SYSTEMES ENERGETIQUES INSULAIRES MARTINIQUE€¦ · 1.1.5 Maîtrise de la demande d’électricité...

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SOMMAIRE

Préambule 2

1 L’équilibre offre/demande 3

1.1 La demande 3 1.1.1 Résultats 2016 3 1.1.2 Pertes techniques et non techniques 3 1.1.3 Courbe de charge 3 1.1.4 Bilan sur les années passées 4 1.1.5 Maîtrise de la demande d’électricité (MDE) 4

1.2 La production existante 4 1.2.1 Moyens thermiques de base et semi base 4 1.2.2 Moyens thermiques de pointe 5 1.2.3 Energies renouvelables 5 1.2.4 Tableau récapitulatif 7

1.3 L’équilibre du système électrique 8 1.3.1 Bilan 2016 8 1.3.2 Equilibre journalier 8

2 Les prévisions et les besoins en investissement 9

2.1 L’évolution prévisionnelle de la consommation d'électricité 9 2.1.1 Principaux sous-jacents 9 2.1.2 Scénarios tendanciels 10

2.2 Le développement du parc de production 12 2.2.1 Prévisions de développement du parc de production 12 2.2.2 Principaux projets et critère d’ajustement du parc 14 2.2.3 Développement du réseau de transport 15

SYSTEMES ENERGETIQUES INSULAIRES MARTINIQUE BILAN PREVISIONNEL DE L’EQUILIBRE OFFRE / DEMANDE D’ELECTRICITE Juillet 2017

Direction des Systèmes Energétiques Insulaires Bilan Prévisionnel de l’Equilibre Offre/Demande d’Electricité – Martinique

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PREAMBULE

Le présent bilan est établi conformément à l'article L. 141-9 du code de l'énergie, en tenant compte des spécificités de la Martinique. La Martinique a une superficie de 1 128 km² et sa population est estimée à 376 847 habitants en 2016. La densité de population est de l’ordre de 340 habitants au km².

Schéma du système électrique martiniquais

Fort-de-France

Saint-Pierre

10 km

N

S

BELLEFONTAINE

Turbines à combustion 22,6 MW

LA MARTINIQUAISE

DE VALORISATION

FORT-DE-FRANCE

Incinération d’ordures 4,0 MW (*)

VAUCLIN

Eolien 1,1 MW

GALION

Turbine à combustion 40,0 MWPOINTE DES CARRIÈRES

Diesel 81,2 MW

Turbines à combustion 66,2 MW

Autres productions

Non représentées sur la carte

Photovoltaïque 63 MWc (fin 2016)

Biogaz 1,4 MWEolien

Incinération d’ordures

Thermique

Réseau HTB (63 kV)

et postes HTB/HTA

Photovoltaïque

(*) Puissance d’injection garantie

BELLEFONTAINE

Diesel 211,0 MW

LAMENTIN

Turbines à combustion 3,0 MW (*)

MADINERGIE

DIAMANT

PV + STOCKAGE 2,5 MWc


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1 L’EQUILIBRE OFFRE/DEMANDE

1.1 La demande

1.1.1 Résultats 2016

L'énergie nette livrée au réseau s’est élevée à 1 587 GWh en 2016, en augmentation, pour la deuxième année consécutive, de plus de 1 % par rapport à l’année précédente. « Le produit intérieur brut (PIB) de la Martinique évolue de + 0,4 % en volume en 2015 après un rebond de 1,8 % en 2014 qui fait suite à des années de croissance modérée ou négative depuis 2011 » (source INSEE), ce qui explique l’augmentation de la consommation. Cette consommation se répartie selon les différents types de clients, de la manière suivante :

65 % au tarif bleu (petites entreprises et clients domestiques) ;

35 % au tarif vert (moyennes et grandes entreprises, industries, collectivités). La puissance de pointe maximale de consommation du réseau a atteint 245 MW (moyenne sur une heure) en septembre 2016, en augmentation de 1,2 % par rapport à l’année précédente.

