Schéma directeur des ENR Résumé à l attention des décideurs 31/01/2012 Contacts: Jean-Marc JANCOVICI jean-marc.jancovici@carbone4.com Julien BLANC julien.blanc@carbone4.com Stéphane BITOT stephane.bitot@carbone4.com
Le projet de Schéma Directeur des ENR Un objectif ambitieux de développement des renouvelables En 2020, 50% de l électricité d origine renouvelable en Polynésie française Un autre objectif aurait probablement entrainé des conclusions différentes Un ensemble d éléments existants Une première PPI a déjà été rédigée en 2009 pour l île de Tahiti De nombreuses études ont été réalisées depuis sur les principales ENR Deux objectifs principaux pour le Schéma Directeur Mise à jour de la PPI pour Tahiti, pour tenir compte des nouvelles conditions et des nouvelles études réalisées entre temps Intégration des îles 31/01/2012 2
Périmètre de l étude Consommation d électricité et population en Polynésie française 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Popula'on Consomma'on Autres îles HIVA OA TUBUAI RURUTU UA POU RAIATEA TAHAA HUAHINE NUKU HIVA RANGIROA BORA BORA MOOREA- MAIAO TAHITI Les îles étudiées spécifiquement représentent 93% de la population et 96% de la consommation éléctrique 31/01/2012 3
Une position moyenne parmi les pays insulaires pour la consommation et la part des EnR Deux leviers pour augmenter la part des renouvelables Baisser les consommations, en conservant la production d EnR Augmenter la production des EnR kwh / habitant / an 12 000 10 000 8 000 6 000 4 000 2 000-11 200 Consommation d électricité par habitant dans 9 300 différents états insulaires 8 500 4 300 4 000 3 000 2 700 2 000 600 230 150 Source: IRENA, SEI, IEOM, EDT Données 2009 ou 2010 selon les îles Comparaison du mix énergétique polynésien avec d'autres états insulaires 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% St Barthelemy Autres îles Guadeloupe Hawaii Nelle PF Calédonie Polynésie Réunion TahiR Fiji Autres EnR Hydroélectricité Thermique Source: IRENA, SEI, IEOM, EDT Données 2009 ou 2010 selon les îles 31/01/2012 4
Messages clés 1/2 Après 50 ans de croissance et 3 années de stagnation, la consommation d électricité est en baisse Cette tendance doit être maintenue pour atteindre 50% d EnR en 2020. La baisse ne doit pas être subie mais accompagnée et amplifiée par la MDE. Les mécanismes tarifaires et les politiques de subvention doivent être revus. Le coût de l électricité polynésienne est structurellement orienté à la hausse La partie thermique suit les cours du pétrole, orientés à la hausse. Toutes les EnR étudiées ont des coûts de production plus élevés que le coût actuel du thermique. Cette hausse ne doit plus être masquée par le FRPH, qui est une subvention à l électricité thermique. 31/01/2012 5
Messages clés 2/2 L objectif de 50% d EnR est tout juste atteignable en se limitant aux techniques et projets existants Il faut favoriser la mise en place de projets de qualité dans le domaine de l énergie Pour bien préparer l après 2020, plusieurs actions sont à mener dès aujourd hui L hydroélectricité est une valeur sûre, mais à un coût nettement plus élevé qu actuellement. Le photovoltaïque intermittent doit être réservé en priorité aux particuliers et projets de petite taille car les capacités d accueil sont limitées. Pour Tahiti le bon objectif est 60% d EnR. La situation est très variable selon les îles. Le Pays doit se doter des moyens humains de régulation du secteur et de contrôle de la concurrence afin d attirer de nouveaux acteurs et investisseurs. Il faut utiliser les mécanismes existants tels l Appel à Manifestation d Intérêt. Il faut rechercher tous les mécanismes de subvention possibles : Etat, Europe, investissements privés Le Pays doit suivre l évolution des technologies d avenir : ETM, solaire thermique, PV avec stockage Le Pays doit suivre ou accompagner les projets pilotes existants : énergie hydrolienne, houlomotrice, biomasse 31/01/2012 6
Agenda La demande en électricité L offre de production L équilibre offre demande Conclusions 31/01/2012 7
Une consommation électrique orientée à la baisse Consommation d électricité en Polynésie française Première baisse Baisse nette : -7% 700 600 GWh 500 400 300 200 100 Iles Tahiti 0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 (estimé) Source: EDT, données annuelles 2011 estimées sur la base des 9 premiers mois Après 15 ans de hausse, on observe un mouvement de stabilisation des consommations, voire une baisse 31/01/2012 8
Une consommation électrique orientée à la baisse (1/2) Après 50 ans de hausse, la tendance est à la baisse à Tahiti GWh 520 500 480 460 Consommation d électricité à Tahiti 2008 : première baisse En 2011 : -7% 440 Variation de la demande à Tahiti Source: EDT, variation 2011 calculée sur les 9 premiers mois de l année Variation annuelle (%) 8% 6% 4% 2% 0% -2% -4% -6% -8% 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 TAHITI - BT Hôpital 420 400 TAHITI - MT 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 (estimé) Données: EDT, données annuelles 2011 estimées sur la base des 9 premiers mois La baisse concerne les abonnés basse et moyenne tension 31/01/2012 9
