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Newsletter n°09- août 2010

Sommaire

Sonelgaz : présentation ___________________________________________________________ 3 Sociétés du Groupe Sonelgaz ______________________________________________________ 4 Amélioration en matière de puissance disponible _______________________________________ 6

Rappel des centrales électriques mises en service en 2009 _____________________________ 6 Les réseaux de distribution et la qualité de service : _____________________________________ 6

Ce qu’il faut savoir sur les réseaux de distribution et les origines des incidents ______________ 6 Contraintes quotidiennes ________________________________________________________ 7 Mesures prises et difficultés ______________________________________________________ 8

Retenir: changement du mode de consommation des ménages ____________________________ 9 Rappel : Consommation moyenne spécifique par client basse tension _____________________ 9 Rappel : Consommation spécifique moyenne par abonné basse pression _________________ 10

Les Puissances appelées en pointe été 2010(matin et soir) : _____________________________ 10 1ère remarque : La pointe soir été est plus importante que la pointe soir hiver _____________ 11 2ème Remarque : Evolution importante de la pointe matin en été ________________________ 12

Particularité de la courbe de charge en Algérie ________________________________________ 13 Rappel des perspectives d’avenir : plan de développement 2010-2020 _____________________ 16

Moyens de production _________________________________________________________ 16 Transport Electricité ___________________________________________________________ 17 Transport Gaz _______________________________________________________________ 18 Distribution de l’électricité et du gaz : _____________________________________________ 19 Plus de 3 576 milliards de dinars d’investissement sur la période 2010-2020 ______________ 20

Quelques paramètres ____________________________________________________________ 21 Créances exigibles ____________________________________________________________ 21 241 milliards de dinars de dépenses d’investissement en 2010 _________________________ 21 Taux d’électrification, taux de pénétration de gaz et clients SD _________________________ 21 Distribution publique de gaz _____________________________________________________ 21 Ingénierie : __________________________________________________________________ 22 Production d’électricité : les investissements se poursuivent ___________________________ 22 De nouvelles lignes électriques en 400 kV _________________________________________ 23 Les énergies renouvelables, une réalité ___________________________________________ 23 Nous investissons dans le capital humain. _________________________________________ 23

Investir dans le génie local : _______________________________________________________ 24 AMC El Eulma, filiale de Sonelgaz________________________________________________ 24 Rappel : Émergence d’une industrie du photovoltaïque _______________________________ 24

Contact Presse _________________________________________________________________ 24 Table des Figures _______________________________________________________________ 25 Tableaux ______________________________________________________________________ 25


Sonelgaz : présentation Héritière d’Electricité et Gaz d’Algérie (EGA), Sonelgaz a exercé depuis 1969 sa mission de service public et n’a cessé, depuis, d’incarner la dynamique du pays. Evoluant constamment pour mieux s’adapter à son environnement, et surtout, pour mieux répondre aux exigences d’une Algérie en mutation, l’entreprise continue aujourd’hui d’assumer son rôle en contribuant activement à la prise en charge des grands projets structurants qui nécessitent une mobilisation nationale.

Après avoir relevé le défi d’assurer la continuité de service dès l’indépendance en prenant courageusement le relais après le départ des colons, après avoir accompagné les plans de développement du pays en réussissant à électrifier l’ensemble du territoire et à développer les ouvrages gaziers pour atteindre aujourd’hui un taux de pénétration en gaz naturel de près de 44%, Sonelgaz a su relever le challenge de la restructuration en s’adaptant à un nouveau contexte économique traduit par la loi 02-01 du 05 février 2002 relative à l’électricité et à la distribution du gaz par canalisations. En effet, ladite loi, dans son article165, stipule que la Société Algérienne de l’Electricité et du Gaz, qui conserve la dénomination de « Sonelgaz. Spa », est transformée en « holding de sociétés par actions ».

Le Groupe compte aujourd’hui, outre la maison mère, 34 sociétés filiales et 6 sociétés en participation directe.

Désormais, la maison mère exerce essentiellement les missions de gestion du portefeuille des actions détenues dans les sociétés du Groupe, de l’audit interne et du contrôle. Elle a également pour mission d’élaborer et de mettre en œuvre la stratégie de développement du Groupe dans son ensemble.

Pour rappel, le processus de transformation de Sonelgaz a commencé en 2004 avec la création de trois sociétés « métiers » : SPE, pour la production de l’électricité, GRTE pour le transport de l’électricité et GRTG pour le transport du gaz.

Le processus s’est poursuivi en 2006 avec l’émergence, dès le 1er janvier, de quatre sociétés de distribution de l’électricité et du gaz (SDA, SDC, SDE et SDO) et d’une société de gestion du système électrique national (OS).

A la même période, les entreprises « Travaux » (KAHRIF, KANAGAZ, INERGA, ETTERKIB, KAHRAKIB) ont été rattachées au Groupe Sonelgaz sur décision des pouvoirs publics, pour une meilleure efficacité dans la réalisation des ouvrages énergétiques.

La création au 1er janvier 2009 des sociétés d’engineering CEEG, des systèmes d'information ELIT et de la gestion immobilière SOPIEG ainsi que l’intégration de la société Rouiba Eclairage marque le parachèvement de la transformation de Sonelgaz en une holding de sociétés.

Nous associons progrès technique et valeurs humaines pour construire un projet sûr à votre service.


