique est l'énergie fournie par le mouvement de l'eau, sous toutes ses formes,chute, cours d'eau, marrée. Ce mouvement peut être utilisé directement, par exemple avecun moulin à eau, ou plus couramment être converti, par exemple en énergie électrique dansune centrale hydroélectrique.

L'énergie hydraulique est en fait cinétique dans le cas des marées et cours d'eau,et potentielle dans le cas des chutes.Vulnérable aux changements climatiques, l’Algérie a subi durant les 30 dernières années unesécheresse intense et persistante, caractérisée par un déficit pluviométrique évalué à 30%.L’exploitation de l’énergie hydraulique utilise la variation d’énergie potentielle de l’eau enfonction de la hauteur. Un corps de masse m situé à une hauteur h a, dans le champ depesanteur terrestre dont l’accélération est g, une énergie potentielle « mgh ». S’il passe de la

hauteur h1 à h2<h1, son énergie diminue de «mg(h1-h2)». On peut récupérer une partie de cetteénergie lorsque l’on fait passer l’eau dans une turbine.

2. Parc de production hydroélectrique

Centrale Puissance installée MW

Darguina 71.5

Ighil Emda 24

Mansouria 100

Erraguene 16

SoukEl DJEMAA 8.085

Tizi MEDEN 4.458

IGHZERNCHEBEL 2.712

GHRIB 7.000

GOURIET 6.425

BOUHANIFIA 5.700

OUED FODDA 15.600

BENI BEHDE 3.500

TESSALA 4.228

Tableau 1 : Parc de production hydroélectrique

La part de l’énergie hydraulique dans la production nationale d’électricité est encore faible275MW (1,7% de la production installée), due au nombre insuffisant de sites et la faibleexploitation des sites existants. L’Algérie dispose de 5twh/an de capacités exploitablestechniquement.Cette énergie est également utilisée pour alimenter des sites isolés (une ou deux habitations,un atelier d’artisan, une grange…) ou produire de l’électricité, vendue à plus petite échelle.On parle alors de petite centrale hydraulique (puissance allant de 5 MW à 10 MW),de microcentrale ( de 100 kW à 5 MW), voire de picocentrale (moins de 100 kW).Pour faire fonctionner une petite centrale, il faut disposer : d’une prise d’eau sur le lit de la rivière, d’un ouvrage d’amenée d’eau au site de production (la centrale), d’une turbine, d’un alternateur et d’un transformateur (pour le raccordement au réseau).

Figure 1 : Principe de l’énergie hydraulique

La filière hydraulique produit 1,7% de la puissance installée, elle est constituée de 34 groupesdont la puissance unitaire varie de 1 à 5% MW pour les basses chutes et de 12 à 50 MW pourles hautes chutes.

3. Production d'électricité à partir de l’hydroélectricité

Graphique 1 : Evolution de la production d'Hydroélectricité

Chute de 96% en 35 ansÉvolution pour l'ensemble de la période 1971-2006, on enregistre une moyenne annuelle de4,4, c'est en 1973 qu'on enregistre le plus haut niveau (26,8) et c'est en 2002 qu'on enregistrele plus bas niveau (0,2).Remarque :Recul de contribution de l’énergie hydroélectrique à la production d’électricité du pays depuis1973.soit après la nationalisation des hydrocarbures et donc la substitution de l’énergiehydraulique par les énergies fossiles (à cause de l’évolution démographique et la fortedemande en énergie).

4. Ce qu’il faut retenir :L’énergie hydraulique est coûteuse en investissement, mais économique en

fonctionnement. C’est pour cette raison qu’on a privilégié l’utilisation des énergies fossiles,car leur utilisation est simple et ne demande pas de gros investissements.C’est une énergie inépuisable et propre tant que le potentiel hydraulique est disponible.Vu le faible potentiel de l’Algérie dans le domaine de l’hydroélectricité on favorise plus on sequi concerne les énergies renouvelables le solaire et l’éolienne.

XV. ConclusionAprès analyse on constate que le scénario 2 est le plus dangereux pour l’Algérie d’un point devu économique et social, l’Algérie deviendrai dépendante énergétiquement des autres pays, etperdrai toute sa force économique au vu de la chute rapide de l’exportation que provoqueraiun tell scénarioLe scénario 3 semble être le plus profitable a l’Algérie, car il ne nécessitera pas de gros

investissement et permettrai de repousser la date d’épuisement du pétrole de quelques années,

le point faible réside dans le fait qu’après 2030, l’Algérie devra augmenter la part des énergies

renouvelables rapidement au risque de voir les réserves de gaz naturel se vidés rapidement et

s’épuiser avant 2045, ce qui provoquera une chute de la production électrique qui est très

dépendante de ce type d’énergie fossile.

y = -0,001x3 + 7,027x2 - 14035x + 9E+06R² = 0,820

-5

0

5

10

15

20

25

30

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010

Pro

duct

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d'él

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té(%

dela

prod

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onto

tale

)

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