systemes energetique s insulaires la … · 1.1.4 bilan sur les années passées 4 1.1.5 matrise de...

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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 11 2.2.1 Prévisions de développement du parc de production 11 2.2.2 Principaux projets PPE et critère d’ajustement du parc 13 2.2.3 Développement du réseau de transport électrique 14

Juillet 2013

SYSTEMES ENERGETIQUES INSULAIRES LA REUNION 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 – La Réunion

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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 l'île de La Réunion. L'île de La Réunion a une superficie de 2 512 km² et sa population est estimée à 843 500 habitants en 2015 (estimation INSEE au 01/01/2015). La densité de population est de l'ordre de 337 habitants au km².

Schéma du système électrique réunionnais

10 km

PORT EST

Diesel 211,0 MW

LE GOL

Charbon/bagasse 110,8 MW

LA PERRIERE

Eolien 8,5 MW

Saint-Denis

Le Port

Saint-Pierre

SAINTE ROSE

Eolien 6,3 MW

RIVIERE DE L’EST

Hydraulique 82 MW

LA BAIE

Turbines à combustion 80,0 MW

BRAS DE LA PLAINE

Hydraulique 4,6 MW

N

S

BRAS DES LIANES

Hydraulique 2,2 MW

BARDZOUR

Photovoltaïque avec stockage 9,0 MWc

SAINT-LEU

Photovoltaïque avec stockage 0,9 MWc

RIVIERE SAINT-ETIENNE

Biogaz 2,1 MW

SAS BELAIR ENERGY

SAINTE-SUZANNE

Biogaz 1,9 MW

LANGEVIN

Hydraulique 3,6 MW

SAINTE-MARIE

Biogaz 0,4 MW

Autres productions

Non représentées sur la carte

Photovoltaïque 168 MWc (fin 2016)

BOIS ROUGE

Charbon/bagasse 99,5 MW

TAKAMAKA

Hydraulique 44,4 MW

Hydraulique

Eolien

Thermique

Charbon/bagasse

Réseau HTB (63 kV)

et postes HTB / HTA

Photovoltaïque

Biogaz

LES CEDRES

Photovoltaïque avec stockage 9,0 MW


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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 2 944 GWh en 2016, en hausse de 1,8 % par rapport à l’année précédente. 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 469 MW (moyenne sur une heure) en mars 2016, soit une augmentation de 1,1 % 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 241 GWh, soit 8,17 % 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 (en été)

-

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

MW

Jour ouvré type

Samedi type

Dimanche type

Jour où la pointe a été atteinte


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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)

2 811 2 814 2 857 2 891 2 944

Croissance 2,2 % 0,1 % 1,5 % 1,2% 1,8 %

Historique de consommation en pointe (moyenne heure)

Puissance de pointe

2012 2013 2014 2015 2016

Puissance (MW) 449 456 468 464 469

Croissance 1,6 % 1,6 % 2,6 % -0,8 % 1,1 %

1.1.5 Maîtrise de la demande d’électricité (MDE)

Les placements par le fournisseur d’électricité historique des offres Agir Plus (marché des particuliers en majorité) pour l’année 2016 ont été les suivants :

Installation de 6 311 chauffe-eaux solaires individuels

Vente de 42 839 lampes LED via des opérations de promotions en grandes surfaces

Distribution de 54 754 LED gratuites auprès des locataires de bailleurs sociaux

Asservissement (heures creuses / heures pleines) de 2 163 chauffe-eaux électriques

Pose de 72 434 m² d’isolation dans le secteur résidentiel et 69 879 m² dans le secteur tertiaire

Installation de 3 746 climatiseurs performants sur le marché des professionnels.

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, une partie de la vapeur produite étant 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. 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. 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 51,8 MW mise en service en 2006 fonctionnant au charbon. La puissance totale délivrée hors période sucrière atteint 110,8 MW.