Sociétés du Groupe Sonelgaz

1 Société Algérienne de l'Electricité et du Gaz

SONELGAZ الشرآة الجزائرية للكهرباء و الغاز

Les Filiales الفروع

2 Société Algérienne de Production de l’Electricité

SPE الشرآة الجزائرية إلنتاج الكهرباء

3 Société Algérienne de Gestion du Réseau de Transport de l’Electricité

GRTE الشرآة الجزائرية لتسيير شبكة نقل الكهرباء

4 Société Algérienne de Gestion du Réseau de Transport du Gaz

GRTG لتسيير شبكة نقل الغاز الشرآة الجزائرية

5 Société de Distribution de l'Electricité et du Gaz d'Alger

SDA شرآة توزيع الكهرباء و الغاز للجزائر

6 Société de Distribution de l'Electricité et du Gaz du Centre

SDC شرآة توزيع الكهرباء و الغاز للوسط

7 Société de Distribution de l'Electricité et du Gaz de l'Est

SDE شرآة توزيع الكهرباء و الغاز للشرق

8 Société de Distribution de l'Electricité et du Gaz de l'Ouest

SDO شرآة توزيع الكهرباء و الغاز للغرب

9 Opérateur Système Electrique OS مسير منظومة الكهرباء10 Shariket Kahraba Terga SKT شرآة آهرباء ترقة

11 Shariket Kahraba Koudiet Eddraouech

SKD شرآة آهرباء آودية الدراوش 12 Shariket Kahraba Berrouaghia SKB شرآة آهرباء برواقية13 Shariket Kahraba Skikda SKS شرآة آهرباء سكيكدة14 Société de Travaux d’Electrification KAHRIF شرآة أشغال الكهربة

15 Société de Réalisation de Canalisations

KANAGHAZ شرآة انجاز القنوات

16 Société de Travaux et Montage Electriques

KAHRAKIB شرآة األشغال و الترآيب الكهربائي

17 Société de Réalisation d'Infrastructures

INERGA االساسيةشرآة انجاز المنشآت 18 Société de Montage Industriel ETTERKIB شرآة الترآيب الصناعي

19 Compagnie de l'Engineering de l'Electricité et du Gaz

CEEG شرآة هندسة الكهرباء و الغاز

20 Société de Maintenance des Equipements Industriels

MEI شرآة صيانة التجهيزات الصناعية

21 Maintenance Prestations Véhicules MPV صيانة و خدمات السيارات

22 Société Algérienne des Techniques d’Information

SAT‐INFO الشرآة الجزائرية لتقنيات اإلعالم

23 Comptoir Algérien du Matériel Electrique et Gazier

CAMEG الغازيالمتجر الجزائري للعتاد الكهربائي و

24 Shariket Khadamet Mouhaouilat Kahrabaia

SKMK شرآة خدمات محوالت آهربائية


Les Filiales الفروع

25

Société de Transport et de Manutention Exceptionnels des Equipements Industriels et Electriques.

TRANSMEX شرآة النقل و الشحن االستثنائي للتجهيزات

الصناعية و الكهربائية

26 Société de Prévention et d’Action en Sécurité

SPAS شرآة الوقاية و العمل األمني

27

Centre de Recherche et de Développement de l’Electricité et du Gaz

CREDEG مرآز البحث و تطوير الكهرباء و الغاز

28 Institut de Formation en Electricité et Gaz

IFEG التكوين في الكهرباء و الغازمعهد

29

Fonds des Œuvres Sociales et Culturelles des Travailleurs des Industries Electriques et Gazières

FOSC صندوق الخدمات االجتماعية و الثقافية لعمال الصناعات الكهربائية و الغازية

30 Société de Médecine du Travail des Industries Electriques et Gazières

SMT شرآة طب العمل للصناعات الكهربائية و الغازية

31 El Djazaïr Information Technology ELIT الجزائر إنفورماسيون تكنولوجي

32 Société du Patrimoine Immobilier des Industries Electriques et Gazières

SOPIEG الكهربائية و شرآة األمالك القارية للصناعاتالغازية

33 Hôtel Mas des Planteurs HMP نزل المزارعين34 Rouiba Eclairage 35 AMC EL Eulma

Les Participations المســــــاهمـــــات35 Algerian Energy Company AEC ألجريان إينرجي آومبني36 Algerian Energy Telecom Company AETC ألجريان إينرجي تيليكوم آومني

37 Algerian Engineering Service Company

ALGESCO ألجريان أنجنرينغ سرفيس آومبني

38 Société Algero Française d’Ingénierie et de Réalisations

SAFIR الشرآة الجزائرية الفرنسية للهندسة و اإلنجاز

39 New Energy Algeria NEAL إينرجي ألجريانيو 40 Shariket Kahraba Hajret En Nouss SKH شرآة آهرباء حجرة النوس


Amélioration en matière de puissance disponible Le renforcement du parc de production national de 42% par rapport à 2008 a permis d’améliorer sensiblement la puissance disponible (l’offre en matière d’électricité). Il y a lieu de noter également que la consistance du réseau haute tension a augmenté de près de 1 000 km totalisant une longueur réseau de plus de 20 584km dont près de 3 000 km en 400kV. La capacité de transformation, grâce à la mise en service de 567 transformateurs et cabines mobiles, a augmenté de 2 200MVA pour atteindre une puissance totale de 34 630MVA. Par ailleurs, pour améliorer le plan de tension, des capacités de compensation supplémentaires ont été mises en service totalisant à fin 2009 près de 1 845MVAR, soit une évolution de 62% par rapport à 2008. Il y a lieu de noter également que l’énergie totale non distribuée (12,9GWh en 2009) est en diminution de 30% par rapport à 2008.

