En effet, après deux appels d’offre infructueux en 2007 et 2008 concernant un parc éolien à Tindouf de 10MW dont on ignore jusqu’à ce jour le montant des dépenses consommées par ce projet, c’est au tour d’un projet semblable à Adrar.
Un premier appel d’offre est lancé en novembre 2007 pour la construction d’un parc éolien de 10 méga Watts (10MW). Il est déclaré infructueux car un seul soumissionnaire s’est présenté.
Un deuxième appel d’offre est relancé en septembre 2008. Quatre offres sur dix ont été déclarées recevables : deux françaises, une allemande et une chinoise. En janvier 2010 la COPAM (Commission d’Ouverture des Plis et d’Attribution des Marchés) confie provisoirement le marché au soumissionnaire du groupe Vergnet qui offre le prix « le moins cher (!?)» : 3,05milliards de dinars, devançant le constructeur allemand Man Forestal dont la proposition était de 4,92 milliards de dinars, soit respectivement 9,62DA et 13,28DA le prix du kWh. Il faut souligner qu’en Europe, le prix du kWh éolien terrestre se situe entre 4,4 et 6,9 DA le kWh. Quant au coût d’investissement, il varie entre 1,3 et 1,6 million d’Euro le MW, soit 1,3 à 1,6 milliards de dinars le prix d’un parc de 10MW, un prix presque trois fois inférieur à celui proposé pour le parc d’Adrar !
Une fois ce soumissionnaire choisi sur la base du type d’aérogénérateur proposé GEV HP de 1MW, une étude purement théorique du potentiel éolien dans la région d’Adrar fut réalisée par le CREEG (1). Après vérification ( !?), il fut décidé d’annuler cet appel d’offre considérant le prix excessif.
Un troisième appel d’offre est lancé le 16 mars 2010. Le marché est attribué finalement le 14 décembre 2010 au soumissionnaire CEGELEC (société française du groupe Vinci) partenaire de SONATRACH dans le secteur du pétrole et du gaz. Cette société est aussi prestataire de service de Sonelgaz. CEGELEC a proposé un investissement de 2,21 milliards de DA et un coût du kWh de 7,257DA contre 7,749DA pour l’entreprise espagnole COMSA (2.280.100.573DA), 7,596DA pour le chinois CEGIC-CGC et 8,908DA pour le français Vergnet.
Le prix proposé est équivalent à 23 millions d’Euros, un prix dépassant de 44% à 75% les prix pratiqués en Europe (2).
Lors de l’inauguration du chantier pour la réalisation de ce parc éolien en novembre 2011, les prix communiqués officiellement à la presse sont totalement différents de ceux retenus par la COPAM: 13 millions d’Euros et 590millions de dinars, soit l’équivalent de 1,8 milliards de dinars !
Par quel miracle et pourquoi subitement l’investissement proposé et accepté le 14 décembre 2010 passe en octobre 2011 de 2,21 à 1,8 milliards de dinars? Que devient et où est passée cette différence de 400 millions de dinars ?
Cela soulève bien de questions.
1. La Compagnie d’Engineering d’Electricité et de Gaz (CEEG) a-t-elle réellement la maitrise du marché des Energies Renouvelables en général et celui de l’éolien en particulier pour finalement confier à CEGELEC l’étude et la réalisation de ce parc et à la société Ettarkib (filiale de Sonelgaz) la réalisation du génie civil rôle secondaire de « porteur d’eau »? Où se situe donc le transfert de technologie ?
2. Quelle est cette virtuosité, ce talent et cette expérience accumulée par Sonelgaz dans un domaine où aucun pays au monde, de surcroit hautement développé en aéronautique et fabricant d’éoliennes et d’aérogénérateurs, ne s’est hasardé à ériger pour expérimenter pour la première fois de son histoire un parc éolien de 10MW dans un milieu désertique, sans avoir au préalable:
2.1. Mené durant au moins une année, toute une campagne de mesures spécifiques des différents paramètres météorologiques à différentes altitudes dans des sites pouvant présenter un intérêt potentiel pour l’exploitation de l’énergie éolienne!
