Par Dr H. Bensaad (*)

L’énergie ainsi accumulée va chauffer à plus de 537° C l’eau située dans une énorme chaudière. Cette eau va être vaporisée. Sous l’effet de la pression, elle va faire tourner de puissantes turbines pour produire de l’électricité qui continuera même après le coucher du soleil grâce à la vapeur stockée dans des réservoirs pressurisés. L'air du désert suffit ensuite à refroidir l'eau qui reprend sa forme liquide avant d'être pompée vers le réservoir pour boucler le cycle. Le refroidissement à sec est ainsi un atout non négligeable pour une centrale en plein désert. Il fait ainsi suite à l’inquiétude du Congrès américain, qui s’alarmait des besoins en eau des centrales solaires à concentration installées dans le sud-ouest des Etats-Unis, région à fort stress hydrique [3]. L’eau n’est alors utilisée qu’en quantité nécessaire au nettoyage des miroirs. Il est évident que le refroidissement à sec accroit le coût de la centrale et va consommer une partie de l’énergie électrique produite, mais il permet de n’utiliser que 5% du volume d’eau nécessaire à une centrale thermique à refroidissement humide. Il faut souligner qu’une centrale solaire PV de même puissance consomme 40 fois moins d’eau qui est utilisée exclusivement pour le nettoyage des panneaux! Soulignons qu’au plan mondial, le marché photovoltaïque est toujours en croissance très forte.

La construction de la centrale d’Ivanpah a débuté en octobre 2010 après avoir reçu tous les agréments de l’Etat de Californie [4]. Sa puissance nominale est de 392MW pour un investissement total de 2,2 milliards de dollars, soit 5,5 millions de dollars le MW installé, presque six fois plus le prix du MW d’une centrale à gaz. Une partie de l'investissement, environ 500 millions de dollars, a été fourni par l'exploitant NRG Energy et par Google, le reste du montant a été financé à l'aide d'un prêt de 1,6 milliard de dollars garanti par le ministère américain de l'énergie (Department of Energy). Sa construction a généré ponctuellement près de 3000 emplois et nécessité préalablement d’importantes études et investigations concernant le choix du site, l’environnement, la ressource hydrique, biologique [5]- principalement la protection des tortues, la sécurité du personnel et des installations, le suivi et le monitoring.

Cette centrale, grâce à une puissance nette de 377 MW, peut subvenir selon l'opérateur NRG sur son site aux besoins de 140.000 foyers en Californie. Elle contribue ainsi à éviter de relâcher dans l’atmosphère 400 000 tonnes de dioxyde de carbone par an, soit l’équivalent de gaz émis par 72 000 véhicules. A elle seule, la centrale d'Ivanpah produit 30% de l'énergie solaire thermique des États-Unis. C’est la plus grande centrale solaire thermodynamique (CSP) au monde ravivant ainsi ce titre à la centrale solaire Shams 1 située à Abu Dhabi, aux Émirats arabes Unis.

L'électricité produite est vendue à Pacific Gas & Electric et à Southern California Edison en vertu de contrats d'achat. Les prix d'achat n'ont pas été dévoilés mais, selon le site Greentech Media, ils ne devraient pas être inférieurs aux 135 $/MWh du contrat signé pour l'achat de l'électricité produite par la centrale CSP de 110 MW de SolarReserve à Crescent Dunes au Nevada, encore en cours de construction utilisant un système de stockage à sels fondus.

Si le problème de l'arbitrage des ressources en eau se pose aux Etats-Unis pour les centrales solaires à concentration installées dans le sud-ouest des Etats-Unis, comme l’indique le rapport [3] publié en juin 2009 par le Congressional Research Service (CRS), organisme de recherche du Congrès américain, ne l’est-il pas plus que préoccupant au Sahara et crucial dans les zones arides confrontées au stress hydrique et aux cycles récurrents de sècheresse?

Or c'est cette technologie que propose le projet Desertec Industriel Initiative (DII), avec qui Sonelgaz avait signé un accord en décembre 2011 et que tend à adopter la partie algérienne suite aux recommandations de la Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit GmbH (GIZ) telles qu’elles furent exposées le 22 février 2014 a l’Hôtel Hilton, lors de la conférence de l’AIED/IAP - Club Energy sur la transition énergétique au service du développement économique qui fait suite à ce qui fut exposé à Hassi R’mel en 2007[6]. La revue CSP Quarterly update [7] révèle que 517 MW sont planifies.

