Il y a trois mois, le 13 février 2014, la société NRG Solar, LLC avait annoncé la mise en service dans le désert de Mojave de la centrale solaire d’Ivanpah. Elle a été réalisée pour la partie énergie par NRG Energy [1], BrightSource Energy pour la partie technologie et par Bechtel Corp [2] pour la partie ingénierie, achats et construction (EPC).
Constituée de trois unités érigées sur un terrain de 1400ha, elle comporte chacune une tour centrale de 140m de haut, autour de laquelle 347000 miroirs sont disposés en cercles concentriques. Contrôlés par ordinateurs, ils concentrent chacun le rayonnement solaire vers cette tour centrale.
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.
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Constituée de trois unités érigées sur un terrain de 1400ha, elle comporte chacune une tour centrale de 140m de haut, autour de laquelle 347000 miroirs sont disposés en cercles concentriques. Contrôlés par ordinateurs, ils concentrent chacun le rayonnement solaire vers cette tour centrale.
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.
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