Bilan prévisionnel - Prépublication mai 2015

Transcription

SYSTEMES ENERGETIQUES INSULAIRES
BILAN PREVISIONNEL DE L’EQUILIBRE OFFRE-DEMANDE D’ELECTRICITE 2015
Prépublication des prévisions de consommation et des investissements
SYSTEMES ENERGETIQUES INSULAIRES :
GUADELOUPE
SOMMAIRE
Préambule
2
1 Prévisions de consommation
3
1.1 Corse
4
1.2 Guadeloupe
5
1.3 Guyane
6
1.4 La Réunion
7
1.5 Martinique
8
1.6 Saint-Barthélemy
9
1.7 Saint-Martin
10
2 Investissements à réaliser
11
2.1 Corse
12
2.2 Guadeloupe
13
2.3 Guyane
14
2.4 La Réunion
15
2.5 Martinique
16
2.6 Saint-Barthélemy
17
2.7 Saint-Martin
18
2.8 Saint-Pierre-et-Miquelon
19
EDF SA
22-30, avenue de Wagram
75382 Paris cedex 08
Capital de 924 433 331 euros
552 081 317 R.C.S. Paris
www.edf.com
Direction des Systèmes Énergétiques Insulaires
Tour EDF
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92050 PARIS LA DEFENSE
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Direction des Systèmes Energétiques Insulaires
Bilan Prévisionnel de l’Equilibre Offre-Demande d’Electricité
PREAMBULE
Dans le cadre des missions qui lui sont confiées par la loi du 10 février 2000, EDF réalise tous les deux ans, en
tant que gestionnaire de réseau des zones non interconnectées au réseau métropolitain continental, un bilan
prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité. Le dernier bilan, couvrant la période 2014-2030, a été
publié en 2013 et a été réactualisé en 2014 pour la période 2015-2020.
Le bilan prévisionnel 2015 sera publié au cours de l’été 2015. Cependant, afin de fournir des informations pour
la rédaction de la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), les prévisions de consommation attendues
et les investissements à réaliser sont publiés dès mai 2015 dans le présent document.
2
1 PREVISIONS DE CONSOMMATION
Les prévisions ont été réalisées pour deux scénarios de consommation :


Le scénario « référence MDE » (maîtrise de la demande en énergie). Ce scénario correspond au
scénario de référence et intègre les hypothèses les plus probables de croissance démographique et
économique. Il suppose que l’ensemble des acteurs concernés dont EDF poursuit les actions de
maîtrise de l’énergie aujourd’hui engagées.
Le scénario « MDE renforcée » repose sur les mêmes hypothèses de croissance démographique et
économique mais suppose une accélération des actions de maîtrise de l’énergie. Il ne fait pas
d’hypothèse sur les grands projets de maîtrise de la demande en énergie.
Les prévisions de consommation sont présentées année par année entre 2015 et 2020 puis par pas de cinq ans
entre 2020 et 2030.
Les analyses des pointes annuelles sont réalisées en moyenne horaire.
Pour Saint-Pierre-et-Miquelon, aucune prévision de consommation n’est présentée. Que ça soit à Saint-Pierre
ou à Miquelon, si la pointe continue à croitre au rythme observé ces dernières années (pointe stable à
Saint-Pierre et de l’ordre de 2,3% par an à Miquelon sur les dix dernières années), les puissances installées
actuelles devraient suffire à satisfaire la demande des clients.
3
1.1
CORSE
Scénario référence MDE
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030
Energie annuelle moyenne (GWh) 2 254 2 294 2 325 2 362 2 398 2 440 2 614 2 782
Taux de croissance annuel moyen
par période de 5 ans
Pointe annuelle moyenne (MW)
1.6%
502
511
517
Scénario MDE renforcée
528
1.4% 1.3%
535
542
1.5%
583
626
1.5% 1.4%
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030
0.8%
502
505
506
Prévisions de l'énergie annuelle moyenne
515
527
538
0.5% 0.4%
Prévisions de la pointe annuelle moyenne
700
2 500
600
500
MW
2 000
GWh
514
0.5%
3 000
1 500
1 000
2015
400
Historique
300
Historique
200
500
0
2010
512
0.5% 0.2%
2020
2025
100
2030
0
2010
2015
2020
2025
2030
4
1.2
GUADELOUPE
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030
1.2%
253
258
263
268
1.3% 1.0%
272
275
1.7%
296
317
1.5% 1.4%
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030
0.6%
252
256
261
264
0.4% 0.0%
266
1.3%
269
279
289
0.8% 0.7%
2 500
350
300
2 000
MW
GWh
250
1 500
1 000
500
0
2010
Historique
150
Historique
100
2015
200
2020
2025
50
2030
0
2010
2015
2020
2025
2030
5
1.3
GUYANE
Les hypothèses présentées ci-dessous ne concernent que le réseau électrique du littoral et n’intègre pas
l’hypothèse de raccordement d’importantes exploitations minières à ce réseau.