Rappel des centrales électriques mises en service en 2009

• TG Alger Port : 2x35,5 MW • TG Annaba : 2x35,5 MW • TG Arbaa : 4x140 MW • TG Relizane : 3x155 MW • TG Ain Djasser: 2x127 MW • TG M’sila: 2x250 MW • CC Hadjret Nouss: 3x407 MW

Les réseaux de distribution et la qualité de service : Ce qu’il faut savoir sur les réseaux de distribution et les origines des incidents

Les réseaux de distribution sont constitués des lignes aériennes ou câbles sous-terrains moyenne tension, des lignes basse tension, des transformateurs et postes électriques.

1. Lignes Moyenne Tension :

De nombreux facteurs peuvent fragiliser les réseaux de distribution et causer des incidents. Nous en citeront les plus fréquents :

• Rupture des conducteurs MT suite aux intempéries et vents violents. • Surcharge des lignes due à des demandes exceptionnelles suite à la canicule par exemple

ou une vague de froid, • Atteintes tiers (travaux et engins, construction à proximité ou sous les ouvrages, vols de

câbles…etc) • Défaut sur câble sous-terrain (agression, surcharge…etc.) • Pollution, surtout marine. • Vétusté.


Ces incidents peuvent affecter 2 000 à 10 000 abonnés en moyenne

2. Transformateurs Moyenne Tension / Basse Tension

Les incidents Moyenne Tension peuvent survenir sur les Transformateurs pour les motifs suivants :

• Fusions fusibles au niveau des postes de distribution MT/BT suite à des surcharges en période caniculaire, forte consommation due à la climatisation…etc.,

• Fusions de fusibles dus à la fraude (shunt ou détérioration de disjoncteur pour ne plus limiter la puissance des postes, d’où les incidents sur les postes.)

• Court-circuit sur le réseau Basse Tension. • Foudre.

Les incidents survenant sur ces transformateurs peuvent affecter 100 à 200 abonnés en moyenne. La durée moyenne pour le remplacement d’un transformateur est d’environ 05 h. Le caractère urbain ou rural et les distances à parcourir peuvent faire varier substantiellement les délais.

Les délais peuvent être rallongés suite au mécontentement des citoyens pouvant déboucher sur de graves évènements (manifestations, agressions des structures, des ouvrages ou des agents de la distribution).

3. Lignes Basse Tension

• Branchement individuel : mauvais serrage, utilisation de plus en plus fréquente de connecteurs BT contrefaits, fraudes, atteinte tiers.

• Sur le Réseau BT : balancement des conducteurs classiques à cause de la hausse des températures durant l’été ou suite aux vents violents ou à cause des défauts au niveau des connecteurs de dérivation

• Un incident sur un départ BT (Basse Tension) dû à la fusion d’un fusible BT par surcharge ou court circuit peut affecter 20 à 50 abonnés

• Un incident sur les branchements collectifs Basse Tension peut affecter 2 à 30 abonnés Souvent, ce sont des incidents qui touchent un client au niveau de son branchement individuel. Souvent, un incident sur un branchement individuel ne peut affecter qu’un seul abonné.

La durée moyenne des pannes Basse tension est de 3h. En effet, un incident Basse Tension doit être notifié par l’abonné. Contrairement au réseau moyenne tension, l’exploitant n’a pas de visibilité sur le réseau Basse Tension).

Contraintes quotidiennes

• Les atteintes de tiers, directes et indirectes, en nette progression, notamment avec la recrudescence des projets dans les grandes agglomérations et l’insuffisance voir l’absence de coordination entre les différents intervenants dans le domaine public,

• Recrudescence des vols des conducteurs et appareillage, • L’agression de nos réseaux par les engins et entreprises ou les constructions à proximité,

sous ou sur nos ouvrages, • Nombre d’intervenants dans le sous-sol sans autorisation préalable. • Difficultés d’obtention de terrains de postes


• Oppositions de tiers et difficultés rencontrées pour l’obtention des autorisations de construire.

Mesures prises et difficultés

Pour anticiper sur la demande d’électricité (en forte progression comme montré infra), les sociétés de distribution de l’électricité et du gaz au nombre de 4 (SD Centre, SD Est, SD Ouest et SD Alger) ont décidé depuis quelques années de revoir la configuration de leurs réseaux et le critère de planification des ouvrages.

Un plan de modernisation et d’automatisation des réseaux est en cours d’exécution (Bureau de Conduite Centralisée (BCC) d’Alger, d’Oran et de Constantine – Micro-Scada et télé-conduite dans le reste des wilayas du pays)

Un plan de réalisation de nouveaux postes de transformation MT/BT a été décidé par l’ensemble des sociétés de distribution. Des études ont été réalisées et des plans de financement engagés. Ceci dit, réaliser des postes de transformation nécessite des assiettes de terrain. Les sociétés de distribution rencontrent depuis des années des difficultés avérées pour accéder au foncier notamment dans les grandes agglomérations pour la construction de ces postes.

Aujourd’hui, de nombreux postes de transformation Haute, Moyenne et Basse Tension sont en souffrance par manque de terrain ou à cause de la non délivrance d’autorisation de construire.

Outre les problèmes liés au foncier, plusieurs ouvrages restent en souffrance à cause des oppositions des tiers, rendant l’exploitation des réseaux difficile et dégradant la qualité de service aux citoyens. En effet, pour alimenter des postes de distribution MT/BT ou des postes sources haute tension/moyenne tension, il est nécessaire de construire des lignes Haute Tension et Moyenne Tension qui traversent, souvent, des terrains privés.

Les sociétés de Distribution travaillent à l’amélioration des délais et de la qualité des dépannages grâce au recrutement et à la formation des électriciens, des chefs d’équipes et des électriciens de petite intervention. Des équipes propres d’intervention sont également reconstituées et équipées avec des moyens adaptés (engins, véhicules et outillage)

Par ailleurs, pour mieux répondre aux doléances et requête des clients, un plan de développement et de généralisation du système de traitement informatique des appels est en cours.

