7ème Conférence Générale du Comité Maghrébin de l‘Eléctricité Impact de l'intégration des EnR’s sur l'exploitation des réseaux électriques : Évolution de la gestion des réseaux et exigences techniques Aziz AMEYOUD C.E.O of System Operator of Electricity – Algeria OS Spa – Company of Sonelgaz group E-mail: ameyoud.azziz@os.dz Nouakchott (Mauritanie), Les 11-12 Décembre 2018

Etat des lieux du Réseau de Transport de l’Electricité Postes électriques Longueur du réseau de transport Postes électrique par niveau de tension (kV ( Nombre 400 17 220 112 150 1 90 4 60 194 Nombre total postes 328 Transformateurs par niveau de tension ( kV) 400/220 32 220/60 195 220/30 29 60/30/10 538 Nombre de transformateurs 794 Capacité de transformation 57 511 MVA Longueur (km)  Tension 4710 400kV 13794 220kV 72 150kV 567 90kV 9492 60kV 416 Câbles 29 051 Total

Situation de la production au 31 décembre 2017 Différentes technologie de production de l’électricité Type des installations de production Puissance installée (MW) Turbines Gaz 11614 Turbines Vapeur 2435 Cycles Combinés 4575 Turbine Hydrauliques 228 Centrales solaires - PV 342 Eoliennes 10 Groupes Diesel 382 Total  19586 Réseaux Electriques Capacité Installée (MW) Nord 17 803 Adrar – In Salah - Timimoune 649 Grand réseau du Sud 1 133 Total  19586

Carte du Réseau Electrique Algérien (2017)

Réseau d’Adrar – In Salah – Timimoune - 2017

Réseau de transport de l’électricité prévisionnel à l’horizon 2030

Carte prévisionnelle du réseau de transport d’Adrar – In Salah – Timimoune a l’horizon 2030

Prévision de la demande de l’électricité à l’Horizon 2030 Réseau d'Adrar – In Salah – Timimoune Année 2025 662 MW Année 2030 928 MW Réseau Interconnecté Nord Année 2025 21 948 MW Année 2030 26 322 MW

Hypothèses considérés du projet Plan de développement du réseau de Transport Plan de développement de la Production Programme national des Energies Renouvelables Selon le tableau ci-dessous: 2eme période: 2025 - 2030 1ere Période: 2020 - 2025 Eoliennes Photovoltaïques Type d’EnR’s 2000 MW 5200 MWc 1000 MW 4 050 MWc Raccordement au réseau Nord 2000 MWc Réseau du grand sud

Processus d’étapes de l’étude 1 Choix des sites production pour le raccordement du Réseau Nord avec le réseau d’Adrar – In Salah - Timimoune 2 Choix de la Technologie de l’interconnexion (Courant Continu-HVDC, Courant Alternatif-HVAC) 3 Renforcement des 02 réseaux Nord et Sud pour la lever ds contraintes 4 Evaluation des gains économiques de l’interconnexion 5 Définition de l’intégration des EnR’s au Réseau d’Adrar – In Salah - Timimoune

1 3 4 2 Gains Attentes positives de l’interconnexion Stimuler le développement et gain économique Amélioration de la qualité de service électrique 1 3 Gains Possibilité d’intégration massif des EnR’s au réseau d’Adrar – In Salah -Timimoune Amélioration des indicateurs de performance et de sécurité du système électrique 4 2

Etude des différents axes de l’interconnexion entre les réseaux Nord et Sud : 03 chemins arrêtés – Voir ci-dessous: Adrar – Beni Abbes – Bechar 650 km Timimoune – El Golea – Hassi R’mel 700 km In Salah – El Goléa – Hassi R’mel 790 km

Déroulement du projet ……… 09 phases ont été menées pour le choix de la solution de l’interconnexion Nord - Sud Collecte, validation des données et termes de référence de l’étude Étude statique Étude de court-circuit Étude de fiabilité Choix de la technologie: HVDC - HVAC Étude de compensation – Série – parallèle - SVC Étude dynamique Qualité de l’énergie Rentabilité économique

Processus de déroulement du projet Collecte et validation des données et termes de référence de l’étude Étude statique Étude des courts – circuits T6 T5 T4 Étude de la compensation Choix de la technologie Étude de fiabilité T7 T8 T9 Étude dynamique Évaluation de la qualité de l’énergie Évaluation de la rentabilité économique

