SYSTEMES ENERGETIQUES INSULAIRES : GUADELOUPE

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1 SYSTEMES ENERGETIQUES INSULAIRES BILAN PREVISIONNEL DE L EQUILIBRE OFFRE-DEMANDE D ELECTRICITE 215 Prépublication des prévisions de consommation et des investissements SYSTEMES ENERGETIQUES INSULAIRES : GUADELOUPE SOMMAIRE Préambule 2 1 Prévisions de consommation Corse Guadeloupe Guyane La Réunion Martinique Saint-Barthélemy Saint-Martin 1 2 Investissements à réaliser Corse Guadeloupe Guyane La Réunion Martinique Saint-Barthélemy Saint-Martin Saint-Pierre-et-Miquelon 19 EDF SA 22-3, avenue de Wagram Paris cedex 8 Capital de euros R.C.S. Paris Direction des Systèmes Énergétiques Insulaires Tour EDF 2, place de la Défense 925 PARIS LA DEFENSE Téléphone Télécopie

2 PREAMBULE Dans le cadre des missions qui lui sont confiées par la loi du 1 février 2, EDF réalise tous les deux ans, en tant que gestionnaire de réseau des zones non interconnectées au réseau métropolitain continental, un bilan prévisionnel de l équilibre offre-demande d électricité. Le dernier bilan, couvrant la période , a été publié en 213 et a été réactualisé en 214 pour la période Le bilan prévisionnel 215 sera publié au cours de l été 215. Cependant, afin de fournir des informations pour la rédaction de la programmation pluriannuelle de l énergie (PPE), les prévisions de consommation attendues et les investissements à réaliser sont publiés dès mai 215 dans le présent document. 2

3 1 PREVISIONS DE CONSOMMATION Les prévisions ont été réalisées pour deux scénarios de consommation : Le scénario «référence MDE» (maîtrise de la demande en énergie). Ce scénario correspond au scénario de référence et intègre les hypothèses les plus probables de croissance démographique et économique. Il suppose que l ensemble des acteurs concernés dont EDF poursuit les actions de maîtrise de l énergie aujourd hui engagées. Le scénario «MDE renforcée» repose sur les mêmes hypothèses de croissance démographique et économique mais suppose une accélération des actions de maîtrise de l énergie. Il ne fait pas d hypothèse sur les grands projets de maîtrise de la demande en énergie. Les prévisions de consommation sont présentées année par année entre 215 et 22 puis par pas de cinq ans entre 22 et 23. Les analyses des pointes annuelles sont réalisées en moyenne horaire. Pour Saint-Pierre-et-Miquelon, aucune prévision de consommation n est présentée. Que ça soit à Saint-Pierre ou à Miquelon, si la pointe continue à croitre au rythme observé ces dernières années (pointe stable à Saint-Pierre et de l ordre de 2,3% par an à Miquelon sur les dix dernières années), les puissances installées actuelles devraient suffire à satisfaire la demande des clients. 3

4 GWh MW Direction des Systèmes Energétiques Insulaires 1.1 CORSE Energie annuelle moyenne (GWh) % 1.4% 1.3% Pointe annuelle moyenne (MW) % 1.5% 1.4% Energie annuelle moyenne (GWh) %.5%.2% Pointe annuelle moyenne (MW) %.5%.4% 3 Prévisions de l'énergie annuelle moyenne 7 Prévisions de la pointe annuelle moyenne

5 GWh MW Direction des Systèmes Energétiques Insulaires 1.2 GUADELOUPE Energie annuelle moyenne (GWh) % 1.3% 1.% Pointe annuelle moyenne (MW) % 1.5% 1.4% Energie annuelle moyenne (GWh) %.4%.% Pointe annuelle moyenne (MW) %.8%.7% 2 5 Prévisions de l'énergie annuelle moyenne 35 Prévisions de la pointe annuelle moyenne

