GUYANE MISSION DE PROSPECTION DANS LE SECTEUR DE L ENERGIE DU 18 AU 20 AVRIL 2012 RAPPORT DE MISSION VERSION DIFFUSABLE JUIN 2012 1/24
Table des matières Table des matières... 2 1 Résumé... 3 2 Le secteur électrique en Guyane... 7 2.1 L organisation du secteur électrique guyanais... 7 2.1.1 Transport et distribution... 7 2.1.2 Vente : monopole d EDF SEI et péréquation tarifaire... 8 2.2 La demande d électricité en Guyane... 9 2.2.1 La demande actuelle... 9 2.2.2 La demande en 2020 d après le bilan prévisionnel d EDF... 9 2.2.3 La demande à horizon 2030... 10 2.3 La production d électricité en Guyane... 10 2.3.1 Le parc d EDF SEI... 10 2.3.2 La planification des moyens de production d électricité... 10 2.3.3 Le régime de l obligation d achat... 11 2.3.4 Le régime de l appel d offres... 11 2.3.5 Le régime du gré-à-gré... 12 3 Les filières de production... 13 3.1 Photovoltaïque : un potentiel saturé pour le PV sans stockage... 13 3.2 Éolien : potentiel saturé pour des projets sans prévision et stockage... 15 3.3 Hydroélectricité : fil de l eau plutôt que grand barrage... 15 3.4 Biomasse : potentiel intéressant, filière à structurer... 16 3.4.1 Un gisement intéressant... 16 3.4.2 État des réflexions... 18 3.5 Interconnexion avec le Suriname : beaucoup d incertitudes... 19 4 Contribution de l AFD... 21 4.1 Les prêts directs au secteur privé... 21 4.2 La garantie Fonds DOM... 21 4.3 La garantie ARIZ... 22 4.4 Les activités menées pour le compte d OSEO... 22 4.4.1 Le contrat de développement... 22 4.4.2 Le contrat de développement participatif... 23 4.4.3 Les prêts participatifs éco-énergie (PEE)... 23 4.4.4 Les prêts participatifs de développement bois (PPD Bois)... 24 4.4.5 Les prêts verts... 24 2/24
1 Résumé Partenaire financier privilégié des collectivités locales en Guyane, l AFD dispose également d une palette d outils financiers prêts directs, garantie Fonds DOM, garantie ARIZ, prêts pour le compte ou en partage de risques avec OSEO qu elle peut mettre à disposition des entreprises privées pour contribuer au développement économique de la Guyane. L AFD peut en particulier consentir à des promoteurs privés des prêts d un montant supérieur à 1 M, aux côtés de banques commerciales (l AFD ne souhaite pas représenter plus de la moitié de la dette d un projet) et à des conditions financières comparables à celles de ces banques. L AFD entend notamment participer aux initiatives visant à promouvoir le développement endogène du territoire. Les énergies renouvelables sont un des secteurs qui apparaissent naturellement comme porteurs d un développement endogène. Ainsi, faisant suite à des missions sectorielles dans les domaines de la pêche, de l élevage et de l or, une mission technique de l AFD s est rendue en Guyane du 18 au 20 avril pour approfondir la connaissance de l AFD du secteur énergétique guyanais, promouvoir les outils financiers de l AFD et nouer (ou renouer) des contacts avec des bénéficiaires potentiels et des partenaires institutionnels. Vu sa courte durée, la mission avait été précédée de contacts à Paris et à Cayenne. La mission a ainsi pu rencontrer : des représentants du secteur privé : GENERG (Groupement des entreprises en énergies renouvelables de Guyane), VOLTALIA (porteur de projets photovoltaïques, biomasse et hydroélectriques), ABIODIS (promoteur d un projet de biomasse à Saint-Georges), ENDEL (promoteur d un projet biomasse à Saint-Laurent), NEOEN (promoteur d un projet biomasse à Montsinéry-Tonnégrande), CR EOLE (promoteur d un projet éolien à Matiti), Scierie du Larivot, bureaux d étude spécialisés dans les économies d énergie, etc. EDF SEI, producteur, acheteur unique et distributeur de l électricité en Guyane ; trois acteurs institutionnels : DEAL, ONF et ADEME ; et deux acteurs financiers : la CDC et le Crédit agricole. La mission a retenu les points suivants : Une demande et des coûts de production en forte croissante Le barrage de Petit Saut produit, suivant les années, 50 à 75 % de l électricité consommée en Guyane. Le reste est produit par les moteurs diesel et turbines à combustion d EDF et, de façon plus marginale, par la centrale au fil de l eau de VOLTALIA sur la Mana (2,5 %), la centrale biomasse de VOLTALIA à Kourou (0,9 %) et des dizaines d unités photovoltaïques (0,3 % en 2010, probablement de l ordre de 5 à 10 % en 2012). La croissance de la consommation est telle qu elle nécessite la mise en service de 6,5 MW par an pour une production additionnelle annuelle de 40 GWh. D ici 2030, environ 120 MW de nouveaux moyens de production devraient être mis en service. L augmentation de la part de la production thermique, conjuguée à l augmentation des prix du pétrole, font que les coûts de production sont en forte croissance. Les coûts de production d EDF en Guyane, tels que constatés ou prévus par la Commission de régulation de l énergie (CRE) pour établir la compensation d EDF au titre de la péréquation tarifaire avec la métropole, sont ainsi passés de 116 M en 2006 à 169 M en 2012. Pour ces raisons, et pour atteindre les objectifs du Grenelle II de 50 % de la consommation finale d énergie (y compris carburants ) couverte par les énergies renouvelables en 2020, ainsi que ceux du Conseil Interministériel de l Outre-mer (CIOM) d autonomie énergétique en 2030, tous les acteurs reconnaissent l importance des efforts à porter sur la maitrise de la demande et sur le développement des énergies renouvelables. La maitrise de la demande est la filière la plus prometteuse 3/24
Le bilan prévisionnel pluriannuel d EDF estime que des actions volontaristes et économiquement responsables (volontaristes car non rentables pour le consommateur vu les tarifs, économiquement responsables car permettant de diminuer les coûts globaux du système électrique) de maitrise de la demande permettraient de réduire de 40 MW les capacités installées en 2030, par rapport au scénario de référence, tendanciel. C est plus que la contribution attendue de chacune des filières renouvelables. La maitrise de l énergie est ainsi retenue comme la priorité numéro un de la politique énergétique guyanaise par le projet de schéma régional du climat, de l air et de l énergie (SRCAE). D après la récente actualisation du Plan énergétique régional pluriannuel de prospection et d exploitation des énergies renouvelables et d utilisation rationnelle de l énergie (PRERURE), la structure de la consommation d électricité par usage ne devrait pas significativement évoluer : la climatisation et la production de froid devraient continuer à représenter respectivement 30 % et 25 % de la consommation finale d électricité. Des actions sur l efficacité des équipements et sur le bâtiment sont donc prioritaires. L eau chaude sanitaire, qui représente aujourd hui environ 11 % de la consommation