Groupement

TRANSENERGIE

3d Allée Claude Debussy 69130 Ecully - FRANCE Tel. + 33 (0) 4 72 86 04 04 Fax + 33 (0) 4 72 86 04 00 www.transenergie.fr

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26, avenue de la Liberté BP 865 97 339 Cayenne Guyane Française Tél : + 33 (0)5 94 31 37 88

DOSSIER 03053/EH

SCHEMA DEPARTEMENTAL D'ELECTRIFICATION DE LA GUYANE

Rapport n°1 final : Etat des lieux de l'offre et de la demande électrique

Octobre 2003 – Version 1

Département de la Guyane DDA / SAER Centre Jean-Martial 97305 Cayenne Cedex – BP 5021 Marché n°70.06 S.U.

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SOMMAIRE

INDEX DES TABLES, FIGURES ET CARTES 5

ACRONYMES ET DEFINITION DES TERMES TECHNIQUES UTILISES 7

SYNTHESE DE L'ETUDE 9

I - PRESENTATION DE L'ETUDE 9 1 - CONTEXTE ............................................................................................................... 9 2 - OBJECTIFS..............................................................................................................10 II - METHODOLOGIE 10 1 - PRINCIPALES TACHES REALISEES A CE JOUR .....................................................10 2 - PROBLEMES RENCONTRES ...................................................................................11 III - DIAGNOSTIC DE L'EXISTANT : PRINCIPAUX RESULTATS 12 1 - ANALYSE DU RESEAU INTERCONNECTE ...............................................................12 2 - ANALYSE DES SITES ISOLES .................................................................................14 3 - CONCLUSION GENERALE DU DIAGNOSTIC ...........................................................15 IV - ACTIONS A VENIR 15

CHAPITRE 1 : CONTEXTE GENERAL GUYANAIS ET PRESENTATION DES ENJEUX 17

I - PRESENTATION DE LA GUYANE 17 1 - GEOGRAPHIE PHYSIQUE .......................................................................................17 2 - GEOGRAPHIE HUMAINE .........................................................................................18 II - CONTEXTE ET PRINCIPAUX ENJEUX DE L'ELECTRIFICATION 19 1 - BREF HISTORIQUE DE L'ELECTRIFICATION EN GUYANE ......................................19 2 - LES GRANDS ENJEUX DE L'ELECTRIFICATION......................................................19

CHAPITRE 2 : LE SYSTEME ELECTRIQUE INTERCONNECTE DE LA GUYANE : ANALYSE DE L'EXISTANT 21

I - PRESENTATION GEN ERALE DE LA ZONE INTERCONNECTEE 21 1 - COMMUNES DESSERV IES ET SITUATION GEOGRAPHIQUE ..................................21 2 - CARACTERISATION SOCIO-ECONOMIQUE DE LA ZONE ........................................21 3 - PRESENTATION GENERALE DU SYSTEME ELECTRIQUE INTERCONNECTE.........21 II - LA PRODUCTION ELECTRIQUE DU RESEAU INTERCONNECTE 23 1 - PRESENTATION GENERALE : ENERGIE ET PUISSANCE SUR LE RESEAU INTERCONNECTE ........................................................................................................23 2 - LA PRODUCTION HY DROELECTRIQUE ..................................................................24 3 - LA PRODUCTION THERMIQUE ................................................................................25 4 - CONCLUSION PRELIMINAIRE SUR LES MOYENS DE PRODUCTION......................26 III - TRANSPORT ET DISTRIBUTION ELECTRIQUE SUR LE RESEAU INTERCONNECTE 27 1 - CARACTERISTIQUES DES LIGNES DE TRANSPORT HTB 90KV .............................27

