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La Commission de régulation de l’électricité et du gaz a élaboré la consommation en éléctricité et en gaz des algériens jusqu'en 2015. Pour les initiés qui sauront décrypter et les curieux.
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La Commission de régulation de l’électricité et du gaz (CREG) a élaboré les «programmes des besoins» en électricité et en gaz naturel pour la période 2006-2015. Le «programme indicatif des besoins en moyens de production d’électricité» a été élaboré en janvier 2006 alors que le second, relatif aux besoins «d’approvisionnement du marché national en gaz naturel», en mars de la même année.
Les deux programmes ont été approuvés respectivement le 25 février et le 3 avril 2006 par le ministère de l’Energie et des Mines. Ont été prises en considération dans l’élaboration de ces programmes décennaux, «la protection du consommateur, la sécurité d’approvisionnement et la protection de l’environnement».
Ainsi, pour ce qui est des besoins du marché national en gaz naturel (GN) entre 2006 et 2015, la demande est estimée à 199,3 milliards de m3 selon un «scénario moyen», et à 212,3 milliards de m3 (Mds de m3) selon un «scénario fort».
Dans le cas du premier scénario, la répartition de la demande par type d’utilisation est comme suit: 53,598 Mds de m3 pour la distribution publique (DP - 26%), 33,169 Mds de m3 pour les clients industriels (CI - 16%) et 112 Mds de m3 pour les centrales électriques (CT - 58%). Par région, la demande au Centre sera de l’ordre de 52,059 Mds de m3 (26%), de 48,046 Mds de m3 (24%) à l’Ouest, de 77,614 Mds de m3 (39%) à l’Est, et 21,546 Mds de m3 (11%) au Sud du pays.
Dans le cas du scénario fort, la demande en consommation de GN est estimée à 60,026 Mds de m3 pour la DP (28%), 33,170 Mds de m3 pour les CI (16%), et 118,975 pour les CT (56%). Par région, la demande au Centre sera de 55,692 Mds de m3, de 51,142 Mds de m3 à l’Ouest, de 82,459 Mds de m3 à l’Est, et de 22,878 Mds de m3 au Sud.
Concernant le «programme indicatif des besoins en moyens de production d’électricité 2006-2015", là aussi les prévisions ont été basées sur «deux scénarii de la demande». Le premier est relatif à une «relance soutenue de l’économie nationale» et le second «maintient la tendance actuelle, avec une évolution modérée de la demande en électricité». Plusieurs éléments ont été pris en compte dans l’élaboration de ces scénarii. Il s’agit tout particulièrement des prévisions en matière des évolutions du Produit intérieur brut (PIB), de la population, du Taux d’occupation par logement (TOL), du taux d’équipement des ménages et des pertes de distribution et de transport d’électricité.
Dans le cas du scénario moyen, il est prévu «une évolution de 5,5% en énergie et de 4,8% en puissance». Quant au scénario fort, il est attendu «un taux de croissance de 6,7% pour l’énergie et de 6.1% pour la puissance». Cela donne une évolution de la consommation, entre 2006 et 2015, de 30.035 GWh à 51.170 GWh pour le scénario moyen, et de 20.750 GWh à 58.495 GWh pour le scénario fort. Quant au volet production, elle doit passer de 33.735 GWh à 56.925 GWh pour le premier scénario, et de 34.544 GWh à 64.830 GWh pour le second.
Il est également attendu des besoins de puissances maximales de 6.160 MW à 9.575 MW (scénario moyen), et 6.300 MW à 11.035 MW (scénario fort).
Dans le chapitre de la «politique d’investissement en production centralisée», le programme de la CREG considère qu’»une localisation régionale des nouvelles centrales de production est établie sur la base d’un équilibre production/consommation par région, en tenant compte des besoins en moyens de pointe pour le nord et de la réserve en été pour le sud».
Ainsi, dans le cas du «scénario moyen d’évolution de la charge», et en tenant compte du fait que des centrales électriques en construction qui apparaîtra en 2009, il apportera une capacité supplémentaire de 200 MW. «Pour la période 2008-2014, la puissance additionnelle serait de 5.600 MW». Dans le scénario fort, et «afin d’assurer une réserve de 20% sur la période de l’étude 2006-2015, la puissance additionnelle à celle en cours de construction s’élève à 7300 MW», lit-on dans le document de la CREG qui précise que «dès 2008, une puissance de 400 MW (4 turbines à gaz de 100 MW) sera nécessaire pour assurer une réserve de 20%».
La CREG conclut à la nécessité d’un besoin supplémentaire, dès 2009, de 800 MW dans le scénario moyen de croissance de la demande, «pour maintenir le niveau de sécurité souhaité», est nécessaire. Au-delà de 2009, «une capacité supplémentaire de l’ordre de 900 MW en moyenne» doit être installée annuellement.
Pour le scénario fort, le supplément de l’offre doit être de 400 MW dès 2008. «Au-delà, pour maintenir le critère de sécurité» sur la période 2006-2015, «une puissance additionnelle de 1.100 MW» doit être produite annuellement.
