La mutation du réseau de distribution dans un contexte de transition énergétique Mourad Adjal Président Directeur Général de la Société Algérienne de Distribution de l’Electricité et du Gaz 7ème Conférence Générale du COMELEC 11 et 12 décembre 2018, Nouakchott (Mauritanie)

SOMMAIRE Introduction Les défis de la transition énergétique « électrique » La conception et le développement des réseaux en Algérie Les énergies renouvelables en Algérie La problématique de l’intégration des EnR au réseau de distribution Les nouveaux usages de l’électricité La digitalisation et la cybersécurité De consommateurs à consomm’acteurs Conclusion

Introduction Les réseaux de distribution commencent à faire face à une situation nouvelle Installations du renouvelable Forte intermittence Injectent de la puissance fonctionnent Avec un flux à double sens Evolution de la consommation Nouvelles solutions Jouer sur la flexibilité de la demande Nouveaux usages Ajuster les profils de consommation aux productions intermittentes

Changement profond dans les prochaines Pas de changement des fonctions de base Exploiter et développer le réseau Accès non discriminatoire au réseau Évolution du rôle des GRD Les changements Développement rapide des EnR décentralisés Emergence des nouveaux usages de l’électricité (mobilité électrique) l'énergie circulera dans les deux sens Changement profond dans les prochaines les flux d'information transmis occuperont la place centrale du système

Les défis de la transition énergétique « électrique » La transition énergétique entraine une série de défis qui sont d’ordre : Techniques : Besoins en centrales beaucoup plus flexibles et à faible émission de CO2 en complément aux énergies renouvelables. Besoin en capacité de stockage de l’énergie électrique (sous différentes formes) et pour des horizons de temps différents (court, moyen et long terme). Besoin d’intelligence dans les réseaux électriques de manière à mieux mesurer et mieux gérer les flux d’énergie. Non techniques : Développement de nouveaux services à la clientèle (exemple : aide à la gestion de l’énergie au niveau industriel, domestique, collectivité, …).

Maintenir la stabilité des réseaux électriques Exemple : Maintenir la stabilité des réseaux électriques localisation des installations de production. L’intégration de la production décentralisée conduit à un fonctionnement bidirectionnel des réseaux. gestion des moyens de production intermittents dans le système électrique. Les réseaux devront être gérés de manière plus réactive, grâce aux nouvelles technologies (Smart grids) Défis Assurer en permanence une adéquation parfaite entre production et consommation Ces technologies regroupent de nombreux outils et systèmes pour la gestion des réseaux (comptage communicant, stockage de l’électricité, modèles de marché, onduleurs et charges contrôlables, etc.). Les nouvelles technologies de l’information et de la communication interviendront également afin d’optimiser les flux d’énergie et, notamment, d’assurer l’équilibre « offre/demande ». La cybersécurité Défis Quel est le niveau actuel de protection de mes installations, de mes processus d’exploitation, de maintenance, … ? Comment remédier, augmenter le niveau de protection ?

La conception et le développement des réseaux en Algérie La conception et le développement des réseaux répond à trois impératifs : L’optimisation des coûts d’investissement La sureté du système électrique La qualité de la fourniture L’évolution des conditions d’exploitation des réseaux avec l’arrivée des EnR, des nouveaux usages, et de nouveaux services rendent encore plus important le rôle du Distributeur pour le bien être du client. Aussi, le Distributeur doit en tout temps : Maintenir et moderniser les infrastructures de distribution Garantir la qualité de la fourniture d’électricité Garantir la sécurité de l’approvisionnement Assurer l’accès non discriminatoire au réseau

L’électricité n’étant pas stockable (au sens classique du terme), il faut donc la consommer au moment où elle est produite. Les réseaux électriques ont donc été développés pour assurer à tout moment le lien entre la production et la consommation, leur gestion donc, doit garantir à tous instant l’équilibre entre l’électricité injectée et l’électricité consommée. Selon qu’il soit aérien ou souterrains, différentes structures de réseau sont possibles Réseau aérien : La structure des réseaux aériens est arborescente à deux ordres de lignes : dorsales et dérivations. Les départs se caractérisent par des longueurs très importantes avec un grand nombre de dérivations souvent très rapprochées et n’alimentant un nombre réduit de postes. Les statistiques montrent que les dérivations constituent le siège de la majeure partie des incidents.