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030
Energie annuelle moyenne (GWh) 879
911
939
1 000 1 026 1 158 1 280
3.2%
130
135
139
969
144
2.4% 2.0%
149
154
3.4%
175
197
2.6% 2.3%
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030
906
928
952
976
995
2.5%
130
134
138
142
1.6% 1.1%
146
2.9%
1 078 1 142
150
165
180
1.9% 1.8%
1 400
250
1 200
200
150
800
MW
GWh
1 000
600
Historique
400
0
2010
50
200
2015
2020
Historique
100
2025
2030
0
2010
2015
2020
2025
2030
6
1.4
LA REUNION
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030
1.8%
471
481
490
499
1.5% 1.3%
508
517
1.9%
561
605
1.6% 1.5%
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030
1.1%
471
477
484
503
528
554
1.0% 0.9%
700
3 500
600
3 000
500
MW
2 500
GWh
497
1.3%
4 000
2 000
1 500
1 000
2015
400
Historique
300
Historique
200
500
0
2010
490
0.7% 0.4%
2020
2025
100
2030
0
2010
2015
2020
2025
2030
7
1.5
MARTINIQUE
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030
1.4%
242
246
252
254
1.7% 1.5%
258
262
1.6%
290
319
2.1% 1.9%
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030
0.7%
242
245
248
250
0.9% 0.5%
253
1.1%
255
273
292
1.4% 1.3%
2 500
350
300
2 000
MW
GWh
250
1 500
1 000
500
0
2010
Historique
150
Historique
100
2015
200
2020
2025
50
2030
0
2010
2015
2020
2025
2030
8
1.6
SAINT-BARTHELEMY
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030
116
123
20
142
21
22
23
156
172
2.0% 2.0%
24
25
5.2%
28
31
2.0% 2.0%
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030
110
113
117
119
121
2.6%
19
20
20
21
128
134
1.0% 1.0%
21
2.6%
22
23
24
1.0% 1.0%
200
35
180
30
160
140
25
120
20
MW
GWh
136
5.2%
131
100
80
Historique
15
Historique
60
10
40
0
2010
2015
2020
2025
5
20
2030
0
2010
2015
2020
2025
2030
9
1.7
SAINT-MARTIN
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030
204
207
31
32
32
33
233
251
1.5% 1.5%
33
34
36
39
1.5% 1.5%
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030
201
202
204
205
207
0.8%
31
31
32
32
215
223
0.8% 0.8%
32
0.8%
32
33
35
0.8% 0.8%
300
45
40
250
35
30
MW
200
GWh
216
1.5%
150
Historique
100
25
20
Historique
15
10
50
0
2010
213
1.5%
210
5
2015
2020
2025
2030
0
2010
2015
2020
2025
2030
10
2 INVESTISSEMENTS A REALISER
Compte tenu des caractéristiques des systèmes électriques dont SEI est gestionnaire, les nouveaux besoins en
investissement ont été déterminés par tranche de 20 MW pour la Corse, la Guadeloupe, la Guyane, la
Martinique et la Réunion. Pour ces territoires, les besoins en moyens de base et de pointe sont différenciés.
Pour Saint-Barthélemy, Saint-Martin et Saint-Pierre-et-Miquelon, compte tenu de leur plus petite taille, les
besoins ont été déterminés par tranche de 5 MW, sans distinction des besoins de base et de pointe.
Cette maille unitaire de calcul ne traduit pas certaines contraintes liées au dimensionnement de la réserve
primaire et aux réseaux. Ces contraintes devront être prises en compte lors du choix des solutions
technologiques et de leur dimensionnement pour réponse aux besoins exprimés ici.
L’affichage des besoins par tranche de 5 ou 20 MW ne doit pas conduire à un émiettement des projets. Pour
répondre aux besoins de manière optimale d’un point de vue économique, certains projets pourront répondre
aux besoins répartis sur plusieurs années.
Selon la nature de l’investissement, des couleurs différentes sont utilisées :
Projet en cours
Renouvellement
Nouveau besoin
Le seuil de défaillance retenu dans les bilans prévisionnels est une durée moyenne de défaillance annuelle de
trois heures pour des raisons de déséquilibre entre l’offre et la demande d’électricité.