6 GWh MW Direction des Systèmes Energétiques Insulaires 1.3 GUYANE Les hypothèses présentées ci-dessous ne concernent que le réseau électrique du littoral et n intègre pas l hypothèse de raccordement d importantes exploitations minières à ce réseau Energie annuelle moyenne (GWh) % 2.4% 2.% Pointe annuelle moyenne (MW) % 2.6% 2.3% Energie annuelle moyenne (GWh) % 1.6% 1.1% Pointe annuelle moyenne (MW) % 1.9% 1.8% 1 4 Prévisions de l'énergie annuelle moyenne 25 Prévisions de la pointe annuelle moyenne

7 GWh MW Direction des Systèmes Energétiques Insulaires 1.4 LA REUNION Energie annuelle moyenne (GWh) % 1.5% 1.3% Pointe annuelle moyenne (MW) % 1.6% 1.5% Energie annuelle moyenne (GWh) %.7%.4% Pointe annuelle moyenne (MW) % 1.%.9% 4 Prévisions de l'énergie annuelle moyenne 7 Prévisions de la pointe annuelle moyenne

8 GWh MW Direction des Systèmes Energétiques Insulaires 1.5 MARTINIQUE Energie annuelle moyenne (GWh) % 1.7% 1.5% Pointe annuelle moyenne (MW) % 2.1% 1.9% Energie annuelle moyenne (GWh) %.9%.5% Pointe annuelle moyenne (MW) % 1.4% 1.3% 2 5 Prévisions de l'énergie annuelle moyenne 35 Prévisions de la pointe annuelle moyenne

9 GWh MW Direction des Systèmes Energétiques Insulaires 1.6 SAINT-BARTHELEMY Energie annuelle moyenne (GWh) % 2.% 2.% Pointe annuelle moyenne (MW) % 2.% 2.% Energie annuelle moyenne (GWh) % 1.% 1.% Pointe annuelle moyenne (MW) % 1.% 1.% Prévisions de l'énergie annuelle moyenne Prévisions de la pointe annuelle moyenne

10 GWh MW Direction des Systèmes Energétiques Insulaires 1.7 SAINT-MARTIN Energie annuelle moyenne (GWh) % 1.5% 1.5% Pointe annuelle moyenne (MW) % 1.5% 1.5% Energie annuelle moyenne (GWh) %.8%.8% Pointe annuelle moyenne (MW) %.8%.8% Prévisions de l'énergie annuelle moyenne Prévisions de la pointe annuelle moyenne

11 2 INVESTISSEMENTS A REALISER Compte tenu des caractéristiques des systèmes électriques dont SEI est gestionnaire, les nouveaux besoins en investissement ont été déterminés par tranche de 2 MW pour la Corse, la Guadeloupe, la Guyane, la Martinique et la Réunion. Pour ces territoires, les besoins en moyens de base et de pointe sont différenciés. Pour Saint-Barthélemy, Saint-Martin et Saint-Pierre-et-Miquelon, compte tenu de leur plus petite taille, les besoins ont été déterminés par tranche de 5 MW, sans distinction des besoins de base et de pointe. Cette maille unitaire de calcul ne traduit pas certaines contraintes liées au dimensionnement de la réserve primaire et aux réseaux. Ces contraintes devront être prises en compte lors du choix des solutions technologiques et de leur dimensionnement pour réponse aux besoins exprimés ici. L affichage des besoins par tranche de 5 ou 2 MW ne doit pas conduire à un émiettement des projets. Pour répondre aux besoins de manière optimale d un point de vue économique, certains projets pourront répondre aux besoins répartis sur plusieurs années. Selon la nature de l investissement, des couleurs différentes sont utilisées : Projet en cours Renouvellement Nouveau besoin Le seuil de défaillance retenu dans les bilans prévisionnels est une durée moyenne de défaillance annuelle de trois heures pour des raisons de déséquilibre entre l offre et la demande d électricité. Les calculs pour déterminer les besoins en investissement ont été réalisés en prenant en compte des hypothèses concernant le développement des productions photovoltaïque et éolienne, avec et sans stockage. 11