Une consommation électrique orientée à la baisse (2/2) Après 50 ans de hausse, la tendance est à la baisse dans les îles GWh 140 120 100 80 60 40 Consommation d électricité dans les îles Baisse depuis 2008 Variation de la demande dans les îles Source: EDT, variation 2011 calculée sur les 9 premiers mois de l année Variation annuelle (%) 8% 6% 4% 2% 0% -2% -4% -6% -8% 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 ILES - BT ILES - MT 20 0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Iles (estimé) Données: EDT, données annuelles 2011 estimées sur la base des 9 premiers mois La baisse dans les îles concerne les abonnés basse et moyenne tension, comme à Tahiti 31/01/2012 10
La consommation moyenne est en baisse 350 kwh/mois Baisse du nombre d abonnés en 2011 60 000 Source: Carbone 4, données EDT 300 250 200 150 100 50 50 000 40 000 30 000 20 000 10 000-2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Conso. Moyenne (kwh/mois) Nombre d'abonnés - On constate une stabilisation du nombre d abonnés (décorrélé de l évolution démographique), ainsi qu une diminution de la consommation par abonné 31/01/2012 11
La baisse est plus sensible dans les tranches «hautes», «superflues» Consommation BT 2010, découpage par tranche P3 3% P4 24% P2' 5% P4' 7% P2 12% P0 31% P1 18% Données : EDT, MRM Tranche tarifaire P0 : usage domestique (0 à 150 kwh) Prix de référence de l électricité P1 : usage domestique (151 à 280 kwh) P2 : usage domestique (281 à 500 kwh) P2 : usage domestique (>500 kwh) P3 éclairage public P4 usage professionnel (0 à 3 000 kwh) P4' usage professionnel (> 3 000 kwh) Cette baisse s accompagne donc d une réduction importante de la subvention des tranches «supérieures» à la tranche «sociale» Prix du kwh (2011) 19,16 XPF/kWh 35,91 XPF/kWh 40,56 XPF/kWh 48,66 XPF/kWh 53,66 XPF/kWh 34,66 XPF/kWh 40,56 XPF/kWh 44,26 XPF/kWh Part de la tranche : MWh - - 500-1 000-1 500-2 000-2 500-3 000-3 500-4 000-4 500 Tranche : Source: EDT P0 (-0,3%) - 200 Tarif subventionné Tarifs «subventionneurs» Contribution de chaque tranche à la réduction de la demande 2010-2011 (9 mois) P1 (-6%) -2 200 P2 (-16%) -4 000 P2' (-29%) -3 300 P3 (-4%) - 200 P4 (-3%) -1 600 P4' (-12%) -1 800 31/01/2012 12
Des améliorations sont possibles sur les tarifs Un potentiel réel existe pour la MDE Réduction de la demande domestique sur les 9 premiers mois de 2011, par tranche Prix subventionné Qui en bénéficie vraiment? -17% lié aux comportements -3% lié aux installations PV - < 150 kwh 19,16 XPF/kWh 151 à 280 kwh 40,56 XPF/kWh 281 à 500 kwh 48,66 XPF/kWh > 500 kwh 53,66 XPF/kWh - 500-200 -1 000-1 500-2 000-2 500-3 000-3 500-4 000-4 500 MWh Pref: 35,91XPF/kWh -2 200-4 000-3 300 Source: Carbone 4, données EDT 31/01/2012 13
Dans les îles, il est très difficile d observer une tendance générale Evolution de la demande entre 2008 et 2011 (calculée sur les 9 premiers mois de l'année) 25%% 20%% 15%% 10%% 5%% 0%%!5%%!10%%!15%%!20%%!25%% HUAHINE% Source: EDT MATAIVA% TIKEHAU% NUKU%HIVA% HAO% RIMATARA% TAPUTAPUATEA% RURUTU% TAHAA% MAKATEA% RAIVAVAE% HIVA%OA% UA%HUKA% MOOREA% UA%POU% TUBUAI% MAUPITI% TUMARA'A% BORA%BORA% RANGIROA% La demande suit des variations locales ne respectant aucune tendance générale. Ce sont des raisons spécifiques à chaque île (nouvel hôtel à Huahine, fermeture d établissements à Bora Bora et Rangiroa, etc.) qui expliquent les variations observées. 31/01/2012 14
Les déterminants de la demande Critères démographiques et sociétaux Evolution et projection tendancielle de la population polynésienne Nombre d'habitants par logement? Source: ISPF, 2007 Variation du nombre d'abonnés domestiques à Tahiti Source: ISPF, 2007 Plus que le nombre de personnes, c est le nombre de foyers qui détermine la demande, et celui-ci peut ne pas suivre l évolution démographique 1 200 1 000 800 600 400 200 0-200 - 400 + 1 008 + 1 090 + 548-122 2 008 2 009 2 010 2011 (estimation) Source: EDT (estimation 2011 sur la base des 9 premiers mois 31/01/2012 15
Les déterminants de la demande Conditions économiques Evolution du PIB réel depuis 2006 Variation du PIB réel 3,0% 2,0% 1,0% 0,0% -1,0% -2,0% -3,0% -4,0% -5,0% -0,5% 2,3% -4,0% -1,7% -3,3% -2,7% 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Si l on corrige le PIB de l inflation, l économie apparaît en récession sur les dernières années Source: Services des Affaires Economiques, 2011 Scénarios possibles sur le prix du baril à horizon 2020 Le temps du pétrole abondant et bon marché est définitivement derrière nous $/baril 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 IEA current policies scenario Trend EIA reference scenario EIA High energy price scenario Historical data 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 Source: Carbone 4, d après l AIE et l IEA 31/01/2012 16