dans le résidentiel, apparait comme un gisement important et réaliste d économies d énergie. La très grande différence entre le tarif moyen de l électricité (environ 77 /MWh HT en 2009) et le coût marginal de production d EDF (supérieur à 200 /MWh) fait que le consommateur n est pas suffisamment incité à économiser l électricité. EDF n est pas non plus incité à promouvoir l efficacité énergétique car il est compensé pour ses surcoûts de production. Cette situation non optimale justifierait que des actions de maitrise de la demande soient en parties subventionnées par la contribution aux charges de service public de l électricité (CSPE). En l absence d un tel mécanisme, ces actions relèvent aujourd hui essentiellement de l initiative publique : réglementation thermique DOM, étiquetage énergie des équipements, obligation de chauffeeau solaires, aides au diagnostic énergétique et à l investissement. La mission n a donc pas identifié de projet d investissement privé dans ce domaine mais l AFD se tient à la disposition des acteurs pour participer, avec ses outils, à des actions de maitrise de la demande. La biomasse : potentiel intéressant, filière à structurer La biomasse possède un potentiel de développement important, estimé à 40 MW d ici 2030. Le bois nécessaire proviendrait, à terme, pour deux tiers des défriches agricoles (ou à des fins de promotion immobilière environ 1 000 ha par an sont aujourd hui défrichés à des fins agricoles et la biomasse n est pas valorisée et pour un tiers de la forêt, que ce soit en marge de l exploitation de bois d œuvre ou en provenance de parcelles dédiées au bois énergie, dans des conditions garantissant le renouvellement du stock de biomasse. Si le gisement des défriches agricoles est le plus prometteur, les promoteurs de projets électriques manquent de visibilité sur la disponibilité et le prix de cette biomasse pour baser leur plan d affaires dessus. S agissant du bois de forêt, l ONF est en mesure de garantir à un promoteur de projet une disponibilité de biomasse sur 20 ans, soit sur pied (charge à l industriel d assurer l exploitation, le transport, le stockage et le broyage), soit par l intermédiaire de sa filiale ONF Énergie (avec une biomasse livrée sur site voire broyée). Les plans d affaires des premiers projets biomasse à voir le jour devraient donc être basés uniquement sur un approvisionnement en bois de forêt. Quand ces premiers projets entreront en exploitation, cela créera certainement une demande pour la filière défriche qui pourra alors se structurer. Pour être approuvés par le CRE, les contrats de vente d électricité entre un promoteur et EDF doivent proposer un prix (i) inférieur au coût de production évité pour EDF, estimé à 250 /MWh, et (ii) correspondant au coût normal et complet pour cette technologie dans cette zone. Pour l heure, malgré la disponibilité garantie de la ressource en forêt, le fort soutien politique local et les intérêts économiques, environnementaux et sociaux de la biomasse, aucun promoteur n a signé de contrat d achat d électricité avec EDF à un prix qu il juge satisfaisant. Le principe de comparer le prix proposé au coût évité, dans le but légitime de minimiser le montant des coûts de production, est discutable à deux titres : (i) il ne tient pas compte de l augmentation probable des prix du pétrole et de la moindre vulnérabilité de la biomasse aux chocs pétroliers et (ii) il néglige le besoin d apprentissage de la filière : ce n est qu en permettant à des premiers projets de se réaliser que la filière pourra se structurer et que les coûts de production pourront baisser. Il est 4/24
étonnant de constater que des mégawatts-heures photovoltaïques sont achetés à plus de 400 alors que les projets biomasse ne bénéficient d aucun soutien par rapport au thermique Pour sortir de cette impasse, les acteurs de la filière (industriels, ONF, exploitants forestiers), sous l impulsion notamment d une étude lancée par le commissaire au développement endogène, cherchent à se structurer pour optimiser les processus et être en mesure de fournir une biomasse en quantité et à des prix permettant à des projets de se réaliser. Il nous semble que deux voies devraient davantage être explorées : - Si l on considère que, à coût équivalent, la filière biomasse est plus intéressante que la filière thermique, notamment en termes de retombées économiques locales, alors elle doit faire l objet d un soutien public additionnel à la CSPE, sous le forme de contribution à certains investissements initiaux par exemple. En effet, la CSPE, abondée par et pour le système électrique français dans son ensemble, n a pas vocation à financer ces retombées économiques locales. - La programmation pluriannuelle des investissements de production d électricité adoptée en 2009 par le ministre chargé de l énergie était favorable au développement de la filière biomasse en Guyane et recommandait de lancer un appel d offres pour une installation de production d électricité à partir de biomasse. Un tel appel d offres permettrait, par la mise en concurrence, de révéler les coûts normaux et complets dans cette zone de la biomasse et de réduire la suspicion d effet d aubaine qui peut peser sur des promoteurs. Attentive à l évolution de la situation, l AFD se tient à la disposition des acteurs privés, porteurs de projets de production ou exploitants forestiers, pour les accompagner dans leurs projets d investissement. L éolien et le photovoltaïque : un réseau «saturé» en énergies intermittentes L éolien et le photovoltaïque sont des moyens de production intermittents, dans le sens où leur production n est pas garantie puisqu elle dépend respectivement du vent ou de l ensoleillement. Les dispositions réglementaires en vigueur autorisent EDF à déconnecter des installations intermittentes dès lors que la part de ces sources dépasse à un instant donné 30 % de la consommation. Ce seuil est déjà atteint certaines heures de l année, de sorte que les projets de production qui se monteraient aujourd hui ne peuvent avoir la certitude de vendre toute leur énergie. Aucun projet éolien ou photovoltaïque ne peut être monté dans ces conditions. En revanche, s ils sont associés à des dispositifs de prévision et de stockage qui leur permettent de produire de façon prévisible (du jour pour le lendemain) et stable (par paliers d une heure par exemple), ces projets peuvent être envisagés et faire l objet d une obligation d achat par EDF. La société CR EOLE a ainsi remporté un appel d offres lancé par la CRE pour un projet éolien avec prévision et stockage. Le Schéma régional du climat, de l air et de l énergie (SRCAE) en cours d élaboration devra comporter une annexe intitulée «schéma directeur éolien», qui définira les espaces du territoire régional favorables au développement de l énergie éolienne. Si les technologies pour l éolien avec prévision et stockage font leur preuve à des coûts acceptables, ce qui reste à démontrer à l échelle industrielle, alors il pourrait y avoir un potentiel de plusieurs dizaines de mégawatts pour la production éolienne. L hydroélectricité : fil de l eau plutôt que grand barrage La création d un deuxième grand barrage permettrait a priori de produire en quantité de l électricité bon marché et peu carbonée (quoique les impacts climat de la création de barrages réservoirs en milieu tropical soient l objet de controverses). Un tel projet poserait cependant évidemment des questions environnementales sensibles. Le SRCAE soumis à la consultation du public en avril 2012, ne l évoque pas en tout cas. Le SRCAE est en revanche assez ambitieux (22 MW) en ce qui concerne le développement de l hydraulique au fil de l eau qui, si elle ne maximise pas le potentiel de production d un bassin, permet 5/24