Autres actions :

• La mise à jour du plan d’urgence, • Suivi individualisé des clients importants, • Maintenance des réseaux électriques, • Généralisation des travaux sous tension MT et BT pour éviter les coupures pour entretien, • Redynamisation des campagnes de mesure : tension, intensité, thermographie infra

rouge…etc., • Redynamisation de l'entretien en ciblant en priorité les départs les plus perturbés, • Développement des réseaux électriques, • Elaboration des études des grandes agglomérations et mise à jour du schéma directeur, • Normalisation des ouvrages,


• Réhabilitation et mise à niveau des étages des postes sources HT/MT, • Généralisation des protections numériques. • Système d’information pour améliorer la relation au client (payement des factures par poste

et en projets : payement et consultation des factures par internet, mise en place des calls centers…etc.)

Par ailleurs, afin de réduire l’impact des réseaux électriques sur l’environnement :

• Poursuite du remplacement des lignes BT par des lignes isolées torsadées avec amélioration esthétique

• Intégration des postes dans le tissu urbain (à l’intérieur des immeubles, préfabriqués, compacts, en semi enterré)

• Gestion des ouvrages • Lancement projet de gestion informatique des réseaux moyenne tension et basse tension

Retenir: changement du mode de consommation des ménages Il y a lieu de signaler que les foyers algériens ont complètement changé leur mode de consommation en seulement quelques années.

Dans un passé très récent, la puissance appelée par abonné ne dépassait guère les 2 kW. Aujourd’hui cette puissance est multipliée par 3, voire par 4 dans certaines régions.

En effet alors que la consommation moyenne en électricité par foyer évoluait de moins de 1% entre 2003 et 2006, elle connait un bond à 3,5% en 2007 pour atteindre près de 6% en 2008. Ce qui peut s’expliquer par l’accès des foyers au bien être de la climatisation.

Rappel : Consommation moyenne spécifique par client basse tension

La consommation spécifique moyenne par client basse tension a connu une hausse par rapport à 2008 pour atteindre 2 623kWh en 2009. Si la consommation moyenne des foyers algériens a augmenté en moyenne, il est intéressant de noter que cette hausse est tirée essentiellement par la consommation des clients du sud qui ne représentent pourtant qu’à peine 10% du nombre total des abonnés basse tension.

Effectivement, si la consommation moyenne d’un client situé dans le grand Alger est de 2 851kWh, un abonné basse tension situé dans le sud a consommé en 2009 une moyenne de 3 800kWh, en hausse de 5,2% par rapport à 2008.

Cette particularité s’explique par l’utilisation massive de la climatisation, vu la spécificité climatique des régions sud caractérisée par des températures élevées durant plusieurs mois de l’année. La consommation moyenne des clients de la région nord s’explique par la densité de la population. Plus de 52% de la clientèle basse tension est située au nord du pays.

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Figure 1: montre la courbe de charge du 24 août 2010

Outre l’important taux d’évolution de la PMA, il y a lieu de retenir deux phénomènes significatifs :

1ère remarque : La pointe soir été est plus importante que la pointe soir hiver

Dans la figure suivante, il est montré comment la pointe été, toujours inférieure par rapport à la pointe hiver même si elle s’y rapprochait chaque année davantage, a dépassé en 2009 la pointe hiver de près de 5,1%.

A ce jour, la PMA été dépasse une nouvelle fois la PMA hiver en 2009/2010 de plus de 7,7% (PMA hiver 7 163 MW enregistrée le 10 janvier 2010)

Ce changement structurel (PMA été supérieure à la PMA hiver) est une donnée fondamentale dont il faut tenir compte. Désormais, la PMA été conditionnera le dimensionnement du parc de production et la définition de la réserve du fait même que les conditions climatiques en été ont une influence conséquente sur les capacités des centrales électriques de type turbines à gaz qui constituent une part importante du parc national.

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Courbe de charge de la journée du 24 Août 2010

MW


Figure 2: montre l'évolution de la PMA hiver et été sur la période 2005-20101

2ème Remarque : Evolution importante de la pointe matin en été

Autre fait significatif, l’évolution exceptionnelle de la pointe matin.

Les deux figures suivantes montrent que la pointe matin est beaucoup plus importante en été qu’elle ne l’est en hiver.

Elles montrent également que la pointe matin se rapproche davantage de la pointe soir durant la saison estivale. Ceci s’explique naturellement par la hausse de la demande en électricité le matin en période estivale à cause de la climatisation et qui fait que la demande en plein jour se rapproche de la demande soir dite « lumière » ; phénomène qu’on ne constate pas en hiver.

Figure 3: montre l'évolution de la pointe matin en été par rapport à la pointe soir

1 Chiffres arrêtés au 24 août 2010.

5 2395 485

5 885

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POINTE SOIR ÉTÉ/MW POINTE SOIR HIVER/MW

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POINTE MATIN ÉTÉ/MW POINTE SOIR ÉTÉ/MW


Figure 4: montre l'évolution de la pointe matin en hiver par rapport à la pointe soir

En effet, la première contrainte climatique qui a un impact systématique et immédiat sur la demande de l’électricité et sur la gestion du réseau électrique est la température. Les climatiseurs étant fortement répandus dans la majorité des foyers algériens, leur utilisation a induit des pics de consommation exceptionnels (pointe matin atteignant 7 456 MW le 02 août 2010).

Particularité de la courbe de charge en Algérie

Figure 5: montre un comparatif entre les courbes de charges des jours où ont été enregistrées les PMA des mois de juillet 2009 et 2010.