Deux contextes contrastés pour définir les scénarios de demande Contrainte extérieure modérée Contrainte extérieure forte Démographie Croissance prévue par l ISPF : 320 000 hab. en 2020 Nombre d abonnés domestiques Retour aux prévisions de l ISPF +2,25% par an Tendance actuelle : le nombre d abonnés ne suit pas la hausse démographique +0,55% par an Demande brute usages domestiques Nombre d abonnés professionnels Demande brute professionnels Retour à la croissance observée entre 2000 et 2007 +15% d ici à 2020 La tendance actuelle se poursuit +1% par an L activité repart à la hausse +20% d ici à 2020 Tendance des dernières années -20% d ici à 2020 Stagnation du nombre d abonnés moyenne tension L activité continue à baisser -20% d ici à 2020 31/01/2012 17
Les potentiels MDE retenus Impact de la politique MDE (scénario «Croissance sans MDE», 2020) -20% -15% -20% -15% Source: Calculs Carbone 4, sur la base de la PPI 2009, EDT et les schémas directeurs des DOM-TOM 31/01/2012 18
modulé par le niveau d engagement en faveur de la MDE Pas de Maîtrise de la Demande Maîtrise de la Demande Contrainte modérée Contrainte forte Croissance sans MDE Ce scénario envisage des conditions concourant à une nette hausse de la consommation d hydrocarbures. Décroissance sans MDE Dans ce scénario la demande plie sous les contraintes externes. Aucun plan de MDE n est mis en place pour prévenir cette contrainte. Croissance avec MDE Dans ce scénario, la demande en services électriques augmente, mais la MDE permet de limiter la hausse de la demande en électricité. Décroissance avec MDE Les conditions difficiles sont prévenues par la mise en place d actions fortes en faveur de la réduction proactive des consommations et permettant la protection des ménages modestes. Ces scénarios ne sont pas extrêmes ou irréalistes, et réciproquement aucun scénario n est présenté comme «moyen» ou «probable» 31/01/2012 19
Quatre scénarios contrastés pour la demande sur Tahiti Tahiti: demande à l'horizon 2020 pour chacun des scénarios 700 638 GWh 600 500 485 GWh 533 GWh 426 GWh 425 GWh Moyenne Tension Eclairage Public GWh 400 300 200 BT Pro Véhicule électrique 100 Usages domestiques - 2011 Croissance sans MDE Croissance avec MDE Décroissance sans MDE Décroissance avec MDE Les deux scénarios «Croissance» sont assez similaires à ceux étudiés dans la première PPI. Dans les scénarios «Décroissance» la MDE joue un rôle de protection plus que de réduction des consommations 31/01/2012 20
déclinables aux îles. Îles: demande à l'horizon 2020 pour chacun des scénarios GWh 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20-123 GWh 175 GWh 2010 Croissance sans MDE 145 GWh Croissance avec MDE 106 GWh 102 GWh Décroissance sans MDE Décroissance avec MDE Moyenne Tension Eclairage Public BT Pro Usages domestiques 31/01/2012 21
Agenda La demande en électricité L offre de production L équilibre offre demande Conclusions 31/01/2012 22
L offre en électricité doit répondre à plusieurs exigences essentielles Puissance Garantie La puissance disponible doit être suffisante pour assurer la réponse à la demande en électricité à tout moment de l année et dans toutes les îles. Coût La production électrique doit se faire à un coût minimal et non soumis à des contraintes extérieures. Qualité La production électrique doit se plier à un certain nombre de règles concernant notamment la stabilité du réseau (minimisation des temps de coupure) ainsi que la protection des équipements qui en font usage (garantie des plages de tension et de fréquence). Exigence Environnementale Les moyens de production mis en œuvre doivent garantir un impact minimal sur l environnement, à l échelle mondiale (émissions de CO 2 notamment) mais aussi locale (pollution de l air, de l eau, biodiversité, etc.). 31/01/2012 23
L équilibrage réseau, une problématique renforcée dans les îles L équilibrage (ajustement continu de la production électrique à la demande en électricité) est aujourd hui quasi exclusivement assuré par les moyens thermiques, pour des raisons de flexibilité (temps de réponse), de puissance garantie et de coûts. Le nécessaire maintien de l équilibrage peut avoir plusieurs conséquences sur le développement des énergies renouvelables, et notamment: Un plafond technique sur la capacité d accueil des EnR dites intermittentes (photovoltaïque, éolien) Un productible revu à la baisse pour certaines énergies (hydraulique notamment) du fait de difficultés de placement 31/01/2012 24
Régulation et intermittence Mix électrique à l instant t Charge thermique Max. Mix électrique à l instant t+5s Réserve tournante Charge thermique min. L offre de production thermique doit être capable à tout instant de compenser les fortes variations rapides de la production photovoltaïque. Sur Tahiti, la puissance maximale admissible pour de l intermittent est de 13,3MW. 31/01/2012 25