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Les travaux sont en cours sur toutes les tranches pour le programme de mise à niveau de la directive IED

1 sur les rejets. Les puissances maximales disponibles (PMD) des tranches seront revues à la

baisse. Les travaux sont terminés sur la tranche 3 de la centrale du Gol, la PMD est passée de 52,5 MW à 51,8 MW depuis le retour en exploitation fin 2016. Ces deux centrales ont produit 244 GWh à partir de bagasse en 2016, constituant ainsi la troisième source d’énergie renouvelable de l’île, après l’hydraulique et le photovoltaïque.

Centrale diesel de Port Est (EDF-PEI)

Cette centrale comprend douze groupes de 17,6 MW chacun (soit un total de 211,0 MW). Elle est exploitée par EDF-PEI (EDF Production Electrique Insulaire, filiale d’EDF à 100%). Ce moyen de production est utilisé en semi-base en complément de la production des centrales de base et de la production renouvelable.

1.2.2 Moyens thermiques de pointe

TAC de la Baie (EDF)

Le parc compte deux turbines à combustion (TAC) exploitées par EDF (40 MW chacune) sur le site de la Baie au Port, pour un total de 80 MW. Ces turbines sont utilisées pour la gestion de la pointe journalière de consommation et comme moyen de secours en cas de défaillance d’un autre moyen de production.

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 ou BT alimentant également des consommateurs comme le photovoltaïque ou l’éolien d’autre part

2. 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. Cela demande alors de disposer de marges d’ajustement sur les moyens de production « dispatchables »

3 afin de continuer à satisfaire l’équilibre

offre-demande à chaque instant. L’installation de moyens de stockage permet d’accroitre ces marges 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 cas de perte d’une centrale. 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 par l’arrêté ministériel du 23 avril 2008. Dans le cadre de la PPE de La Réunion

4, cette limitation est appelée à évoluer dans les

1 Directive 2010/75/UE du 24 novembre 2010 relative aux émissions industrielles, transposée en droit français

par l’arrêté du 26 août 2013 relatif aux installations de combustion d’une puissance supérieure ou égale à 20 MW

soumises à autorisation au titre de la rubrique 2910 et de la rubrique 2031

2 D’autres installations comme par exemple la grande hydraulique pouvant être reliées sur des départs HTB.

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

4 Décret n° 2017-530 du 12 avril 2017 relatif à la programmation pluriannuelle de l’énergie de La Réunion


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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. La batterie NaS EDF de Saint-André (1 MW), d’abord installée à titre expérimental, est pleinement opérationnelle depuis le 1er février 2016, Elle a contribué à porter ce seuil de 30 à 32 % sans risque accru pour le réseau.

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 2016, la production hydraulique s’élève à 464 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

Cette source d’énergie, relativement constante, représente 0,58 % de la production, soit 17 GWh, pour une puissance installée de 4,4 MW.

Eolien

La production électrique d’origine éolienne se situe en 2016 à un niveau de 18,4 GWh pour une puissance installée de 14,8 MW. La part de l’éolien n’évolue pas et reste modeste, du fait d’un régime de vent perturbé par le relief et dès lors peu favorable. Les éoliennes installées sont des petites unités de production rabattables pour les périodes cycloniques. L’énergie produite en 2016 représente 0,63 % du mix électrique de l’île.

Photovoltaïque et photovoltaïque avec stockage

La production photovoltaïque en 2016 a atteint 260 GWh avec une puissance installée de 187 MW, dont presque 19 MW de PV avec stockage. Elle a augmenté de 6% par rapport à 2015 et représente 8,8% de la production totale de la Réunion. Elle est devenue la deuxième source d’énergie renouvelable après l’hydraulique.

A la suite à l’appel d’offres pour des installations photovoltaïque avec stockage lancé en 2011 par les pouvoirs publics, deux installations sont en service depuis l’année 2014 :

Akuo Energy pour une puissance de 9,0 MWc (projet Bardzour) au Port ;

Albioma pour 0,9 MWc à Saint-Leu.

Une troisième installation photovoltaïque avec stockage de 9,0 MWc (projet les Cèdres) a été mise en service à l’Etang-Salé en 2015.