1.1.2 Pertes techniques et non techniques

En 2016, les pertes totales du réseau, c'est à dire la différence entre l’énergie livrée à ce réseau et l’énergie facturée aux clients raccordés, ont atteint 141 GWh, soit 8,89 % de l'énergie livrée au réseau.

1.1.3 Courbe de charge

Les deux pointes, celle du soir principalement liée à la consommation des clients résidentiels et celle de midi plutôt liée à la consommation des entreprises, sont généralement du même ordre de grandeur. La saisonnalité est peu marquée en Martinique.

Structure de la demande

:


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1.1.4 Bilan sur les années passées

Les tableaux ci-dessous présentent l’évolution de l’énergie livrée au réseau et de la puissance de pointe sur la période 2012 - 2016.

Historique de consommation en énergie

Energie livrée au réseau

2012 2013 2014 2015 2016

Energie nette (GWh)

1 591 1 577 1 562 1570 1587

Croissance (%) 1,0 % -0,9 % -1,0 % 0,5 % 1,1 %

Historique de consommation en pointe

Puissance de pointe

2012 2013 2014 2015 2016

Puissance (MW) 253 244 243 242 245

Croissance (%) 4,5 % -3,6 % -0,4 % -0,4 % 1,2 %

1.1.5 Maîtrise de la demande d’électricité (MDE)

En 2016, les opérations suivantes ont été réalisées avec l’aide technique et/ou financière du fournisseur historique d’électricité:

vente de 1 008 kits de deux régulateurs d’eau et de 4 100 douchettes économes (opération Hydro’Eco grand public) ;

distribution aux plus démunis de 13 371 kits Hydro’Eco composés de deux régulateurs d’eau et d’une douchette économe ;

vente de 116 806 lampes et spots LED (opération LED grand public) ;

distribution aux plus démunis de 56 540 lampes basse consommation fluo-compactes et 67 097 lampes LED ;

3 110 produits blancs performants ;

installation de 3 244 chauffe-eaux solaires individuels ;

installation de chauffe-eaux solaires collectifs pour l’alimentation de 88 logements ;

installation de 3 551 climatiseurs performants ;

pose de 62 414 m² d’isolation dans les secteurs résidentiel et tertiaire ;

programme WATTY de sensibilisation aux économies d’énergie pour les écoles primaires : 2594 élèves sensibilisés

1.2 La production existante

1.2.1 Moyens thermiques de base et semi base

Centrale diesel de Pointe des Carrières (EDF)

La centrale de Pointe des Carrières est équipée de deux groupes diesel lents de 40,6 MW chacun. En raison de leur faible consommation spécifique et de leur sensibilité aux changements de régime, ces groupes sont utilisés en base. Les contraintes d’émission de polluants pourraient nécessiter de réaliser avant 2023 des travaux pour mise en conformité de ces moteurs avec les nouvelles normes d’émission européennes. Ces travaux


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devraient permettre de prolonger la durée de vie de ces groupes au-delà de 2030. Sans mise en conformité, le déclassement de ces groupes en 2023 nécessiterait la construction de 60 MW de moyens à puissance garantie supplémentaires.

Centrale diesel de Bellefontaine (EDF-PEI)

La nouvelle centrale de Bellefontaine (EDF Production Electrique Insulaire, filiale d’EDF à 100%) a été mise en service en 2014. Elle est composée de douze groupes de 17,6 MW chacun, pour un total de 211,0 MW.

TAC du Lamentin (SARA)

Deux turbines à combustion (TAC) de 4,8 MW chacune sont installées à la SARA au Lamentin et raccordées au réseau électrique depuis 1997 pour un maximum de 7,0 MW livrable au réseau. Elles servent en premier lieu à alimenter en énergie et en vapeur l’installation propre à la raffinerie. L’excédent d’électricité produit est livré sur le réseau public d’électricité. En pratique elles fournissent au réseau une puissance effective de 3,0 MW pour un productible d’environ 20 à 30 GWh par an. La production fournie au réseau par cette installation est liée au processus industriel. Elle est donc dite fatale, c’est-à-dire non modulable en fonction de la demande électrique. Le contrat d’achat par EDF de l'électricité produite par ces deux TAC prendra fin en 2017. Les parties devront s’interroger sur l’opportunité de prolonger ce contrat après cette échéance.