de produire à bas coûts avec des impacts environnementaux très limités (pas de réservoir créé, impact limité au marnage habituel du cours d eau, débit réservé permettant la continuité du milieu, passes à poissons et à pirogues). Tout seuil naturel situé à une distance raisonnable d un poste source constitue une centrale potentielle et le tarif d achat dont peuvent bénéficier les centrales de moins de 4,5 MW fait que des projets industriels privés peuvent être développés. Ces projets peuvent a priori bénéficier de prêts de l AFD. L électrification de l intérieur L électrification est évidemment un des défis du secteur électrique guyanais. EDF et les collectivités mènent des projets d extension du réseau littoral (vers Apatou), de production (Maripasoula) et de desserte des écarts. Ces projets relevant davantage de l initiative publique, la mission n a pas creusé cette problématique. L AFD, avec ses outils à destination du secteur public et du secteur privé, se tient à la disposition des acteurs pour accompagner d éventuelles interventions. 6/24
2 Le secteur électrique en Guyane 2.1 L organisation du secteur électrique guyanais 2.1.1 Transport et distribution EDF SEI (pour Systèmes Electriques Insulaires), la filiale d EDF dans les DOM, a le monopole du transport de l électricité (réseau 90 kv en l occurrence en Guyane). Le réseau littoral achemine l électricité des sites de production (principalement Petit Saut, Dégrad des Cannes et Kourou) vers les postes sources, représentés par des points bleus sur la carte ci-après, d où partent les départs HTA (moyenne tension). Le réseau littoral couvre le littoral, de Saint-Laurent-du-Maroni à l agglomération de Cayenne. Figure 1: réseau HTB en Guyane (source site internet d'edf SEI) En plus du réseau littoral, des réseaux de distribution publique d électricité existent à Apatou, Camopi, Grand Santi, Kaw, Maripasoula, Ouanary, Papaïchton, Régina et Saint-Georges. La distribution publique de l électricité est une compétence communale. Elle est exercée par la CCOG sur son territoire et par chacune des autres communes individuellement. Il n existe pas de syndicat départemental d électricité. EDF SEI est concessionnaire des réseaux de distribution (moyenne tension et basse tension). Il existe un contrat entre EDF SEI et la CCOG mais il semble qu il n y ait pas systématiquement de contrat de concession en bonne et due forme avec chacune des communes. En Guyane, toutes les communes sauf Cayenne relèvent du régime de l électrification rurale. À ce titre, elles (ou la CCOG sur son territoire) ont la maitrise d ouvrage des extensions et des renforcements des réseaux de distribution publique d électricité. Elles peuvent bénéficier pour ces travaux de subventions du Fonds d amortissement des charges d électrification (FACE), fonds national de péréquation destiné à financer l électrification rurale, alimenté par une contribution de tous les distributeurs d électricité assise sur les ventes basse tension 1. Elles peuvent également bénéficier de subventions du FACE pour des projets de maitrise de la demande ou des projets de production s ils sont économiquement plus intéressants que des extensions de réseau. 1 Contribution de 0,03 à 0,05 c /kwh dans les communes rurales, de 0,15 à 0,25 c /kwh dans les communes urbaines, soit entre 0,5 % et 3 % du prix hors taxes de l électricité basse tension. 7/24
2.1.2 Vente : monopole d EDF SEI et péréquation tarifaire Contrairement à l Europe continentale, la fourniture d électricité n est pas ouverte à la concurrence dans les petits systèmes non interconnectés (DOM, COM, Corse en ce qui concerne la France). Ainsi, EDF SEI a le monopole de la fourniture d électricité. Cette activité monopolistique est régulée par la Commission de régulation de l énergie (CRE). EDF étant le seul fournisseur d électricité, les producteurs d électricité doivent la vendre exclusivement à EDF. EDF est l acheteur unique du système. Les tarifs de vente de l électricité sont les mêmes que les tarifs réglementés en métropole 2. Les coûts sont plus élevés qu en métropole en raison (i) de la petitesse du parc qui exclut les centrales nucléaires ou au charbon, (ii) du coût élevé du combustible en Guyane et (iii) de coûts de distribution plus élevés en raison de la faible densité de consommation par kilomètre de ligne (pas de chauffage, faible consommation industrielle). EDF est compensée pour la différence entre ses coûts de production (et d achat) et ses recettes 3 au moyen de la contribution aux charges de service public de l électricité (CSPE 4 ). La CSPE est prélevée sur les factures de tous les consommateurs de France métropolitaine et des DOM à hauteur de 9 /MWh (soit 0,9 c /MWh) pour le premier semestre 2012 5. Cela correspond à un montant moyen de 63 TTC par consommateur résidentiel. La CSPE finance essentiellement (i) le soutien aux énergies renouvelables et à la cogénération, (ii) la péréquation tarifaire entre la France continentale et les zones non interconnectées (Corse et DOM) et (iii) les tarifs sociaux de l électricité. Dans sa délibération du 13 octobre 2011 relative au montant de la CSPE pour 2012, la CRE estime que le chiffres d affaires 2012 d EDF en Guyane sera de 72,6 M, dont 28,4 M pour la partie réseau et 2,0 M pour la partie «gestion de la clientèle». Le reste, soit 42,2 M, correspond donc aux recettes perçues par EDF au titre de la production d électricité. Or, les coûts de production prévisionnels pour 2012 sont estimés par le CRE à 168,7 M. Il en résulte une compensation nécessaire de 168,7-42,2 = 126,5 M. Si les tarifs de vente en Guyane devaient couvrir ces coûts, ils devraient être multipliés par 2,7! En 2011, EDF estimait que la péréquation engendrait une subvention de l ordre de 2 000 par an par consommateur du réseau littoral, et 4 000 par an par consommateur de l intérieur. La très grande différence entre le tarif moyen de l électricité (environ 77 /MWh HT en 2009) et le coût marginal de production d EDF (supérieur à 200 /MWh) fait que le consommateur n est pas suffisamment incité à économiser l électricité. EDF n est pas non plus incité à promouvoir l efficacité énergétique car il est compensé pour ses surcoûts de production 6. Cette situation non optimale justifierait que des actions de maitrise de la demande soient en parties subventionnées par la contribution aux charges de service public de l électricité (CSPE). 