Quelques aspects à gérer Présence de criticités Conclusions du choix de la technologie de l’interconnexion Analyse des aspects techniques liés au projet La flexibilité est l’aspect le plus critique pour la technologie en CC parce qu’elle empêche la possibilité de développements futures de l’interconnexion. Critères Technologie Flexibilité CA LCC VSC Limite de tension Limites de puissance à transporter (capacité) Limites de puissance à transporter (minimale) Inversion de flux de puissance Longueur de l’interconnexion Energie perdue Fiabilité Placement/exploitation des lignes aériennes Mise sous tension/puissance réactive Pas de problèmes Cas meilleur Quelques aspects à gérer Présence de criticités

Conclusions du choix de la technologie de l’interconnexion Analyse des aspects techniques liés au réseau Critères Technologie Contribution aux courants de court-circuit CA LCC VSC Robustesse des réseaux Redémarrage du réseau CA après une panne Exploitation en cas des contingences (N-1) Exploitation en cas de défaut sur le système Répartition de la réserve du système Risque des résonances hypo-synchrones Qualité de l’énergie Le risque dû à la panne sur un pôle est l’aspect le plus critique pour la liaison en CC parce qu’elle causerait un déséquilibre de puissance en PIAT et en RIN avec le risque de déclenchement des interconnexions avec le Maroc et la Tunisie dans les conditions les plus contraignantes.

Conclusions du choix de la technologie de l’interconnexion Analyse des aspects environnementaux et généraux En ce qui concerne les aspects environnementaux et généraux, il n’y a pas de conditions de criticité, il y a seulement une condition générale plus favorable pour la liaison en CA par rapport aux solutions en CC. Critères Technologie Contribution aux courants de court-circuit CA LCC VSC Robustesse des réseaux Redémarrage du réseau CA après une panne Exploitation en cas des contingences (N-1) Exploitation en cas de défaut sur le système Répartition de la réserve du système Risque des résonances hypo-synchrones Qualité de l’énergie

Coûts d’investissement [kUS$] Critère économique Le critère économique tient compte de trois sous-critères, qui sont : Les coûts d’investissement, selon les valeurs calculées dans l’étude de la rentabilité économique Les pertes sur l’interconnexion, selon les valeurs calculées dans l’étude de fiabilité Les coûts des combustibles évités, selon les valeurs calculées dans l’étude de fiabilité Les coûts d’investissement pour les trois variantes de l’interconnexion Variante de l’interconnexion Coûts d’investissement [kUS$] CA – double terne CA – deux simples ternes HVDC VSC LCC Adrar – Bechar 957410 1038410 1080060 1052460 Timimoun – Hassi R’Mel 806811 920811 984120 917720 In Sala – Hassi R’Mel 977830 1073830 1095820 1029420

Critère économique… Les pertes d’énergie pour les trois variantes de l’interconnexion Variante de l’interconnexion Pertes d’énergie [%] CA – double terne CA – deux simples ternes HVDC VSC LCC Adrar – Bechar 4.84 3.25 2.65 Timimoun – Hassi R’Mel 5.43 3.41 2.81 In Sala – Hassi R’Mel 6.12 3.59 2.99 Les pertes d’énergie pour les variantes en CA ont été calculées dans l’étude de fiabilité ; par contre, les pertes d’énergie en cas de la liaison en CC ont été estimées à partir des pertes en CA avec la formulation suivante déjà considérée dans l’étude de la rentabilité économique Pcc pertes pour la liaison en CC Pca pertes pour la liaison en CA Vca tension nominale de la ligne en CA Vcc tension nominale de la ligne en CC cos(φ) facteur de la charge Pstat pertes dans chaque station de conversion

Coûts des combustibles évités [MUS$] Critère économique… coûts des combustibles évités Variante de l’interconnexion Coûts des combustibles évités [MUS$] CA – double terne CA – deux simples ternes HVDC VSC LCC Adrar – Bechar 255 Timimoun – Hassi R’Mel 272 In Salah – Hassi R’Mel 273

Evaluation de la rentabilité économique Les informations normalement utilisées pour une analyse financière incluent : Inflation Amortissement de l’investissement Rémunération du capital Coût des capitaux propres Intérêt sur les prêts Taux d'actualisation pondéré Durée du prêt (années) Impôts sur le revenu

Résultats de l’Etude d l’interconnexion Nord - Sud Apres analyse des résultats de l'étude le meilleur choix est porté sur la variante 2 Axe : Timimoune – El Goléa – Hassi R’Mel C’est l’axe le mieux indiqué selon les critères techniques et économiques