1.2.2 Moyens thermiques de pointe

TAC de Pointe des Carrières (EDF)

Les TAC 1, 2 et 3 sont installées sur le site de la centrale de Pointe des Carrières. La TAC 1 a une puissance de 27,0 MW tandis que les TAC 2 et 3 ont une puissance de 19,6 MW chacune. L'application des normes environnementales limite le fonctionnement des TAC 2 et 3, non équipées de procédés de dénitrification des fumées, à 500 heures par an. Les TAC 2 et 3, actuellement indispensables à l’équilibre offre/demande, pourront être déclassées après la mise en service du groupe bagasse/biomasse d’Albioma. Ce déclassement aura lieu avant fin 2019.

TAC de Bellefontaine (EDF)

La TAC 4, d’une puissance de 22,6 MW, est installée à Bellefontaine. Elle devra être déclassée en 2025.

TAC du Galion (Albioma)

Enfin, une TAC de 40,0 MW est installée sur le site du Galion. Sa mise en service a été effectuée en 2006. Ce contrat arrivera à terme en 2031.

1.2.3 Energies renouvelables

On peut distinguer deux grandes familles d’énergies renouvelables : les énergies renouvelables stables, interfacées au réseau par un alternateur synchrone et la plupart du temps raccordées sur un départ HTA dédié du fait de leur puissance importante (biomasse, géothermie, hydraulique…) d’une part et les énergies renouvelables intermittentes, interfacées par de l’électronique de puissance et bien souvent raccordées sur des départs HTA et BT alimentant également des consommateurs comme le photovoltaïque ou l’éolien d’autre part. L’intégration de ces dernières présente plusieurs défis pour le système électrique. En premier lieu leur production varie, parfois sensiblement, en fonction des conditions météorologiques et n’est qu’imparfaitement prévisible. Ceci demande alors de disposer de marges d’ajustement sur les moyens de production « dispatchables »

1 afin de continuer à satisfaire l’équilibre

offre-demande à chaque instant. L’installation de moyens de stockage permet d’accroitre ces marges

1 Les démarrages et la puissance de fonctionnement sont modulés en fonction de la demande électrique.


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si nécessaire. Dans ce cas et afin de bénéficier au maximum non seulement du foisonnement entre des productions intermittentes elles-mêmes, mais aussi du foisonnement avec la consommation variable, un stockage centralisé s’avèrera plus efficace qu’un stockage décentralisé visant à lisser la production d’un site ou d’un groupe restreint de sites. En second lieu, en étant raccordées au système électrique via de l’électronique de puissance ces installations n’apportent pas d’inertie au système, ce qui entraine une plus grande volatilité de la fréquence, notamment en d’incident sur le réseau. Enfin, en étant raccordées sur des départs HTA et BT alimentant de la consommation, il est indispensable d’imposer à ces productions des comportements spécifiques pour éviter tout risque pour les personnes et les biens, tout particulièrement en cas de séparation du départ du reste du réseau Les solutions actuellement mises en œuvre (réglage des protections de découplage) s’avèreront incompatibles avec la sureté du système pour des taux de pénétration élevés. La limitation du taux instantané de production intermittente acceptable par le système résulte de l’ensemble des particularités décrites ci-dessus. Il est actuellement plafonné à 30% par l’arrêté ministériel du 23 avril 2008. Dans le cadre du projet de PPE, cette limitation est appelée à évoluer dans les années à venir. Pour maintenir un niveau de qualité de service donné tout en intégrant de plus grandes quantités d’énergies renouvelables intermittentes, il sera indispensable d’apporter des solutions aux divers impacts cités. Ces actions sont pour partie à la main du gestionnaire du système et pour partie à la main des producteurs d’énergies renouvelables.