Après avoir examiné ces courbes, il y a lieu de tirer un certain nombre d’enseignements :

5 101 5 200 5 5015 928 6 128

6 057 6 217 6 4116 925 7 163

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1 5002 5003 5004 5005 5006 5007 500

2005/2006 2006/2007 2007/2008 2008/2009 2009/2010

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MW Courbes de charge du 18 juillet 2010 et du 27 juillet 2009

27‐juil‐09

18‐juil‐10


La courbe de charge a un aspect atypique vu les écarts constatés entre les valeurs enregistrés en creux de nuit et celles enregistrées en pointe matin et pointe soir.

Pour le cas précis de la journée du 18 juillet 2010, il y a bien 2 671 MW d’écart entre le creux de nuit enregistré à 6h45mn (4 965 MW) et la pointe soir (7 636 MW). C’est l’équivalent de la puissance maximale produite par 2 méga-centrales de 1 200 MW chacune comme celle de SKH.

Mais ce qui est encore plus significatif, ce sont les variations de consommation entre le creux de nuit et la pointe soir et auxquelles le système doit faire face. Pour répondre à une telle demande, le gestionnaire du système électrique doit mobiliser assez rapidement (environ 5 à 7 heures) beaucoup de moyens de production (plus de 2 400 MW) pour assurer la pointe matin (7 404 MW à 14h00mn), soit une évolution de près de 49%. La demande par la suite entame une descente (en baisse) et le gestionnaire doit alors réduire la production (l’offre) de près de 1 460 MW et atteindre 5 940 MW à 19h00mn (soit une baisse de près de 25% en seulement 4 à 5 heures) pour ensuite remobiliser de la puissance en faisant à nouveau appel aux centrales en un temps record : il s’agit bien de mobiliser près de 1 700 MW (une hausse de 30%) en seulement 2 heures trente pour assurer la couverture de la pointe soir (7 636 MW à 21h45mn).

La courbe entame ensuite une chute de près de 53%, soit près de 2 600 MW en 10 heures de temps. En d’autres termes, les dispatcheurs doivent baisser la production de près de 260 MW par heure ce qui est équivalent à peu près à la puissance d’une centrale moyenne comme celle de F’kirina.

Figure 6: montre les écarts de demande en Algérie et en France durant la journée du 24 août 2010

Les dispatcheurs (opérateurs de réseau) veillent donc, en période de pointe, à suivre le rythme de la montée en production pour répondre à l’augmentation de la demande en mettant sur le réseau, en moyenne, 15 MW par minute (la puissance d’une petite turbine à gaz), soit la puissance nécessaire

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MWMWEcart de la consommation d'électricité en

Algerie et en France

24 Août 2010 France

24 Août 2010 Algérie


à l’alimentation d’une ville comme Birkhadem (Alger). Ainsi, si des centrales sont en fonctionnement continu pour couvrir la demande dite de « base », d’autres centrales sont sollicitées exclusivement pour fonctionner en « pointe ». Aussi, pour assurer la sécurité du réseau, il y a nécessité de disposer d’une réserve mobilisable instantanément ou en léger différé qui sera sollicitée au besoin pour faire face à des aléas conjoncturels tels que la perte de production ou une augmentation inattendue de la demande. Cette réserve doit représenter environ 20% à 25% de la demande de «pointe».

C’est dire aussi que les ouvrages et les équipements (centrales, lignes haute, moyenne et basse tenions, câbles électriques, postes de transformation et de répartition…etc.) sont soumis à rude épreuve la journée durant.

Figure 7: montre les courbes de charges réduites des journées du 27/07/2009 et du 18/07/2010 Algérie et du 24/08/2010 France

Comme il est montré dans la figure ci-dessus, la courbe de charge dans un pays fortement industrialisé ne connait pas de grands écarts de consommation.

Cette courbe explique par ailleurs le choix de SPE d’opter pour la réalisation de petites centrales de type turbine à gaz à démarrage rapide (souvent inférieur à 30 minutes) qui permettent de répondre à la modulation de la demande journalière en donnant la possibilité aux dispatcheurs de les mettre rapidement sur le réseau à chaque fois que c’est nécessaire. Ce type de centrales permet aussi de secourir vite le système en cas de défaillance des grosses centrales de type cycle combiné ou turbine vapeur dont le redémarrage nécessite une durée moyenne de 6 à 16 heures.

Courbe de charge France

du 24/08/2010

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Pourcentage (%)

Courbes de charges réduites France (24/08/2010) et Algérie(27/07/2009 et 18/07/2010)

France 24/08/2010 Algérie 27/07/2009 Algérie 18/07/2010


Le renforcement du parc de production national par le plan 2000 MW de type turbine à gaz de la Société algérienne de Production de l’Electricité (SPE, filiale de Sonelgaz), vient donc à point nommé pour répondre à la problématique des aléas possibles sur les centrales installées en base (autrement dit, celles qui sont constamment connectées au réseau pour répondre à une demande permanente).

Rappel des perspectives d’avenir : plan de développement 2010-20202 Moyens de production

La puissance installée a beaucoup évolué au fil du temps passant de 568 MW en 1962 à plus de 11 325 MW à fin avril 2010. L’essentiel de cette puissance (8 439 MW) est généré par les centrales de la Société de Production de l’Electricité (SPE), filiale du Groupe Sonelgaz.

Huit nouvelles centrales électriques, totalisant une puissance de près de 5 000 MW, viendront d’ici 20153 consolider le réseau interconnecté nord. Une capacité additionnelle d’environ 4 500 MW sera réalisée sur la période 2016-20204.

D’ici 2020, la puissance installée du parc de production dans le sud passera de 465 MW à 768 MW à l’horizon 2020.

