Version 2015 - EDF Réunion

SYSTEMES ENERGETIQUES INSULAIRES
LA REUNION
BILAN PREVISIONNEL DE L’EQUILIBRE
OFFRE / DEMANDE D’ELECTRICITE
Juillet 2015
SOMMAIRE
Juillet 2013
Préambule
2
1 L’équilibre offre/demande
3
1.1 La demande
3
1.1.1
1.1.2
1.1.3
1.1.4
1.1.5
3
3
3
4
4
Résultats 2014
Pertes techniques et non techniques
Courbe de charge
Bilan sur les années passées
Maîtrise de la demande d’électricité (MDE)
1.2 La production existante
4
1.2.1
1.2.2
1.2.3
1.2.4
4
5
5
7
Moyens thermiques de base et semi base
Moyens thermiques de pointe
Energies renouvelables
Tableau récapitulatif
1.3 L’équilibre du système électrique
8
1.3.1 Bilan 2014
1.3.2 Equilibre journalier
8
8
2 Les prévisions et les besoins en investissement
2.1 L’évolution prévisionnelle de la consommation d'électricité
10
2.1.1 Principaux sous-jacents
2.1.2 Scénarios tendanciels
10
11
2.2 Le développement du parc de production
14
2.2.1 Prévisions de développement du parc de production
2.2.2 Projets susceptibles de répondre aux besoins
2.2.3 Développement du réseau électrique
14
15
16
EDF SA
22-30, avenue de Wagram
75382 Paris cedex 08
Capital de 930 004 234 euros
552 081 317 R.C.S. Paris
www.edf.com
10
Direction des Systèmes Énergétiques Insulaires
Tour EDF
20, place de la Défense
92050 PARIS LA DEFENSE
Téléphone +33 1 49 01 40 06
Télécopie +33 1 49 01 40 00
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PREAMBULE
Le présent bilan est établi conformément à l'article L141-3 du code de l'énergie, en tenant compte des
spécificités de l'île de la Réunion.
L'île de la Réunion a une superficie de 2 512 km² et sa population est estimée à 844 944 habitants en
2014 (estimation INSEE au 01/01/2014). La densité de population est de l'ordre de 340 habitants au
km².
Schéma du système électrique réunionnais
LA PERRIERE
Eolien 8,5 MW
LA BAIE
Turbines à combustion 80,0 MW
SAINTE-MARIE
Biogaz 0,4 MW
BRAS DES LIANES
Hydraulique 2,2 MW
PORT EST
Diesel 211,0 MW
Saint-Denis
SAS BELAIR ENERGY
Le Port
SAINTE-SUZANNE
Biogaz 1,9 MW
BARDZOUR
Photovoltaïque avec stockage 9,0 MWc
BOIS ROUGE
Charbon/bagasse 99,5 MW
BRAS DE LA PLAINE
Hydraulique 4,6 MW
N
SAINTE ROSE
Eolien 6,3 MW
SAINT-LEU
Photovoltaïque avec stockage 0,9 MWc
S
RIVIERE DE L’EST
Hydraulique 82,0 MW
LE GOL
Charbon/bagasse 111,5 MW
Saint-Pierre
Charbon/bagasse
Thermique
RIVIERE SAINT-ETIENNE
Biogaz 2,1 MW
Photovoltaïque
Eolien
Hydraulique
Biogaz
Réseau HTB (63 kV)
et postes HTB / HTA
10 km
LANGEVIN
Hydraulique 3,6 MW
Autres productions
Non représentées sur la carte
Photovoltaïque 162,8 MWc (fin 2014)
TAKAMAKA
Hydraulique 43,4 MW
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1 L’EQUILIBRE OFFRE/DEMANDE
1.1 La demande
1.1.1 Résultats 2014
L'énergie nette livrée au réseau s’est élevée à 2 857 GWh en 2014, en hausse de 1,5 % par rapport à
l’année précédente. « Le contexte économique réunionnais s’est amélioré en 2014 » (source : IEDOM,
note expresse n°325 - avril 2015). Par ailleurs, des records de température ont été battus durant
plusieurs mois d’été, entraînant un appel plus important à la climatisation. Ces deux phénomènes
expliquent cette hausse plus importante qu’en 2013.