Incinération d’ordures ménagères

La Martiniquaise de Valorisation exploite pour le SMTVD (Syndicat Mixte de Traitement et Valorisation des Déchets) deux lignes de combustion (6,6 MW nets) des déchets ménagers et produit une puissance électrique totale de 4,0 MW pour un productible d’environ 30 GWh/an. Cette usine d’incinération des ordures ménagères (UIOM) était la première source d’énergies renouvelables jusqu’en 2010, avant d’être dépassée par le photovoltaïque. Cette installation est cependant non modulable en fonction de la demande électrique. Le contrat d’achat est arrivé à son terme en 2017, un nouveau contrat est en cours de négociation.

Biogaz

Le Centre d’Enfouissement Technique (CET) de la Trompeuse Un groupe de 0,8 MW alimenté par le biogaz de la décharge a été mis en service depuis 2015. Le Centre de Valorisation Organique (CVO) du Robert Le CVO du Robert a été ouvert en 2006. Il doit permettre le compostage des déchets verts (20 000 tonnes/an), ainsi que la méthanisation de la fraction fermentescible des ordures ménagères et des déchets alimentaires (2 modules de 10 000 tonnes/an). Cette filière méthanisation comprend une installation de production d’électricité à partir du biogaz, mise en service en 2016. La puissance nominale est de 0,62 MW pour un productible maximal de 4900 MWh/an.

Eolien

Une ferme éolienne de 1,1 MW appartenant à Quadran est installée sur la commune du Vauclin depuis 2004. Le contrat d’achat signé avec EDF arrivera à son terme en 2019.

Photovoltaïque

La Martinique compte, en fin 2016, 63 MWc de panneaux photovoltaïques raccordés au réseau électrique. Avec 64,1 MW d’énergies renouvelables intermittentes en service (éolien et photovoltaïque cumulés), le taux actuel maximum de pénétration des énergies renouvelables intermittentes est estimé à 24 %. Ce taux a été atteint sur deux dimanches ensoleillés du mois de mars et d’avril. La limite de 30 % concernant les énergies intermittentes, fixée dans l’arrêté du 23 avril 2008é, n’a pour l’instant jamais été atteinte. Dans le cadre de l’appel d’offres photovoltaïque avec stockage de 2011, une centrale de 2,5 MW, gérée par MADINERGIE, a été mise en service au Diamant en 2016.


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Hydraulique

Une petite installation de 15 kW à Morne Etoile, à Saint Pierre, produit depuis 2013.

1.2.4 Tableau récapitulatif

Le tableau suivant présente un récapitulatif du parc de production martiniquais. Les installations photovoltaïques sont présentées de manière agrégée.

Parc de production

Producteur Site Type Groupe Date de mise en service Puissance

EDF Pointe des Carrières

Diesel 1 et 2 1996 81,2 MW (2x40,6 MW)

EDF-PEI Bellefontaine Diesel 1 à 12 2014 211,0 MW (12x17,6 MW)

SARA Lamentin TAC 1997 3,0 MW


TAC TAC 1 2012 27,0 MW


TAC TAC 2 1990 (1981 en métropole) 19,6 MW


TAC TAC 3 1990 (1981 en métropole) 19,6 MW

EDF Bellefontaine TAC TAC 4 1993 22,6 MW

Albioma Galion TAC 2006 40,0 MW

Martiniquaise de

Valorisation

Fort-de-France

Incinération d’ordures

ménagères 2002 4,0 MW

SMTVD La Trompeuse Biogaz 2013 0,8 MW

IDEX_CVO Robert Biogaz 2016 0,62 MW

Quadran Vauclin Eolien 2004 1,1 MW

(multiples) (multiples) Photovoltaïque (multiples) 63 MWc (fin 2016)

MADINERGIE Diamant PV + STOCK 2016 2,5 MWc

Hydraulique Morne Etoile

Saint-Pierre Petit hydraulique

2015 0,015 MW

Total 496 MW


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1.3 L’équilibre du système électrique

1.3.1 Bilan 2016

En 2016, le mix électrique martiniquais présente, comme les années précédentes, une très forte proportion d’énergie thermique non renouvelable. Les énergies renouvelables, essentiellement photovoltaïque, représentent d’environ 7 % de l’énergie produite en 2016.