Résultats de l’Etude de l’interconnexion Nord - Sud Niveau de tension 400 kV 02 circuits Longueur de l’interconnexion 700 km Capacité de transit : 1300 MW Evaluation technique et économique Pas de renfoncement du réseau Nord

Paramètres de performances du Système Electrique 2030 2025 1300 Limites des échanges Réseau Nord Sud 0,5 TWh Réseau Sud Nord 3,9 TWh 0,2 TWh 4,3 TWh Echanges d’énergie annuelle Réseau Sud 4,8 TWh Réseau Nord 13,6 TWh 4,4 TWh 10,0 TWh Production de l’énergie Renouvelable annuelle 710 Heures 807 Heures Heures de saturation de l’interconnexion 8999 M$ (sans interconnexion) 8727 M$ 7574 M$ (sans interconnexion) 7385 M$ Couts annuels de la production conventionnelles 3353 Heures 3440 Heures Heures équivalent d’utilisation 5,43% 5,81% Pertes sur l’interconnexion 43438 kton sans interconnexion 41552 kton -1886 kton 43438 kton Sans interconnexion 41838 kton -1600 kton Emissions du Dioxyde de carbone – CO2 -

Autres Aspects, les répercussions importantes sont: Nombre d’heures équivalentes d’utilisation (EOH) élevé pour une ligne d’interconnexion basée sur les renouvelables Quasimment toute l’énergie renouvelable produite à Adrar – In Salah – Timimoune est consommée Réduction des émission du dioxyde de carbone - CO2 »

Réseau Adrar – In Salah - Timimoune Rendement économique avec le développement des EnR’s au pôle d’Adrar –In Salah - Timimoune Energie Renouvelable Réseau Adrar – In Salah - Timimoune 2025 2030 Puissance installée Photovoltaïque 1690 MWc Puissance installée éolienne 710 MW 860 MW Analyse des aspects environnementaux et généraux Pour ce qui concerne les aspects environnementaux et généraux, il n’y a pas de conditions de criticité, il y a seulement une condition générale plus favorable pour la liaison en CA par rapport aux solutions en CC.

Topologie de la variante Timimoun – Hassi R’Mel l’interconnexion permet le développement massif de l’énergie EnR au niveau du PIAT : 1690 MWc de PV et 860 MW d’éolien

Recommandations pour le raccordement des EnR’s Contrôle de la puissance réactive Contrôle de la puissance active

Recommandations pour le raccordement des EnR’s Protections contre les variations de la tension Contribution au courant réactif

Règles de raccordement des centrales EnR’s Le contrôle de la tension faite par les centrales EnR’s Les exigences de protection de tension minimale et maximale, afin de ne pas déclencher une grande quantité de production EnR's en cas d’une baisse ou d’une hausse de tension sur le réseau due, par exemple, à un court-circuit et aux phénomènes transitoires Les exigences de protection de fréquence minimale et maximale, afin de ne pas déclencher une grande quantité de production EnR's en cas d’une baisse ou d’une hausse de fréquence sur le réseau due, par exemple, à un court-circuit ou à un déséquilibre de puissance, ainsi que par phénomènes transitoires Les exigences de limiter la production EnR's en cas de sur-fréquence La nécessité de contrôler le courant injecté pendant un court-circuit sur le réseau

Recommandations de l’étude de l’interconnexion Autre prescriptions sont normalement liées à : La qualité de l’énergie (flicker, harmoniques, nombre de déclenchements et réenclenchements permis) La variation maximale admissible de la puissance active produite (en MW/min en cas de déclenchement et réenclenchement de la centrale pour ne pas avoir une variation brusque de la puissance injectée dans le système) Temps de réponse dynamiques en cas d’une contingence Système de protection et contrôle Température d’exploitation

Conclusions Les analyses techno-économiques ont montré que la meilleure alternative de l’interconnexion est Timimoune – Hassi R’Mel, avec le poste intermédiaire à El Goléa : Deux circuits avec le niveau de tension 400 kV Technologie : CA Puissance transmissible : 1300 MW Longueur : 360 km + 340 km (700 km) Cette solution : est faisable techniquement est rentable économiquement

L’interconnexion Nord - Sud… Le «Corridor Algérien de l’Énergie Verte » (le projet « CAEV »)

Merci Nouakchott (Mauritanie), Les 11-12 Décembre 2018 Aziz AMEYOUD C.E.O of System Operator of electricity – Algeria OS Spa – Company of Sonelgaz group E-mail: ameyoud.azziz@os.dz Nouakchott (Mauritanie), Les 11-12 Décembre 2018