Cette consommation s’est 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 468 MW (moyenne sur une
heure) en décembre 2014, en hausse de 2,6 % par rapport à l’année précédente.
1.1.2 Pertes techniques et non techniques
En 2014, 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 260 GWh, soit 9,1 % de l'énergie livrée au réseau.
1.1.3 Courbe de charge
La courbe de charge est caractérisée par une pointe en journée sensible à la température
(climatisation tertiaire essentiellement) et une pointe du soir principalement liée à la consommation
des clients résidentiels (éclairage et appareils domestiques, peu d’effet climatiseurs).
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 2010 - 2014.
Historique de consommation en énergie
Energie livrée au
réseau
2010
2011
2012
2013
2014
Energie nette
(GWh)
2 699
2 750
2 811
2 814
2 857
Croissance (%)
3,1 %
1,9 %
2,2 %
0,1 %
1,5 %
Historique de consommation en pointe
Puissance de
pointe
2010
2011
2012
2013
2014
Puissance (MW)
429
442
449
456
468
Croissance (%)
1,4 %
3,0 %
1,6 %
1,6 %
2,6 %
1.1.5 Maîtrise de la demande d’électricité (MDE)
En 2014, les opérations suivantes ont été réalisées avec l’aide technique et/ou financière du
fournisseur d’électricité :
 vente de 13 020 kits de deux régulateurs d’eau et de 4 574 douchettes économes (opération
Hydro’Eco grand public) ;
 vente de 53 170 lampes basse consommation fluo-compactes et 16 966 spots LED (opération
LBC grand public) ;
 distribution aux plus démunis de 64 338 kits de quatre lampes basse consommation
fluo-compactes ;
 installation de 5 574 chauffe-eaux solaires individuels ;
 installation de chauffe-eaux solaires collectifs pour l’alimentation de 139 logements ;
 installation de 2 038 climatiseurs performants ;
 pose de 40 680 m² d'isolation dans le secteur résidentiel et 68 664 m² dans le secteur tertiaire ;
 asservissement de 2 286 chauffe-eaux électriques au signal tarifaire d’EDF.
1.2 La production existante
1.2.1 Moyens thermiques de base et semi base
Centrales charbon/bagasse (Albioma)
La centrale charbon/bagasse de Bois-Rouge, exploitée par la société Albioma, comporte trois
tranches pour une puissance totale de 99,5 MW. Les deux premières tranches, mises en service en
1992, fonctionnent à la bagasse pendant la période sucrière de juillet à décembre et au charbon le
reste de l’année. La puissance électrique délivrée par ces tranches diminue en période sucrière du fait
qu’une partie de la vapeur produite est consommée par les sucreries. La Réunion a été pionnière dans
le domaine, puisque la centrale de Bois Rouge permet une valorisation de la bagasse depuis le début
des années 90. Le contrat d’achat signé entre EDF et Albioma prendra fin en 2027. La troisième
tranche de cette centrale, d’une puissance de 44,5 MW, a été mise en service en 2004 et fonctionne
normalement au charbon toute l’année.
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Fonctionnant sur le même schéma que la centrale de Bois-Rouge, la centrale Albioma du Gol
comporte deux tranches charbon/bagasse (en service depuis 1996) et une tranche de 52,5 MW mise
en service en 2006 fonctionnant au charbon. La puissance totale délivrée hors période sucrière atteint
111,5 MW.
Les centrales charbon/bagasse d’Albioma ont produit 251 GWh à partir de la bagasse constituant ainsi
en 2014 la deuxième source d’énergie renouvelable de l’île après l’hydraulique.
