- Eco Times : La consommation électrique est en hausse continue, avec un nouveau record cet été à 21 387 mégawatts. Dans le même temps, la production nationale de gaz est sur une pente descendante, en recul de 2,5 % sur l’année 2025. Comment analysez-vous cette trajectoire inverse entre une demande qui progresse et une production qui recule ?
Hicham Benamirouche : La consommation d’électricité n’a cessé d’augmenter ces dernières années, le secteur résidentiel et tertiaire représentant environ 60 % de la consommation finale. La courbe annuelle de consommation d’électricité s’élève rapidement à partir du mois de juin avant de diminuer progressivement à partir de la fin du mois d’août.
Ce constat est enregistré depuis 2012, année à partir de laquelle le pic n’est plus enregistré en hiver et en soirée mais plutôt en été entre 13h et 16h. L’évolution des habitudes énergétiques des ménages, notamment l’utilisation massive des climatiseurs, explique la particularité de la courbe de charge et la forte augmentation de la consommation d’électricité.
D’ailleurs, en dehors de la saison d’été, cette consommation tourne autour de 10 000 mégawatts, avec des perspectives à la hausse pour des raisons de développement des secteurs économiques. De plus, les records enregistrés de la PMA (Puissance Maximale Appelée) augmentent d’environ 1 000 mégawatts chaque année, ce qui représente pratiquement la production d’une nouvelle centrale électrique.
Ainsi, la maîtrise de l’évolution de la consommation d’électricité constitue un enjeu majeur ayant plusieurs implications, parmi lesquelles figure l’allègement de la pression sur les quantités de gaz naturel destinées au marché domestique. Il faut rappeler que plus de 50 % de la production gazière est destinée au marché national, dont 40 % aux centrales électriques. La production gazière a connu un pic en 2008.
Depuis, on constate des variations pour des raisons technico-économiques, sans pourtant dépasser le niveau enregistré en 2008. Certes, il y a une bonne dynamique d’investissement au niveau de l’amont gazier, afin de renouveler les réserves et d’augmenter la production brute à environ 200 milliards de mètres cubes à l’horizon 2035, mais cela reste contraint par plusieurs facteurs d’ordre géologique, technologique et économique.
Le recours, à terme, au gaz non conventionnel s’impose davantage, en raison de l’évolution spectaculaire du marché gazier domestique et du besoin d’exportation. Des répercussions économiques s’avèrent très probables.
C’est ainsi qu’une consommation responsable de l’électricité, et de l’énergie de manière générale, est une urgence, afin de mieux garantir une énergie à bon marché pour le développement des secteurs économiques et le confort de la population, à moyen et long terme.
Des mesures économiques et réglementaires visant le marché des équipements, de l’électricité et du gaz, ainsi que des campagnes de sensibilisation plus innovantes et plus inclusives, peuvent booster cette consommation responsable.
- La diversification du mix électrique prend une dimension économique, au-delà de l’enjeu environnemental. Concrètement, quelles capacités solaires ou éoliennes l’Algérie pourrait-elle raisonnablement mettre en service d’ici trois à cinq ans ?
La diversification du mix énergétique dépend de plusieurs paramètres technico-économiques, tels que les coûts et les capacités des technologies de conversion, celles de la demande, du stockage, ainsi que des réseaux de transport et de distribution, pour répondre à une demande de plus en plus électrique.
La tendance mondiale, en termes de diversification du mix électrique, s’appuie sur un développement massif des énergies renouvelables (EnR). En Algérie, le recours aux EnR est dicté, au-delà de l’enjeu environnemental, par des besoins d’une énergie abondante, sûre et flexible, aux côtés du gaz naturel, dont les réserves conventionnelles sont en déclin.
Suite au récent démarrage de la mise en service des 3 200 MWc en solaire photovoltaïque (PV), la capacité totale s’élèvera à pratiquement 4 000 MWc d’ici fin 2027. Cette première partie du programme des 15 000 MWc devrait servir de projet pilote en termes de retour d’expérience.
C’est ainsi que la disponibilité des financements nécessaires et l’élargissement des capacités de l’industrie locale pourraient permettre l’installation d’environ 4 000 MWc additionnels d’ici 2032, sous contrat EPC (Engineering, Procurement, and Construction).