Une capacité additionnelle de l’ordre de 365 MW en énergie solaire sera installée par SPE à horizon 2020 à raison de 10 MW en 2013 et 50 MW par an à partir de 2014.

Un déclassement d’un parc vétuste, totalisant une puissance d’environ 2 000 MW, est envisagé sur la période 2010-2020.

Ce plan de développement nécessitera une enveloppe totale d’environ 1 800 milliards de dinars dont plus de 85% représente les investissements à la charge de SPE

2 Il s’agit d’une synthèse des plans de développement des infrastructures électriques, gaziers et immobilières des sociétés du Groupe Sonelgaz : ensemble des ouvrages liés à la Production de l’électricité, au transport de l’électricité, au transport du gaz, à la distribution de l’électricité et du gaz et infrastructures des Sociétés métiers de base du Groupe pour la période 2010-2020.

3 Sur la période 2010 – 2015, il est prévu d’installer une puissance supplémentaire de 5 000MW dont 2 400MW totalisant la puissance des centrales à réaliser par SPE. Cette capacité de production décidée, concernent les extensions des centrales F’Kirina, Ain Djasser, Ras Djinet, Messerghine. Le reste de la puissance sera assuré par les nouvelles centrales de producteurs en cours de réalisation : centrale hybride de Hassi R’Mel, centrale 1 200MW de SKT (Terga) et la centrale de 1 200MW de SKD (Koudiet Draouech).

4 Sur la période 2016 -2020, il est prévu une capacité de production additionnelle en idée de projet de 4 500 MW. Il est tenu compte également de la mise en place d’une réserve nationale en moyens de production mobile (en turbines à gaz et groupes diesel) de 200 MW décidé ainsi que d’une réserve mobile de 100 MW en idée de projet.


Figure 8: montre les centrales en construction et les centrales décidées sur la période 2010-2015

Transport Electricité

Il est prévu la mise en service en 2012 de la dorsale 400 kV Nord- Sud constitué de trois postes (Hassi Messaoud - Hassi R’Mel et Oued El Abtal) qui va relier le réseau sud au réseau nord à travers la liaison Hassi Messaoud - Hassi R’Mel – Bir Ghebalou – Oued El Abtal – Hassi Ameur. La participation de l’Etat au financement de ce projet structurant sera de 32 milliards de Dinars.

Figure 9: montre les longueurs des réseaux de transport d'électricité à réaliser d'ici 2020

La longueur globale du réseau de transport d’électricité à réaliser sur la période 2010-2020 est de l’ordre de 22 776 km dont 10 501 km déjà décidés (1 313 km pour la dorsale Nord Sud 400 kV). Avec ce développement, la longueur du réseau de transport sera de 44 285 km en 2020.

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Figure 10 : montre le nombre et la puissance des postes électriques à réaliser d'ici 2020

Le montant des investissements dans le transport de l’électricité s’élève à plus de 812 milliards de dinars. 73% de ce montant sera à la charge du GRTE.

Transport Gaz

Sur la période 2010-2020, d’importants projets structurants seront mis en œuvre parmi lesquels la réalisation d’une grande rocade gaz (GREO), d’un dispatching pour la télésurveillance et la gestion en temps réel du réseau de transport du gaz et de près de 10 400 km de conduites gaz.

Le plan de développement sur cette période concerne essentiellement le programme de Distribution Publique du gaz décidé par l’Etat. Il s’agit de l’achèvement du programme CIM (Conseil Inter Ministériel), du PC (Programme Complémentaire), du PCSC (Programme Complémentaire de Soutien à la Croissance), du programme des wilayas des Hauts-Plateaux, du programme des 10 wilayas du Sud, du programme Tlemcen et du Fonds sud ainsi que les programmes des 09 wilayas.

Figure 11: montre l'évolution de la consommation du gaz à partir de 1999 et donne une perspective jusqu'à 2020

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Figure 13: montre les prévisions d'évolution de la clientèle gaz des distributeurs sur la période 2010-2020

Les investissements dans la distribution de l’électricité et du gaz vont nécessiter une enveloppe de 634 milliards de dinars dont plus de 50% seront à la charge des sociétés de distribution (SDA, SDC, SDE et SDO)

Plus de 3 576 milliards de dinars d’investissement sur la période 2010-2020

L’enveloppe financière du programme de développement global est de l’ordre de 3 576 milliards de dinars.

Ce montant concerne l’ensemble des investissements décidés ou en idée de projet relatifs à la production de l’électricité, au transport de l’électricité, au transport du gaz et à la distribution de l’électricité et du gaz ainsi qu’au plan infrastructure de SOPIEG.

Figure 14: montre la répartition des montants des investissements électricité et gaz sur la période 2010-2020


Quelques paramètres Créances exigibles

Le niveau des créances auprès des clients des sociétés de distribution reste élevé. Le niveau des créances exigibles est de 43 milliards de dinars à fin Juin 2010, en diminution de 3,4% par rapport au solde cumulé au 31 Mars 2010.

241 milliards de dinars de dépenses d’investissement en 2010

Le montant des investissements des sociétés du Groupe Sonelgaz devrait atteindre 241 milliards de dinars, à peu près du même ordre que les investissement consentis en 2009 ( 240 milliards en 2009, soit une évolution de 17% par rapport à 2008). Ceci témoigne de la poursuite des efforts de concrétisation de l’ambitieux programme de développement en production de l’électricité et en transport et distribution de l’électricité et du gaz.

En absence de ressources propres, conséquence du gel des tarifs, la couverture financière du programme d’investissement 2010 nécessitera le recours aux crédits bancaires pour 70% (166,8 milliards de dinars) du montant d’investissement. L’état participera à hauteur de 20,7% (50 milliards de dinars) pour la réalisation de ses programmes publics et les clients participeront à hauteur de 9% pour tout ce qui concerne les frais de raccordement et d’extension.