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2 - CARACTERISTIQUES DES TRANSFORMATEURS HTB/HTA ...................................30 3 - CARACTERISTIQUES DES LIGNES HTA .................................................................31 IV - DEMANDE ELECTRIQUE SUR LA ZONE INTERCONNECTÉE 33 1 - VISION HISTORIQUE GENERALE DE LA DEMANDE ET PROJECTION DES POPULATIONS ET MENAGES A 2002...........................................................................33 2 - RECONSTITUTION DE LA DEMANDE TOTALE EN 2002 ..........................................36 3 - SITUATION 2002 EN BASSE TENSION ....................................................................40 4 - CONSOMMATIONS MOYENNE TENSION EN 2002 ..................................................42 5 - RESULTATS PAR GRANDES ZONES TERRITORIALES ...........................................43 6 - RESULTATS SUR LA ZONE INTERCONNECTEE .....................................................45 7 - CONCLUSION DE LA DEMANDE ELECTRIQUE SUR LE RESEAU INTERCONNECTE.....................................................................................................................................47

CHAPITRE 3 : ELECTRIFICATION DES ZONES NON-INTERCONNECTEES : ANALYSE DE L'EXISTANT 49

I - PRESENTATION DE LA ZONE NON-INTERCONNECTEE 49 1 - COMMUNES DESSERV IES ET SITUATION GEOGRAPHIQUE .................................49 2 - SPÉCIFICITÉ DU BASSIN VERSANT DU MARONI....................................................49 II - TYPOLOGIES ET EXAMEN DES SOLUTIONS D'ELECTRIFICATION EXISTANTES 52 1 - INTRODUCTION : MOYENS DE PRODUCTION ET SCHEMA D'EXPLOITA TION .......52 2 - CENTRALE THERMIQUE ALIMENTANT UN RESEAU ISOLE ....................................53 3 - CENTRALE HYDRAULIQUE ALIMENTANT UN RESEAU ISOLE ................................57 4 - CENTRALES HYBRIDES ALIMENTANT UN RESEAU ISOLE .....................................59 5 - SYSTEMES PHOTOVOLTAÏQUES ISOLES...............................................................63 6 - PRINCIPALES CARACTERISTIQUES DES RESEAUX ISOLES ET ELEMENTS DE CALCUL DES CONTRAINTES .......................................................................................69 III - CARACTERISATION DE LA DEMANDE ELECTRIQUE ACTUELLE DANS LA ZONE NON-INTERCONNECTEE 71 1 - EVALUATION DE LA DEMANDE PAR LA PRODUCTION ..........................................71 2 - EVALUATION DE LA DEMANDE PAR LES DONNEES DE CONSOMMATIONS .........73 3 - CONCLUSION DE LA DEMANDE ACTUELLE SUR LES COMMUNES DE L'INTERIEUR.....................................................................................................................................75 IV - PRESENTATION DES FICHES MONOGRAPHIQUES PAR COMMUNE 76

CHAPITRE IV : IDENTIFICATION DES SITUATIONS D'URGENCE ET PRINCIPAUX PROJETS ENGAGES 77

I - SITUATIONS D'URGENCE 77 II - PRINCIPAUX PROJETS PREVUS A MOYEN TERME 78

ANNEXES 80

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INDEX DES TABLES, FIGURES ET CARTES

Index des figures : Figure 1 : Variations annuelles des températures et de l'ensoleillement sur Cayenne17 Figure 2 : Localisation du réseau HTB, des postes sources et des principaux centres

de production .........................................................................................22 Figure 3 : Guyane - Réseau HTB 90kV – Schéma de principe – Sept. 2003 .............22 Figure 4: Historique d'évolution des consommations électriques de la Guyane de 1975

à 1999 (zone interconnectée, hors pertes) ...............................................34 Figure 5 : Populations et taux d'électrification de communes interconnectées et des

communes isolées (Insee99) ..................................................................36 Figure 6 : Méthodologie de reconstitution de la demande en BT ..............................37 Figure 7 : Méthodologie de reconstitution de la demande en MT..............................37 Figure 8 : Agrégation des analyses et établissement des bilans de consommation ...38 Figure 9 : répartition du nombre de clients EdF par zone géographique et par secteur

d'activité au 30/06/03..............................................................................40 Figure 10 : répartition des consommations électriques en BT par zone géographique

et par secteur d'activité...........................................................................41 Figure 11 : Puissance moyenne souscrite en BT par zone géographique et secteur