Régulation et intermittence Mix électrique à l instant t Charge thermique Max. Mix électrique à l instant t+10s Réserve tournante Charge thermique min. L offre de production thermique doit être capable à tout instant de compenser les fortes variations rapides de la production photovoltaïque. Sur Tahiti, la puissance maximale admissible pour de l intermittent est de 13,3MW. 31/01/2012 26
Exemple d une journée chahutée pour le photovoltaïque Production PV par site (kwh) Production théorique Production réelle Chutes brutale de la production Absence de foisonnement 31/01/2012 27
Placement de l hydroélectricité Mix électrique nocturne En cas de forte disponibilité de l hydro Hydroélectricité non placée Minimum thermique : 2 groupes de 14 MW min. de charge : 50% 2 * 14 * 50% = 14 MW Maximum atteint Dans le cas où les bassins sont pleins, l hydroélectricité non placée est perdue 31/01/2012 28
Placement de l hydroélectricité Courbe de charge et placement des énergies heure par heure pour la journée du 08/08/2010 Puissance)appelée)(MW)) 70" 60" 50" 40" 30" 20" 10" Perte de potentiel hydro 0" 0" 1" 2" 3" 4" 5" 6" 7" 8" 9" 10" 11" 12" 13" 14" 15" 16" 17" 18" 19" 20" 21" 22" 23" 24" Complément"Punaruu" Hydro" Base"Punaruu" RTT" Source: EDT EDT estime pour 2010 la perte d hydroélectricité par manque de capacité d écoulement à environ 3,7% de la production (soit environ 7,8 GWh) pour 440 heures par an. 31/01/2012 29
Une offre majoritairement thermique, avec une part non négligeable d hydroélectricité Schéma Directeur des Energies Renouvelables Puissances installées dans les différents archipels en 2010 Mix électrique de la Polynésie Française Iles sous-le-vent 72 GWh Thermique 33 MW Photovoltaïque 275 kw!!200!!!!!!100!!!!!"!!!!!! Moorea-Maiao 39 GWh Tahiti 560 GWh Tahi0! Iles! Polynésie!Française! Thermique 17 MW Thermique 470 MW Marquises 12 GWh GWh$!!800!!!!!!700!!!! Autres!EnR!!!600!!!! Hydroélectricité!!!500!!!!!!400!!!!!!300!!!! Thermique! 30% Source: EDT, MRM, 2010 Photovoltaïque 109 kw Hydroélectricité 46 MW Thermique 7 MW Photovoltaïque 9 MW Hydroélectricité 1 MW Photovoltaïque 70 kw Source: EDT, MRM, 2010 Australes Thermique Eolien Photovoltaïque 7 GWh 3 MW 120 kw 72 kw Tuamotu-Gambier Thermique Hybride solaire-diesel Photovoltaïque 8 GWh 10 MW 680 kw 49 kw Décembre 2011 page 1 sur 1 31/01/2012 30
Des scénarios de prix pour le pétrole en 2020 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Scénario bas : 110 $/baril en 2020 (ce qui équivaut au prix 2011) Scénario haut : 170 $/baril en 2020 (tendance de la hausse depuis 2003) Les surcoûts pour le kwh thermiques sont calculables + 8 2020 2011 + 8 + 8 + 9 $/baril 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 Coût du kwh thermique, XPF/kWh IEA current policies scenario Trend EIA reference scenario EIA High energy price scenario Historical data 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 + 14 + 9 TAHITI MOOREA BORA BORA RANGIROA MATAIVA RURUTU RIMATARA NUKU HIVA UA HUKA + 12 + 9 + 11 31/01/2012 31
Le coût du kwh est orienté à la hausse +10 $/baril (Brent) => +1 XPF/kWh Tahiti => +2 XPF/kWh îles => +1,25 XPF/kWh Ref $/baril 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 IEA current policies scenario Trend EIA reference scenario EIA High energy price scenario Historical data 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 Impact du FRPH fin 2011 : -2,5 XPF / kwh Soit un décalage d un an de la hausse du prix du baril, pour un coût de 1,6 milliard de francs sur l année 31/01/2012 32
La subvention au kwh thermique rend les EnR moins compétitives 100 96 90 +11,5 + 12,6 XPF / litre 80 70 60 50 40 67 +4,7-13,5-12,6 70 30 20 10 0 Prix CAF Total taxes PrestaRons locales FRPH Transport FPPH Coût ressenr Coût réel Si l objectif de cette pratique est de diminuer le coût de l électricité pour les abonnés, sa logique même est incompatible avec la volonté de développer les énergies renouvelables, celles-ci apparaissant encore moins compétitives. 31/01/2012 33
Un moyen pour servir un objectif: abaisser le coût du kwh électrique (1/3) Impact du FRPH sur le coût de production Subvention du kwh thermique Répercussion sur le coût moyen 31/01/2012 34
Un moyen pour servir un objectif: abaisser le coût du kwh électrique (2/3) Impact du FRPH sur le coût de production Réorientation de la subvention 31/01/2012 35
Un moyen pour servir un objectif: abaisser le coût du kwh électrique (3/3) Impact du FRPH sur le coût de production Réorientation de la subvention Maintien de la subvention globale actuelle 31/01/2012 36
La production hydroélectrique tahitienne varie fortement d une année sur l autre Capacité hydroélectrique installée 250 200 150 149 GWh (27%) 146 GWh (26%) 211 GWh (38%) 174 GWh (33%) 100 50-2008 2009 2010 2011 (esrmé) Production hydroélectrique et part dans le mix 31/01/2012 37