12 2.1 CORSE En MW Base Base 8x2 5x2 Pointe Pointe 4x2 6x2 2 2x2 RENOUVELLEMENTS DES MOYENS EXISTANTS La centrale du Vazzio, composée de sept diesels de 18,9 MW chacun pour une puissance totale de 132,3 MW, doit être renouvelée autour de 22 et au plus tard début 223. Trois des quatre TAC présentes à Lucciana devront être renouvelées entre 221 et 225 : les TAC 1 et 2 (d une puissance de 2 MW chacune) et la TAC 3 (d une puissance de 25 MW). La liaison électrique SACOI (reliant en courant continu la Corse à la Sardaigne et l Italie et propriété du gestionnaire du système électrique italien TERNA), d une puissance de 5 MW, est ancienne avec un risque de défaillance qui augmente d année en année. La Corse a notamment connu en 21 une période où les quatre câbles sous-marins depuis l Italie et la Sardaigne ont été simultanément indisponibles. Son renouvellement, piloté par TERNA, est nécessaire peu après 22. Sans préjuger de l avenir, des échanges entre le gestionnaire de système et TERNA sont en cours pour tenter de définir un planning de renouvellement compatible avec la durée de vie de la station de conversion. NOUVEAUX BESOINS La croissance de la consommation fait apparaitre de nouveaux besoins entre 221 et 23 dans le scénario référence MDE uniquement : 6 MW de nouveaux moyens de pointe sont nécessaires. BESOINS SUPPLEMENTAIRES EN CAS DE PERTE DURABLE DES LIAISONS SARCO OU SACOI La liaison SARCO (reliant en courant alternatif la Corse à la Sardaigne et d une puissance maximale de 1 MW) et la liaison SACOI sont indispensables à l équilibre offre-demande. En cas de perte prolongée d une de ces liaisons, entre 6 MW et 8 MW de moyens de production supplémentaires (majoritairement des moyens de base) sont nécessaires immédiatement. SOLUTION ENVISAGEABLE POUR COUVRIR L ENSEMBLE DES BESOINS La localisation des nouveaux moyens de production devra tenir compte de l augmentation de la consommation d électricité plus marquée sur l extrême sud de la Corse, ce qui conduit à des déséquilibres entre la consommation et la production dans cette zone et donc à des contraintes sur le réseau électrique. Un rééquilibrage de la puissance disponible vers la région Ajaccienne est indispensable en termes de sûreté du système électrique. Pour couvrir le renouvellement de la centrale du Vazzio et des TAC mais également les nouveaux besoins jusqu en 23, un équipement thermique d une puissance de 25 MW en région ajaccienne, fonctionnant au fioul domestique en attendant l arrivée du gaz naturel, devrait être réalisé dans les plus brefs délais et mis en service avant début 223. Dans le scénario référence MDE, le renouvellement de la station de conversion de SACOI est indispensable à l équilibre offre-demande. 12

13 2.2 GUADELOUPE En MW Base Pointe 2x2 Base Pointe 2 2x2 2 CENTRALE DE CONTOUR GLOBAL ENERGIES ANTILLES Le contrat avec Contour Global pour la centrale d Energies Antilles (d une puissance totale de 15 MW) prenant fin en 22, il sera nécessaire, pour le scénario référence MDE uniquement, de construire un moyen de pointe d une puissance de 2 MW. Dans le scénario MDE renforcée, cette centrale pourra être déclassée sans être renouvelée. RENOUVELLEMENT DES TAC La TAC 2 (d une puissance de 2 MW) devrait être déclassée en 217. La mise en service récente de la centrale de EDF-PEI Jarry a donné suffisamment de marges à l équilibre offre-demande pour que la TAC 2 puisse être déclassée sans être renouvelée immédiatement. Elle devra tout de même être remplacée par un nouveau moyen de pointe en 22 dans le scénario référence MDE uniquement. Entre 221 et 225, les TAC 3 et 4 (d une puissance de 2 MW chacune) seront déclassées et devront être renouvelées. NOUVEAUX BESOINS La croissance assez faible de la consommation permet de limiter fortement les nouveaux besoins. Dans le scénario référence MDE, seuls 2 MW supplémentaires sont nécessaires, entre 226 et 23. Dans le scénario MDE renforcée, aucun nouveau besoin n est nécessaire sur la période étudiée. MOYENS DE SECOURS Une TAC de secours, d une puissance de 2 MW, est toujours présente sur le site de Jarry mais elle n est plus utile depuis la mise en service de la centrale d EDF-PEI à Jarry. Cette TAC a vocation à être mutualisée avec la Martinique et la Guyane selon l évolution de l équilibre offre-demande dans chacun de ces territoires. 13