Est-ce donc un hasard, une coïncidence ou un choix délibéré de passer outre l’opinion publique, ce forcing et cette précipitation pour l’exploitation du gaz de schiste dans ce même espace géographique choisi par Desertec où l’eau est une denrée rare et dont la seule source est la nappe albienne et les nappes phréatiques, réserves hydriques stratégiques pour la vie humaine, l’agriculture saharienne, le pastoralisme et l’élevage et dont la pollution rendrait leur décontamination impossible ?

Le CSP est une technologie pour laquelle l’Algérie n’a encore aucun retour d’expérience. En effet, le ministère de l’Energie et des Mines a porté son choix sur la conversion thermique hybride solaire-gaz comme priorité, considérant les centrales solaires thermiques à concentration comme particulièrement adaptées pour les régions chaudes et sèches comme les régions désertiques du sud du pays et où le gaz est disponible à profusion.

Dès juillet 2002, à la demande du MEM, fut créée avec l’aide du Department of Energy (USA) la société commerciale algérienne NEAL (New Energy Algeria, dissoute en janvier 2014) [8], une joint-venture regroupant les sociétés publiques Sonatrach et Sonelgaz et la société privée SIM (Semoulerie Industrielle de la Mitidja). En janvier 2003 un accord de coopération technologique est conclu entre NEAL et l’AIE (Agence Internationale pour l’Energie) [9] qui fut suivi en septembre 2003 par une mission de Solar PACES START (Solar Power And Chemical Energy Systems Scope of Solar Thermal Analysis Review and Training) [10] dirigée par son secrétaire exécutif Michael Geyer et composée de représentants de l’IEA/SolarPACES et d’ observateurs d’Allemagne et des USA. Cet accord fut précédé et suivi par la promulgation de lois créant ainsi le cadre juridique adéquat: 

• Loi n° 99-09 du 28 juillet 1999 relative à la maîtrise de l’énergie ;
• Loi n° 02-01 du 5 février 2002 relative à l'électricité et à la distribution du gaz par canalisation 
• Décret exécutif n°04-92, 2004, relatif aux coûts de diversification de la production d’électricité
• Loi n° 04-09 du 14 août 2004 relative à la promotion des énergies renouvelables dans le cadre du développement durable.

Ce sont là les prémisses du plan solaire méditerranéen d’où naitra le projet Desertec. L’idée de ce projet est née au sein d’un réseau mondial de scientifiques, de responsables et d’entrepreneurs, le TREC (Trans -Mediterranean Renewable Energy Cooperation) qui l’a développée en collaboration avec la branche allemande du Club de Rome dans les années 1970 [11], période du premier embargo pétrolier, création de l’AIE et du G7. Le Centre allemand de recherche aérospatiale (DLR) a mené des études techniques, financées par le Ministère fédéral allemand de l’Environnement.

Au mois d’août 2007, après un appel d’offre lancé en 2005, un contrat est signé entre NEAL et la société espagnole Abener Energia filiale d’Abengoa – une multinationale, portant construction dans un délai de 33 mois d’une centrale solaire thermique (CSP pour Concentrating Solar Power Plant en anglais) à cycle combiné (centrale solaire hybride), première du genre en Algérie, d’une puissance nominale de 150 MW dont 25 MW en solaire.

L’installation utilise la technologie du cycle combiné généralement appelée CCGT (Combined Cycle Gas Turbine), ou TGV (Turbine Gaz-Vapeur) et la technologie solaire thermique via des miroirs cylindro-paraboliques. Cette technologie associe deux types de turbines: turbine à gaz et turbine à vapeur. Chacune de ces turbines entraîne une génératrice qui produit de l'électricité.

L’intérêt de ce concept de centrale solaire hybride est de convertir en électricité la chaleur provenant des concentrateurs solaires, de stocker une partie de cette chaleur dans des sels fondus comme appoint et un appoint à carburant fossile. L’appoint permet de satisfaire la demande électrique nocturne et d’assurer le fonctionnement de la centrale solaire lorsque le rayonnement est trop faible (passage nuageux, léger voile, etc.). Ce concept permet donc de produire en permanence, la nuit ou lorsque les conditions météo ne sont pas optimales. 

Le choix des sites au Sud où le rayonnement solaire est très important, plus de 3000 heures d’ensoleillement par an, vise à utiliser et à optimiser le stockage de la chaleur pour la production électrique grâce à la lumière du soleil et à la disponibilité du gaz naturel. Ce dernier, en principe, n’est utilisé que comme appoint lorsque le rayonnement solaire est insuffisant et de pouvoir répondre à la demande en période de grandes consommations. Ce n’est évidemment pas le cas pour cette centrale, deuxième du genre construite au monde par le partenaire espagnol. C’est donc une centrale expérimentale en milieu saharien ! En sera-t-il de même pour celles qui vont suivre?