de même que celle des Marquises MWh 2 500 2 000 Hiva Oa Nuku Hiva 1 500 1 000 Capacité hydroélectrique installée 500-2 008 2 009 2 010 Production hydroélectrique aux îles Marquises Note : la production est ralentie en 2010 du fait de travaux sur l une des turbines de Nuku Hiva 31/01/2012 38
Le potentiel hydroélectrique est encore important à Tahiti 2,3 MW 1,2-1,3 MW 1,2-2,7 MW 10 MW 610 kw 2,85-6,2 MW 1,1 MW 31/01/2012 39
mais pas à 12,06 F / kwh Projet Etude menée par Coût (XPF/kWh) Papeiha Vaiiha EDT 36 Mapuaura EDT 35,7 Tuauru Sogreah 37 Onoheha Sogreah 32 Vaïtaara Sogreah 40 Taharuu Sogreah 32 Vaite 2011 Carbone 4 22 Les prix annoncés sont tous supérieurs à 30 XPF/kWh 120 MXPF en 1981 Soit 11 XPF/kWh On applique l évolution de l index du BTP 22 XPF/kWh Sans tenir compte des nouvelles exigences en termes de sécurité, environnement, etc. 31/01/2012 40
Le photovoltaïque a été mis en œuvre de plusieurs manières, depuis près de 15 ans Photovoltaïque en sites isolés C est le programme Photom, lancé en 1997 Au total entre 1997 et 2010, environ 1500 installations ont été réalisées sur 29 îles, pour une puissance totale de 1,8MW Aujourd hui environ 75kWc sont installés chaque année. Une révision du système liant le Pays et les installateurs est prévue pour 2012 Photovoltaïque connecté réseau Un premier programme d incitation, Connectis, a été opérationnel entre 2005 et 2008 (pas de tarif de rachat). Durant ces 4 années, 165kWc/an ont été installés en moyenne. En 2009, les premiers tarifs de rachat ont étés fixés entre 35 et 45 F / kwc (en fonction de la taille des projets), avec la possibilité de profiter d une double défiscalisation. Associées à une baisse rapide des coûts, ces conditions extrêmement favorables ont rapidement mené à une explosion du nombre de projets. Au total sur les années 2008 à 2011, des dossiers ont été déposés pour plus de 65MW d installations, et plus de 13MW de projets cumulés ont été validés par la Commission de l Energie (CE). La plupart des projets sont de tailles supérieures à 200kWc et situées à Tahiti. Dans les îles, 3 projets ont été retenus à Bora Bora, Moorea et Nuku Hiva. Suite à la révision des conditions de défiscalisation fin 2010 et la révision des tarifs de rachat en avril 2011 (alignés sur le coût de production du kwh thermique soit 15,98 XPF/kWh pour Tahiti et 23,64 XPF/kWh pour les îles), une part non négligeable de ces projets a été annulée et le nombre de projets déposés a nettement diminué en 2011. Centrales Hybrides solaire-diesel Une première centrale hybride a été réalisée par EDT en 2000 à Makatea et renforcée en 2005 Six autres centrales ont été construites dans des villages en régie municipale de l archipel des Tuamotu Entre 50% et 100% des besoins sont actuellement couverts par le champ solaire selon les sites. 31/01/2012 41
Après une explosion en 2010, le PV réseau marque le pas Récapitulatif des installations photovoltaïques en Polynésie 25 000 kwc 20 000 15 000 10 000 Installé : 10 500 kwc Validé en Conseil des Ministres : 4 300 kwc Présentés en CM mais non aboutis Validés en CM Installés 5 000 0 Photom Toiture <200kWc Toiture >200kWc Hybride solaire Total Tahiti Total Iles Par type Par île Source: EDT, MRM Sans l annulation de nombreux projets PV, les capacités d accueil du réseau (13,3MW) auraient été totalement saturées. 31/01/2012 42
Potentiel photovoltaïque Potentiel Coûts Tahiti Îles Tahiti Îles PV intermittent Panneaux photovoltaïques «traditionnels», sans système de régulation. Prix compétitifs mais capacité d accueil limitée. PV régulé Hybride solairediesel Potentiel: +5MWc (y compris les projets déjà validés) 13 MWc au total Soit 18 GWh (3% de la consommation 2011 de Tahiti) Environ 50 MW Soit 70 GWh Potentiel: Limité à 30% de la puissance moyenne jour 8 MWc au total Soit 10 GWh (6% de la consommation des îles) Limité à la puissance moyenne jour : 21 MWc soit 28 GWh Baisse de prix globale (matériel et installation) entre -35% et -45% sur la période.!!25!!!! 2011! 2012! 2013! 2014! 2015! 2016! 2017! 2018! 2019! 2020! Source: ASIF Pour de grandes installations (de l ordre du MWc), + 6 XPF / kwh, sur la base d un contrat remporté par l entreprise SAFT pour l une des îles d Hawaï. Pour des installations plus petites, en attente du retour d expérience d EDT sur Mataïva Illimité Illimité >100 XPF/kWh >100 XPF/kWh!!55!!!!!!50!!!!!!45!!!!!!40!!!!!!35!!!!!!30!!!! ILES! TAHITI! 31/01/2012 43