2.2. Testé différents types d’aérogénérateurs de moindre puissance de 15 à 20kW pour connaitre leur performance, leur rendement, leur fiabilité, leur capacité de connexion au réseau et les pertes de charge, leur fonctionnement dans un espace défini par sa géographie, son orographie, son climat, son environnement avec ses vents de sable, son utilité et ses nuisances.
2.3. Formulé et adopté une législation et une réglementation pour :
1. l’exploitation de l’énergie éolienne.
2 . L’érection de parcs éoliens en fonction du potentiel disponible,
3. leur démantèlement en fin de vie,
4. la satisfaction des besoins des utilisateurs lors des périodes de vents calmes et des mises hors service.
2.4. Quantifié la période du retour sur investissement d’un tel projet pour la « fourniture » d’électricité à des utilisateurs se trouvant à 73 km par une source d’énergie aléatoire?
2.5. Résolu le problème du suivi, du contrôle, de la maintenance et de l’entretien ainsi que leur coût durant la période d’exploitation en plein désert?
3. Tout projet éolien nécessite une étude d’impact, étude préalable qui doit être menée avant de lancer un quelconque appel d’offre. Celle-ci doit comporter une analyse des milieux naturels existants et l’incidence de l’aménagement sur la faune et la flore. Elle doit étudier également les nuisances sonores, l’impact sur le paysage et le patrimoine. Cette étude a-t-elle été réalisée et rendue publique?
4. Pourquoi a-t-il fallu 4 ans d’appel d’offre pour conclure un tel marché et le confier finalement à CEGELEC, un sous-traitant et partenaire de longue date de Sonatrach et de Sonelgaz ?
5. Quels sont les critères qui ont déterminé le choix de 12 aérogénérateurs Gamesa G52 d’une puissance de 850kW chacun alors qu’il était prévu l’achat de 10 aérogénérateurs de 1MW chacun?
6. Les 12 aérogénérateurs acquis sont-ils neufs ou bien déclassés et rénovés. Quelle est leur durée de vie ? 10 ans, 20ans, ? Et quel est le fabricant et pays d’origine lors de l’achat ?
Autant de questions que ne semble point maitriser le maitre de l’ouvrage, ce d’autant plus qu’aucune information sur l’état d’avancement des travaux n’a, à ce jour, été communiquée ou publiée.
Ce qui est particulièrement grave lorsqu’on examine la chronologie des appels d’offre, c’est d’avoir fait croire qu’il y eut trois appels d’offre pour le parc éolien d’Adrar, alors qu’en réalité il n’y eut qu’un seul, le troisième. Les deux premiers concernaient le parc éolien de Tindouf qui furent infructueux.
Une dernière question ! Pourquoi le secteur privé national n’a point été sollicité alors qu’il est gros consommateur d’énergie, créateur de richesse et pourvoyeur d’emploi s?
* Expert/Consultant en énergie éolienne et en gestion et prévention des risques de catastrophes
Références
1- Fatiha Sebaa-Ben Miloud et R. Aissaoui. Etude du potentiel éolien d’Adrar. Sélection de sites pour la ferme éolienne de 10 MW, CREDEG. http://www.cder.dz/download/smee2010_31.pdf
2- Marc Rapin, J.M.Noel. Energie éolienne Dunod Paris 2010
2. ENERGIE SOLAIRE- Centrale hybride de Hassi Rmel.
Cette centrale, depuis son inauguration au mois de juillet 2011, à part les fréquentes déclarations de circonstance de hauts responsables, aucune communication concrète n’a été rendue publique concernant son fonctionnement, son rendement en fonction de la demande et des conditions météorologiques ainsi que des difficultés auxquelles il fallait faire face et les problèmes rencontrés particulièrement pour la partie solaire.
Selon quelques données obtenues pour la journée du 16 avril 2012 et reproduites ci-dessous :
Données de production du 16/04/12:
1 Puissance moyenne journalière : 154,377 MW
2 Production journalière: 3.705,059 MWh/ 128,72 MWh production solaire.
3- Les deux TG et la TV sont à pleine charge.