2 En métropole, le système est toutefois complexe, avec des offres de marché proposées par n importe quel fournisseur (y compris EDF!) et une offre au tarif réglementé fixé par les pouvoirs publics, que seul EDF peut proposer. 3 Réduites de la part de ces recettes correspondant à l acheminement (transport+distribution) de l électricité et à la gestion de la clientèle. 4 Le site internet de la CRE donne toutes les informations utiles sur la CSPE : http://www.cre.fr/operateurs/service-public-de-l-electricite-cspe/mecanisme et http://www.cre.fr/operateurs/service-public-de-l-electricite-cspe/montant. 5 Ce montant augmentera à 10,5 /MWh le 1 er juillet 2012 6 En réalité, la situation est plus perverse car plus EDF vend d électricité, plus ses recettes d acheminement (la partie «réseau» du tarif) augmentent! 8/24
2.2 La demande d électricité en Guyane 2.2.1 La demande actuelle D après le bilan prévisionnel d EDF SEI, l énergie nette livrée au réseau a été de 830 GWh en 2010 et la demande de pointe a atteint 122 MW. La pointe quotidienne est atteinte à 19 h et la saisonnalité est peu marquée, avec une légère augmentation des consommations d octobre à décembre. D après le rapport de phase 1 de réactualisation du PRERURE, le secteur résidentiel représente 43 % de la demande, le secteur tertiaire 35 %, l industrie (y compris le Centre spatial guyanais) 22 % et l éclairage public 1 %. En termes d usages, la répartition des consommations se présente comme suit 7. résidentiel professionnel rés + pro Froid 124,7 40% 64,5 15% 189,2 26% Climatisation 60,9 20% 170,1 40% 231,0 31% Eau chaude sanitaire 32,9 11% 21,4 5% 54,4 7% Eclairage 18,8 6% 34,3 8% 53,0 7% Informatique 17,4 6% 31,7 7% 49,2 7% Autre 57,7 18% 106,3 25% 164,0 22% Total 312,5 428,3 740,8 42% 58% Figure 2: répartition des consommations d'électricité par acteurs et par usages, source PRERURE La production de froid est de loin le premier usage dans le secteur résidentiel (40 %) devant la climatisation (20 %). Chez les professionnels, la climatisation est le premier usage de l électricité (40 %) devant la production de froid (15 %). Au total, la climatisation représente 31 % de la consommation d électricité et la production de froid 26 %. 2.2.2 La demande en 2020 d après le bilan prévisionnel d EDF La forte croissance démographique et économique se traduit par une forte croissance de la consommation d électricité. Ainsi, de 2003 à 2010, la consommation d électricité a crû de plus de 4 % par an. Le scénario médian du bilan prévisionnel se base sur : - une croissance démographique de 4,3 % par an sur 2010-2020 ; - une légère décohabitation (3,35 personnes par ménage en 2020 contre 3,50 en 2010) ; - une croissance économique de 5,0 % sur 2010-2015 et 4,8 % sur 2015-2020 ; - une forte augmentation du taux d équipement des ménages en climatisation (62 % en 2020 contre 54 % en 2010), en chauffe-eau (68 % contre 54 %) et en lampes à basse consommation (90 % contre 40 %). - une augmentation progressive de l activité du CSG. Il résulte de ces hypothèses et du modèle utilisé par EDF SEI un taux de croissance annuel moyen de 4,0 % sur 2010-2015, de 3,8 % sur 2015-2020, de 3,5 % sur 2020-2025 et de 3,2 % sur 2025-2030. Dans ce scénario médian, la demande serait de 1 216 GWh en 2020 et la demande de pointe de 187 MW, soit une augmentation annuelle d environ 40 GWh de la demande et de 6,5 MW de la demande de pointe. 7 La différence entre les 830 GWh d énergie livrée au réseau et les 741 GWh indiqués dans le tableau s explique par les pertes en lignes, la consommation de l éclairage public et le fait que le tableau concerne l année 2009. 9/24
Le scénario haut prévoit une demande de 1 298 GWh en 2020 et une pointe à 199 MW, le scénario bas, très proche du scénario «MDE renforcée» prévoit une demande de 1 140 GWh en 2020 et une pointe à 176 MW. Selon les scénarios, la demande d énergie serait donc de 1 140-1 298 GWh en 2020 et la pointe de 176-199 MW, soit une augmentation annuelle d environ 31-47 GWh de la demande et de 5,4-7,7 MW de la demande de pointe. 2.2.3 La demande à horizon 2030 Le scénario médian d EDF prévoit une consommation de 1 690 GWh en 2030 et une pointe à 265 MW. La demande serait alors deux fois plus importante que ce qu elle est aujourd hui. Le scénario médian du rapport de phase 2 de réactualisation du PRERURE prévoit une croissance bien plus faible qui conduit aux consommations suivantes en 2030 : résidentiel professionnel rés + pro Froid 218,0 96,9 314,9 25% Climatisation 126,5 250,2 376,7 30% ECS 28,8 16,0 44,8 4% Eclairage 36,9 54,0 90,9 7% Autre 166,6 252,8 419,4 34% Total 576,8 669,9 1246,6 46% 54% Figure 3: Répartition de la consommation d'électricité par acteurs et par usages en 2030, source PRERURE Dans ce scénario, la répartition par acteurs (ménages/professionnels) et par usages n est pas bouleversée par rapport à aujourd hui. 2.3 La production d électricité en Guyane 2.3.1 Le parc d EDF SEI En 2008, EDF était le seul producteur d électricité sur le réseau littoral (en dehors des unités photovoltaïques individuelles). La puissance du parc s élevait à 245 MW. Le parc d EDF est composé (i) de la centrale hydroélectrique de Petit Saut, inaugurée en 1996, composée de 4 groupes Kaplan (turbines adaptées aux basses chutes) de 28,4 MW chacun, (ii) de la centrale thermique de Dégrad des Cannes composée de 9 moteurs diesel rapides de 8 MW chacun fonctionnant au fioul lourd et de 2 turbines à combustion de 20 MW chacune fonctionnant au gasoil et (iii) d une turbine à combustion de 20 MW à Kourou fonctionnant au gasoil. Les coûts variables élevés des turbines à combustion font que celles-ci ne sont économiquement intéressantes que pour un usage de pointe, tandis que Petit Saut (en priorité) et les groupes diesel (en complément) sont conçus pour assurer la production de base. La centrale de Petit Saut produit entre 300 et 500 GWh par an selon l hydrologie, soit entre 50 % et 75 % de l énergie livrée au réseau. 2.3.2 La planification des moyens de production d électricité 2.3.2.1 La programmation pluriannuelle des investissements Depuis l ouverture à la concurrence de la production d électricité, EDF n est plus responsable de la planification des moyens de production d électricité pour assurer l équilibre offre-demande à long terme. Pour autant, le développement des moyens de production d électricité n est pas laissé entre les seules mains du marché : le ministre chargé de l énergie adopte par arrêté une programmation pluriannuelle des investissements de production d électricité (PPI) qui constitue le document de référence de la politique énergétique française pour le secteur électrique. La PPI est un document indicatif qui fixe des objectifs de capacités de production par filière en France métropolitaine et dans 10/24