Mix électrique 2016

1.3.2 Equilibre journalier

Le graphique suivant illustre un empilement des moyens de production sur un jour ouvré.

Exemple d’empilement sur une journée ouvrée

La production photovoltaïque, lors de cette journée plutôt ensoleillée, a permis de passer la pointe de midi. Cependant, à la pointe du soir, l’utilisation des TAC était nécessaire. Les TAC peuvent, également, être utilisées en journée, afin de maitriser le risque inertie lié à la perte potentielle d’un site de production.


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2 LES PREVISIONS ET LES BESOINS EN INVESTISSEMENT

2.1 L’évolution prévisionnelle de la consommation d'électricité Les projections sont construites autour d’un scénario de référence (appelé scénario « référence MDE ») qui intègre les hypothèses les plus probables de croissance démographique et économique. Il suppose que l’ensemble des acteurs concernés, y compris EDF, poursuive en tendance les actions de maîtrise de l’énergie aujourd’hui engagées. Dans ce scénario, la consommation martiniquaise croît à un rythme faible. Un autre scénario, le scénario « MDE renforcée », reprend le contexte macro-économique du scénario référence MDE et traduit une rupture dans les actions de maîtrise de la demande d’électricité liée à des actions volontaristes et économiquement responsables. Il ne fait cependant pas d’hypothèse sur les grands projets de maîtrise de la demande d’électricité. La consommation prévisionnelle ainsi déterminée ne dépend pas de la manière dont elle est alimentée, par de la production d’électricité installée sur le réseau ou par de l’autoproduction d’électricité

2.1.1 Principaux sous-jacents

2.1.1.1 Démographie

Les dernières projections de l’INSEE publiées fin 2010 (modèle Omphale 2010 – année de départ 2007) n’avaient pas anticipé la baisse continue de la population observée depuis 2007. Les projections ont donc été adaptées en partant de la dernière statistique disponible (2016) et en proposant un scénario d’arrêt de la baisse de la population et la stabilisation à 375 000 habitants, à partir de 2017.

Hypothèses de population

Population en milliers

d’habitants 2013 2018 2023 2028 2033

Référence MDE 386 375 375 375 375

2.1.1.2 Croissance économique

Les hypothèses de croissance du PIB régional en volume sont données dans le tableau ci-dessous.

Hypothèses de croissance économique

Taux de

croissance annuel moyen du PIB

2013 à 2018

2018 à 2023

2023 à 2028

2028 à 2033

Référence MDE 0,3 % 2,3 % 2,1 % 2 %

2.1.1.3 Véhicule électrique

On estime que la Martinique ne dispose actuellement que d'un très faible parc de véhicules électriques de l'ordre de quelques dizaines d’unités.


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Néanmoins des opportunités existent pour développer une recharge des véhicules électriques directement via l’énergie solaire. A ce titre, EDF est contributeur dans le projet MADIN’DRIVE, qui a pour but d’implanter un réseau d’ombrières sur le territoire. L’objectif est d’optimiser le captage de l’énergie solaire à moindre coût, tout en contribuant au maintien de l’équilibre offre-demande d’électricité. Sans dispositions ou précautions particulières et compte tenu du facteur carbone du système électrique, la recharge des véhicules électriques sur le seul réseau de distribution publique d’électricité conduirait immanquablement :

à une augmentation de la consommation d’électricité dans l’île et des charges de service public de l’électricité (CSPE) ;

à l’accentuation de la pointe sur le système électrique ;

et à un bilan carbone négatif par rapport à celui de véhicules thermiques récents. Les réflexions engagées autour du développement de la mobilité électrique dans les îles conduisent ainsi à recommander, quand cela est possible, d’assurer les recharges de batteries à partir d’énergies renouvelables dédiées à cet effet. En cas de nécessité de recharge sur le réseau, il sera nécessaire d’en assurer un pilotage par le gestionnaire du réseau afin d’éviter d’accentuer les problématiques de pointe et favoriser les heures les moins carbonées.