Centrale diesel de Port est (EDF-PEI)
Cette centrale, comprenant douze groupes de 17,6 MW chacun (soit un total de 211,0 MW), a
remplacé progressivement durant l’année 2013 l’ancienne centrale de Port ouest. Elle est exploitée
par EDF-PEI (EDF Production Electrique Insulaire, filiale d’EDF à 100%).
1.2.2 Moyens thermiques de pointe
TAC de la Baie (EDF)
Le parc compte deux turbines à combustion (TAC) exploitées par EDF (40,0 MW chacune) sur le site
de la Baie au Port, pour un total de 80,0 MW.
1.2.3 Energies renouvelables
Les énergies renouvelables peuvent être classées en plusieurs grandes familles :
 Les énergies stables (biomasse, biogaz, géothermie, hydraulique…) qui présentent un profil
de production garanti ou peu fluctuant et facilement prévisible : elles permettent de maintenir
durablement une production constante et peuvent dans le meilleur des cas être pilotées en
fonction des besoins des consommateurs et donc être dispatchables.
 Les énergies intermittentes (éolien, photovoltaïque sans système de stockage de
l’énergie…) dont la puissance produite connaît de fortes variations d’un instant à l’autre
(variations brutales et de forte amplitude). Ces fluctuations, qui doivent être compensées à
tout instant par des moyens de production dispatchables, peuvent mettre en risque l’équilibre
offre/demande des systèmes non interconnectés. L’arrêté ministériel du 23 avril 2008 modifié
a fixé à 30 % le taux de pénétration au-delà duquel le gestionnaire de réseau est autorisé à
déconnecter des énergies intermittentes afin de préserver la stabilité du système électrique.
 Entre ces deux familles, on trouve le photovoltaïque et l’éolien avec stockage : un stockage
(sous forme de batteries par exemple) suffisamment dimensionné permet de réduire les
fluctuations mais ne permet tout de même pas d’obtenir ni la stabilité, ni la prévisibilité, ni la
garantie qu’offrent les énergies renouvelables stables.
Hydraulique
La Réunion comporte des ouvrages majeurs de grande hydraulique : Rivière de l’Est et Takamaka.
Leur fonctionnement, essentiel pour le système électrique, est contraint par la taille des réserves en
eau équivalentes à quelques heures de turbinage à pleine puissance. L’énergie est donc répartie au
mieux sur la journée en alternant les phases de stockage et de déstockage. Les autres ouvrages
fonctionnent au fil de l’eau : leur production n’est pas modulable en fonction de la demande mais leur
production est peu fluctuante.
En 2014, la production hydraulique s’élève à 426 GWh, ce qui en fait la première source d’énergie
renouvelable de l’île. La puissance moyenne de l’hydraulique réunionnaise est donc de l’ordre de
50 MW tandis que la puissance maximale atteinte est de l’ordre de 120 MW.
Biogaz
Une unité de 2,1 MW valorisant le biogaz issu du centre d’enfouissement des déchets de Rivière
Saint-Etienne est en fonctionnement depuis fin 2008. Elle est exploitée par GRS Valtech (groupe
Veolia).
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Une deuxième unité, de 1,9 MW, a vu le jour en 2012 au centre d’enfouissement des déchets de
Sainte-Suzanne. Elle est exploitée par la société Belair Energy.
Enfin, une troisième unité, de 0,4 MW, a été mise en service en 2014 à Sainte-Marie (station
d'épuration du Grand Prado). Elle est exploitée par la société Grand Prado 360°.
Eolien
La Réunion compte deux fermes éoliennes pour une puissance totale de 14,8 MW. Elles ont produit
16 GWh en 2014.
Photovoltaïque
Fin 2014, la Réunion compte 162,8 MWc de panneaux photovoltaïques sans stockage raccordés au
réseau électrique. Ils ont produit 236 GWh en 2014, ce qui en fait la troisième source d’énergie
renouvelable de l’île.