les zones non interconnectées. Ces objectifs sont fixés de façon à assurer la sécurité de l approvisionnement, mais également en fonction de critères économiques et environnementaux (les objectifs pour les filières renouvelables relèvent par exemple de cette logique environnementale). La PPI permet aux autorités, lorsqu elles estiment que le marché ne permet pas d atteindre les objectifs, de prendre des mesures incitatives (appels d offres, tarifs d achat). La PPI actuelle a été adoptée par l arrêté du 15 décembre 2009 relatif à la programmation pluriannuelle des investissements de production d électricité. Elle prévoit, pour la Guyane, la mise en service de 72 MW de moyens de production à puissance garantie d ici 2020. 2.3.2.2 Le bilan prévisionnel de l équilibre offre-demande d électricité Pour élaborer la PPI, les autorités s appuient sur un bilan prévisionnel pluriannuel (BPP) de l équilibre offre-demande réalisé par RTE en métropole et EDF SEI dans ses zones de responsabilité. EDF SEI a publié en juillet 2011 une mise à jour du bilan prévisionnel de l équilibre offre-demande en Guyane. 2.3.2.3 Le schéma régional du climat, de l air et de l énergie Les objectifs pour les sources renouvelables ne sont pas ventilés par région dans la PPI. En revanche, la loi portant engagement national pour l'environnement prévoit la mise en place de schémas régionaux du climat, de l'air et de l'énergie (SRCAE). Ces schémas régionaux doivent définir notamment, par zones géographiques, les objectifs qualitatifs et quantitatifs à atteindre en matière de valorisation des énergies renouvelables. Ils doivent être cohérents avec la PPI nationale. Un document pour consultation publique a été publié en février 2012 par le Préfet de région et le Conseil régional. Le SRCAE doit comporter une annexe intitulée «schéma directeur éolien», qui définit les espaces du territoire régional favorables au développement de l énergie éolienne. 2.3.3 Le régime de l obligation d achat Le système de tarifs d achat mis en place en métropole pour développer certaines énergies renouvelables existe aussi dans les DOM. Les tarifs y sont parfois identiques, parfois supérieurs à ceux de la métropole. Par ce mécanisme, EDF a l obligation d acheter à tout producteur d électricité ayant obtenu les autorisations nécessaires toute son électricité à un tarif et pendant une durée définis par arrêté. Le surcoût (le cas échéant) pour EDF lié aux obligations d achat de l électricité d origine renouvelable est pris en charge par la CSPE. Lorsqu un arrêté modifie un tarif d achat, la modification ne concerne pas les contrats signés antérieurement à la modification. Les tarifs d achat actuellement 8 en vigueur dans les DOM sont : - de 110 /MWh pendant 15 ans pour l éolien terrestre ; - de 120 à 460 /MWh pendant 20 ans pour le photovoltaïque en fonction de l usage du bâtiment, de la puissance et de l intégration des panneaux dans le bâti, - de 90 /MWh (plus une éventuelle prime de régularité) pendant 20 ans pour les installations hydroélectriques d une puissance inférieure ou égale à 4,5 MW. 2.3.4 Le régime de l appel d offres Pour certaines technologies, les pouvoirs publics décident de recourir à des appels d offres plutôt qu aux tarifs d achat. Ce fut récemment le cas pour l éolien avec prévision-stockage dans les départements d Outre-mer. Dans cet appel d offres, décliné en appels d offres par département, le candidat présentant l offre économiquement la plus avantageuse (mais à un prix inférieur à 180 /MWh) pouvait espérer signer un contrat avec EDF. 8 Le site de la CRE http://www.cre.fr/operateurs/producteurs/obligations-d-achat permet de vérifier les conditions en vigueur. 11/24
2.3.5 Le régime du gré-à-gré En dehors des obligations d achat, EDF a la possibilité de signer des contrats avec des producteurs d électricité mais, l activité d EDF étant réglementée (et subventionnée), ces contrats doivent être approuvés par la CRE. La CRE s assure alors que le prix proposé : - Correspond, d après les termes du décret n 2004-90 du 28 janvier 2004 relatif à la compensation des charges de service public de l électricité, aux coût de production normal et complet pour le type d installation de production considéré dans cette zone (charges d exploitations, y compris service de la dette, et rentabilité raisonnable des fonds propres) ; - est inférieur ou égal aux coûts évités pour EDF par la mise en service de ce moyen de production. Le montant des coûts évités à EDF dépend du projet : - les coûts évités par un moyen de production de base sur le réseau littoral devraient être les coûts marginaux de long terme sur le réseau littoral, en l occurrence le coût complet des moteurs diesel d EDF ; - les coûts évités par un moyen de production intermittent sur le réseau littoral devraient être les coûts marginaux de court terme sur le réseau littoral, c'est-à-dire les coûts variables des moteurs diesel d EDF ; - les coûts évités par un moyen de production dans une localité de l intérieur ne peuvent être calculés qu au cas par cas. Dans le cas d une centrale biomasse fonctionnant 8 000 heures par an, EDF estime que le coût évité est d environ 250 /MWh aux conditions économiques actuelles. Le principe de comparer le prix proposé au coût évité, dans le but légitime de minimiser le montant des coûts de production, est discutable à deux titres : (i) il ne tient pas compte de l augmentation probable des prix du pétrole et de la moindre vulnérabilité de la biomasse aux chocs pétroliers et (ii) il néglige le besoin d apprentissage de la filière : ce n est qu en permettant à des premiers projets de se réaliser que la filière va pouvoir se structurer et que les coûts de production pourront baisser. Il est étonnant de constater que des MWh photovoltaïques sont achetés à plus de 400 alors que les projets biomasse ne bénéficient d aucun soutien par rapport au thermique 12/24