Les calculs pour déterminer les besoins en investissement ont été réalisés en prenant en compte des
hypothèses concernant le développement des productions photovoltaïque et éolienne, avec et sans stockage.
11
2.1
CORSE
En MW
2016
2017
2018
2019
Base
Pointe
Base
Pointe
2020
2021-2025
8x20
4x20
20
5x20
6x20
2026-2030
2x20
R ENOUVELLEMENTS DES MOYENS EXISTANTS
La centrale du Vazzio, composée de sept diesels de 18,9 MW chacun pour une puissance totale de 132,3 MW,
doit être renouvelée autour de 2020 et au plus tard début 2023.
Trois des quatre TAC présentes à Lucciana devront être renouvelées entre 2021 et 2025 : les TAC 1 et 2 (d’une
puissance de 20 MW chacune) et la TAC 3 (d’une puissance de 25 MW).
La liaison électrique SACOI (reliant en courant continu la Corse à la Sardaigne et l’Italie et propriété du
gestionnaire du système électrique italien TERNA), d’une puissance de 50 MW, est ancienne avec un risque de
défaillance qui augmente d’année en année. La Corse a notamment connu en 2010 une période où les quatre
câbles sous-marins depuis l’Italie et la Sardaigne ont été simultanément indisponibles. Son renouvellement,
piloté par TERNA, est nécessaire peu après 2020. Sans préjuger de l’avenir, des échanges entre le gestionnaire
de système et TERNA sont en cours pour tenter de définir un planning de renouvellement compatible avec la
durée de vie de la station de conversion.
N OUVEAUX BESOINS
La croissance de la consommation fait apparaitre de nouveaux besoins entre 2021 et 2030 dans le scénario
référence MDE uniquement : 60 MW de nouveaux moyens de pointe sont nécessaires.
B ESOINS SUPPLEMENTAIRES EN CAS DE PERTE DURABLE DES LIAISONS SARCO OU SACOI
La liaison SARCO (reliant en courant alternatif la Corse à la Sardaigne et d’une puissance maximale de 100 MW)
et la liaison SACOI sont indispensables à l’équilibre offre-demande. En cas de perte prolongée d’une de ces
liaisons, entre 60 MW et 80 MW de moyens de production supplémentaires (majoritairement des moyens de
base) sont nécessaires immédiatement.
S OLUTION ENVISAGEABLE POUR COUVRIR L ’ ENSEMBLE DES BESOINS
La localisation des nouveaux moyens de production devra tenir compte de l’augmentation de la consommation
d’électricité plus marquée sur l’extrême sud de la Corse, ce qui conduit à des déséquilibres entre la
consommation et la production dans cette zone et donc à des contraintes sur le réseau électrique. Un
rééquilibrage de la puissance disponible vers la région Ajaccienne est indispensable en termes de sûreté du
système électrique.
Pour couvrir le renouvellement de la centrale du Vazzio et des TAC mais également les nouveaux besoins
jusqu’en 2030, un équipement thermique d’une puissance de 250 MW en région ajaccienne, fonctionnant au
fioul domestique en attendant l’arrivée du gaz naturel, devrait être réalisé dans les plus brefs délais et mis en
service avant début 2023.
Dans le scénario référence MDE, le renouvellement de la station de conversion de SACOI est indispensable à
l’équilibre offre-demande.
12
2.2
GUADELOUPE
En MW
2016
2017
Base
Pointe
Base
Pointe
CENTRALE DE
2018
2019
2020
2021-2025
2026-2030
20
2x20
20
2x20
C ONTOUR G LOBAL E NERGIES A NTILLES
Le contrat avec Contour Global pour la centrale d’Energies Antilles (d’une puissance totale de 15 MW) prenant
fin en 2020, il sera nécessaire, pour le scénario référence MDE uniquement, de construire un moyen de pointe
d’une puissance de 20 MW. Dans le scénario MDE renforcée, cette centrale pourra être déclassée sans être
renouvelée.
R ENOUVELLEMENT DES TAC
La TAC 2 (d’une puissance de 20 MW) devrait être déclassée en 2017. La mise en service récente de la centrale
de EDF-PEI Jarry a donné suffisamment de marges à l’équilibre offre-demande pour que la TAC 2 puisse être
déclassée sans être renouvelée immédiatement. Elle devra tout de même être remplacée par un nouveau
moyen de pointe en 2020 dans le scénario référence MDE uniquement.
Entre 2021 et 2025, les TAC 3 et 4 (d’une puissance de 20 MW chacune) seront déclassées et devront être
renouvelées.