Au mois de novembre 2007, la cérémonie de pose de la première pierre est organisée au lieu-dit Tilghemt, dans la wilaya de Laghouat, à environ une trentaine de kilomètres de la ville de Hassi R’mel. Ce n’est qu’en juillet 2011 que cette centrale est inaugurée, accusant un retard de presque une année sur les délais impartis pour sa livraison. Sa réalisation a nécessité un investissement de 350 millions d’euros équivalents à 490 millions de dollars (35 milliards de dinars fournis par la partie algérienne), ce qui porte le coût du MW installé à 233millions de Dinars, soit plus de 3millions de dollars le MW! Mais quel est le prix réel du MW solaire installé ?

Cette centrale, gérée conjointement par NEAL et Abengoa (Espagne) est une joint-venture (SPA) dénommée Solar Power Plant One (SPP1). Elle est considérée comme le premier jalon dans la mise en œuvre du programme en énergie renouvelable adopté par le gouvernement en février 2011.

Cette centrale dispose 2000 à 3000 mètres cubes d’eau par jour et consomme 34 500 mètres cubes de gaz par heure. La quantité d’huile thermique (fluide caloporteur) utilisée à l’intérieur du système de canalisation est de 800 mètres cubes. L’huile suit un cycle dans tout le système de canalisations et doit être toujours maintenue à la bonne température.

L’électricité produite est cédée à Sonatrach au prix de 3.122 DA le MWh, soit l’équivalent de 43$ le MWh.

Remarque : le prix d’achat du MWh à 43$ est de loin inférieur à la barre des 135$/MWh, tel que pratiqué aux USA pour la centrale CSP de 110 MW de SolarReserve à Crescent Dunes au Nevada! Le coût d’investissement du kWc pour un taux de change 1 € =1,40$ nous donne $5.133/kW. Par contre l’achat du kWh n’est que de $0,04306kWh. Cela signifie tout simplement que le prix du gaz est non seulement fourni par l’acheteur d’électricité - Sonatrach, mais il est cédé au producteur à un prix défiant toute concurrence !

N’est-ce pas l’objectif visé concernant le choix d’une centrale hybride solaire gaz de 150 MW: 130 cycle combiné gaz et 25 MW du champ solaire, soit 17% produits à partir du solaire. Ce qui permet de bénéficier des avantages de l’octroi de primes prévus par le dispositif législatif algérien sur les coûts de diversification, pour un ratio supérieur à 5% ! 

Il est intéressant de connaître le facteur de charge de cette centrale à différentes périodes de fonctionnement durant l’année, compte tenu des conditions climatiques ayant un impact sur les capacités de résistance des installations en environnement hostile, des risques en cas de tempêtes de sable et des variations météorologiques, des défaillances et négligences humaines, des défaillances des équipements et des installations, en particulier la partie contenant le fluide caloporteur (huile synthétique) dont dépend la puissance de la centrale solaire.

L’absence de publication ne permet pas de connaître le fonctionnement réel de cette centrale, première du genre en Algérie, malgré la publicité que lui accordent ses promoteurs à travers les medias. Quelle est la demande électrique, quelle est la quantité produite, quelle est la quantité consommée? Quelle est son efficacité énergétique et le retour probable sur investissement? L’opinion publique ignore comment la partie algérienne participe au management, à l’entretien notamment du champ des réflecteurs cylindro-paraboliques dans un environnement particulièrement laborieux, à la maintenance des installations confiée à Siemens [12]. Quel est le rôle des nationaux quant à l’acquisition du savoir et du savoir-faire au contact des expatriés pour une future relève? Il n’y a aucune donnée concernant le volume réel d’eau fourni et consommée par an tant pour le nettoyage des réflecteurs que pour le fonctionnement de la centrale, ni celui du gaz débité par Sonatrach, paramètre qui aiderait à évaluer la quantité de gaz à effet de serre rejetée dans l’atmosphère. Toutes ces données doivent servir de feed back pour la maturation du choix du type d’installations, ses capacités et de la ressource humaine nécessaire pour sa gestion compte tenu du lieu géographique d’implantation, de ses objectifs, du coût et des contraintes auxquelles il faut faire face! Sans exclure le développement d’unités industrielles de fabrication

Elles serviront à déterminer le retour sur investissement (pay back) sachant que le gaz est fourni par Sonatrach, actionnaire minoritaire dans cette SPA mais principal acheteur de l’électricité produite! 