Réseau souterrain : Les réseaux souterrains sont constitués d’un seul type de lignes : les dorsales. Ces réseaux, par leur constitution (faible longueur et forte section des conducteurs) présentent des chutes de tension très réduites. Les différentes structures possibles du réseau souterrain : Source à source Maillée En épi Fuseau En double dérivation

L’évolution du réseau électrique En Algérie, le réseau de distribution est subdivisé en deux parties, le réseau moyenne tension avec des tensions de 10 kV en zone urbaine, et 30 kV en zone rurale, et le réseau et le réseau Basse tension avec des tensions utilisés de 230 V et 400 V. Quant aux réseaux alimentant le grand sud, ceux-ci sont constitués de multiples systèmes électriques alimentant chacun une région, composés de centrales diesels ou solaires photovoltaiques injectant directement sur le réseau moyenne ou basse tension.

Evolution et prévision de la demande Sur les dix dernières les ventes d’électricité de la Distribution ont augmenté de 30 000 Gwh, et rien que pour l’année 2017 l’augmentation est de le l’ordre de 4000 GWh, qui représente 8% par rapport à l’année 2016. Cette évolution des ventes est traduite aussi par la puissance maximale appelée qui a dépassée 14 000 MW en 2017, et pourra dépasser 25 000 MW dans dix ans. (scénario moyen)

Les énergies renouvelables en Algérie Filière 1ère phase 2015-2020 [MW] 2ème phase 2021-2030 [MW] TOTAL [MW] Photovoltaïque 3 000 10 575 13 575 Eolien 1 010 4 000 5 010 CSP – 2 000 Cogénération 150 250 400 Biomasse 360 640 1 000 Géothermie 05 10 15 TOTAL 4 525 17 475 22 000

La stratégie de mise en œuvre du programme Cette phase verra la réalisation d’une puissance de 4000 MW, entre photovoltaïque et éolien, ainsi que 500 MW, entre biomasse, cogénération et géothermie. Première phase 2015 - 2020 Le développement de l’interconnexion électrique entre le Nord et le Sahara (Adrar), permettra l’installation de grandes centrales d’énergies renouvelables dans les régions d’In Salah, Adrar, Timimoun et Béchar et leur intégration dans le système énergétique national. A cette échéance, le solaire thermique pourrait être économiquement viable. Deuxième phase 2021 - 2030 Les projets EnR de production de l’électricité dédiés au marché national seront menés en deux étapes :

Production Enr injectée sur le réseau de distribution en Algérie Localité Capacité en MW Observation 1 ADRAR /KABERTENE 10 2014 2 GHARDAIA 3 ILLIZI/DJANET 2015 4 5 ADRAR 20 6 TAMANRASSET 13 7 TINDOUF 9 8 TAMANRASSET/ IN-SALAH 2016 ADRAR/Z.KOUNTA ADRAR/REGGANE 11 ADRAR/TIMIMOUNE 12 ADRAR/AOULEF S/AHRAS-OUED EL KEBRIT 15 14 OUARGLA / EL HADJIRA 2017 OUED EL MA / BATNA Total 121   Dans un premier temps, deux centrales ont été réalisées dans un objectif de tester deux technologies différentes en EnR : Oued Nechou à Ghardaia pour le Photovoltaïque, d’une puissance de 1.1 MW, mise en service le 10/07/2014. Kabertane à Adrar pour l’éolien, d’une puissance de 10.2MW, mise en service le 04/07/2014. Et depuis 2014, 13 centrales supplémentaires ont été mises en service, pour une puissance totale de 121 MWc qui injectent directement sur le réseau de distribution.

La problématique de l’intégration des EnR au réseau de distribution Un nouveau paradigme pour le réseau : Initialement, le réseau a été conçu pour conduire l’électricité dans un seul sens : des centrales de production vers les consommateurs. Un nouveau paradigme, implique un nouveau défi : comment intégrer une part de plus en plus élevé d’énergie renouvelable ? Intégrer des parts élevées d’énergies renouvelables variables, nécessite de repenser la conception, le fonctionnement et la planification des futurs systèmes électriques d’un point de vue technique et économique. Quel dimensionnement ? Quelles règles de raccordement des sources décentralisées ? Comment développer de nouveaux outils de conduite pour faire face aux contraintes techniques liées à l’intermittence et à la volatilité ? Le réseau de distribution devient un point d’entrée pour les sources de production décentralisée La production électrique des EnR est délicate à intégrer car elle : Se situe souvent loin des sites de consommation Est peu prévisible et peu stable N’est pas synchrone avec les pointes de consommations N’est à ce jour que peu stockable