Le seuil de 32 % de puissance de la production EnR intermittente par rapport à la puissance totale injectée a été atteint à 43 reprises en 2016 entrainant des déconnections de plusieurs producteurs PV et la perte de production est de 508 MWh soit 0,2 % de la production annuelle du PV pour une durée de 111 heures.


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1.2.4 Tableau récapitulatif

Le tableau suivant présente un récapitulatif du parc de production réunionnais

Producteur Site Type Groupe Date de mise en

service Puissance

Albioma Bois-Rouge

1 Charbon/bagasse 1 et 2 1992 55 MW

Albioma Bois-Rouge

2 Charbon 3 2004 44,5 MW

Albioma Le Gol A Charbon/bagasse 1 et 2 1996 59 MW

Albioma Le Gol B Charbon 3 2006 51,8 MW

EDF-PEI Port est Diesel 1 à 12 2013 211 MW

EDF La Baie TAC TAC 41 2002 40 MW

EDF La Baie TAC TAC 42 2009 40 MW

Veolia Rivière Saint-

Etienne 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 1 à 4

1980 pour les groupes 1 à 3, 2011

pour le groupe 4 80 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

EDF Takamaka 2 Hydraulique 1 et 2 1989 27 MW

EDF Bras de la

Plaine Hydraulique

1972 4,6 MW

EDF Langevin Hydraulique 1 et 2 1962 3,6 MW

Conseil général de la Réunion

Bras Des Lianes

Hydraulique

1993 2,2 MW

EDF Energies Nouvelles

Sainte-Rose Eolien

2004 6,3 MW

Quadran La Perrière Eolien

2006 8,5 MW

(multiples) (multiples) Photovoltaïque

(multiples) 168 MWc

Akuo Energy

Le Port Photovoltaïque avec stockage

Bardzour 2014 9,0 MWc

Albioma Saint-Leu Photovoltaïque avec stockage

2014 0,9 MWc

Akuo Energy

Etang-Salé Photovoltaïque avec stockage

Les Cèdres

2015 9 MWc

Total 844,2 MW


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1.3 L’équilibre du système électrique

1.3.1 Bilan 2016

L’île de La Réunion comporte un mix électrique diversifié. La part des énergies renouvelables a atteint 34,1 % en 2016, principalement du fait du parc hydraulique, de la production photovoltaïque et de la valorisation énergétique de la bagasse.

Mix électrique 2016

1.3.2 Equilibre journalier

Le graphique suivant illustre un empilement des moyens de production sur un jour ouvré de juin 2016.

Le Charbon et le Fioul représentent une part importante de la production journalière. Une TAC est utilisée juste pour la pointe du soir afin d’éviter des arrêts/démarrage de Diesel.

La gestion quotidienne de l’hydraulique permet de limiter les modulations de la production thermique. Leur utilisation au maximum de leur capacité se fait pendant les heures de pointe la journée et le soir.

Exemple d’empilement sur une journée en semaine de juin 2017

Thermique (27.1%)

Charbon / Bagasse (46.96%)

Photovoltaïque (8.82%)

Biogaz (0.58%)

Eolien (0.63%)

Hydraulique (15.73%)

Autres ENR (0.18%)


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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 réunionnaise croît à un rythme assez soutenu.

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 hypothèses démographiques sont données dans le tableau ci-dessous, par période de cinq ans.

Hypothèses de population

Population en

milliers d’habitants

2013 2018 2023 2028 2033

Reference MDE 835 868 910 948 982

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

Taux de

croissance annuel moyen du PIB

2013 à 2018

2018 à 2023

2023 à 2028

2028 à 2033

Reference MDE 1,3 % 2 % 1,9 % 1,8 %

2.1.1.3 Véhicules électriques

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.