Solaire thermique pour la production d électricité Le solaire à concentration est à exclure car la Polynésie française ne bénéficie pas d un ensoleillement direct suffisamment important. Il est également possible de produire de l électricité à partir de solaire thermique sans concentration (avec une turbine ORC). Cette technologie présente l avantage de pouvoir intégrer très simplement un stockage «tampon» d énergie, sous forme de ballon d eau chaude. Les chiffres ci-dessous sont issus d un entretien avec Christian Lenôtre, directeur général de Sophia-Energie: Emprise au sol: 1ha pour 250kW de puissance et une production annuelle de 400MWh (projet pour l île de la Réunion) Coûts indicatifs: 45-50 F / kwh (coûts de stockage inclus) Cette technologie serait adaptée à la fois à Tahiti et aux îles. Faute de projets concrets à ce jour, ce potentiel n a pas été pris en compte dans l équilibre offre-demande 31/01/2012 44
Eolien L énergie éolienne est très peu développée en Polynésie Française. Les conditions climatiques ne sont pas très favorables à l utilisation cette énergie (vitesses de vent relativement faibles et risque cyclonique), et les conditions d installation sont également délicates avec des vallées souvent difficiles d accès. Deux expériences de taille moyenne ont été menées jusqu ici : Sur l île de Rurutu, 2 éoliennes de 60 kw ont été installées et connectées au réseau. Leur production a représenté en 2001 environ 10% de la production totale de l île. Ces éoliennes, installées en 1991, ont été arrêtées en 2008 (le matériel, arrivé en fin de vie, demandait un coût de maintenance trop élevé) Sur l île de Makemo, une centrale hybride éolien-diesel a été mise en place. La centrale connaît aujourd hui d importantes difficultés liées à du matériel défectueux. Par ailleurs de petites éoliennes (7 kw) alimentent des sites isolés (pensions de famille à Maupiti et Tikehau) ou des réseaux isolés (île de Hao). A Tahiti, l état d avancement des études ne permet pas de conclure à une production possible en 2020 Dans les îles EDT a étudié des projets sur Tahaa, Nuku Hiva, Tikehau et Ua Pou 31/01/2012 45
Biomasse Une expérience de production d électricité à partir de biomasse a déjà été menée sur Tahiti. La société Tamara a Nui avait mis en place à Tipaerui en 1993 une première usine de traitement de déchets ménagers. L électricité était produite à l aide d une turbine vapeur de 2 MW (incinération des déchets) ainsi que deux groupes biogaz de 1 MW. L usine fut finalement arrêtée en 1995 et la société mise en faillite. Deux projets sont actuellement à l étude Sur Tahiti, centrale de bio-méthanisation et compostage de Paihoro o Projet présenté par le groupe SPRES et le Pays: 650kW pour un productible de 5,2GWh par an o Compte tenu des difficultés techniques, environnementales et logistiques de ce type de projet, il nous semble plus prudent de retenir des valeurs plus modestes pour le Schéma Directeur: 300kW pour un productible de 2 GWh par an Sur Nuku Hiva, centrale dendrothermique à Nuku Hiva o o o Projet présenté par la SEDEP: 1,5 MW pour un productible de 4 GWh par an et un prix de revient de 35 F/kWh. Etant donné le peu d études de faisabilité effectuées jusqu ici (accès au plateau, besoins en main d œuvre, placement de la production électrique sur le réseau) et le potentiel déjà important en termes d énergies renouvelables pour Nuku Hiva, nous proposons de baser nos estimations sur une puissance installée plus modeste de l ordre de 500 kw. A défaut d étude permettant de valider ou invalider les coûts annoncés, nous considèrerons un prix de revient de 35 F/kWh. Ces projets sont basés sur des technologies connues mais complexes et doivent faire l objet d études complémentaires 31/01/2012 46
Energies marines Energies hydrolienne et houlomotrice Energie hydrolienne Plusieurs études sont en cours afin de déterminer la faisabilité et la pertinence de l installation d hydroliennes dans les îles, notamment dans les passes. Une étude pilote avait déjà été menée dans la passe Kaki de l atoll de Hao. Deux technologies concurrentes semblent adaptées, et un appel à manifestation d intérêt devrait être lancé courant 2012 pour la mise en place d un projet pilote hydrolien de quelques kw. Les problématiques de coût de référence de l électricité d'origine hydrolienne n ont pas encore été abordées à ce jour, et il nous semble prématuré (hormis pour le prototype de Hao) de l intégrer dans l équilibre offre-demande à horizon 2020. Energie houlomotrice Un premier projet pour la Polynésie, porté par la SEDEP, a fait l objet d études de faisabilité technique. Ce projet qui prévoyait la mise en place d une centrale houlomotrice à Papara, initialement prévu pour 2008, n a toujours pas été concrétisé en 2011. Etant donné le peu d activité autour du projet et l absence à ce stade d un chiffrage des coûts complets, nous ne l intègrerons pas dans l équilibre offre-demande pour 2020. Un second projet est en cours pour l île de Tetiaroa. Il s agit d un projet pilote basé sur la technologie immergée CETO. La mise en place de la centrale, d une puissance de 600 kw, est prévue en 2012. En l état et à horizon 2020 nous ne prendrons en considération que cette première installation. Toutefois si ce premier projet s avère concluant d autres développements pourraient alors être envisagés sur la base de cette technologie lors de la prochaine mise à jour du schéma directeur. Aucun prix de référence ni tarif de rachat n a été fixé à ce jour pour cette technologie. Un retour sur les projets pilotes est attendu avant d envisager un développement à plus grande échelle. 31/01/2012 47