Taux d’électrification, taux de pénétration de gaz et clients SD

Le taux d’électrification en Algérie a atteint 98%. Les sociétés de distribution de l’électricité et du gaz d’Alger (SDA) du Centre (SDC), de l’Est (SDE) et de l’Ouest (SDO) alimentent aujourd’hui plus 6,5 millions de clients électricité et gèrent 251 000 km de réseaux moyenne et basse tension. Le réseau électrique alimentaient 700 000 clients en 1969 et près de 4,3 millions de clients en 1999.

Les sociétés de distribution comptent également à fin 2009 environ 2,9 millions de clients gaz alimentés par 47 000 km de réseaux moyenne et basse pression. Ils étaient à peine 168 000 clients à en bénéficier en 1969 et un peu plus d’un million en 1999. Le taux de pénétration du gaz est ainsi passé de 30% en 1999 à 44% en 2009.

Pour améliorer la qualité de service et contribuer au bien-être du citoyen, un plan d’investissement de 3 600 milliards de dinars sera mis en œuvre sur la période 2010-2020 et concernera tous les segments des systèmes électriques et gaziers.

Distribution publique de gaz

Des efforts considérables ont été mis en œuvre pour réaliser les programmes de distribution publique (DP) afin d’alimenter en gaz naturel la majorité des régions, même les plus reculées de l’Algérie. Ces programmes ont permis de hisser, à ce jour, le taux de pénétration du gaz naturel à 44%5.

5 Le taux de pénétration correspond au nombre de clients qui disposent des deux énergies


La cadence de réalisation de ce programme public augmente chaque année davantage, passant d’une réalisation moyenne de 15 DP annuellement avant 1999 pour atteindre 164 DP en 2009. La longueur du réseau gaz toutes pressions confondues est passée de 19 700km en 1999 près de 57 000km à fin 2009.

Sur la période 2010-2020, d’importants projets structurants seront mis en œuvre parmi lesquels la réalisation de près de 10 400km de conduites gaz et un dispatching pour la gestion du réseau en temps réel.

A fin juin 2010, 96 nouvelles DP ont été mises en services. Près de 1 724 km de réseaux de distribution de gaz ont été réalisés durant le 1er semestre 2010. Il y a lieu de noter également l’ouverture de chantier de 64 nouvelles DP.

Ingénierie :

Nous reconstituons notre force d’ingénierie et nous consolidons le développement de nos métiers en mettant à contribution toute l’intelligence de nos experts. Ils sont près d’un millier d’agents qualifiés qui veillent à la concrétisation de projets structurants confiés à une nouvelle société d’engineering créée en janvier 2009 et dénommée CEEG (Compagnie de l’Engineering de l’Electricité et du Gaz).

Les professionnels de CEEG assurent actuellement la maitrise d’œuvre de plus de six cents (600) projets et ont déjà réalisé 660 projets sur la période 2007-2009. Ils devront d’ailleurs réussir dans des délais très courts (d’ici 2015) la mise en service de plus de 2 400MW en moyens de production d’électricité et le lancement d’une importante usine de fabrication de panneaux photovoltaïque, unique en Algérie.

Les équipes de l’Engineering sont chargées de réaliser d’ici 2020 la grande majorité d'un programme d’investissement dont le financement nécessitera environ 3 600 milliards de dinars.

Production d’électricité : les investissements se poursuivent

La puissance installée du parc national de production a beaucoup évolué au fil du temps passant de 568MW en 1962 à 5 782MW en 1999 et à plus de 11 325MW à fin 2009. L’essentiel de cette puissance (8 439 MW) est détenu par les centrales de la Société de Production de l’Electricité (SPE), filiale du Groupe Sonelgaz.

Huit (8) nouvelles centrales électriques, totalisant une puissance de l’ordre de 5 000MW, viendront d’ici 2015 renforcer les capacités de production du réseau interconnecté nord. Une puissance additionnelle d’environ 4 500 MW sera installée sur la période 2016-2020.

La puissance installée du parc de production dans le sud du pays passera de 465MW en 2009 à 768MW en 2020.

Un déclassement d’un parc vétuste, totalisant une puissance d’environ 2 000MW, est programmé sur la période 2010-2020.

Par ailleurs, l’énergie solaire sera développée à raison de 10MW en 2013 et 50MW en moyenne par an à partir de 2014.


De nouvelles lignes électriques en 400 kV

Après avoir élevé le niveau de tension du réseau de Transport de l’électricité de 150 kV à 220 kV entre 1977 et 1978, le développement du réseau s’est poursuivi en 220 kV jusqu’à l’introduction, en 2005, d’un nouveau palier en 400 kV. La dorsale Est-Ouest en 400 kV relie aujourd’hui tout le nord de l’Algérie. Elle permet d’évacuer des quantités importantes d’électricité et de faciliter le transit.

L’Algérie compte, à fin 2009, près de 20 585 km de réseau de transport de l’électricité dont près de 3 000 km en 400 kV.

D’ici 2020, près de 22 000 km de réseaux haute tension seront réalisés dont la dorsale 400 kV reliant le Nord au Sud du pays.