Le quotidien d'Oran
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La Commission de régulation de l’électricité et du gaz (CREG) a élaboré les «programmes des besoins» en électricité et en gaz naturel pour la période 2006-2015. Le «programme indicatif des besoins en moyens de production d’électricité» a été élaboré en janvier 2006 alors que le second, relatif aux besoins «d’approvisionnement du marché national en gaz naturel», en mars de la même année.
Les deux programmes ont été approuvés respectivement le 25 février et le 3 avril 2006 par le ministère de l’Energie et des Mines. Ont été prises en considération dans l’élaboration de ces programmes décennaux, «la protection du consommateur, la sécurité d’approvisionnement et la protection de l’environnement».
Ainsi, pour ce qui est des besoins du marché national en gaz naturel (GN) entre 2006 et 2015, la demande est estimée à 199,3 milliards de m3 selon un «scénario moyen», et à 212,3 milliards de m3 (Mds de m3) selon un «scénario fort».
Dans le cas du premier scénario, la répartition de la demande par type d’utilisation est comme suit: 53,598 Mds de m3 pour la distribution publique (DP - 26%), 33,169 Mds de m3 pour les clients industriels (CI - 16%) et 112 Mds de m3 pour les centrales électriques (CT - 58%). Par région, la demande au Centre sera de l’ordre de 52,059 Mds de m3 (26%), de 48,046 Mds de m3 (24%) à l’Ouest, de 77,614 Mds de m3 (39%) à l’Est, et 21,546 Mds de m3 (11%) au Sud du pays.
Dans le cas du scénario fort, la demande en consommation de GN est estimée à 60,026 Mds de m3 pour la DP (28%), 33,170 Mds de m3 pour les CI (16%), et 118,975 pour les CT (56%). Par région, la demande au Centre sera de 55,692 Mds de m3, de 51,142 Mds de m3 à l’Ouest, de 82,459 Mds de m3 à l’Est, et de 22,878 Mds de m3 au Sud.
Concernant le «programme indicatif des besoins en moyens de production d’électricité 2006-2015", là aussi les prévisions ont été basées sur «deux scénarii de la demande». Le premier est relatif à une «relance soutenue de l’économie nationale» et le second «maintient la tendance actuelle, avec une évolution modérée de la demande en électricité». Plusieurs éléments ont été pris en compte dans l’élaboration de ces scénarii. Il s’agit tout particulièrement des prévisions en matière des évolutions du Produit intérieur brut (PIB), de la population, du Taux d’occupation par logement (TOL), du taux d’équipement des ménages et des pertes de distribution et de transport d’électricité.
Dans le cas du scénario moyen, il est prévu «une évolution de 5,5% en énergie et de 4,8% en puissance». Quant au scénario fort, il est attendu «un taux de croissance de 6,7% pour l’énergie et de 6.1% pour la puissance». Cela donne une évolution de la consommation, entre 2006 et 2015, de 30.035 GWh à 51.170 GWh pour le scénario moyen, et de 20.750 GWh à 58.495 GWh pour le scénario fort. Quant au volet production, elle doit passer de 33.735 GWh à 56.925 GWh pour le premier scénario, et de 34.544 GWh à 64.830 GWh pour le second.
Il est également attendu des besoins de puissances maximales de 6.160 MW à 9.575 MW (scénario moyen), et 6.300 MW à 11.035 MW (scénario fort).
Dans le chapitre de la «politique d’investissement en production centralisée», le programme de la CREG considère qu’»une localisation régionale des nouvelles centrales de production est établie sur la base d’un équilibre production/consommation par région, en tenant compte des besoins en moyens de pointe pour le nord et de la réserve en été pour le sud».
Ainsi, dans le cas du «scénario moyen d’évolution de la charge», et en tenant compte du fait que des centrales électriques en construction qui apparaîtra en 2009, il apportera une capacité supplémentaire de 200 MW. «Pour la période 2008-2014, la puissance additionnelle serait de 5.600 MW». Dans le scénario fort, et «afin d’assurer une réserve de 20% sur la période de l’étude 2006-2015, la puissance additionnelle à celle en cours de construction s’élève à 7300 MW», lit-on dans le document de la CREG qui précise que «dès 2008, une puissance de 400 MW (4 turbines à gaz de 100 MW) sera nécessaire pour assurer une réserve de 20%».
La CREG conclut à la nécessité d’un besoin supplémentaire, dès 2009, de 800 MW dans le scénario moyen de croissance de la demande, «pour maintenir le niveau de sécurité souhaité», est nécessaire. Au-delà de 2009, «une capacité supplémentaire de l’ordre de 900 MW en moyenne» doit être installée annuellement.
Pour le scénario fort, le supplément de l’offre doit être de 400 MW dès 2008. «Au-delà, pour maintenir le critère de sécurité» sur la période 2006-2015, «une puissance additionnelle de 1.100 MW» doit être produite annuellement.
Le quotidien d'Oran