Les prévisions de consommation électrique de la Martinique intègrent des hypothèses de développement du véhicule électrique et de son mode de recharge sur le réseau public d’électricité. Dans le scénario référence MDE, le véhicule électrique se développe progressivement pour atteindre une part de marché de 2 % en 2023 et 5 % à l’horizon 2033.

2.1.2 Scénarios tendanciels

Sur la base des sous-jacents évoqués plus haut et de l’historique de consommation électrique, les scénarii d’évolution tendanciels suivants ont été retenus.

Prévisions de consommation pour le scénario référence MDE

Scénario référence MDE 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2028 2033

Energie annuelle moyenne (GWh)

1 576 1 590 1 605 1 629 1 649 1 668 1 750 1 834

Taux de croissance annuel moyen sur 5 ans

1,1 % 1,0 % 0,9 %

Pointe annuelle moyenne (MW)

245 248 250 254 257 260 272 285


1,1 % 1,0 % 0,9 %

Prévisions de consommation pour le scénario MDE renforcée

Scénario MDE renforcée 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2028 2033

Energie annuelle moyenne (GWh)

1 554 1 556 1 560 1 571 1 579 1 585 1 608 1 628


0,4 % 0,3 % 0,2 %

Pointe annuelle moyenne (MW)

242 242 243 245 246 247 250 253


0,4 % 0,3 % 0,2 %


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En énergie, le scénario MDE renforcée correspond à une économie de consommation d’électricité de 11 % en 2033 par rapport au scénario référence MDE.

Prévisions de consommation en énergie

Prévisions de consommation en pointe

-

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

1 600

1 800

2 000

2010 2015 2020 2025 2030 2035

GW

h

Historique Scénario référence MDE Scénario MDE renforcée

-

50

100

150

200

250

300

2010 2015 2020 2025 2030 2035

MW

Historique Scénario référence MDE Scénario MDE renforcée


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2.2 Le développement du parc de production

2.2.1 Prévisions de développement du parc de production

2.2.1.1 Hypothèses principales

Le parc cible est dimensionné de manière à ce que la durée moyenne de défaillance liée à des déséquilibres entre l’offre et la demande d’électricité soit inférieure à trois heures par an. Compte tenu des caractéristiques du système électrique martiniquais, les besoins en investissement ont été déterminés par tranche de 20 MW. La disponibilité des moyens de production a été calée, pour les moyens de production existants, sur les performances contractuelles ou normatives attendues et, pour les nouveaux besoins, à hauteur de 85 % pour les moyens de base et 90 % pour les moyens de pointe. Le dimensionnement en besoins en investissement est déterminé dans ce bilan prévisionnel en considérant que sont réalisés des moyens de production dispatchables « à puissance garantie » (thermique, biomasse). L’affichage des besoins par tranche de 20 MW ne doit pas conduire à un émiettement des projets. Pour répondre aux besoins de manière optimale d’un point de vue économique, un même projet pourra répondre aux besoins répartis sur plusieurs années. En parallèle, des calculs, basés sur une croissance de type MDE renforcée millésime 2017 ont été réalisés avec les hypothèses d’investissement du projet de PPE, prenant en compte des hypothèses de croissance importante concernant le développement des énergies renouvelables, notamment intermittentes (productions photovoltaïque et éolienne), avec et sans stockage. Cette trajectoire de consommation est moins élevée que le scénario MDE renforcée millésime 2015 sur lequel s’appuyait le projet de PPE. L’objectif de ces calculs est de vérifier que le projet de PPE réponde à l’ensemble des besoins à tous les horizons de temps. Un développement de l’autoconsommation a été pris en compte et modélisé comme de la production PV supplémentaire.

2.2.1.2 Résultats

Les résultats de la simulation pour les scénarii de demande référence MDE et MDE renforcée sont donnés dans le tableau suivant.