Les énergies renouvelables, une réalité

L’intégration en 2009 de la société Rouiba Eclairage dans le Groupe Sonelgaz répond à notre stratégie de développer non pas une simple usine mais une véritable industrie solaire. La mission dont a été investie Rouiba Eclairage de réaliser une usine de fabrication de panneaux solaires d’une puissance totale de 50 MW/an à partir de 2013-2014 s’inscrit comme un élément central de mise en œuvre de cette stratégie. En effet, des efforts sont aujourd’hui engagés pour réunir les conditions idoines à l’émergence d’une industrie du renouvelable. Son succès serait fonction de l’éclosion d’un pôle de compétence basé essentiellement sur le génie local comme gage de pérennité. La politique à mener en matière de renouvelable décidera de l’urbanisation de ce projet et des autres segments d’activités qui vont se développer autour. Il est attendu la création de plus de 50 000 emplois directs et indirects qui viendront contribuer à l’essor d’une telle industrie.

D’ici 2020, le Groupe compte investir plus de 465 milliards de dinars pour réaliser et installer une capacité de production de 375MW en photovoltaïque et en éolien.

Nous investissons dans le capital humain.

Le Groupe Sonelgaz est l’un des principaux employeurs en Algérie. Près de 3 000 agents permanents et 10 600 agents temporaires ont été recrutés en 2009. L’effectif global de l’ensemble des sociétés du Groupe s’élève désormais à 65 560 salariés.

La durée moyenne annuelle de formation a atteint 16 jours par agent en 2009. Les sociétés du cœur métier du Groupe Sonelgaz ont dépensé en formation l’équivalent de 9,2% de la masse salariale de 2009, soit 1,4% du chiffre d’affaires.

Dans l’exercice de leur activité, les agents des sociétés du Groupe Sonelgaz veillent au respect strict des règles de sécurité et d’hygiène.

Nous associons progrès technique et valeurs humaines pour construire un projet sûr à votre service.


Investir dans le génie local : 2009 et 2010 ont connu le début de la mise en œuvre de la stratégie de Sonelgaz en matière d’intégration nationale, de développement de l’engineering et de la mise en place d’une industrie du photovoltaïque.

AMC El Eulma, filiale de Sonelgaz

Dans sa résolution n°05 datée du 15 mars 2010, le Conseil des Participations de l’Etat a autorisé le transfert à titre gracieux de l’EPE Appareils de Mesure et de Contrôle (AMC) de la SGP EQUIPAG au profit du Groupe Sonelgaz.

Désormais filiale du Groupe Sonelgaz, AMC bénéficiera d’un programme d’investissement pour assurer sa modernisation et son développement.

Tout comme l’intégration de Rouiba Eclairage, spécialisée dans la fabrication de panneaux photovoltaïques, l’intégration de la société AMC El Eulma répond à la volonté du Groupe d’améliorer le savoir-faire et, à moyen et long terme, de maîtriser les processus de fabrication, les techniques et des technologies de façon à se libérer des systèmes et des technologies propriétaires.

Par ses acquisitions, Sonelgaz veut également développer et promouvoir le recours aux équipements et services locaux.

Rappel : Émergence d’une industrie du photovoltaïque

L’intégration en 2009 de la société Rouiba Eclairage dans le Groupe Sonelgaz répond à notre stratégie de développer non pas une simple usine mais une véritable industrie solaire. La mission dont a été investie Rouiba Eclairage de réaliser une usine de fabrication de panneaux solaires d’une puissance totale de 50 MW/an à partir de 2013-2014 s’inscrit comme un élément central de mise en œuvre de cette stratégie. En effet, des efforts sont aujourd’hui engagés pour réunir les conditions idoines à l’émergence d’une industrie du renouvelable. Son succès serait fonction de l’éclosion d’un pôle de compétence basé essentiellement sur le génie local comme gage de pérennité. La politique à mener en matière de renouvelable décidera de l’urbanisation de ce projet et des autres segments d’activités qui vont se développer autour. Il est attendu la création de plus de 50 000 emplois directs et indirects qui viendront contribuer à l’essor d’une telle industrie.

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Table des Figures Figure 1: montre la courbe de charge du 24 août 2010..................................................................... 11 Figure 2: montre l'évolution de la PMA hiver et été sur la période 2005-2010 .................................. 12 Figure 3: montre l'évolution de la pointe matin en été par rapport à la pointe soir ............................ 12 Figure 4: montre l'évolution de la pointe matin en hiver par rapport à la pointe soir .......................... 13 Figure 5: montre un comparatif entre les courbes de charges des jours où ont été enregistrées les PMA des mois de juillet 2009 et 2010. .............................................................................................. 13 Figure 6: montre les écarts de demande en Algérie et en France durant la journée du 24 août 2010 .......................................................................................................................................................... 14 Figure 7: montre les courbes de charges réduites des journées du 27/07/2009 et du 18/07/2010 Algérie et du 24/08/2010 France ....................................................................................................... 15 Figure 8: montre les centrales en construction et les centrales décidées sur la période 2010-2015 . 17 Figure 9: montre les longueurs des réseaux de transport d'électricité à réaliser d'ici 2020 ............... 17 Figure 10 : montre le nombre et la puissance des postes électriques à réaliser d'ici 2020 ............... 18 Figure 11: montre l'évolution de la consommation du gaz à partir de 1999 et donne une perspective jusqu'à 2020 ...................................................................................................................................... 18 Figure 12: montre les prévisions d'évolution de la clientèle électricité des sociétés de distribution sur la période 2010-2020 ........................................................................................................................ 19 Figure 13: montre les prévisions d'évolution de la clientèle gaz des distributeurs sur la période 2010-2020 .................................................................................................................................................. 20 Figure 14: montre la répartition des montants des investissements électricité et gaz sur la période 2010-2020 ......................................................................................................................................... 20

Tableaux : Tableau 1: consommation spécifique moyenne d'électricité par client .............................................. 10 Tableau 2: consommation spécifique moyenne du gaz par foyer ..................................................... 10

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