d'activité ................................................................................................41 Figure 12 : Facteur d'utilisation de l'électricité en BT par zone géographique et secteur

d'activité ................................................................................................42 Figure 13 : Consommations électriques annuelles en BT et MT par zone

géographique.........................................................................................44 Figure 14 : Reconstitution de la consommation par commune et secteur d'activité sur

la zone interconnectée (2002) .................................................................45 Figure 15 : Reconstitution de la courbe de charge par secteur d'activité...................47 Figure 16 : Récapitulatif des puissances installées et disponibles des centrales diesel

des communes de l'intérieur....................................................................57 Figure 17 : Schéma de principe d'un système hybride PV/GE avec production

centralisée et onduleur réversible............................................................60 Figure 18 : Schéma de principe d'un système hybride PV/GE avec production PV

partiellement centralisée et onduleur réversible........................................60 Figure 19 : Schéma de principe d'un système photovoltaïque isolé..........................63 Figure 20 : Historique des budgets FACE, tranche A/B et C depuis 1999 (Srce :

Conseil Général) ....................................................................................64 Figure 21 : Part de la production par centrale pour 9 sites instrumentés par EdF

(2003) ...................................................................................................72 Figure 22 : Historique de production de 9 centrales isolées (pédiode de janvier à

septembre 2003)....................................................................................73 Figure 23 : Répartition de la demande électrique reconstituée par secteur d'activité

dans les communes isolées ....................................................................75

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Index des tableaux :

Tabl. 1 : Historique de production électrique sur le réseau interconnecté 1994-2002

(Srce : EdF Guyane) ..............................................................................23 Tabl. 2 : Historique de la puissance maximale appelée sur le réseau interconnecté

1997-2002 (Srce : EdF Guyane) .............................................................24 Tabl. 3 : Données démographiques 1999 et projection 2002 par commune .............35 Tabl. 4 : tableau des correspondances et typologie finale des consommateurs

d'électricité ............................................................................................39 Tabl. 5 : tableau d'affectation de profils d'appel de puissance par type de

consommateurs .....................................................................................40 Tabl. 6 : nombre de clients EdF par secteur d'activité et par zone géographique au

30/06/03 ................................................................................................40 Tabl. 7 : Tableau de synthèse des données disponibles en MT (période du 1 sept. 02

au 30 août 03) .......................................................................................43 Tabl. 8 : Synthèse des consommations électriques annuelles en BT et MT par

commune et zone géographique .............................................................44 Tabl. 9 : Evolution démographique des communes frontalières françaises. .............50 Tabl. 10 : tableau récapitulatif des principaux régimes de distribution en Guyane

(d'après Inestene 2002) ..........................................................................53 Tabl. 11 : Programmation PRME 2003/2006 - Thèe ...............................................65 Tabl. 12 : Récapitulatif des installations photovoltaïques par commune (installations

FACE et PRME seules) (Srce : Ademe, juin 03) .......................................67 Tabl. 13 : caractéristiques des câbles aériens torsadés (pour U=380V et Tambiante

30°C, avec échauffement max de 60°C) ..................................................70 Tabl. 14 : exemple de calcul de chute de tension sur un réseau BT........................70 Tabl. 15 : caractéristiques des câbles HTA aériens nus en Almélec (U = 20kV, Tamb =

25°C, échauffement max admissible de 15°C) .........................................71 Tabl. 16 : Données de production sur 9 centrales de production isolées instrumentées

par EdF (2003) ......................................................................................72 Tabl. 17 : Reconstitution de la demande électrique par commune isolée et par secteur

d'activité ................................................................................................73 Tabl. 18 : Répartition de la demande électrique reconstituée par commune isolée et

par secteur d'activité ..............................................................................75 Tabl. 19 : listes des principales situations d'urgence et travaux prévus à court terme 78 Tabl. 20 : liste des principaux travaux identifiés à moyen terme ..............................79 Index des cartes : Pour des questions de lisibilité, les cartes sont reportées en Annexe 4. Elles sont élaborées pour une bonne lisibilité en format A3. Carte 1 : Populations communales Carte 2 : Production & distribution HTB Carte 3 : Distribution HTA/BT Carte 4 : Energies renouvelables