Il faut remarquer qu’à aucun moment il n’a été fait appel au Haut Conseil de l’Energie pour avis, tout comme au Conseil National Consultatif des Ressources en Eau, conformément à la Loi nº 05-12 relative à l'eau du 04 August 2005 (Journal officiel de la République algérienne nº 60, 4 septembre 2005). N’est-ce pas là faire preuve de réel nihilisme juridique?

Il est à noter que la récente publication d’un arrêté ministériel, publié dans le journal officiel du 23 avril 2014 [13], relatif aux tarifs d’achat garantis pour l’électricité produite à partir des installations utilisant la filière solaire, ne concerne que le solaire photovoltaïque.

Est-ce à dire que l’électricité générée par les centrales solaires à concentration est exclue de la nomenclature pour demeurer un secteur réservé aux seules SPA? Ou est-ce un abandon pur et simple de la filière CSP, suite à l’impossibilité de poursuivre l’objectif d’exportation de 10.000MW électriques vers l’Europe - objectif principal du projet de Desertec (DII), une Europe qui n’arrive pas à adopter le plan directeur du Plan Solaire Méditerranéen auquel elle a pourtant donné naissance. La réglementation européenne et la menace de l’usage du droit de véto de l’Espagne ont fini par bloquer toute importation d’électricité en provenance de l’autre côté de la méditerranée et rendre chimérique faute de visibilité le «rêve» algérien d’exporter de l’électricité. Il n’existe d’ailleurs qu’un seul câble de courant alternatif de 1.400MW reliant l’Afrique à l’Europe via le détroit de Gibraltar et donc à travers l’Espagne qui assure jusqu’à 41% de ses besoins en énergie renouvelable!

Il est à espérer que la SPP1, tout comme Sonelgaz et Sonatrach viendront à donner l’exemple à tous ceux qui ont distribué des kits solaires à travers le pays, par rédiger et publier des documents relatifs à leurs réalisations, leur expérience, les résultats obtenus comparés au coût et à l’investissement, de ce que deviennent les installations et équipements des villages solaires, du contenu de la formation des bénéficiaires, si elle a eu lieu. Il reste à espérer aussi, suite à la dissolution de NEAL, que SPP1 en collaboration avec CEEG viendraient à réaliser des publications comparables à celles édités par les américains tout comme de nos voisins marocains [14], qui eux sont déjà au stade de l’érection de centrales de plusieurs centaines de mégawatts en ayant préalablement réalisé, conformément aux lois et règlementations du pays, les études et investigations nécessaires!

H.B.

(*) Expert/Consultant en gestion et prévention des risques de catastrophes, ancien responsable et initiateur du programme éolien algérien au CEN/HCR

Références :

1. http://ivanpahsolar.com/, https://www.youtube.com/watch?v=Flg7wT6x8ZQ

2. Bechtel Innovation: Building Ivanpah https://www.youtube.com/watch?v=8jN490nJu10 

3. Water issues of concentrating solar power (CSP) electricity in the US Southwest, June 8, 2009

4. Ivanpah Solar Electric Generating System http://www.energy.ca.gov/2010publications/CEC-800-2010-004/CEC-800-2010-004-CMF.PDF

5. Biological Resources Mitigation, Implementation and Monitoring Plan Outline http://www.energy.ca.gov/sitingcases/ivanpah/documents/applicant/AFC/Volume2_Appendices/ISEGS_Appendix_5.2A-5.2J.pdf 

6. Partager le savoir Hassi R’Mel Le 3 novembre 2007 http://www.partager-le-savoir.org/template/fs/Chania/conferences/Hasni_2.pdf

7. CSP Quarterly update, June 2013, Issue 4. www.csptoday.com 

8. http://www.ornl.gov/sci/eere/international/neal_index.htm 

9. A. Ainouche. Natural gas and Algerian strategy for renewable energy. 23rd World GAS Conference, Amsterdam 2006

10. www.solarpaces.org/_Libary/START_Algeria_2003.pdf

11. http://www.greenunivers.com/2009/07/DESERTEC-solaire-sahar-9478/

12. Siemens to provide long-term service to first hybrid solar power plant in Algeria http://www.siemens.com/press/en/pressrelease/?press=/en/pressrelease/2012/energy/energy-service/ese201204044.htm

13. http://www.joradp.dz/FTP/jo-francais/2014/F2014023.pdf

14. Maroc Etude d’impact environnemental et social cadre du projet de complexe solaire d’Ouarzazate http://www.masen.org.ma/upload/environnement/doc1.pdf