L’impact des EnR sur les réseaux de Distribution électrique Création d’un départ, d’un poste source ou renforcement L’énergie produite n’est pas consommée localement Installations de forte puissance Lieu va conditionner les contraintes du réseau à lever la production est éloignée de la consommation Les autres installations Intégration complexe et coûteuse d’importantes évolutions du réseau sont nécessaires (accroissement de la section du câble voire changement de nature du câble) Installations liées à l’habitat Intégration pas problématique Proches du lieu de consommation Pas de surproduction locale

Les nouveaux usages de l’électricité L’électricité est un vecteur énergétique particulièrement versatile. Il existe de multiples technologies pour la produire et de nombreux usages auxquels elle peut répondre.  Les usages spécifiques par exemple : l’éclairage, l’électroménager, l’électronique et plus généralement toutes les technologies du numérique. D’autres usages, comme par exemple la mobilité électrique (véhicules électriques) et l’explosion des usages « nomades » (téléphonie mobile, tablettes et ordinateurs portables par exemple). Le phénomène des pointes de consommation. Toutes les énergies connaissant des pics de consommation en fonction des usages auxquels elles répondent : pics estivaux pour le refroidissement, pics du matin et du soir pour l’éclairage… Quelles sont les conséquences de ce phénomène ? En prenant comme exemple le véhicule électrique, comment s'assurer que les consommateurs ne mettront pas tous leur véhicule en charge en rentrant chez eux à l’heure de la pointe de consommation du soir ? La capacité de stockage des véhicules (hors période de mobilité) peut potentiellement être mobilisée comme source d’appoint lors des périodes de forte sollicitation, dans une approche dite de Vehicle to Grid (V2G).

La Digitalisation et la Cybersécurité Dans ce nouvel environnement de transition énergétique et numérique devenu plus complexe, les gestionnaires des réseaux de distribution investissent dans de nouvelles solutions digitales pour apporter l’intelligence nécessaire à la bonne gestion du réseau, améliorer la maîtrise des coûts opérationnels et tirer profit de nouvelles opportunités. La mue digitale est : une opportunité pour faire évoluer les services « cœur de métier » et les modèles opérationnels associés : en développant de nouveaux services de raccordement intelligent pour les producteurs locaux d’énergie renouvelable, ou encore des services améliorés de mise à disposition de données de consommation à des acteurs tiers tels que les fournisseurs d’énergie, ou les collectivités locales. une source de nouvelles opportunités de création de valeur : Le développement technologique contribue à rendre les frontières de plus en plus poreuses entre les différents secteurs d’activités. Par exemple, en Europe, les services autour de la mobilité électrique ont fait intervenir des acteurs de différents horizons (constructeurs automobiles, fournisseurs d’énergie, agrégateur de flexibilité, gestionnaires de bornes de recharge, etc.).

L’obstacle à l’introduction des NTIC : L’apparition de nouveaux risques La superposition de l’infrastructure de réseau électrique et des technologies de l’information modernes, l’augmentation du nombre de points d’interaction avec le réseau exposent potentiellement les réseaux électriques intelligents aux menaces modernes ciblant les systèmes d’information. L’introduction de NTIC dans le réseau occasionne des risques de piratage et d’attaques, tant pour les particuliers que pour le GRD. Il convient donc d’appliquer des protections informatiques adéquates à tous les nœuds du réseau.

De Consommateurs à Consomm’acteurs Alors que l’équilibre du réseau se faisait majoritairement en agissant sur l’offre (action sur la production centralisée facilement contrôlable), demain l’équilibre se fera aussi en jouant sur la consommation. En effet, à l'autre bout de la ligne, une flexibilité accrue de la part du consommateur permettrait des économies substantielles sur les réseaux. Concrètement, il faudrait inciter le client à effacer ou reporter une fraction de sa consommation lors des périodes de pointe. L'incitation passe par une révision des tarifs de la distribution. L’enjeu est donc de promouvoir des usages performants de l’électricité, c’est à dire des usages qui non seulement consomment moins, mais aussi permettent soit d’effacer, soit de reporter les puissances appelées dans les tranches de pointe.

Conclusion Emergence de besoins nouveaux en termes de flexibilité Rythme compatible avec la construction des sources renouvelables (révision des processus de planification et d’anticipation des investissements du développement du réseau) L’exigence de l’équilibrage en temps réel nécessitera un pilotage de plus en plus fin du système et notamment des consommations, en exploitant au mieux les potentialités du big data et de l’intelligence artificielle ou « augmentée ». Flexibilité et agilité des réseaux au développement Emergence de besoins nouveaux en termes de flexibilité

La gestion de la demande Les nouveaux usages de l’électricité L’intégration des EnR La gestion de la demande Les nouveaux usages de l’électricité