3 Les filières de production 3.1 Photovoltaïque : un potentiel saturé pour le PV sans stockage Les tarifs d achat et les systèmes de défiscalisation ont fait que le photovoltaïque s est beaucoup développé en Guyane. Fin juin 2011, la Guyane comptait 25 MW de panneaux raccordés au réseau électrique. Ce chiffre devrait être aujourd hui de l ordre de 44 MW d après le BPP. Figure 4: Projets photovoltaïque réalisés et en cours (source GENERG, avril 2011) Les énergies intermittentes posent des problèmes de gestion du réseau si leur proportion devient trop importante. Le réseau doit en effet être capable de réagir à une brusque disparition de leur production. L article 22 de l arrêté du 23 avril 2008 relatif aux prescriptions techniques de conception et de fonctionnement pour le raccordement à un réseau public de distribution d'électricité en basse tension ou en moyenne tension d'une installation de production d'énergie électrique dispose que : «Toute installation de production dont la puissance Pmax est supérieure ou égale à 3 kva et mettant en œuvre de l'énergie fatale à caractère aléatoire telles les fermes éoliennes et les installations photovoltaïques peut être déconnectée du réseau public de distribution d'électricité à la demande du gestionnaire de ce réseau lorsque ce dernier constate que la somme des puissances actives injectées par de telles installations atteint 30 % de la puissance active totale transitant sur le réseau. Les circonstances dans lesquelles ces déconnections peuvent être demandées sont précisées dans la convention de raccordement et les modalités selon lesquelles elles sont effectuées le sont dans la convention d'exploitation. Pour l'application de l'alinéa précédent, deux ou plusieurs projets sont réputés ne constituer qu'une seule installation s'ils sont situés sur la même toiture ou sur la même parcelle.» La demande de pointe 2010, atteinte le 26 mars à 19h, a été de 122 MW. Comme le montre le graphique suivant issu du bilan prévisionnel d EDF, en milieu de journée, quand la production photovoltaïque est maximale, la demande est comprise entre 85 et 115 MW. 13/24
Figure 5: Courbes de charge journalières, source BPP EDF Si toutes les installations photovoltaïques atteignent simultanément leur puissance maximum, elles peuvent produire 44 MW, soit plus de la moitié de la demande en milieu de journée les jours de faible consommation et plus de 40 % les jours de consommation moyenne. La limite de 30 % évoquée dans l arrêté du 23 avril 2008 serait donc déjà très régulièrement atteinte. EDF déconnectant en priorité les installations les plus récentes, une nouvelle installation photovoltaïque de plus de 3 kva a la certitude d être déconnectée de temps en temps, ce qui compromet ses intérêts économique et financier. Le potentiel est donc saturé pour le photovoltaïque sans stockage. L avenir de la filière en Guyane repose donc sur les systèmes avec prévision et stockage. Un appel d offres pour de tels systèmes pourrait être lancé par la CRE. Figure 6: hypothèses retenues par le PRERURE pour le développement de la filière photovoltaïque (source SRCAE) 14/24
3.2 Éolien : potentiel saturé pour des projets sans prévision et stockage Il n y a pas de production éolienne en Guyane. Les tarifs d achat sont les mêmes que dans les autres DOM (110 /MWh) mais les conditions de vent sont moins favorables. L énergie éolienne étant également concernée par la limite de 30 % d énergie intermittente, le potentiel est également saturé pour l éolien sans stockage. La CRE a lancé un appel d offres pour 15 MW de production d énergie éolienne avec prévision et stockage. Les systèmes doivent être capables de (i) produire de façon stable pendant des paliers d au moins trente minutes, (ii) prévoir à J-1, à 15 % de la puissance installée près, les puissances qui seront atteintes le lendemain pour chacun des paliers et (iii) passer d un palier à l autre de façon progressive et maitrisée. La société CREOL EX a remporté l appel d offres avec une proposition à 179,5 /MWh (l appel d offres imposait un plafond à 180 /MWh). Le SRCAE prévoit une puissance éolienne installée en 2030 comprise entre 4,5 MW et 30 MW : Figure 7: hypothèses retenues par le PRERURE pour le développement de la filière éolienne (source SRCAE) Le SRCAE doit comporter une annexe intitulée «schéma directeur éolien», qui définit les espaces du territoire régional favorables au développement de l énergie éolienne. 3.3 Hydroélectricité : fil de l eau plutôt que grand barrage Le barrage de Petit Saut, d une puissance installée de 113 MW, produit chaque année entre 350 et 550 GWh, soit 50 à 75 % de la production guyanaise. C est de loin le moyen le plus économique de produire de l électricité et il existe des sites, sur la Mana par exemple, propices à la construction d un ouvrage de même envergure. Un tel projet aurait cependant des effets environnementaux négatifs : Il ennoierait des dizaines de milliers d hectares de forêt le remplissage de Petit Saut a noyé 36 000 ha. Les émissions de gaz à effet de serre de tels projets sont mal connues. En effet, l ennoiement de matière organique provoque la formation de méthane, puissant gaz à effet de serre. Il dégraderait la qualité environnementale de l eau, avec notamment une eutrophisation du milieu. Pour ces raisons, la construction d un deuxième grand barrage n est évoquée ni dans la PPI, ni dans le BPP, ni dans le PRERURE, ni dans le SRCAE. Ceci étant, le SRCAE, en retenant parmi ses priorités «la nécessité de produire plus d énergie pour satisfaire la demande de la population qui croît de manière très importante dans les prochaines décennies» et en rappelant que «cette croissance de la demande [ ] devra passer notamment par le développement massif des EnR, en favorisant la diversité des gisements disponibles et l optimisation des potentiels identifiés» semble plaider en filigrane pour cette option... 15/24
Il existe un potentiel important pour des ouvrages au fil de l eau, aux impacts environnementaux limités (pas de réservoir créé, impact limité au marnage habituel du cours d eau, débit réservé permettant la continuité du milieu, passes à poissons et à pirogues). La SRCAE reprend le tableau suivant, tiré d une étude de potentiel réalisée dans le cadre du SDAGE : Figure 8: potentiel hydroélectrique pour des ouvrages au fil de l'eau (source SRCAE d'après SDAGE) Le potentiel pour des sites au fil de l eau serait donc de 22 MW. Les défis résident dans le choix d un site propice à distance acceptable d un poste source (28 km dans le cas de la centrale de Mana) et dans la complexité du montage des dossiers (en comparaison avec des centrales photovoltaïques, thermiques ou éoliennes en tout cas). Les installations de moins de 4,5 MW peuvent bénéficier du tarif d achat de 90 /MWh (base 2007, à laquelle il convient d ajouter une indexation annuelle, plus une éventuelle prime de régularité) pendant 20 ans. À ce tarif, cette source d électricité est très intéressante pour EDF. Les installations de plus de 4,5 MW relèvent du régime de la concession d État, attribué après appel d offres. Le dimensionnement d une centrale à 4,5 MW permet aux promoteurs de réaliser leurs projets sans mise en concurrence. La capacité d une centrale de 4,5 MW peut être augmentée de 20 % sans remise en cause de l autorisation d exploiter. Avec une réalisation sur la Mana et un projet à Maripasoula, VOLTALIA est l acteur principal du développement de l hydroélectricité au fil de l eau en Guyane. La centrale de Mana, dont le coût d investissement a été de 22 M, dont 2,4 M pour la ligne d injection de 28 km, est conçue pour produire 23,5 GWh par an. 3.4 Biomasse : potentiel intéressant, filière à structurer Quelques unités et ratios utiles (cf. rapport de Claude Roy) : 2 m 3 de bois = 2 tonnes de bois frais = 0,5 tep = 6 MWh PCI = 1 MWh électrique 1 centrale d 1 MWe 9 = 15 kt bois 3.4.1 Un gisement intéressant Le SCRAE indique que les gisements potentiels de biomasse sont estimés à 700 000 m 3 par an, soit de quoi produire 40 MW d électricité de façon continue. 