Besoins en investissement

En MW 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024-2028

2029-2033

Scénario référence MDE

Base

Pointe 20 40 + 20

Scénario MDE renforcée *

Base

Pointe 40

20 Renouvellement

20 Nouveau besoin (*) Le projet de PPE s’appuie sur le scénario MDE renforcée millésime 2015


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Mise en service du groupe d’Albioma Galion 2

Albioma mettra en service en 2017, sur le site du Galion, un groupe de 34 MW fonctionnant à la bagasse et à la biomasse. Cette centrale doit augmenter de quinze points le taux d’EnR en Martinique.

TAC de la SARA

Le contrat d’achat par EDF de l'électricité produite par les deux TAC de la SARA prendra fin en 2017. Les parties devront s’interroger sur l’opportunité de prolonger ce contrat après cette échéance.

Déclassement des TAC

A la mise en service du groupe Galion 2, les TAC 2 et 3 pourront être déclassées sans être renouvelées. La TAC 4, devrait ensuite être déclassée en 2025. Dans, le scénario référence MDE, son renouvellement sera nécessaire afin assurer la sécurité d’alimentation du système, il pourra cependant, être différé jusqu’à la période 2029-2033. Sur cette même période, la TAC du GALION (déclassée en 2031) devra être remplacée dans les deux scénarios.

Nouveaux besoins

La croissance assez faible de la consommation permet de limiter fortement les nouveaux besoins. Dans le scénario référence MDE, un moyen de pointe de 20 MW supplémentaires sera nécessaire en 2021.


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2.2.2 Principaux projets et critère d’ajustement du parc

Le développement des filières EnR à hauteur des ambitions du projet PPE ainsi que la réalisation des projets majeurs identifiés dans celui-ci, permettrait de combler l’ensemble des besoins identifiés après 2023. Il conviendra de suivre la réalisation de ces projets pour s’assurer qu’ils couvrent dans les délais les besoins identifiés ci-dessus. On notera que les besoins du système ne se réduisent pas au respect du critère de 3h de défaillance par an en moyenne. En particulier l’implantation géographique des moyens de production ainsi que leur capacité à rendre différents services au système est un élément à prendre en compte pour pouvoir assurer son bon fonctionnement effectif. Le gestionnaire de réseaux prépare les évolutions du système électrique pour accompagner la transition énergétique, et, en particulier, définir les moyens permettant la tenue de la fréquence et de la tension. Ces travaux pourront conduire à l’installation d’ouvrages de stockage pilotés par le gestionnaire de réseaux, dans le cadre défini par la délibération 2017-070 de la Commission de Régulation de l’Energie, du 30 mars 2017 relative à la méthodologie d’examen d’un projet d’ouvrage de stockage d’électricité dans les zones non interconnectées. Le gestionnaire de réseaux a ainsi défini les prescriptions techniques permettant la fourniture :

d'un service de réserve rapide avec bande morte, qui permettra d’économiser des coûts de constitution de la réserve rapide, et contribuera aussi à porter le seuil de déconnexion à 35% ;

d’un service d’arbitrage, qui, en reportant de la charge des heures pleines vers les heures creuses, permettra de diminuer les coûts de production.

Quelques projets majeurs du projet de PPE sont détaillés ci-dessous. Cependant, certaines données sont susceptibles d’être modifiées lors de la validation définitive de la PPE de la Martinique par les instances habilitées.

Géothermie

Grâce à un câble sous-marin, le projet de production géothermique à la Dominique pourrait permettre après 2020, d’alimenter la Martinique. Localement, il existe également des projets de production géothermique. Selon les premières études, la Martinique pourrait bénéficier d’un potentiel d’environ 40 MW.

Incinération

Le contrat avec la Martiniquaise de Valorisation se termine en 2017. Il pourrait être prolongé avec une augmentation de capacité de traitement de l’usine d’incinération des ordures ménagères (+4,9 MW).

Hydraulique

Le potentiel hydro-électrique est estimé à 11 MW en Martinique. Le projet de PPE mentionne une cible de 2,5 MW sur le territoire à horizon 2023.

