systemes energetiques insulaires martinique

SYSTEMES ENERGETIQUES INSULAIRES
MARTINIQUE
BILAN PREVISIONNEL DE L’EQUILIBRE
OFFRE / DEMANDE D’ELECTRICITE
Juillet 2015
SOMMAIRE
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
6
Moyens thermiques de base et semi base
Moyens thermiques de pointe
Energies renouvelables
Tableau récapitulatif
1.3 L’équilibre du système électrique
7
1.3.1 Bilan 2014
1.3.2 Equilibre journalier
7
8
2 Les prévisions et les besoins en investissement
9
2.1 L’évolution prévisionnelle de la consommation d'électricité
9
10
2.2 Le développement du parc de production
13
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 de transport
13
14
15
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
9
2.1.1 Principaux sous-jacents
2.1.2 Scénarios tendanciels
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 Martinique.
La Martinique a une superficie de 1 128 km² et sa population est estimée à 381 326 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 martiniquais
BELLEFONTAINE
Diesel 211,0 MW
BELLEFONTAINE
Turbines à combustion 22,6 MW
LAMENTIN
Turbines à combustion 3,0 MW (*)
Saint-Pierre
GALION
Turbine à combustion 40,0 MW
POINTE DES CARRIÈRES
Diesel 81,2 MW
Turbines à combustion 66,2 MW
LA MARTINIQUAISE
DE VALORISATION
N
Fort-de-France
VAUCLIN
Eolien 1,1 MW
FORT-DE-FRANCE
Incinération d’ordures 4,0 MW (*)
S
(*) Puissance d’injection garantie
Thermique
Autres productions
Non représentées sur la carte
Photovoltaïque
Photovoltaïque 62,5 MWc (fin 2014)
Eolien
Incinération d’ordures
Réseau HTB (63 kV)
et postes HTB/HTA
10 km
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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 1 562 GWh en 2014, en baisse, pour la deuxième
année consécutive, de près de 1,0 % par rapport à l’année précédente. « Après une année 2013 en
repli, l’économie martiniquaise semble montrer quelques signes d’amélioration en 2014. Cette
évolution est toutefois contrariée en fin d’année. » (source : IEDOM, note expresse n°324 - avril 2015).
Ceci, conjugué à une baisse de la population et des actions de maîtrise de la demande d’électricité,
explique la baisse de la consommation.
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 243 MW (moyenne sur une
heure) en avril 2014, en légère baisse de 0,4 % 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 152 GWh, soit 9,8 % 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
300
250
MW
200
Jour ouvré type
150
100
Samedi type
Dimanche type
Jour où la pointe a été atteinte
50
0
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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)
1 617
1 576
1 591
1 577
1 562
Croissance (%)
4,4 %
-2,6 %
1,0 %
-0,9 %
-1,0 %
Historique de consommation en pointe
Puissance de
pointe
2010
2011
2012
2013
2014
Puissance (MW)
242
242
253
244
243
Croissance (%)
1,3 %
0,2 %
4,5 %
-3,6 %
-0,4 %
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 4 050 kits de deux régulateurs d’eau et de 4 100 douchettes économes (opération
Hydro’Eco grand public) ;
 distribution aux plus démunis de 9 248 kits Hydro’Eco composés de deux régulateurs d’eau et
d’une douchette économe ;
 vente de 63 984 lampes basse consommation fluo-compactes et 12 134 spots LED (opération
LBC grand public) ;
 distribution aux plus démunis de 16 971 kits de quatre lampes basse consommation
fluo-compactes ;
 vente de 2 980 prises coupe-veille ;
 distribution aux plus démunis de 420 prises coupe-veille ;
 installation de 1 464 chauffe-eaux solaires individuels ;
 installation de chauffe-eaux solaires collectifs pour l’alimentation de 88 logements ;
 installation de 1 425 climatiseurs performants ;
 pose de 4 747 m² d’isolation dans les secteurs résidentiel et tertiaire ;
 asservissement de 1 103 chauffe-eaux électriques au signal tarifaire d’EDF.
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. 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
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déclassement de ces groupes en 2023 nécessiterait la construction de 60 MW de moyens de pointe
supplémentaires.
Centrale diesel de Bellefontaine (EDF-PEI)
Au cours du premier semestre de l’année 2014, l’ancienne centrale diesel de Bellefontaine (huit
groupes diesel d’environ 20 MW chacun) a été progressivement remplacée par la nouvelle centrale de
EDF-PEI Bellefontaine (EDF Production Electrique Insulaire, filiale d’EDF à 100%). Cette centrale 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 à alimenter en énergie et en vapeur l’installation propre à la raffinerie tandis que l’excédent
d’électricité produit est livré sur le réseau public d’électricité. Elles fournissent au réseau une
puissance effective de 3,0 MW pour un productible d’environ 20 à 30 GWh par an. Cette installation,
liée à un process industriel, est non modulable en fonction de la demande électrique. Sa production
est dite fatale. 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 h par an. Les TAC 2 et 3, actuellement
indispensables à l’équilibre offre/demande, pourront être déclassées en 2017, après la mise en
service d’un groupe bagasse/biomasse d’Albioma.