On constate aisément qu’elles sont complètement erronées. Et pour cause, la puissance nominale totale installée de la centrale de Hassi Rmel ou Solar Power Plant 1 (SPP1) est de 150MW dont 120MW pour la partie gaz et 30MW pour la partie solaire. Un simple calcul montre que l’énergie produite par la centrale à gaz fonctionnant à pleine charge (100%!?, ce qui est impossible) ne peut produire, même théoriquement, une énergie supérieure à 120MW x 24h = 2880MWh.
Quant à la partie solaire, selon les données fournies, elle n’aurait fonctionné que durant 128,72 MWh: 30MW = 4h18min, soit un facteur de charge de 17,63%, loin de ce qui était attendu en cette période de l’année et à cette latitude!
Est-ce dû à un faible ensoleillement, à un système de poursuite défaillant, à une accumulation de poussière et de sable sur les réflecteurs cylindro-paraboliques, etc… ?
Théoriquement, selon ces données, l’énergie journalière générée est de : 2880 +128,72 = 3008, 72MWh.
D’où provient alors cette différence de: 3.705,059 3008,72 = 696,339MWh ?
Y aurait-il une source complémentaire connectée à cette centrale ?
Les instruments de mesures et de collecte de données seraient-ils défaillants?
Est-il possible qu’aucun des destinataires (Ministère, Sonelgaz, Sonatrach, NEAL, CEEG, ) de ces données n’ait été capable de faire un simple calcul arithmétique et n’ait constaté une telle différence?
Se pose alors la question : serait-ce une fraude délibérée pour gonfler la facture soumise à SONATRACH et acceptée par cette dernière à qui cette énergie est vendue à raison de 3,122DA le kWh comme prévue dans le contrat ?
La facture quotidienne additionnelle serait alors de : 696.339kWh x 3,122= 2.173.970,358DA, équivalente à 30.000$ jour !!?
Le fait de ne point publier ces données, les considérer comme confidentielles ne servirait il pas, en réalité, à mieux masquer cette « escroquerie » et à poursuivre la gestion de cette centrale dans une totale opacité ?
Cela n’expliquerait-il pas alors les raisons de l’interdiction de l’accès à cette centrale de chercheurs et d’ingénieurs nationaux spécialistes en la matière! Le transfert du savoir-faire et du faire savoir serait-il un vœu creux? Si la partie gaz qui fournit l’essentiel de l’énergie peut être considérée comme posant le moins de problèmes, la partie solaire, c.à.d. les réflecteurs et le fluide caloporteur, est-elle fonctionnelle ou à l’arrêt?
Il est indispensable que l’opinion publique sache si cette centrale fonctionne réellement telle qu’elle fut conçue d’autant plus que Sonelgaz prévoit la multiplication de ces centrales à travers le pays sans avoir au préalable acquis la maitrise, l’expérience, la maintenance et son coût ainsi que la rentabilité de tels systèmes et leur gestion au quotidien dans un environnement difficile.
Quelle est la production réelle de cette centrale et le rendement quotidien de chacun de ses composants depuis son inauguration compte tenu de la grande publicité qui lui est régulièrement consacrée par les différents responsables ainsi que la quantité d’énergie produite et vendue à SONATRACH et à quel prix ?
Il serait par ailleurs intéressant de connaitre ce que sont devenus les équipements solaires installés par Sonelgaz pour l’éclairage des 20 villages du Sud. Sont-ils toujours fonctionnels ? Ont-ils été régulièrement suivis, entretenus et la maintenance des accumulateurs et des équipements assurée ? Quelle a été la véritable durée de vie des panneaux photovoltaïques dans un milieu où la température et le rayonnement sont intenses. Quel a été l’effet abrasif des vents de sable sur les panneaux ? Quel a été le retour d’expérience et le retour sur investissement ?
Autant de questions dont la réponse est d’une utilité capitale pour la production et l’utilisation des futurs panneaux photovoltaïques de l’usine de Rouïba et le coût ultérieur de l’implantation du programme national de la conversion directe de l’énergie solaire !
2 août 2012
Hocine Bensaad