N OUVEAUX BESOINS
La croissance assez faible de la consommation permet de limiter fortement les nouveaux besoins. Dans le
scénario référence MDE, seuls 20 MW supplémentaires sont nécessaires, entre 2026 et 2030. Dans le scénario
MDE renforcée, aucun nouveau besoin n’est nécessaire sur la période étudiée.
M OYENS DE SECOURS
Une TAC de secours, d’une puissance de 20 MW, est toujours présente sur le site de Jarry mais elle n’est plus
utile depuis la mise en service de la centrale d’EDF-PEI à Jarry. Cette TAC a vocation à être mutualisée avec la
Martinique et la Guyane selon l’évolution de l’équilibre offre-demande dans chacun de ces territoires.
13
2.3
GUYANE
En MW
Base
Pointe
Base
Pointe
2016
2017
2018
2019
20
20
20
20
2020
3x20
20
3x20
20
2021-2025
20
20
20
20
2026-2030
20
R ENOUVELLEMENT DES TAC
La TAC 11 à Degrad des Cannes (d’une puissance de 20 MW) doit être déclassée en 2015. Son renouvellement
immédiat est nécessaire pour maintenir l’équilibre offre-demande.
En 2019, la TAC 10 à Degrad des Cannes (d’une puissance de 20 MW) sera déclassée et renouvelée.
La TAC 4 à Kourou (d’une puissance de 20 MW) sera déclassée et renouvelée entre 2021 et 2025.
R ENOUVELLEMENT DE LA CENTRALE DE D EGRAD DES C ANNES
Les neuf diesels de la centrale de Degrad des Cannes fournissent une puissance maximale de 67,4 MW. Ils
devront être renouvelés autour de 2020, par des moyens de base avec un besoin minimal de 60 MW.
N OUVEAUX BESOINS
Entre 2020 et 2030, il sera nécessaire de construire 40 MW de moyens de base et 20 MW de moyens de pointe
dans le scénario référence MDE et 20 MW de chaque type de moyens dans le scénario MDE renforcée. La
localisation de ces moyens de production devra tenir compte de la forte croissance de la consommation autour
de Saint-Laurent-du-Maroni.
M OYENS DE SECOURS
Une TAC de secours de 20 MW a été mise en service à Kourou en 2014. 20 MW de groupes électrogènes ont
également été installés début 2015. Ces moyens de secours permettent de compenser les travaux importants
prévus jusque 2020 sur Petit-Saut mais également, en partie seulement, les investissements qui ne pourront
pas être réalisés à temps pour répondre aux besoins recensés ci-dessus.
14
2.4
LA REUNION
En MW
Base
Pointe
Base
Pointe
2016
2017
2018
41
41
2019
2x20
2020
2021-2025
20
20
2x20
2026-2030
3x20
2x20
2x20
20
M ISE EN SERVICE DE LA TAC D ’A LBIOMA A S AINT -P IERRE
Albioma mettra en service fin 2016, voire au plus tard début 2017, une TAC de 41 MW. Elle fonctionnera en
partie au bioéthanol.
M OYEN DE SECOURS POUR L ’ ALIMENTATION DU SUD DE L ’ ILE
Ces dernières années, la croissance de la consommation a été particulièrement importante dans le sud de l’île.
Or le projet de construction d'une TAC dans le sud a pris du retard et les interconnexions actuelles du réseau
électrique n'ont pas la capacité suffisante pour garantir la sécurité de l'alimentation électrique de cette zone.
En attendant la mise en service de la TAC d’Albioma à Saint-Pierre ou de la nouvelle ligne LEO (Liaison
Electrique de l’Ouest), des moyens de secours sont nécessaires dans le sud, pour une puissance totale de
12 MW. Ils devraient être installés au plus tard début 2016.
R ENOUVELLEMENT DE LA CENTRALE D ’A LBIOMA B OIS R OUGE 1
Le contrat avec Albioma pour la centrale de Bois Rouge 1 (deux groupes de 27 et 28 MW) 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.
N OUVEAUX 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.
15
2.5
MARTINIQUE
En MW
2016
Base
Pointe
Base
Pointe
2017
36,5
2018
2019
2020
2021-2025
20
20
2026-2030
36,5
20
M ISE EN SERVICE DU GROUPE D ’A LBIOMA G ALION 2
Albioma mettra en service en 2017 un groupe de 36,5 MW fonctionnant à la bagasse et à la biomasse.