14 2.3 GUYANE En MW Base 3x2 2 2 Pointe Base 3x2 2 Pointe RENOUVELLEMENT DES TAC La TAC 11 à Degrad des Cannes (d une puissance de 2 MW) doit être déclassée en 215. Son renouvellement immédiat est nécessaire pour maintenir l équilibre offre-demande. En 219, la TAC 1 à Degrad des Cannes (d une puissance de 2 MW) sera déclassée et renouvelée. La TAC 4 à Kourou (d une puissance de 2 MW) sera déclassée et renouvelée entre 221 et 225. RENOUVELLEMENT DE LA CENTRALE DE DEGRAD DES CANNES Les neuf diesels de la centrale de Degrad des Cannes fournissent une puissance maximale de 67,4 MW. Ils devront être renouvelés autour de 22, par des moyens de base avec un besoin minimal de 6 MW. NOUVEAUX BESOINS Entre 22 et 23, il sera nécessaire de construire 4 MW de moyens de base et 2 MW de moyens de pointe dans le scénario référence MDE et 2 MW de chaque type de moyens dans le scénario MDE renforcée. La localisation de ces moyens de production devra tenir compte de la forte croissance de la consommation autour de Saint-Laurent-du-Maroni. MOYENS DE SECOURS Une TAC de secours de 2 MW a été mise en service à Kourou en MW de groupes électrogènes ont également été installés début 215. Ces moyens de secours permettent de compenser les travaux importants prévus jusque 22 sur Petit-Saut mais également, en partie seulement, les investissements qui ne pourront pas être réalisés à temps pour répondre aux besoins recensés ci-dessus. 14

15 2.4 LA REUNION En MW Base Base 2 2x2 3x2 Pointe Pointe x2 2x x2 MISE EN SERVICE DE LA TAC D ALBIOMA A SAINT-PIERRE Albioma mettra en service fin 216, voire au plus tard début 217, une TAC de 41 MW. Elle fonctionnera en partie au bioéthanol. MOYEN DE SECOURS POUR L ALIMENTATION DU SUD DE L ILE Ces dernières années, la croissance de la consommation a été particulièrement importante dans le sud de l île. Or le projet de construction d'une TAC dans le sud a pris du retard et les interconnexions actuelles du réseau électrique n'ont pas la capacité suffisante pour garantir la sécurité de l'alimentation électrique de cette zone. En attendant la mise en service de la TAC d Albioma à Saint-Pierre ou de la nouvelle ligne LEO (Liaison Electrique de l Ouest), des moyens de secours sont nécessaires dans le sud, pour une puissance totale de 12 MW. Ils devraient être installés au plus tard début 216. RENOUVELLEMENT DE LA CENTRALE D ALBIOMA BOIS ROUGE 1 Le contrat avec Albioma pour la centrale de Bois Rouge 1 (deux groupes de 27 et 28 MW) prenant fin en 227, il sera nécessaire de remplacer ces groupes par de nouveaux moyens de base, à hauteur de 6 MW dans le scénario référence MDE et 4 MW dans le scénario MDE renforcée. NOUVEAUX BESOINS Dans le scénario référence MDE, 4 MW supplémentaires de moyens de pointe sont nécessaires en 219. Ensuite, 2 MW de moyens de base et 2 MW de moyens de pointe sont nécessaires entre 221 et 225. Pour finir, 4 MW de moyens de pointe sont nécessaires entre 226 et 23. Dans le scénario MDE renforcée, les nouveaux besoins se limitent à 4 MW de moyens de pointe entre 221 et 225 puis 2 MW entre 226 et