Avec 177,6 MW d’énergies renouvelables intermittentes en service (éolien et photovoltaïque cumulés),
des déconnexions nécessaires au respect du seuil des 30% de pénétration des énergies
intermittentes, garant de la sûreté du système électrique et fixé dans l’arrêté ministériel du 23 avril
2008 modifié, sont réalisées depuis 2012. En 2014, des déconnexions ont eu lieu pendant 125 heures
environ.
Photovoltaïque avec stockage
Suite à l’appel d’offres pour des installations photovoltaïque avec stockage lancé en 2011 par la CRE,
deux installations ont été mises en service en 2014 :
 Akuo Energy a mis en service une installation de 9,0 MWc (projet Bardzour) au Port ;
 Albioma a mis en service une installation de 0,9 MWc à Saint-Leu.
Une troisième installation de 9,0 MWc (projet les Cèdres) sera prochainement mise en service à
l’Etang-Salé.
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1.2.4 Tableau récapitulatif
Le tableau suivant présente un récapitulatif du parc de production réunionnais. Les installations
photovoltaïques sans stockage sont présentées de manière agrégée.
Parc de production
Producteur
Site
Type
Groupe
Date de mise en service
Puissance
Albioma
Bois-Rouge 1
Charbon/
bagasse
1 et 2
1992
55,0 MW (27,0+28,0 MW)
Albioma
Bois-Rouge 2
Charbon
2004
44,5 MW
Albioma
Le Gol A
Charbon/
bagasse
1996
59,0 MW (29,0+30,0 MW)
Albioma
Le Gol B
Charbon
2006
52,5 MW
EDF-PEI
Port est
Diesel
1 à 12
2013
211,0 MW (12x17,6 MW)
EDF
La Baie
TAC
TAC 41
2002
40,0 MW
EDF
La Baie
TAC
TAC 42
2009
40,0 MW
Veolia
Rivière SaintEtienne
Biogaz
2008
2,1 MW
Belair Energy Sainte-Suzanne
Biogaz
2012
1,9 MW
Grand Prado
360°
Sainte-Marie
Biogaz
2014
0,4 MW
EDF
Rivière de l’Est
Hydraulique
1à4
1980 pour les groupes 1 à 3,
2011 pour le groupe 4
80,0 MW
EDF
Rivière de l’Est
Hydraulique
Les Orgues
1995
1,2 MW
EDF
Rivière de l’Est
Hydraulique
Sainte-Rose
2013
0,8 MW
EDF
Takamaka 1
Hydraulique
1 et 2
1968
17,4 MW (2x8,7 MW)
EDF
Takamaka 2
Hydraulique
1 et 2
1989
26,0 MW (2x13,0 MW)
EDF
Bras de la Plaine
Hydraulique
1972
4,6 MW
EDF
Langevin
Hydraulique
1962
3,6 MW (2x1,8 MW)
Hydraulique
1993
2,2 MW
Eolien
2004
6,3 MW
Conseil
général de la Bras Des Lianes
Réunion
EDF
Energies
Sainte-Rose
Nouvelles
1 et 2
1 et 2
Quadran
La Perrière
Eolien
2006
8,5 MW
(multiples)
(multiples)
Photovoltaïque
(multiples)
162,8 MWc (fin 2014)
Akuo Energy
Le Port
Photovoltaïque
avec stockage
2014
9,0 MWc
Albioma
Saint-Leu
Photovoltaïque
avec stockage
2014
0,9 MWc
Total
Bardzour
830 MW
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1.3 L’équilibre du système électrique
1.3.1 Bilan 2014
L’île de la Réunion comporte un mix énergétique diversifié. La part des énergies renouvelables a
atteint 33 % en 2014, principalement du fait du parc hydraulique, de la valorisation énergétique de la
bagasse et de la production photovoltaïque.
Mix énergétique 2014
1.3.2 Equilibre journalier
Le graphique suivant illustre un empilement des moyens de production sur un jour ouvré d’été austral
et un jour ouvré d’hiver austral.