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ACRONYMES ET DEFINITION DES TERMES TECHNIQUES UTILISES

Institutions & programmes publics : ADEME Agence De l'Environnement et de la Maîtrise de l'Energie CCCL Communauté de Communes du Centre Littoral CCOG Communauté de Communes de l'Ouest Guyanais CSPE Contribution au Service Public de l'Electricité DAF Direction de l’Agriculture et de la Forêt DDE Direction Départemental de l'Equipement DGEMP Direction Générale de l'Energie & des Matières Premières DIREN Direction régionale de l'Environnement DRIRE Direction Régionale de l'Industrie, de la Recherche et de l'Environnement FACE Fond d'Amortissement des Charges d'Electrification rurales FNCCR Fédération Nationale des Collectivités Concédantes et Régies IEDOM Institut d'Emission des Départements d'Outre-mer INSEE Institut National de la Statistique et des Études Économiques PNRG Parc Naturel Régional de la Guyane PRME Programme Régional de Maîtrise de l'Energie Acronymes réglementaires : CCP Cahier des Clauses Particulières DCE Documents de Consultation des Entreprises DOM Département d'Outre Mer PIBR Produit Intérieur Brut Régional PLU Plan Local d'Urbanisme POS Plan d'Occupation des Sols SCOT Schéma de Cohérence Territoriale SEM Société d'Economie Mixte SRU Solidarité et Renouvellement Urbain Acronymes et définition des termes techniques : TBT Très Basse Tension (Un< 50 Vac et 120 Vcc) BT Basse Tension BTA Basse Tension A (50 < Un < 500 Veff en CA) BTB Basse Tension B (500 < Un < 1 000 Veff en CA) HTA Haute Tension A (1 000 < Un < 50 000 Veff en CA) (anciennement MT) HTB Haute Tension B (Un > 50 000 Vac) Coefficient de foisonnement :

Rapport entre la puissance maximale mesurée au niveau d'un ouvrage (par exemple bornes avales d'un transformateur) et la somme des mesures maximales effectuées sur les départs situés en aval. Ce coefficient permet de calculer la contribution de chaque départ à la pointe générale de l'ouvrage, les puissances des départs n'étant pas nécessairement synchrones entre-elles)

Cos phi (ou facteur de puissance) = Puissance active (kW) / Puissance Apparente (kVA)

Load Factor Lf = Energie annuelle moyenne (kWh) / (Puissance de pointe(kW) x 8760h)

Loss factor (Lsf) = Coefficient permettant de calculer les taux de perte annuelle en énergie à partir des pertes à la pointe en puissance

Coefficient de pointe = Pmax / Pmoyenne

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END Energie non distribuée EnR Energies Renouvelables FOD Fioul Oil Domestic GDO Gestion Des Ouvrages GE Groupe Electrogène MDE Maîtrise de la Demande en Electricité PV PhotoVoltaïque SIG Système d'Information Géographique VRD Voiries Réseaux Divers

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SYNTHESE DE L'ETUDE

I - PRESENTATION DE L'ETUDE

1 - CONTEXTE

Le département de la Guyane présente de forts déséquilibres territoriaux économiques, d’aménagement et d’accès à l’électricité. La consommation électrique est en forte progression depuis les années 80, ce que le contexte actuel permet difficilement de résoudre. En effet, les configurations de concession et de distribution d’électricité des communes de l’intérieur de la Guyane sont diverses, et il est important de clarifier le cadre d’intervention de chacun des acteurs (communes, département, DAF, EDF, …) dans l’électrification rurale. Le régime de l’électrification rurale s’étend à l’ensemble des communes excepté la ville de Cayenne (régime urbain). Lors de la nationalisation de l'électricité dans les DOM, en 1975, seul le littoral guyanais a été confié à l'opérateur public EDF. L'électrification reste encore inachevée sur la majeure partie du département (87.000 km²). On distingue 2 zones principales :

1. la zone littorale desservie par un réseau de transport interconnecté et alimenté par des centrales de production thermique et le barrage de Petit-Saut. Sur cette zone, la demande reste forte (augmentation +4%/an environ), avec une croissance des zones habitées qui nécessite des extensions de réseau électrique et la viabilisation des terrains difficiles à suivre.