16 2.5 MARTINIQUE En MW Base 36,5 Pointe 2 2 Base 36,5 Pointe 2 MISE EN SERVICE DU GROUPE D ALBIOMA GALION 2 Albioma mettra en service en 217 un groupe de 36,5 MW fonctionnant à la bagasse et à la biomasse. TAC DE LA SARA Le contrat d achat par EDF de l'électricité produite par les deux TAC de la SARA (puissance maximale de la fourniture à EDF de 7 MW) prend fin en 217. Les parties devront s interroger sur l opportunité de prolonger ce contrat après cette échéance, mais celui-ci n est pas indispensable à l équilibre offre-demande. DECLASSEMENT DES TAC A la mise en service du groupe Galion 2, les TAC 2 et 3 situées à Pointe des Carrières (d une puissance de 2 MW chacune) pourront être déclassées. La TAC 4 située à Bellefontaine devra ensuite être déclassée entre 221 et 225. Son renouvellement immédiat est nécessaire dans le scénario référence MDE uniquement. NOUVEAUX BESOINS La croissance assez faible de la consommation permet de limiter fortement les nouveaux besoins. Dans le scénario référence MDE, seul 2 MW supplémentaires sont nécessaires, en 22. Il s agit d un moyen de pointe. Dans le scénario MDE renforcée et bien qu aucune TAC ne soit renouvelée, le seul nouveau besoin concerne un moyen de pointe de 2 MW entre 226 et 23. DIESELS DE POINTE DES CARRIERES Les contraintes d émissions de polluants pourraient nécessiter de réaliser avant 223 des travaux pour mise en conformité des deux diesels lents de 4,6 MW chacun dans la centrale de Pointe des Carrières. Ces travaux devraient permettre de respecter les nouvelles normes d émission et donc de prolonger la durée de vie de ces groupes au-delà de 23. Sans mise en conformité, le déclassement de ces groupes en 223 nécessiterait la construction de 6 MW de moyens de pointe supplémentaires. 16

17 2.6 SAINT-BARTHELEMY En MW x RENOUVELLEMENT DES ANCIENS GROUPES Les six anciens groupes PA6 (d une puissance de 3,1 MW chacune) vont devoir progressivement être renouvelés. En considérant qu un groupe sera déclassé chaque année entre 218 et 223, il sera nécessaire, sur cette période, de mettre en service 2 MW de nouveaux groupes dans le scénario référence MDE et 15 MW dans le scénario MDE renforcée. NOUVEAUX BESOINS La croissance de la consommation nécessite à court terme la mise en service de 5 MW supplémentaires dès 216 dans le scénario référence MDE et en 217 dans le scénario MDE renforcée. Ensuite, 5 MW supplémentaires sont nécessaires en 23, quel que soit le scénario. 17

18 2.7 SAINT-MARTIN En MW x5 3x x5 3x5 RENOUVELLEMENT DE LA CENTRALE EDF ACTUELLE La construction de trois nouveaux moteurs diesel de 8,7 MW chacun a commencé en 214. Leur mise en service, prévue début 216, permettra de déclasser les deux moteurs 12PA6 ainsi que quatre des huit moteurs 16PA6 de l usine EDF. Cela conduira à une augmentation de la puissance installée de 4 MW. Les quatre autres moteurs 16PA6 (d une puissance totale de 16,4 MW) devront être renouvelés à l horizon 218. RENOUVELLEMENT DE LA CENTRALE DE CONTOUR GLOBAL ENERGIES SAINT-MARTIN Le contrat avec Contour Global pour la centrale d Energies Saint-Martin (d une puissance totale de 14,1 MW) prenant fin en 223, il sera nécessaire de construire de nouveaux groupes pour une puissance équivalente. NOUVEAUX BESOINS La croissance assez faible de la consommation permet de limiter fortement les nouveaux besoins. Dans le scénario référence MDE, seul 5 MW supplémentaires sont nécessaires, entre 226 et 23. Dans le scénario MDE renforcée, aucun nouveau besoin n est nécessaire sur la période étudiée. 18

19 2.8 SAINT-PIERRE-ET-MIQUELON En MW RENOUVELLEMENT DE LA CENTRALE DE MIQUELON Les groupes de Miquelon 1 (quatre groupes de,5 MW chacun) mais également les groupes de Miquelon 2 (deux groupes de 1,2 MW et un groupe de,8 MW) arrivent en fin de vie et devront donc être renouvelés autour de 22, pour une puissance à peu près équivalente. NOUVEAUX BESOINS Aucun nouveau besoin n est recensé ni à Saint-Pierre ni à Miquelon. 19