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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 Réunion 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 hypothèses évoquées plus haut et de l’historique de consommation électrique, les scénarios 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)

3 090 3 153 3 210 3 285 3 353 3 421 3 742 4 098

Taux de croissance annuel moyen sur 5 ans

2 % 1,8 % 1,8 %

Pointe annuelle moyenne (MW)

485 495 503 515 525 535 584 639


2 % 1,8 % 1,8 %

Prévisions de consommation pour le scénario MDE renforcée

Scénario MDE renforcée 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2028 2033

Energie annuelle moyenne (GWh)

3 048 3 089 3 123 3 174 3 217 3 259 3 452 3 658


1,3 % 1,2 % 1,2 %

Pointe annuelle moyenne (MW)

479 485 490 498 504 511 540 572


1,3 % 1,1 % 1,1 %

En énergie, le scénario MDE renforcée correspond à une économie de consommation d’électricité de 12 % en 2033 par rapport au scénario référence MDE.


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Prévisions de consommation en énergie

Prévisions de consommation en pointe

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. 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, grande hydraulique).

-

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

4 500

2010 2015 2020 2025 2030 2035

GW

h

Historique Scénario référence MDE Scénario MDE renforcée

-

100

200

300

400

500

600

700

2010 2015 2020 2025 2030 2035

MW

Historique Scénario référence MDE Scénario MDE renforcée


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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 référence, ont été réalisés avec les hypothèses d’investissement de la PPE de La Réunion, prenant en compte les hypothèses de croissance concernant le développement des énergies renouvelables, notamment intermittentes (productions photovoltaïque et éolienne), avec et sans stockage. L’objectif de ces calculs est de vérifier si la PPE de La Réunion répond 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 simulation pour les scénarios 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

20 40 120 60

Pointe

40

20

20

Scénario MDE renforcée

Base

20 120 40

Pointe

20

20

20

20 Renouvellement

20 Nouveau besoin

Les nombreux nouveaux besoins en base révélés en 2033 sont les conséquences de la fin du contrat de la centrale du Gol. Les 110 MW (2x29 MW + 52 MW) de puissance installée sont remplacés par six nouveaux moyens de base de 20 MW.

Mise en service de la TAC d’Albioma à Saint-Pierre

La nouvelle TAC de 41 MW d’Albioma qui sera mise en service fin 2017 a été prise en compte dans ces analyses. Elle permettra d’utiliser la totalité du bio-éthanol produit sur l’île de La Réunion.

Renouvellement de la centrale d’Albioma du Gol

Le contrat avec Albioma pour la centrale du Gol (110,8 MW) prenant fin en 2030, il sera nécessaire de remplacer ces groupes par de nouveaux moyens de base pour une puissance comparable, localisés, dans l’idéal, au Sud de l’île.

Nouveaux besoins

La croissance soutenue de la demande induit de nouveaux besoins dans les deux scénarios de consommation. En particulier, 40 MW de besoins de pointe émergent en 2019 pour le scénario référence MDE contre seulement 20 MW pour le scénario MDE renforcée. Par la suite, dans les deux scénarios, des besoins de pointe apparaissent au rythme de 20 MW tous les deux ans jusqu’à 2023. Au-delà de cet horizon la hausse de la demande mène à des besoins de 60 MW par tranche de cinq ans pour le scénario référence MDE et, pour le scénario MDE renforcée, de 20 MW (respectivement 40), pour la période 2024-2028 (respectivement 2029-2033).

Dans le cadre de l’ambition d’autonomie énergétique du territoire de La Réunion, au-delà des moyens de pointe thermiques classiques, des scénarios intégrant le recours à l’effacement comme possibilité de gestion de l’équilibre offre-demande prévisionnel et la mise en œuvre d’actions MDE ciblée sur l’énergie de pointe sont des pistes à explorer.


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2.2.2 Principaux projets PPE et critère d’ajustement du parc

La réalisation des projets identifiés dans la PPE de La Réunion, notamment le développement des filières EnR, ne permet pas de combler l’ensemble des besoins induits dans le scénario de consommation MDE référence. En particulier deux moyens de pointe de 20 MW chacun sont nécessaires d’ici 2023, dont un dès 2019, ainsi que deux moyens de pointe supplémentaires à l’horizon 2028. Des moyens en quantité relativement importante demeurent également nécessaires avant 2033 pour compenser le déclassement de la centrale du Gol et la croissance de la consommation. L’existence de ces besoins à moyen terme s’explique notamment par une hausse de la consommation considérée et par la révision du développement de l’hydraulique à la suite des études techniques et environnementales. Enfin, il conviendra de suivre la réalisation des projets mentionnés dans la PPE de La Réunion pour ajuster les éventuels besoins complémentaires nécessaires. Les besoins du système ne se réduisent pas au respect du critère de trois heures 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 de la PPE de La Réunion sont détaillés ci-dessous.