9 La puissance électrique, exprimée en mégawatts électriques (MWe) désigne la puissance d une installation en sortie de centrale, par opposition à la puissance thermique, exprimée en MWth, qui est la puissance de la chaudière. Si une unité de 1 MWth a un rendement de 15 %, elle peut produire 150 kwe, le reste (85 %) est perdu sous forme de chaleur. 16/24
Les différents types de gisement sont les défriches agricoles et urbaines, les déchets de l exploitation forestière (ouverture de pistes), les déchets de scieries, l exploitation forestière de bois-énergie en complément du bois d œuvre et l exploitation de forêts à des fins énergétiques. 3.4.1.1 Déchets de scieries : déjà exploité par VOLTALIA La centrale existante de VOLTALIA à Kourou, qui produit 2 MW d électricité, valorise déjà l essentiel des déchets de scieries, qui est le potentiel le plus facile à valoriser. 3.4.1.2 Défriches agricoles et urbaines Le rapport de mars 2011 de Claude Roy 10 pour le Conseil interministériel de l Outre-mer note qu environ 1 000 ha par an sont attribués à des fins d exploitation agricole. Il revient aux attributaires de ces terrains de les défricher, ce qui est en général fait dans de mauvaises conditions économiques et environnementales. Il serait envisageable de remettre désormais les terrains nus à leur attributaire, la biomasse étant livrée à des unités de production d électricité, ce qui constituerait par ailleurs une source de revenus pour la collectivité. Précisons qu il ne s agirait pas de défrichement de la forêt amazonienne à des fins agricoles : ces opérations, agricoles ou d aménagement, se font dans la bande littorale et en aucun cas dans le domaine forestier permanent. Or, un hectare de terrain ainsi viabilisé permet d obtenir 300 à 400 m 3 de bois. Le rapport de Claude Roy fait ainsi état d un potentiel de 250 kt de bois par an. Si ce potentiel n est pas le plus prometteur en termes de volumes, il est particulièrement intéressant car il devrait permettre de mobiliser de la biomasse à faible coût. 3.4.1.3 La filière «forêt» La biomasse forestière peut provenir de deux itinéraires techniques : l itinéraire «bois énergie en complément de bois d œuvre» et l itinéraire «bois énergie». Les prélèvements dans les massifs «bois d œuvre» en Guyane sont très faibles : ils sont de cinq tiges tous les 65 ans, soit environ 25 m 3 /ha de bois d œuvre. D après une étude ONF-CIRAD de 2007 11, il est possible de récupérer environ 40 m 3 /ha de bois-énergie en marge de cette exploitation de bois d œuvre dont l essentiel vient des bois détruits lors de ces prélèvements (22 m 3 /ha) et de bois sur pied abattu en éclaircie (15-17 m 3 ). Une exploitation dédiée bois-énergie est également possible. Dans ces parcelles, les prélèvements seraient plus importants (100 m 3 /ha, de sorte à laisser de 250 à 300 m 3 /ha sur pied) et plus fréquents (tous les 25 ans). L étude ONF-CIRAD estime à 450 000 m 3 /an les volumes disponibles en forêt, dont environ 320 000 m 3 /an pour le complément bois d œuvre et 125 000 m 3 /an pour le bois énergie. L ONF, en tant que gestionnaire du domaine forestier, est l acteur incontournable de la filière «forêt». Il peut jouer deux rôles : - Soit il se limite à son rôle de gestionnaire, et vend le bois sur pied, au prix de 7,5 /t en 2012. Il est alors en mesure de s engager contractuellement sur une quantité de bois mis à disposition mais l exploitation, le transport, le stockage et le broyage sont à la charge de l industriel acheteur, avec les risques que cela comporte en termes de coûts. L ONF peut fournir aux industriels intéressés, dans un premier temps, une brève note avec une fourchette de volumes disponibles dans un massif donné puis, dans un deuxième temps, un plan d approvisionnement qui est une étude qui comprend les volets exploitation, transport et broyage. 10 Rapport intitulé La biomasse, source de «croissance verte» pour la Guyane. 11 Étude technico-économique sur les possibilités de la biomasse pour l alimentation électrique de la Guyane 17/24
- Soit, par l intermédiaire de sa filiale ONF-Energie, il prend en charge la totalité de la chaine, c'est-à-dire, outre la mise à disposition des arbres sur pied, l exploitation, le transport, le broyage voire l exploitation de la plate-forme biomasse associée à une centrale. ONF-Énergie s engage alors contractuellement sur un prix et un volume. ONF-Énergie s est déjà engagé vis-à-vis d industriels sur des volumes et des prix mais à des conditions qui n ont pas permis aux projets de produire à moins de 250 /MWh. Le facteur limitant pour produire en masse et bon marché est la capacité d exploitation : la ressource forestière est suffisante et les scieurs arriveraient facilement à augmenter leur activité en cas d augmentation des volumes de bois d œuvre lié au développement du bois-énergie. Les deux grands exploitants forestiers guyanais traitent aujourd hui entre 15 et 20 kt/an chacun, soit de quoi alimenter à peine 2 MWe 3.4.1.4 La filière «ouverture de pistes» Le volume ainsi mobilisable est plus faible que pour les autres filières : il est estimé à 23 000m 3 /an, dans le massif Est uniquement. 3.4.1.5 Disponibilité annuelle en biomasse Le graphique suivant, tiré de l étude ONF-CIRAD, résume la disponibilité annuelle en biomasse, par bassin d approvisionnement. Figure 9: disponibilité annuelle en biomasse, par bassin d'approvisionnement 3.4.2 État des réflexions 3.4.2.1 Quel prix de vente pour l électricité? VOLTALIA s accommode de son prix de 230 /MWh. POWEO avait obtenu un prix tout compris d environ 220 /MWh (prime fixe de 3,4 M /an + prime variable de 120 /MWh). ENDEL avait demandé un prix de 270 /MWh pour son projet de Saint-Laurent. La CRE n a pas autorisé ce niveau de prix. Bien que la délibération ne soit pas disponible sur le site de la CRE, il semble, notamment d après EDF, que la CRE accepterait tout projet biomasse qui demanderait un tarif inférieur ou égal à 250 /MWh. 18/24