Exemple d’empilement sur une journée ouvrée durant l’été austral
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Exemple d’empilement sur une journée ouvrée durant l’hiver austral
La production hydraulique est présente toute la journée et a produit à une puissance plus importante
lors de la pointe du soir grâce aux stocks de Rivière de l’Est et de Takamaka. La pointe du soir, plus
marquée en hiver qu’en été, nécessite parfois d’utiliser une TAC.
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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 les actions de maîtrise de
l’énergie aujourd’hui engagées.
Dans ce scénario, la consommation réunionnaise croît à un rythme faible.
Trois autres scénarios encadrent l’hypothèse de la demande électrique du scénario de référence :
 un scénario « bas » qui cumule les effets d’une croissance faible et d’une démographie plus
basse ;
 un scénario « haut » qui retient des hypothèses démographiques et économiques fortes ;
 un scénario « MDE renforcée » qui reprend le contexte macro-économique du scénario
référence MDE et traduit une accélération de la 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.
2.1.1 Principaux sous-jacents
2.1.1.1
Démographie
Les hypothèses démographiques sont basées sur les dernières projections de l’INSEE publiées fin
2010 (modèle Omphale 2010). Cependant, la population en 2014 s’avérant être moins importante que
celle envisagée auparavant par l’INSEE (-18 000 personnes), les projections utilisées sont réalisées
en se basant sur la population 2014 et en y appliquant les taux de croissance prévus par l’INSEE en
2010. Dans tous les scénarios, la population continue à croître, à un rythme plus ou moins soutenu.
Hypothèses de population
Population en
milliers
d’habitants
2010
2015
2020
2025
2030
Référence MDE
821
860
905
945
983
Bas
821
859
897
929
954
Haut
821
861
913
961
1 009
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2.1.1.2
Croissance économique
Les hypothèses de croissance du PIB régional en volume sont données dans le tableau ci-dessous,
par période de cinq ans.
Hypothèses de croissance économique
2.1.1.3
Taux de
croissance annuel
moyen du PIB
2010 à
2015
2015 à
2020
2020 à
2025
2025 à
2030
Référence MDE
0,9%
1,7%
2,0%
1,8%
Bas
0,5%
-0,2%
0,6%
0,8%
Haut
1,3%
3,6%
3,4%
2,8%
Taux d’équipement des ménages
Les hypothèses d’évolution des taux d’équipement pour certains usages domestiques (parmi les plus
significatifs) sont précisées dans le tableau ci-dessous pour le scénario référence MDE.
Hypothèses de taux d’équipement des ménages
2.1.1.4
Taux
d’équipement
2010
2015
2020
2025
2030
Climatisation
19 %
26 %
31 %
35 %
38 %
Eau chaude
sanitaire…
86 %
91 %
95 %
98 %
100 %
… dont électricité
40 %
45 %
42 %
41 %
39 %
… dont solaire
40 %
46 %
53 %
57 %
61 %
Lampes basse
consommation
60 %
75 %
80 %
76 %
50 %
LED
1%
4%
10 %
20 %
50 %
Réfrigérateurs
99 %
99 %
100 %
100 %
100 %
Congélateurs
59 %
64 %
70 %
75 %
80 %
Véhicule électrique
Au regard de l’absence de données permettant d’élaborer des hypothèses de développement, ces
scénarios de consommation ont été construits hors développement, pour le véhicule électrique, de
recharge sur le réseau public.
Sans dispositions ou précautions particulières, la recharge de batteries sur le seul réseau de
distribution publique d’électricité conduirait à une augmentation de la consommation d’électricité dans
l’île et à l’accentuation de la pointe sur le système électrique avec un alourdissement des charges du
service public de l’électricité (CSPE) et un bilan carbone supérieur à celui de véhicules thermiques
récents.
2.1.2 Scénarios tendanciels
Sur la base des sous-jacents évoqués plus haut et de l’historique de consommation électrique, les
scénarios d’évolution tendanciels suivants ont été retenus.