2. La zone intérieure non interconnectée au réseau où la production électrique

(évaluée à environ 5,5 MW de puissance installée) est assurée par de petites unités thermiques, des micro-centrales hydrauliques et des équipements photovoltaïques. Cette zone correspond à l’ancien territoire de l’Inini, qui n’a été rattaché au département de la Guyane qu’en 1969. Dans cette zone, un grand nombre de foyers reste non connecté et les solutions d'électrification existantes posent elles-mêmes de nombreux problèmes d'exploitation et de maintenance.

Il faut noter que l’électrification de ces zones, peut influencer l’aménagement, le développement économique et la fixation des populations, particulièrement l’intérieur guyanais ou l’absence de continuité territoriale contribue à l’isolement des communes, mais aussi sur la zone littorale où la croissance démographique est remarquable. Dans ce contexte, et compte tenu du particularisme juridique de l’électrification rurale en Guyane, les collectivités locales ont entrepris une démarche de planification et de programmation des interventions : § Le Conseil Régional de la Guyane a initié une étude de planification

énergétique régionale, sur l'ensemble de la problématique énergétique (électricité, gaz, transport…)

§ la Communauté de Commune de l’Ouest Guyanais a démarré son schéma directeur d’électrification des communes de l’Ouest pour répondre à ses besoins et projets de développements.

Le Conseil Général de la Guyane a souhaité à son tour construire un schéma directeur d’électrification, notamment pour assister les communes de l’est et du centre guyanais à planifier ses investissements.

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2 - OBJECTIFS

Le Schéma Départemental d’Electrification doit permettre de consolider le Schéma Directeur d’Electrification de l’Ouest Guyanais et de l’étendre sur l’ensemble du territoire, notamment : § de faire le point sur les besoins et les attentes à court et moyen terme en

matière d’aménagement et d’électrification de la zone interconnectée et des villages isolés (demande électrique, offre électrique : production, transport et distribution),

§ de faire le point sur le cadre d’intervention des différents acteurs de l’électrification au niveau du territoire

§ de définir des stratégies d’électrification et d’aménagement concertées, intégrant des actions de Maîtrise de la Demande Electrique et l’utilisation d’énergie locale.

Un accent particulier sera mis sur : § les atouts et la nécessité d’une politique de Maîtrise de la Demande

d'Electricité notamment pour éviter ou différer le renforcement des réseaux et des moyens de productions. Le contexte guyanais de fort accroissement démographique, de progrès économique et d’augmentation du taux d’équipement des ménages rend ce point incontournable dans les solutions à mettre en place dans le cadre d’un schéma directeur d’électrification.

§ les atouts de l’utilisation des énergies locales dans la production d’électricité, notamment vu la distance des bourgs au littoral et de la difficulté et du coût élevé de l’approvisionnement en matière première et en combustible des villages de l’intérieur.

II - METHODOLOGIE

1 - PRINCIPALES TACHES REALISEES A CE JOUR

Suite au rapport d'avancement présenté au Comité de pilotage le 18 septembre 2003, et à la mission de Transénergie durant dette période, ce rapport s'attache à présenter le diagnostic de la situation électrique existante en Guyane. Chronologie à ce jour : L’ordre de service permettant au groupement de démarrer l’étude a été obtenu le 26 mai 2003. Jusqu’à mi-juin, un travail de concertation et de validation avec les différents experts qui composent l’équipe de travail pour cette étude a été menée, afin de valider l’approche proposée, les besoins en terme de données à collecter pour chacune des tâches et un premier planning de réalisation. Afin d’appréhender au mieux le contexte local et d’optimiser les missions sur place, nous avons souhaité en premier lieu lancer une première collecte de données localement sans réalisation de mission grâce à l’appui de Emeraude, partenaire local de cette étude. La collecte des données s’est effectuée sur la base des documents et questionnaires préparés par chaque expert, auprès des principaux acteurs liés à la problématique de l’électrification en Guyane, mais également via les sources de données présentes en métropole (INSEE, CRE, etc…). Un premier rapport d'avancement a été envoyé pour présentation le 18 septembre, lors de la mission de deux experts Transénergie du 14 au 22 septembre. Cette mission a permis de présenter les premiers résultats et d'initier des discussions plus approfondies sur certains points avec différents interlocuteurs (programme des rencontres en annexe). Des visites de sites sur les communes de l'Est ont également été organisées afin de venir compléter ou préciser un certain nombre de données et de mieux appréhender les réalités du terrain.