3.4.2.2 Quel type d approvisionnement? Si la filière «défriche agricole» semble prometteuse à long terme car potentiellement bon marché, elle n est aujourd hui pas structurée et aucun industriel ne peut bâtir un business plan sur cette ressource. Seuls les contrats proposés par ONF-Énergie ou les plans d approvisionnement en biomasse réalisés par l ONF permettent de donner une visibilité suffisante à un industriel pour investir. 3.4.2.3 Quelle organisation pour l approvisionnement en biomasse? L étude d appui aux filières de production d énergie par la biomasse ligneuse, dont la réalisation est en cours pour le ministère de l outre-mer sous l impulsion du commissaire au développement endogène, porte sur les filières d approvisionnement des centrales. Elle vise à estimer, pour chaque filière, le coût de revient du bois rendu usine, les investissements nécessaires et les besoins en ressources humaines, de façon à concevoir des dispositifs d appui à ces filières. Il en ressort les éléments suivants : - Des projets industriels ont été identifiés pour une puissance totale de 35 MWe. Ils nécessitent un approvisionnement de 380 000 m 3 /an de biomasse. Cet approvisionnement pourrait venir à 70 % des défriches agricoles et à 30 % de l exploitation forestière. Le bois issu de l exploitation forestière permettrait de lancer la dynamique, le temps que la filière «défriche» s organise. - Pour produire à moins de 250 /MWh, le bois doit être disponible à l usine à moins de 70 /t pour une usine de 5 MWe, et à moins de 95 /t pour une usine de 10 MWe. - Le coût de revient du bois issu de défriches agricoles est estimé à 58 /t et celui du bois issu d exploitations forestières mixtes à 66 /t. Ces sources d approvisionnement devraient pouvoir être équilibrées par la vente de bois aux centrales. En revanche, le coût de revient du bois issu d exploitations dédiées est estimé à 80 /t. - Les investissements nécessaires sont : o d environ 60 M à prévoir sur 20 ans ; o dont environ 30 M au départ : 9-11 M pour le maillon logistique (transport et broyage) et 10-13 M pour le maillon exploitation. - Environ 300 emplois seraient créés : 100 en centrales, 50 en logistique et 150 sur la mobilisation de la ressource. Les profils recherchés ne sont pas immédiatement disponibles en Guyane. D où un besoin de structuration des offres de formation ou d aide au recrutement de main d œuvre qualifiée. 3.5 Interconnexion avec le Suriname : beaucoup d incertitudes La demande électrique est d environ 180 MW au Suriname (contre 120 MW en Guyane). Les moyens de production sont le barrage d Afobaka (180 MW, production annuelle moyenne comprise entre 90 et 140 MW selon l hydrologie) et des groupes thermiques. Le Suriname a de gros projets de développement hydroélectrique, au premier rang desquels : - le barrage de Kabalebo, dont la capacité pourrait atteindre 600 MW et dont la production serait en priorité dédiée à des usages industriels ; - le projet Tapa Jai de déviation des eaux de la Tapanahoni et de la Jai Creek vers le réservoir d Afobaka pour y augmenter la production. Ce projet est développé par la société pétrolière publique surinamaise Staatsolie. La partie française n a pas été associée aux premières réflexions sur ce projet aux impacts pourtant potentiellement importants sur les débits du fleuve Maroni. Le projet vient à peine de faire l objet d un début de discussion entre parties française et surinamaise. L AFD avait financé en 2007 une étude de faisabilité pour une interconnexion entre le Suriname et la Guyane, réalisée par TRACTEBEL, dont le rapport final indiquait que : 19/24
- la solution technique la plus pertinente serait (i) une liaison 161 kv de 140 km longeant la route Paramaribo Albina, (ii) des franchissements sous-marins des fleuves Surinam et Maroni et (iii) une station de conversion des fréquences à Saint-Laurent-du-Maroni ; - la puissance maximisant la valeur économique du projet serait de 30 MW (deux transformateurs de 20 MVA chacun). Cet optimum permettrait de maximiser la rentabilité des investissements tout en limitant la vulnérabilité du réseau guyanais en cas de rupture de l approvisionnement ; - les coûts correspondants étaient estimés à 60 M$ ; - le projet générerait des bénéfices en termes de stabilité des réseaux et de secours en cas d incident mais ces seuls bénéfices ne justifieraient pas économiquement le projet ; - en revanche, le projet serait économiquement justifié par le transfert d excédents hydroélectriques du Suriname vers la Guyane ; - le raccordement d Albina à Paramaribo serait intéressant économiquement indépendamment de la réalisation de l interconnexion, vu les coûts de production élevés à Moengo et Albina ; - l intérêt économique décroit si les quantités exportées par le Suriname diminuent, que ce soit par retard des projets hydroélectriques ou par augmentation de la consommation au Suriname. Le cas de base de l étude économique faisait l hypothèse d un prix du baril de pétrole à 55 USD. Avec un baril à 100 USD, l intérêt économique de la ligne est évidemment renforcé. Ceci étant, le principe d une interconnexion pose les questions suivantes : - Si la Guyane refuse de construire des grands barrages pour des raisons environnementales, il n y aurait pas de logique à ce qu elle cautionne ainsi la construction de grands barrages au Suriname, dont on peut craindre que la réalisation soit moins respectueuse de l environnement. Ceci est d autant plus vrai pour le projet Tapa Jai, aux impacts environnementaux transfrontaliers ; - Des considérations d indépendance énergétique et de sécurité d approvisionnement font qu il conviendrait de disposer de réserves de production en Guyane, ce qui pourrait limiter l intérêt économique de l interconnexion. Une autre limite pourrait être de dire que l arrivée de quantités massives d hydroélectricité bon marché pourrait porter un coup d arrêt aux projets de production en Guyane, notamment à la filière biomasse. La puissance envisagée reste toutefois faible par rapport aux besoins de nouvelles capacités d ici 2030. Une interconnexion de quelques dizaines de mégawatts serait a priori loin de saturer le marché de la production d électricité en Guyane. 20/24
4 Contribution de l AFD 4.1 Les prêts directs au secteur privé 4.2 La garantie Fonds DOM 21/24
4.3 La garantie ARIZ 4.4 Les activités menées pour le compte d OSEO 4.4.1 Le contrat de développement 22/24
4.4.2 Le contrat de développement participatif 4.4.3 Les prêts participatifs éco-énergie (PEE) 23/24
4.4.4 Les prêts participatifs de développement bois (PPD Bois) 4.4.5 Les prêts verts 24/24