TAC de Bellefontaine (EDF)
La TAC 4, d’une puissance de 22,6 MW, est installée à Bellefontaine. Elle devra être déclassée entre
2021 et 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
2007.
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
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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.
Incinération d’ordures ménagères
La Martiniquaise de Valorisation exploite pour la CACEM (Communauté d’Agglomération du Centre de
la Martinique) 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) est la seule production d’énergie renouvelable non
intermittente en Martinique et était la première source d’énergie renouvelable jusqu’en 2010, avant
d’être dépassée par le photovoltaïque. Cette installation est cependant non modulable en fonction de
la demande électrique.
Eolien
Une ferme éolienne de 1,1 MW appartenant à Quadran est installée sur la commune du Vauclin
depuis 2004.
Photovoltaïque
La Martinique compte, fin 2014, 62,5 MWc de panneaux photovoltaïques raccordés au réseau
électrique.
Avec 63,6 MW d’énergies renouvelables intermittentes en service (éolien et photovoltaïque cumulés),
le taux actuel maximum de pénétration des énergies renouvelables intermittentes est estimé à 27 %.
La limite de 30 % concernant les énergies intermittentes, fixée dans l’arrêté du 23 avril 2008 modifié,
n’a pour l’instant jamais été atteinte.
Des projets pourront se réaliser au-delà de ce seuil :

les périodes de déconnexion ne se produiront au début que quelques heures par an, lorsque
la consommation sera basse (dimanche et jours féries) et le ciel sans nuage ;

les installations de puissance inférieure à 3 kVA ne sont pas déconnectables.
1.2.4 Tableau récapitulatif
Le tableau suivant présente un récapitulatif du parc de production martiniquais. Les installations
photovoltaïques sont présentées de manière agrégée.
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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
EDF
Pointe des
Carrières
TAC
TAC 1
2012
27,0 MW
EDF
Pointe des
Carrières
TAC
TAC 2
1990 (1981 en métropole)
19,6 MW
EDF
Pointe des
Carrières
TAC
TAC 3
1990 (1981 en métropole)
19,6 MW
EDF
Bellefontaine
TAC
TAC 4
1993
22,6 MW
Albioma
Galion
TAC
2007
40,0 MW
Incinération
d’ordures
ménagères
2002
4,0 MW
Martiniquaise
de
Fort-de-France
Valorisation
Quadran
Vauclin
Eolien
2004
1,1 MW
(multiples)
(multiples)
Photovoltaïque
(multiples)
62,5 MWc (fin 2014)
Total
492 MW
1.3 L’équilibre du système électrique
1.3.1 Bilan 2014
En 2014, le mix martiniquais présente, comme les années précédentes, une très forte proportion
d’énergie thermique non renouvelable. Les énergies renouvelables, essentiellement photovoltaïque,
représentent moins de 7% de l’énergie produite en 2014.
Mix énergétique 2014
Fioul (93.1%)
Incinération (1.4%)
Photovoltaïque (5.4%)
Eolien (0.1%)
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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
250
200
150
TAC
MW
Diesel
100
Photovoltaïque
Eolien
50
Incinération
0
Des contraintes d’évacuation autour de Bellefontaine nécessitent l’utilisation de la TAC du Galion toute
la journée sauf lors du creux de la nuit. La production photovoltaïque, lors de cette journée plutôt
ensoleillée, a permis de limiter l’utilisation des TAC lors de la pointe de midi. A la pointe du soir,
cependant, les TAC ont du être utilisées massivement.
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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 martiniquaise 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 nettement moins
importante que celle envisagée auparavant par l’INSEE (-27 000 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. La population reste relativement stable dans le scénario bas tandis qu’elle croit
dans les scénarios référence MDE et haut.