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2 - PROBLEMES RENCONTRES

Le groupement souhaite souligner ici les principales difficultés rencontrées dans cette première étape des travaux : 1. Le calendrier de lancement de l’étude, début juin et très proche de la période de

juillet/août a limité fortement la possibilité de collecte de données localement et n’a notamment pas permis l’organisation d’une mission avant le mois de septembre

2. difficultés de collecte de données sur la zone interconnectée : le contexte de l’électrification a très largement évolué depuis quelques années, et notamment depuis 1995, date de réalisation du Plan Energétique de la Guyane, qui reste à ce jour une source importante. Les nouvelles loi de décentralisation et la libéralisation en cours du secteur électrique modifie considérablement la position du principal acteur en Guyane qu’est EdF. Un certain nombre de données auparavant disponibles deviennent aujourd’hui beaucoup plus difficiles à obtenir. Par ailleurs, les données collectées ont été fournies avec des niveaux de références différents : référence temporelle (année différente) ou niveau d'analyse (puissance par poste, énergie par communes "regroupées", etc..), conduisant le plus souvent à des impossibilités de recoupement pour enrichir le niveau d'analyse.

3. difficultés de collecte de données pour les sites non-interconnectés : le contexte des sites isolés est par nature complexe à appréhender. Les données disponibles sont rares, diffuses, incomplètes voir contradictoires. Certaines sont rarement mises à jour et il est difficile de faire une analyse pour une année de référence, alors que les données existantes ont des origines temporelles différentes. L'analyse de la demande en sites isolés est d'autant plus problématique que l'évolution y est parfois très rapide et qu'elle doit analyser des contextes parfois à la limite de la légalité (immigration ou activités clandestines par exemple). Au delà des communes administratives, il n'existe pratiquement plus aucune source d'information (écarts…)

4. Le retard dans la réalisation des 2 études de base qui étaient attendues et considérées comme des éléments pré-requis pour la réalisation de cette présente étude, à savoir (i) le Schéma directeur d’électrification de la Communauté de Communes de l’Ouest Guyanais, qui devaient fournir l’ensemble des données sur les communes de l’Ouest, et (ii) le Plan Energétique Régional (PER). A ce jour, nous n’avons pu obtenir qu’un premier rapport sur le diagnostic de l’existant dans le cadre de l’étude CCOG.

Dans ce cadre, ce travail synthétise les analyses qui ont pu être effectuées à ce jour sur l'état de l'existant. Certains points pourront encore être complétés avec l'avancée des autres études et lors des travaux ultérieurs, mais également nous le souhaitons avec la participation de l'ensemble des parties prenantes intéressées par les résultats, les questions posées et les réponses attendues de ce Schéma Départemental d'Electrification.

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III - DIAGNOSTIC DE L'EXISTANT : PRINCIPAUX RESULTATS

1 - ANALYSE DU RESEAU INTERCONNECTE

1.a - Analyse de la production

Le tableau suivant récapitule les principales données de la production du réseau interconnecté :

Hydraulique 104,0 500 700 77,5%Thermique (total) 131,4 145 300 22,5%- dont diesel 76,4 109 300 16,9%- dont TAC 55,0 36 000 5,6%TOTAL (MWh) 235,4 646 000 -

Année 2002 Puissance utilisable (MW)