Energies marines Energie Thermique des Mers (ETM) Energie Thermique des Mers (ETM ou OTEC) Un projet de 8.2MW nets en Polynésie porté par Pacific Otec/DCNS est aujourd hui à l étude. Cette filière implique des études de faisabilité préalable longues et coûteuses, avec de nombreuses mesures (bathymétrie, courantologie, etc.). La réalisation était initialement prévue pour débuter en 2010, avec une mise en service en 2014. A ce jour cependant, les études ne sont toujours pas engagées. En l état d avancement du projet il nous semble peu probable de voir le projet aboutir d ici à 2020. Par ailleurs cette technologie étant au stade de développement, des avancées tout à fait significatives ont été annoncées par Pacific OTEC en début d année 2011, et d autres annonces de ce type sont à attendre dans les années qui viennent. Les retours d expériences de la Réunion et de la Martinique permettront certainement également de réduire considérablement les incertitudes et les coûts (18 milliards de francs d investissement à ce jour). A ce stade il nous semble judicieux pour le Pays d attendre une plus grande maturité de la technologie avant de s engager financièrement dans un projet de cette envergure 31/01/2012 48
Agenda La demande en électricité L offre de production L équilibre offre demande Conclusions 31/01/2012 49
Problématique de puissance - Tahiti Equilibre puissance garantie - pointe pour les 4 scénarios retenus MW#!!160!!!!!!140!!!!!!120!!!!!!100!!!!!!80!!!!!!60!!!!!!40!!!!!!20!!!!!"!!!!!! 2001! 2006! 2011! 2016! 2021! 2026! Punaruu! Vairaatoa! Hydro!2010! Croissance!sans!MDE! Croissance!avec!MDE! Décroissance!sans!MDE! Décroissance!avec!MDE! Source: Carbone 4 Seul le scénario «Croissance sans MDE» conduit à une insuffisance de puissance garantie en 2020. Un tel investissement serait pour le moins paradoxal en parallèle d un objectif affiché de développement des énergies renouvelables. Ce scénario est donc à éviter. 31/01/2012 50
Rappel des projets à horizon 2020 pour Tahiti Probabilité Projet Potentiel (MW) Puissance garantie (MW) Invest (MXPF) Productible (MWh) Coût (XPF/ kwh) Probable Papeiha 10,5 1,5 6 600 24 000 36 Probable PV intermittent 6 2 400 8 100 42 à 46 Possible Autres hydro* 15 1,5 22 500 72 000 35 Eventuel PV régulé - - 50 à 60 Eventuel Biogaz Pahairo 0,300-750 1 800 40 *: Projets de Mapuaura, Moaroa, Vairaharaha, Tuauru, Vaitaaara, Taharuu et Onoheha 31/01/2012 51
L équilibre offre-demande met en valeur 3 priorités Courbe d'abattement potentiels/coûts par projet, hors subventions Prix%à%la%produc.on%(XPF/kWh)% 60" 50" 40" 30" 20" Seuils%de%50%%d'EnR,%par%scénario% "Croissance"avec" MDE"" "Décroissance"" "Croissance"" sans"mde"" 2020,%fioul%haut% 2020,%fioul%bas%(=%2011)% 1 2 Investir dans la MDE Lancer 10 à 20 MW de projets hydrauliques 10" Hydro%actuelle% Complément%thermique% 0" 0" 100" 200" 300" 400" 500" Poten.el%de%produc.on%(GWh)% Marama"Nui"2011" PV"200832011"8MW" PV"201232018" SWAC" Biomasse" Papeiha" Autres"hydro" PV"régulé"201632020" Thermique" Source: Carbone 4 3 Suivre l émergence des alternatives 31/01/2012 52
et la nécessité d aller chercher des subventions Prix%à%la%produc.on%(XPF/kWh)% Courbe d'abattement potentiels/coûts par projet, subventions à hauteur de 50% 60" 50" 40" 30" 20" 10" 0" Seuils%de%50%%d'EnR,%par%scénario% "Croissance"avec" MDE"" "Décroissance"" 0" 100" 200" 300" 400" 500" Poten.el%de%produc.on%(GWh)% Marama"Nui"2011" PV"200832011"8MW" PV"201232018" SWAC" Biomasse" Papeiha" Autres"hydro" PV"régulé"201632020" Thermique" Source: Carbone 4 Hydro%actuelle% "Croissance"" sans"mde"" 2020,%fioul%haut% 2020,%fioul%bas%(=%2011)% Complément%thermique% Avec des subventions à hauteur de 50%, les projets EnR permettent de contenir la hausse du coût de l électricité. 31/01/2012 53
Nuku Hiva Seuils%de%100%%d'EnR,%par%scénario% 90" Situa.on%actuelle% Scénario"bas" Scénario"haut" Hydro%2009% Prix%à%la%produc.on%(XPF/kWh)% 80" 70" 60" 50" 40" 30" 2020,%gazole%haut% 2020,%gazole%bas%(=%2011)% Hydro%op.misa.on% PV%actuel% PV%aCendu% Eolien%Terre%Déserte% Hydro%Aakapa% 20" 10" 0" 0" 1000" 2000" 3000" 4000" 5000" 6000" Poten.el%de%produc.on%(MWh)% Hydro%Hakui% Dendrothermie% Nuku Hiva peut devenir une île pilote avec un mix 100% EnR. Il faudra alors résoudre les questions de régulation et puissance garantie. 31/01/2012 54