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Prévisions de consommation pour le scénario référence MDE
Scénario référence MDE
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2025
2030
Energie annuelle
moyenne (GWh)
2 901
2 959
3 003
3 057
3 110
3 172
3 423
3 651
1,5 %
1,3 %
561
605
1,6 %
1,5 %
Taux de croissance
annuel moyen sur 5 ans
Pointe annuelle moyenne
(MW)
1,8 %
471
481
490
Taux de croissance
annuel moyen sur 5 ans
499
508
517
1,9 %
Prévisions de consommation pour le scénario MDE renforcée
Scénario MDE renforcée
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2025
2030
Energie annuelle
moyenne (GWh)
2 901
2 941
2 965
2 999
3 032
3 071
3 183
3 252
0,7 %
0,4 %
528
554
1,0 %
0,9 %
Taux de croissance
annuel moyen sur 5 ans
Pointe annuelle moyenne
(MW)
1,1 %
471
477
484
Taux de croissance
annuel moyen sur 5 ans
490
497
503
1,3 %
En énergie, le scénario MDE renforcée correspond à une économie de consommation d’électricité de
11 % en 2030 par rapport au scénario référence MDE.
Prévisions de consommation pour le scénario bas
Scénario bas
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2025
2030
Energie annuelle
moyenne (GWh)
2 840
2 846
2 839
2 842
2 846
2 864
2 907
2 941
0,3 %
0,2 %
471
478
0,3 %
0,3 %
Taux de croissance
annuel moyen sur 5 ans
Pointe annuelle moyenne
(MW)
0,2 %
461
462
462
Taux de croissance
annuel moyen sur 5 ans
463
463
464
0,1 %
Prévisions de consommation pour le scénario haut
Scénario haut
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2025
2030
Energie annuelle
moyenne (GWh)
2 963
3 082
3 185
3 299
3 414
3 530
4 105
4 724
3,1 %
2,9 %
692
804
3,6 %
3,1 %
Taux de croissance
annuel moyen sur 5 ans
Pointe annuelle moyenne
(MW)
Taux de croissance
annuel moyen sur 5 ans
3,6 %
482
502
521
541
3,8 %
560
580
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Prévisions de consommation en énergie
Prévisions de consommation en pointe
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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 réunionnais, 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.
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.
Les calculs pour déterminer les besoins en investissement ont été réalisés en prenant en compte des
hypothèses de croissance importante concernant le développement des énergies renouvelables
intermittentes (productions photovoltaïque et éolienne), avec et sans stockage.
2.2.1.2
Résultats
Les résultats de simulation pour les scénarios de demande référence MDE et MDE renforcée sont
donnés dans le tableau suivant.
Besoins en investissement
En MW
Base
Scénario référence MDE
Pointe
Base
Scénario MDE renforcée
Pointe
2016
2017
41
41
2018
2019
2x20
2020
2021-2025
20
20
2x20
2026-2030
3x20
2x20
2x20
20
Mise en service de la TAC d’Albioma à Saint-Pierre
Albioma mettra en service au plus tard début 2017 une TAC de 41 MW. Elle fonctionnera en partie au
bioéthanol.
Moyen de secours pour l’alimentation du sud de l’île
Ces dernières années, la croissance de la consommation a été particulièrement importante dans le
sud de l’île. Or le projet de construction d'une TAC dans le sud a pris du retard et le réseau électrique
actuel n'a pas la capacité suffisante pour garantir la sécurité de l'alimentation électrique de cette zone.
En attendant la mise en service de la TAC d’Albioma à Saint-Pierre ou de la nouvelle ligne LEO
(Liaison Electrique de l’Ouest), des moyens de secours sont nécessaires dans le sud, pour une
puissance totale de 12 MW. Ils devraient être installés au plus tard fin 2015.
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Renouvellement de la centrale d’Albioma Bois Rouge 1
Le contrat avec Albioma pour la centrale de Bois Rouge 1 prenant fin en 2027, il sera nécessaire de
remplacer ces groupes par de nouveaux moyens de base, à hauteur de 60 MW dans le scénario
référence MDE et 40 MW dans le scénario MDE renforcée.