Energie (MWh) Part production

Avec Petit Saut, la part de l'hydraulique dans la production électrique reste prépondérante, mais ne peut plus que diminuer, face à une croissance annuelle de la demande qui s'élève à 4%/an. Mise à part la zone de Saint Laurent du Maroni, pour laquelle une étude est en cours, les usines de production hydroélectrique ou thermique assurent actuellement l'alimentation du réseau interconnecté avec une marge qui paraît aujourd'hui plus que satisfaisante. Ainsi, avec une puissance appelée de 98,5MW sur le réseau en 2002, le taux de couverture définit par la Puissance disponible sur la Puissance maximale appelée est de 2,4. C'est sans doute sur cette base que le rapport sur la PPI présenté au Parlement en date du 29 janvier 2002 n'a pas prévu de besoins spécifiques de production sur la Guyane à l'horizon 2010. Pourtant, pour maintenir des conditions d'exploitation et un service convenable, et compte tenu de la mise en application progressive de réglementation sur les rejets des groupes diesel et des TAC ainsi que des changements climatiques observables qui tendent à diminuer le productible de Petit Saut, des investissements s'avèreraient nécessaires à partir de 2006, soit pour la mise en conformité des groupes thermiques, soit pour leur remplacement. L'élaboration plus précise des scénarios d'évolution de la demande lors de la deuxième phase de Schéma Départemental permettra d'évaluer plus précisément les besoins.

1.b - Analyse du transport et de la distribution

Compte tenu des données à notre disposition, cette analyse a été conduite sur :

- l'analyse des lignes de transport HTB (état physique et électrique, capacité et pertes Joules)

- l'analyse des transformateurs HTB/HTA (état physique et électrique, capacité et coefficient d'utilisation, pertes constantes et variables en puissance et en énergie)

- état physique des lignes HTA et évaluation globale de la charge du réseau

- éléments d'évaluation des contraintes sur le réseau BT Sur la base des données disponibles, le consultant a cherché à évaluer pour un scénario "standard" et différents "scénarios sous contraintes" les capacités de moyens de transport et de distribution pour répondre à la demande.

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Réseau de transport HTB : Sur la base des éléments fournis, et compte tenu de l'age moyen, le réseau HTB parait en bon état. Au niveau des chutes de tension, les situations de simulations cas n°1 et 2 examinées ci-dessus, sont exceptionnelles. Même dans ces cas critiques, l'utilisation des régleurs sur les postes sources permettraient une alimentation dans des conditions acceptables de tension sur le réseau HTB. En régime normal, aucune contrainte de tension n'est a déplorer. D’autre part aucune contrainte d’intensité n’est également à déplorer, la capacité du conducteur dont la section est la plus faible en 228mm² Aster étant d’environ 80% de la puissance à la pointe du réseau interconnecté de la Guyane. Cette situation s’explique par le fait qu’il s’agit de la plus faible section utilisée en 90 kV pour des raisons économiques et mécaniques. Dans ce contexte, et compte tenu des éléments en secours disponibles (capacités installées, doublement des postes et des lignes, ainsi nous le verrons dans le paragraphe que des reprises en secours potentiels grâce aux bouclages des départs sur le réseau HTA), la défaillance de fourniture sur le réseau HTB est improbable en cas de défaillance n-1 et plus. Une seule réserve concerne la zone de Saint-Laurent et d'Organabo. En effet, cette antenne ne dispose plus que d’un secours partiel de 3,9 MW, alors que la puissance appelée à la pointe est de l’ordre de 10 MW. On notera également que ce sont les seuls postes ne disposant pas de transformateur de secours. Il serait souhaitable que les études engagées pour la desserte de cette zone aboutissent rapidement. Postes sources HTB/HTA : En dehors des postes d'Organabo et de St Laurent pour lesquels un secours de production est prévu, tous les postes sources sont garantis en contraintes n-1. Les taux de perte d'environ 0,7% en puissance et 0,5% en énergie (légèrement supérieurs aux taux admis sur les gros réseaux interconnectés) s'expliquent par un dimensionnement prévu pour faire face à la demande rapide, mais également peut on penser pour tenir compte des contraintes et délais en cas d'approvisionnement de matériel depuis la métropole. Sur cette base et au regard des éléments d'analyse sur les lignes HTB, l’ensemble du réseau HTB dispose d’une forte capacité d’accueil et devrait pouvoir faire face à l’accroissement des charges dans les dix prochaines années. Réseau HTA : Sur la base des éléments mis à notre disposition, nous retiendrons globalement au niveau du réseau interconnecté :