Energie thermique des mers (ETM)

Dans le cadre du projet Nemo, une centrale flottante de 10 MW exploitant l’énergie thermique des mers pourrait être mise en service d’ici quelques années.

Eolien avec stockage

Un projet d’éolien avec stockage (Grand Rivière) avec d’une puissance de 12 MW, et une batterie de 2.5 MW, devrait être mis en service en fin 2018. Par ailleurs EDF Energies Nouvelles porte également un projet de 12 MW dans l’est de l’île. Un développement important de l’éolien avec stockage a été pris en compte dans les analyses présentées en 2.2.1.2.


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Photovoltaïque et photovoltaïque avec stockage

Les pouvoirs publics ont lancé plusieurs appels d’offre, pour le photovoltaïque, le photovoltaïque avec stockage et l’autoconsommation. Des tarifs d’achat de 30 % supérieurs au précédent ont également récemment été mis en place. A ce jour, ces éléments sur lesquels nous avons de la visibilité, nous permettent d’envisager une production supplémentaire d’au moins 40MW à court terme. Un développement important du photovoltaïque a été pris en compte dans les analyses présentées en 2.2.1.2.

TAC au bioéthanol

La SARA est porteuse d’un projet d’une nouvelle TAC de 10 MW, fonctionnant au bioéthanol.

Réseau de froid

Plusieurs projets de réseau de froid à Fort-de-France et aux alentours sont en cours d’étude.

2.2.3 Développement du réseau de transport

Des renforcements du réseau 63 kV sont nécessaires avec l’arrivée des nouveaux moyens de production et, ils permettront également d’améliorer le maillage du réseau :

les axes entre Bellefontaine et l’agglomération de Fort-de-France doivent être renforcés ;

le raccordement de production sur le nord de l’île, notamment dans la zone de Marigot, nécessitera le renforcement de la zone nord-est de l’île.

Conjointement au renforcement de réseau par la création de la liaison sous-marine Hydrobase-

Schœlcher, il s’avère pertinent d’optimiser les transits via l’installation de selfs2 au poste de

Bellefontaine. Ceci permettra de mieux répartir les flux sur les différents axes d’évacuation.

L’arrivée massive d’énergies renouvelables peut nécessiter des adaptations du réseau 63 kV. Ces

adaptations sont envisagées, en concertation avec l’Etat et la Région, par le biais du schéma de

raccordement des énergies renouvelables. D’une façon générale, des renforcements du réseau 63 kV sont souvent nécessaires avec l’arrivée des nouveaux moyens de production de puissance importante. Or les délais de réalisation des lignes 63 kV sont aujourd'hui plus longs que ceux de réalisation des centrales, notamment à cause de la sensibilité aux questions environnementales et des procédures de concertation avec les acteurs concernés, parfois très nombreux pour des lignes traversant plusieurs communes et des terrains très variés. Il est donc nécessaire d'inclure la question du renforcement du réseau 63 kV dès le début des réflexions sur les projets de production. Il est également nécessaire de prévoir un délai de l’ordre de deux à cinq ans pour la mise en œuvre du raccordement des producteurs (délai entre l’engagement du producteur dans sa solution de raccordement et la date d’injection sur le réseau de son nouveau moyen de production) et de faciliter la prise en compte des contraintes du raccordement dans l’élaboration des documents d’urbanisme.

C’est pourquoi respecter l’équilibre entre zones d’implantation des moyens de production et zones de consommation permet d’optimiser la structure du réseau 63 kV en évitant des renforcements. A cet égard, l’implantation de moyens de production dans le sud de l’île permettrait de limiter la création de nouvelles infrastructures réseau.

2 Matériel électrique haute tension permettant, en modifiant l’inductance du réseau, d’orienter préférentiellement les flux

d’électricité sur un ouvrage de réseau sur un autre.

SYSTEMES ENERGETIQUES INSULAIRES MARTINIQUE€¦ · 1.1.5 Maîtrise de la demande d’électricité...

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