Nouveaux besoins
Dans le scénario référence MDE, 40 MW supplémentaires de moyens de pointe sont nécessaires en
2019. Ensuite, 20 MW de moyens de base et 20 MW de moyens de pointe sont nécessaires entre
2021 et 2025. Pour finir, 40 MW de moyens de pointe sont nécessaires entre 2026 et 2030. Dans le
scénario MDE renforcée, les nouveaux besoins se limitent à 40 MW de moyens de pointe entre 2021
et 2025 puis 20 MW entre 2026 et 2030.
2.2.2 Projets susceptibles de répondre aux besoins
Un certain nombre de projets pourraient répondre aux besoins identifiés ci-dessus, à condition qu’ils
fournissent une puissance garantie ainsi que des services système. Par ailleurs, parmi les projets
listés ci-dessous, certains ne fournissent pas de puissance garantie mais permettent d’augmenter la
part des énergies renouvelables dans le mix énergétique.
Hydraulique
Des études ont été engagées pour évaluer la faisabilité d’une production plus importante sur les
aménagements de la centrale de Takamaka. Le Schéma Directeur d’Aménagement et de Gestion des
Eaux (SDAGE) est compatible avec ce développement.
Incinération
Les collectivités locales souhaitent valoriser les déchets via de l’incinération à hauteur de 20 MW sur
l’ensemble de l’île.
Biogaz
Le gisement est faible. 2,5 MW pourraient être mis en service d’ici 2020.
Géothermie
Les recherches dans le domaine de la géothermie ont été relancées, mais la mise en service des
installations pourrait au mieux être faite dans une dizaine d’années.
Photovoltaïque avec stockage
La Commission de Régulation de l’Energie a lancé en mai 2015 un appel d’offres pour un total de
50 MWc de centrales photovoltaïques équipées d’un dispositif de stockage d’énergie. Ceci pourrait
conduire à l’installation de 10 MWc environ à la Réunion.
SWAC
Deux projets de SWAC (Sea Water Air Conditioning) utilisant de l’eau de mer froide puisée dans les
profondeurs des océans pour de la climatisation grande échelle sont en cours d’étude, l’un à SaintDenis et l’autre à l’hôpital de Saint-Pierre. Cette production de froid à partie d’énergie renouvelable
permet une réduction de la consommation électrique.
Réseau de froid
Des études concernant un projet de réseau de froid au Port sont en cours.
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2.2.3 Développement du réseau électrique
La croissance de la consommation et le développement de nouveaux moyens de production
impliquent le développement et le renforcement des réseaux électriques.
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.
Or les délais de réalisation des lignes 63 kV peuvent être 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 ainsi 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.
Par ailleurs, de par le relief de l’île, le réseau électrique réunionnais est constitué de trois zones
électriques différentiées séparées par des barrières naturelles. Cette structuration tend à fragiliser le
système électrique avec les évolutions différentes de la consommation et de la production. Ainsi, la
construction de la centrale EDF-PEI a nécessité le renforcement du réseau 63 kV entre les zone ouest
et nord, avec la construction en 2011 d’une liaison sous-marine (contournement de la Grande
Chaloupe) ainsi qu’un renforcement du réseau 63 kV dans la zone nord. De même, l’accroissement
important de la consommation dans le sud, rend indispensable le renforcement électrique entre l’ouest
et le sud. C’est l’objet du projet LEO (Liaison Electrique de l’Ouest) qui vise à augmenter
significativement la capacité de cette interconnexion à l’horizon fin 2016.
Enfin, le respect de l’équilibre entre zones d’implantation des moyens de production et zones de
consommation permet d’une manière générale d’optimiser la structure du réseau 63 kV en limitant
certains renforcements. Il apparaît nécessaire de consolider à l’avenir les moyens de production dans
le sud, notamment les moyens de pointe afin de prévenir les contraintes pouvant porter sur les
ouvrages reliant cette zone au nord de l’île.