TAC DE LA SARA
Le contrat d’achat par EDF de l'électricité produite par les deux TAC de la SARA (puissance maximale de la
fourniture à EDF de 7 MW) prend fin en 2017. Les parties devront s’interroger sur l’opportunité de prolonger ce
contrat après cette échéance, mais celui-ci n’est pas indispensable à l’équilibre offre-demande.
D ECLASSEMENT DES TAC
A la mise en service du groupe Galion 2, les TAC 2 et 3 situées à Pointe des Carrières (d’une puissance de
20 MW chacune) pourront être déclassées.
La TAC 4 située à Bellefontaine devra ensuite être déclassée entre 2021 et 2025. Son renouvellement immédiat
est nécessaire dans le scénario référence MDE uniquement.
N OUVEAUX BESOINS
scénario référence MDE, seul 20 MW supplémentaires sont nécessaires, en 2020. Il s’agit d’un moyen de
pointe. Dans le scénario MDE renforcée et bien qu’aucune TAC ne soit renouvelée, le seul nouveau besoin
concerne un moyen de pointe de 20 MW entre 2026 et 2030.
DIESELS DE
P OINTE DES C ARRIERES
Les contraintes d’émissions de polluants pourraient nécessiter de réaliser avant 2023 des travaux pour mise en
conformité des deux diesels lents de 40,6 MW chacun dans la centrale de Pointe des Carrières. Ces travaux
devraient permettre de respecter les nouvelles normes d’émission et donc de prolonger la durée de vie de ces
groupes au-delà de 2030. Sans mise en conformité, le déclassement de ces groupes en 2023 nécessiterait la
construction de 60 MW de moyens de pointe supplémentaires.
16
2.6
SAINT-BARTHELEMY
En MW
2016
5
2017
5
2018
5
2019
5
2020
5
5
2021-2025
2x5
5
2026-2030
5
5
R ENOUVELLEMENT DES ANCIENS GROUPES
Les six anciens groupes PA6 (d’une puissance de 3,1 MW chacune) vont devoir progressivement être
renouvelés. En considérant qu’un groupe sera déclassé chaque année entre 2018 et 2023, il sera nécessaire,
sur cette période, de mettre en service 20 MW de nouveaux groupes dans le scénario référence MDE et 15 MW
dans le scénario MDE renforcée.
N OUVEAUX BESOINS
La croissance de la consommation nécessite à court terme la mise en service de 5 MW supplémentaires dès
2016 dans le scénario référence MDE et en 2017 dans le scénario MDE renforcée. Ensuite, 5 MW
supplémentaires sont nécessaires en 2030, quel que soit le scénario.
17
2.7
SAINT-MARTIN
En MW
2016
26
26
2017
2018
3x5
3x5
2019
2020
2021-2025
3x5
3x5
2026-2030
5
R ENOUVELLEMENT DE LA CENTRALE EDF ACTUELLE
La construction de trois nouveaux moteurs diesel de 8,7 MW chacun a commencé en 2014. Leur mise en
service, prévue début 2016, permettra de déclasser les deux moteurs 12PA6 ainsi que quatre des huit moteurs
16PA6 de l’usine EDF. Cela conduira à une augmentation de la puissance installée de 4 MW.
Les quatre autres moteurs 16PA6 (d’une puissance totale de 16,4 MW) devront être renouvelés à l’horizon
2018.
R ENOUVELLEMENT DE LA CENTRALE DE C ONTOUR G LOBAL E NERGIES S AINT -M ARTIN
Le contrat avec Contour Global pour la centrale d’Energies Saint-Martin (d’une puissance totale de 14,1 MW)
prenant fin en 2023, il sera nécessaire de construire de nouveaux groupes pour une puissance équivalente.
N OUVEAUX BESOINS
scénario référence MDE, seul 5 MW supplémentaires sont nécessaires, entre 2026 et 2030. Dans le scénario
MDE renforcée, aucun nouveau besoin n’est nécessaire sur la période étudiée.
18
2.8
SAINT-PIERRE-ET-MIQUELON
En MW
2016
2017
2018
2019
2020
5
2021-2025
2026-2030
R ENOUVELLEMENT DE LA CENTRALE DE M IQUELON
Les groupes de Miquelon 1 (quatre groupes de 0,5 MW chacun) mais également les groupes de Miquelon 2
(deux groupes de 1,2 MW et un groupe de 0,8 MW) arrivent en fin de vie et devront donc être renouvelés
autour de 2020, pour une puissance à peu près équivalente.
N OUVEAUX BESOINS
Aucun nouveau besoin n’est recensé ni à Saint-Pierre ni à Miquelon.
19

Bilan prévisionnel - Prépublication mai 2015

Transcription

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