Rangiroa Seuils de 50% d'enr, par scénario Prix à la production (XPF/kWh) 60 50 40 30 20 10 PV intermittent PV régulé Scénario Bas : 4 004 MWh Scénario Haut : 8 225 MWh 2020, gazole haut 2020, gazole bas (= 2011) PV int. 2012 : 84 MWh PV int. 2014 : 84 MWh PV int. 2016 : 84 MWh PV int. 2018 : 84 MWh PV régulé 2018 : 785 MWh Thermique 0 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 Potentiel de production (MWh) Sur une île comme Rangiroa les capacités d accueil de l intermittence ne permettent pas d atteindre 50% d EnR à partir du photovoltaïque. Il faudra envisager d autres sources d énergie ou un coût de stockage. 31/01/2012 55
Dans les îles de petite taille ( < 300 habitants) En 2011 7 Centrales hybrides 1 600 fûts de gazole économisés chaque année Mix électrique à 80% renouvelable Maintenance réduite Qualité de la fourniture améliorée 31/01/2012 56
Dans les îles de petite taille ( < 300 habitants) En 2020 28 centrales hybrides 5 700 fûts de gazole économisés chaque année Mix électrique à 80% renouvelable Maintenance réduite Qualité de la fourniture améliorée 31/01/2012 57
Agenda La demande en électricité L offre de production L équilibre offre demande Conclusions 31/01/2012 58
La hausse et la variabilité sont réduites par la mise en place des EnR Evolution des coûts de production (scénario «Croissance avec MDE») Tahiti Les îles Polynésie Actions entreprises Surcoût 2020 Baril haut Surcoût 2020 Baril bas (= prix 2011) Variabilité Pas d EnR supplémentaires +4 XPF/kWh -1 XPF/kWh +5 XPF/kWh EnR sans subventions +5 XPF/kWh +2 XPF/kWh +3 XPF/kWh Surcoût / Gain +1 XPF/kWh +3 XPF/kWh EnR avec subventions +2,5 XPF/kWh -1 XPF/kWh +3,5 XPF/kWh Surcoût / Gain -1,5 XPF/kWh +0 XPF/kWh Pas d EnR supplémentaires +8 XPF/kWh 0 XPF/kWh +8 XPF/kWh EnR sans subventions +10 XPF/kWh +4 XPF/kWh +6 XPF/kWh Surcoût / Gain +2 XPF/kWh +4 XPF/kWh EnR avec subventions +3,5 XPF/kWh -2,5 XPF/kWh +6 XPF/kWh Surcoût / Gain -4,5 XPF/kWh -2,5 XPF/kWh Pas d EnR supplémentaires +5 XPF/kWh -1 XPF/kWh +6 XPF/kWh EnR sans subventions +6 XPF/kWh +2 XPF/kWh +4 XPF/kWh Surcoût / Gain +1 XPF/kWh +3 XPF/kWh EnR avec subventions +3 XPF/kWh -1 XPF/kWh +4 XPF/kWh Surcoût / Gain -2 XPF/kWh +0 XPF/kWh 31/01/2012 59
Messages clés (1/2) La consommation d électricité en Polynésie française a baissé fortement en 2011, après trois années de stagnation. Cette tendance doit être maintenue pour parvenir à l objectif de 50% d électricité d origine renouvelable en 2020. La MDE est primordiale pour : o Contenir la demande dans un scénario croissant o Accompagner la baisse dans un scénario décroissant En particulier, les mécanismes de subvention et de défiscalisation existants doivent être revus afin de favoriser les économies d électricité et les investissements dans les renouvelables. Pour Tahiti, l objectif de 50% d électricité d origine renouvelable peut être atteint en faisant exclusivement appel aux technologies maîtrisées (PV intermittent et surtout hydroélectricité). Compte tenu des capacités déjà installées en PV, les nouveaux projets intermittents doivent être réservés à des projets de petite taille pour éviter de saturer les capacités Pour les gros projets PV, un système de régulation adapté doit être compris dans le projet Pour les îles, l atteinte du même objectif dépend de la typologie des îles, en particulier s il existe d autres ressources que le PV (hydroélectricité, biomasse, éolien, etc.). En l absence de ressources alternatives, le PV intermittent est plafonné à 10-15% de la production électrique, et le solde pour parvenir à l objectif de 50% d EnR ne peut être atteint qu avec des technologies plus chères, plus compliquées, et moins maîtrisées. 31/01/2012 60
Messages clés (2/2) Pour poursuivre dans cette voie, et augmenter la part des EnR au-delà de 2020, il est nécessaire de Suivre l évolution des technologies alternatives en développement : ETM, solaire thermique, PV régulé Accompagner les projets pilotes en cours : énergie hydrolienne, houlomotrice, biomasse De manière générale, il est essentiel pour le Pays de se doter des moyens humains nécessaires à la régulation de son système électrique, notamment avec l arrivée souhaitée de nouveaux acteurs. En l absence d actions volontaristes, le coût de l électricité polynésienne est structurellement orienté à la hausse La partie thermique suit les cours du pétrole, orientés à la hausse o Cette hausse ne doit plus être masquée par la FRPH, qui est une subvention à l électricité thermique Toutes les EnR étudiées ont des coûts de production plus élevés que le coût actuel du thermique Pour contenir / accompagner cette hausse, plusieurs pistes peuvent être envisagées Subvention des projets d EnR Refonte de la grille tarifaire, pour atténuer la hausse pour les abonnés les plus fragiles 31/01/2012 61
Schéma directeur des ENR Résumé à l attention des décideurs 31/01/2012 Contacts: Jean-Marc JANCOVICI jean-marc.jancovici@carbone4.com Julien BLANC julien.blanc@carbone4.com Stéphane BITOT stephane.bitot@carbone4.com