Il est à noter que la loi de finances 2026 a introduit des incitations douanières et fiscales très encourageantes. Cela justifie davantage une vision optimiste quant à l’installation des 4 000 MWc d’ici 2032.
- Le réseau a connu cet été plusieurs incidents techniques, dont une panne à Sidi Okba (Biskra) qui s’est propagée à seize wilayas. Quelles infrastructures, selon vous, devraient être prioritairement modernisées ou renforcées à court et à moyen terme ?
Compte tenu du niveau de production et de consommation électrique annuelle, du taux de raccordement et de la gestion des périodes de pics, on peut constater que l’Algérie dispose déjà d’un bon système électrique.
Cependant, certaines limites apparaissent en cas d’accident durant la période des pics, comme cela a été constaté dernièrement au niveau de la centrale de Sidi Okba. Cela ne remet pas du tout en cause le perfectionnement du système électrique, mais appelle à un renforcement, à court et moyen terme, des moyens de production, du réseau et de stockage.
Le dernier pic historique avait déjà été prévu dans le scénario faible de la CREG, dans son programme indicatif 2023-2032. Sur la base de son deuxième scénario, moyen, la CREG a proposé des renforcements pour atteindre des capacités installées de l’ordre de 38 170 MW à l’horizon 2032, ce qui représente 11 500 MW additionnels par rapport à l’année 2025, dont 5 000 MWc en solaire PV.
De tout ce qui précède, on peut déjà avancer la nécessité d’un renforcement du parc de production, tout en mettant l’accent sur l’installation de nouvelles capacités en solaire PV. Cependant, afin de garantir une meilleure intégration de ces nouvelles capacités, le renforcement du réseau de transport est indispensable, afin d’assurer l’interconnexion des trois réseaux existants et l’intégration des capacités produites sur des sites éloignés.
S’ajoute à cela le déploiement de nouveaux moyens de stockage, permettant de lisser les pics de consommation, d’alléger les grandes quantités à transporter via le réseau électrique, et de décongestionner les contraintes sur certains points de connexion du réseau.
- Si cette diversification devait s’accélérer, quels acteurs, publics ou privés, ont aujourd’hui la capacité réelle de porter de nouveaux projets à grande échelle ?
La diversification du mix électrique est une nécessité et non plus un choix. Elle nécessite d’emblée un écosystème approprié, permettant une meilleure faisabilité opérationnelle et économique des projets de diversification du mix électrique. Nous avons assisté, ces deux dernières années, à une reconfiguration du cadre institutionnel pour donner plus de spécificité à la question électrique et au développement des EnR.
Une partie du programme des 15 000 MWc a été effectivement lancée. Deux centrales ont déjà été mises en service. Il est clair que l’achèvement et la mise en service des 3 200 MW devraient donner lieu à un retour d’expérience immense. Étant donné qu’en Algérie, on s’appuie uniquement sur la contractualisation EPC, Sonelgaz devrait encore jouer un rôle pivot pour porter de nouveaux projets à grande échelle.
Sonatrach pourrait aussi jouer ce rôle, via l’expérience acquise à travers la solarisation des sites, afin de booster les projets EnR à grande échelle pour la production d’hydrogène vert.
D’autres acteurs privés, déjà engagés et/ou candidats dans les 3 200 MW, devraient avoir énormément d’expérience pour booster leur future implication dans des projets à grande échelle, notamment avec les incitations avancées dans la LF2026.
Les industriels actifs dans la fabrication des supports, câbles, transformateurs et équipements électriques peuvent massifier leur investissement en présence d’un marché porteur avec des obligations de contenu local. De ce fait, des partenariats public-privé tout au long des segments de la chaîne de valeur solaire PV sont indispensables.
Par ailleurs, l’autre mode de contractualisation IPP (Independent Power Producers), porté par des acteurs privés, a montré plusieurs succès à l’échelle mondiale. Cependant, plusieurs facteurs d’ordre réglementaire et économique ne permettent pas encore de miser sur ce type de contrat, au moins à court terme.
T. A. L.