Hydraulique

Des études sont en cours pour la rénovation de la centrale de Takamaka 1 (EDF), le gain est de 5,7 MW sur la puissance totale de l’usine avec l’adjonction d’un groupe supplémentaire et un meilleur rendement sur les deux autres groupes.

Valorisation énergétique des déchets

Les collectivités locales souhaitent valoriser les déchets via la combustion de combustibles solides de récupération (CSR) à hauteur de 16 MW en 2023. Les deux unités de valorisation énergétique des déchets non dangereux à l’initiative des syndicats de traitements sont prévus dans le bassin Nord-Est et bassin Sud-Ouest.

Photovoltaïque avec stockage

Les pouvoirs publics ont lancé un nouvel appel d’offres le 16 décembre 2016 pour un total de 50 MWc (pour l’ensemble des ZNI) de centrales photovoltaïques équipées d’un dispositif de stockage d’énergie. Cela pourrait, tout comme d’éventuels appels d’offres ultérieurs, conduire à l’installation de plusieurs MWc à La Réunion.

ORC

Un projet de récupération d’énergie au niveau des cheminées des groupes diesel d’EDF PEI pourrait permettre d’augmenter les puissances maximales des groupes pour une dizaine de MW à l’horizon 2023.


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Éolien avec stockage

En fonction des résultats des appels d’offres de nouveaux parcs éoliens avec stockage pourraient se développer à La Réunion.

Méthanisation et Gazéification

Des projets de méthanisation et gazéification pourraient voir le jour pour une dizaine de MW à l’horizon 2023.

Géothermie

Une unité de 5 MW de géothermie pourrait voir le jour sur le sol réunionnais d’ici 2023.

Énergies marines

Une unité de 5 MW d’énergie thermique des mers pourrait être couplée au système réunionnais d’ici 2023.

2.2.3 Développement du réseau de transport électrique

L’année 2016 a permis de finaliser des travaux HTB engagés depuis quelques années. Ces travaux étaient importants pour la sûreté système et la répartition des flux d’énergie sur l’ensemble de l’île.

Mise en service en juillet 2016, LEO, la Liaison Electrique de l’Ouest, permet de sécuriser durablement l’alimentation de l’Ouest et du Sud de l’île. Un investissement de 43 millions d’euros a été réalisé pour dérouler 40 km d’une liaison 63 000 Volt double terne. Cet ouvrage permet de transiter 4 fois plus d’énergie que la liaison précédente qui était le siège de contraintes régulières de transit pour alimenter le Sud de l’île.

Fin 2016, une nouvelle liaison souterraine 63 000 Volt de 7 km à Saint Denis a été mise en service après 18 mois de chantier : cet ouvrage a permis une restructuration du réseau qui sécurise l’alimentation de la ville de Saint Denis et plus globalement de l’Est de l’île.

La croissance de la consommation et le développement de nouveaux moyens de production impliquent le développement et le renforcement des réseaux électriques.

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.

Il apparaît nécessaire de privilégier à l’avenir l’implantation de nouveaux moyens de production idéalement dans le Sud, notamment le remplacement de la centrale du Gol en 2030. Il faut en effet prévenir les contraintes pouvant porter sur les ouvrages de Transport reliant cette zone au reste du réseau de l’île. En particulier l’axe entre l’Est et le Sud deviendra rapidement un point d’attention majeur pour la sûreté du système électrique, sachant que les deux lignes Haute Tension existantes, à partir du poste d’Abondance (ABD), Abondance/Saint-Pierre (SPI) et Abondance/Bras de la Plaine (BDP), passent dans le parc national où les renforcements de réseau sont très compliqués.

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