Une étude consacrée aux risques liés à l’intégration de l’énergie photovoltaïque dans le réseau électrique national met en lumière plusieurs contraintes techniques, organisationnelles et économiques. Réalisée par la chercheuse Nedjma Aouchiche, de la division Énergie solaire photovoltaïque du Centre de Développement des Energies Renouvelables (CDER), l’étude parue dans le Bulletin des énergies renouvelables n° 60, analyse l’état du réseau algérien et les transformations nécessaires pour accompagner le développement du solaire.
Un réseau encore fortement dépendant des hydrocarbures
L’étude rappelle d’abord le contexte énergétique du pays. « Le contexte énergétique algérien est marqué par une dépendance importante aux hydrocarbures, représentant plus de 95 % des exportations du pays », relève-t-elle, et d’ajouter : « Face à la volatilité des prix du pétrole et aux enjeux climatiques, l’Algérie a adopté un programme ambitieux de développement des énergies renouvelables visant à installer 15 GW de capacité d’ici 2035, dont plus de 13 GW en solaire photovoltaïque. »
Cependant, cette transition énergétique est confrontée à de « nombreuses contraintes », selon l’étude, qui explique que « le réseau électrique algérien, historiquement conçu pour la production centralisée à partir du gaz naturel, est appelé à absorber une production intermittente, variable et géographiquement dispersée. » « Cette situation requiert une transformation structurelle du système électrique, tant au niveau technique qu’institutionnel », souligne la même source.
Les contraintes du réseau électrique
L’étude souligne que « le réseau électrique algérien est opéré par Sonelgaz et couvre près de 99 % de la population ». « Il est organisé de façon centralisée, avec une forte concentration des charges au Nord, et une production centralisée dans des centrales thermiques », lit-on dans le document.
« L’intégration du PV a débuté avec des projets pilotes (ex. Ghardaïa, Hassi R’Mel), puis s’est élargie avec des appels d’offres dans le sud du pays. Or, ces régions sont éloignées des centres de consommation, ce qui génère des défis logistiques et techniques liés à la transmission de l’énergie produite », indique la même source.
Selon l’étude « la nature variable du PV constitue le premier défi de son intégration. » « La production dépend directement de l’irradiation solaire, fluctuante en raison du cycle jour/nuit et des conditions météorologiques », ajoute-t-elle.
A ce propos, l’autrice de la recherche évoque les conséquences opérationnelles, à savoir : le déséquilibre instantané entre production et demande; la fluctuation de fréquence et de tension et la surproduction en heures creuses, surtout en été.
Elle mentionne également l’impact sur la planification, en expliquant que « le système électrique algérien n’intègre pas encore de système avancé de prévision de la production renouvelable » et que « la planification reste fondée sur des modèles historiques de charge, inadaptés à la nouvelle donne énergétique ».
L’étude relève également la limite du réseau de transport. Elle pointe un déséquilibre géographique. « Les centrales solaires sont situées majoritairement dans le Sud (…), alors que les besoins énergétiques sont concentrés au Nord. Le réseau de transport, peu maillé dans le Sud, ne permet pas toujours une évacuation optimale de l’énergie », précise la même source.
Les lignes de transport sur de longues distances peuvent également être soumises à des risques de congestion. Dans ce cas, la saturation du réseau peut entraîner « perte de production, délestages ou vieillissement accéléré des équipements ».
Des questions de stabilité et de protection du réseau
La recherche évoque également les effets de l’intégration du solaire sur la stabilité du réseau. Contrairement aux centrales conventionnelles, les installations photovoltaïques n’apportent pas d’inertie naturelle au système.
Le document explique que « les centrales PV n’apportent pas d’inertie naturelle au réseau (contrairement aux groupes rotatifs classiques). Cela rend le système plus sensible aux perturbations transitoires (coupure de ligne, chute de charge). »
Les équipements utilisés pour convertir l’électricité solaire peuvent aussi poser certaines contraintes. « Les onduleurs PV sont conçus pour suivre la fréquence du réseau, mais ne peuvent pas contribuer activement à la stabilité (sauf avec l’injection de courant réactif) ». L’étude note que « l’absence de comportement de »machine synchrone virtuelle » augmente le risque de désynchronisation ».
L’étude évoque également les problèmes de protection. Elle note que « le réseau algérien repose largement sur des dispositifs de protection classiques (relais de surintensité, disjoncteurs unidirectionnels) » et « l’introduction de production décentralisée perturbe leur fonctionnement. » Parmi les risques identifiés : Courants de court-circuit réduits; Détection difficile des défauts en bout de ligne; Non-coordination entre générateurs PV et protections réseau.
Manque de stockage et cadre réglementaire
Le manque de solutions de stockage constitue un autre obstacle. L’étude souligne que « l’Algérie ne dispose pas encore de capacités de stockage à grande échelle (batteries, STEP) ». Cela empêche : L’absorption de la production PV en excès; La fourniture de services auxiliaires (régulation de fréquence). Elle propose le « déploiement de microgrids hybrides PV+stockage dans les zones isolées » et l’« utilisation de batteries stationnaires dans les stations de distribution surchargées ».
Sur le plan économique, le document mentionne également des limites liées à l’organisation du marché. « L’absence d’un marché de l’électricité limite la valorisation de la production PV », tandis que « le tarif d’achat (…) est encore peu attractif pour les investisseurs privés ».
« Les règles d’accès sont jugées complexes et opaques par les opérateurs. Les délais de raccordement peuvent atteindre plusieurs années », indique l’étude, qui ajoute que des efforts doivent être menés pour : Clarifier les procédures de raccordement; Établir un marché de capacité ou de flexibilité; Encourager l’autoconsommation industrielle.
Concernant la résilience climatique, l’étude souligne que « le Sud algérien est soumis à des conditions climatiques extrêmes : chaleur (jusqu’à 55 °C), tempêtes de sable, hygrométrie faible. » Cela a pour conséquences : Dégradation accélérée des modules PV; Surchauffe des onduleurs; Maintenance difficile des infrastructures. « Les spécifications techniques doivent être adaptées à ces conditions, en prévoyant des modules résistants à la chaleur et des systèmes de refroidissement passifs », selon la même source.
Des pistes pour accompagner la transition énergétique
Face à ces difficultés, l’étude formule plusieurs recommandations. Parmi elles figurent le « renforcement du réseau de transport et distribution dans les zones à fort potentiel solaire »; le « déploiement de systèmes de stockage pour lisser la production PV »; la « révision du cadre réglementaire pour favoriser l’investissement privé et l’autoconsommation »; l’« implémentation de systèmes de protection intelligents »; la « création d’un marché auxiliaire de services réseau (fréquence, tension) »; la « mise en place d’un plan de formation technique pour les opérateurs du réseau et les installateurs. »
Dans sa conclusion, l’étude estime que « l’intégration de l’énergie photovoltaïque dans le réseau électrique algérien est une opportunité historique pour amorcer la transition énergétique du pays. » « Toutefois, cette transition ne pourra réussir qu’à la condition de maîtriser les risques techniques, économiques et institutionnels identifiés dans cette étude. La modernisation du réseau, la flexibilité du système, l’introduction du stockage et une gouvernance claire sont les clés d’un déploiement efficace et durable du solaire en Algérie. »