Hypothèses de population
Population en
milliers
d’habitants
2010
2015
2020
2025
2030
Référence MDE
394
388
394
399
402
Bas
394
388
389
390
388
Haut
394
389
398
407
415
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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
0,1 %
1,1 %
2,3 %
2,0 %
Bas
-0,3 %
-0,8 %
0,9 %
1,0 %
Haut
0,5 %
3,0 %
3,7 %
3,0 %
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
23 %
31 %
38 %
44 %
50 %
Eau chaude
sanitaire…
60 %
71 %
80 %
88 %
96 %
… dont électricité
77 %
69 %
61 %
54 %
48 %
… dont solaire
20 %
28 %
36 %
44 %
50 %
Lampes basse
consommation
60 %
75 %
80 %
76 %
50 %
LED
1%
4%
10 %
20 %
50 %
Réfrigérateurs
98 %
99 %
99 %
100 %
100 %
Congélateurs
73 %
75 %
77 %
78 %
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)
1 569
1 593
1 608
1 629
1 653
1 684
1 835
1 973
1,7 %
1,5 %
290
319
2,1 %
1,9 %
Taux de croissance
annuel moyen sur 5 ans
Pointe annuelle moyenne
(MW)
1,4 %
242
246
252
Taux de croissance
annuel moyen sur 5 ans
254
258
262
1,6 %
Prévisions de consommation pour le scénario MDE renforcée
Scénario MDE renforcée
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2025
2030
Energie annuelle
moyenne (GWh)
1 569
1 583
1 587
1 597
1 609
1 628
1 699
1 746
0,9 %
0,5 %
273
292
1,4 %
1,3 %
Taux de croissance
annuel moyen sur 5 ans
Pointe annuelle moyenne
(MW)
0,7 %
242
245
248
Taux de croissance
annuel moyen sur 5 ans
250
253
255
1,1 %
En énergie, le scénario MDE renforcée correspond à une économie de consommation d’électricité de
12 % 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)
1 540
1 544
1 539
1 542
1 546
1 559
1 619
1 659
0,7 %
0,5 %
255
269
1,0 %
1,0 %
Taux de croissance
annuel moyen sur 5 ans
Pointe annuelle moyenne
(MW)
0,2 %
238
239
242
Taux de croissance
annuel moyen sur 5 ans
241
242
242
0,4 %
Prévisions de consommation pour le scénario haut
Scénario haut
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2025
2030
Energie annuelle
moyenne (GWh)
1 602
1 649
1 686
1 731
1 778
1 831
2 124
2 471
3,0 %
3,1 %
343
403
3,8 %
3,2 %
Taux de croissance
annuel moyen sur 5 ans
Pointe annuelle moyenne
(MW)
Taux de croissance
annuel moyen sur 5 ans
2,7 %
247
254
264
270
2,9 %
278
285
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Prévisions de consommation en énergie
3 000
2 500
GWh
2 000
1 500
Historique
Scénario référence MDE
Scénario MDE renforcée
Scénario bas
Scénario haut
1 000
500
0
2010
2015
2020
2025
2030
Prévisions de consommation en pointe
450
400
350
MW
300
250
200
Historique
Scénario référence MDE
Scénario MDE renforcée
Scénario bas
Scénario haut
150
100
50
0
2010
2015
2020
2025
2030
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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.
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
2016
Base
Scénario référence MDE
Pointe
Base
Scénario MDE renforcée
Pointe
2017
36,5
2018
2019
2020
2021-2025
20
20
2026-2030
36,5
20
Projet en cours
Renouvellement
Nouveau besoin
Mise en service du groupe d’Albioma Galion 2
Albioma mettra en service en 2017, sur le site du Galion, 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 prendra fin en 2017
mais sa prolongation n’est pas indispensable à l’équilibre offre/demande.
Déclassement des TAC
A la mise en service du groupe Galion 2, les TAC 2 et 3 situées à Pointe des Carrières pourront être
déclassées sans être renouvelées.
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.
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Nouveaux besoins
La croissance assez faible de la consommation permet de limiter fortement les nouveaux besoins.
Dans le 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.
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.
Géothermie
Grâce à un câble sous-marin, le projet de production géothermique à la Dominique pourrait permettre
d’alimenter la Martinique et/ou la Guadeloupe, avec un potentiel total de 50 MW.
Localement, il existe également des projets de production géothermique (10 ou 20 MW).
Biogaz
Un projet d’unité de valorisation du biogaz de 0,6 MW au Robert pourrait remplacer le groupe existant.
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 (+3,5 MW).
Hydraulique
Le potentiel hydro-électrique est estimé à 5 MW en Martinique. Il existe en particulier un projet de
3,5 MW sur la rivière du Lorrain.
Energie thermique des mers (ETM)
Dans le cadre du projet Nemo, une centrale flottante de 16 MW exploitant l’énergie thermique des
mers pourrait être mise en service d’ici quelques années.
Eolien
Un projet d’éolien avec stockage (Grand Rivière) pour une puissance installée de 14 MW pourrait voir
le jour prochainement.
Photovoltaïque avec stockage
Deux projets d’installations photovoltaïques avec stockage de 2,5 MWc chacune devraient voir le jour
prochainement.
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 en Martinique.
Réseau de froid
Plusieurs projets de réseau de froid à Fort-de-France et aux alentours sont en cours d’étude.
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2.2.3 Développement du réseau de transport
Des renforcements du réseau 63 kV sont nécessaires avec l’arrivée des nouveaux moyens de
production :
 les axes entre Bellefontaine et l’agglomération de Fort de France doivent être renforcés ;
 le raccordement de production sur le nord de l’île, dans la zone de Marigot en particulier
(projet de géothermie de la Dominique par exemple) nécessitera le renforcement de la zone
nord-est de l’île.
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.
Par ailleurs, l’augmentation de la consommation peut avoir pour conséquence de contraindre les
réseaux et nécessiter des renforcements.
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. Au contraire, tout raccordement de production supplémentaire dans
la zone de Bellefontaine nécessitera des renforcements supplémentaires.