- un réseau HTA souterrain globalement récent et qui représente aujourd'hui un tiers du réseau HTA total. Il est constitué de départs courts et secourus par des postes voisins ou à partir d’un autre départ du poste dont ils sont eux mêmes issus ; tout laisse penser que dans ce dernier cas que les deux départs sont raccordés à des demi-jeux de barres différents

- un réseau HTA aérosouterrain comportant également des départs courts, et également secourus dans de bonnes conditions

- enfin, un réseau HTA aérien composé lui aussi de départs courts Si les lignes d’ossature sont à minima de 75 ou 148 Alm ou d’impédance équivalente et si le réseau souterrain est constitué de câble de 95 ou 150 mm² aluminium ou d’impédance équivalente, tout laisse penser que les niveaux des chutes de tension et des pertes joule sont comprises dans des limites acceptables et que le réseau possède une bonne capacité d'accueil. Notons également comme évoqué pour le réseau HTB que des secours HTA semblent possibles entre les départs et les postes HTA/BT en cas de défaillance de certains postes sources.

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1.c - Analyse de la demande

En dépit des difficultés rencontrées dans la collecte de données sur des références cohérences, le travail de reconstitution de la demande a permis une approche relativement détaillée, au niveau des communes, mais également des usages pour l'année 2002. On retiendra principalement les éléments suivants : § la prépondérance de Cayenne, qui représente à elle seule plus du tiers de la

consommation, et près de 60% si on inclut les communes limitrophes fortement peuplées. Cayenne compte également 68% des abonnés résidentiels.

§ l'importance de Kourou, avec un niveau de consommation électrique proche de la ville de Cayenne, en grande partie due cette fois à la demande du secteur industriel en MT (74% de la consommation sur la commune de Kourou est due à la consommation en MT). Au niveau du Département, Kourou représente 51% de la consommation totale en MT.

§ Les sites isolés représentent moins 1,5% de la consommation électrique des usagers EdF

§ Au niveau des usages, la part prépondérante des usages domestiques en BT (69% de la consommation en BT, et encore 36% de la consommation totale), suivi des usages industrielles (24% de la consommation totale) puis des bureaux et des administrations (15%)

Le taux d'électrification de 85% sur le littoral traduit néanmoins des disparités encore importantes en terme d'accès au service électrique et implique d'importants efforts à venir pour l'extension des réseaux et le raccordement de nouvelles zones de vie. Le rapport suivant permettra d'analyser plus en détail la part de la demande des ménages non électrifiés et d'évaluer les solutions possibles et leur coût. Le travail de reconstitution pourrait être affiné notamment en identifiant plus précisément les déterminants de la demande afin de pouvoir au mieux analyser les besoins futurs. Compte tenu des contraintes liées au travail en cours en terme de délai et de difficultés dans la collecte des données, ce travail pourrait être par la suite précisé, dans le cas par exemple de la mission d'une entité dédiée, comme un Observatoire de l'Energie.

2 - ANALYSE DES SITES ISOLES

2.a - Typologies et examen des solutions d'électrification existantes

Une évaluation du contexte institutionnel et les différents types de situation d'exploitation a été menée. Au niveau technique, et à ce stade de l'étude, nous avons essentiellement tenté de synthétiser les différents types d'électrification existants. Pour chaque type, en présentant les principes et conditions d'exploitation de ces centrale. Les principales centrales de production thermique, hydraulique et hybride diesel/PV font l'objet de fiche spécifique par village en Annexe 7. On retiendra ici :

- environ 5 400 kVA installés en groupe diesel - 900 kW installés en hydraulique, dont 840 kW pour la seule centrale de Saut

Maripa - 2 générateurs hybrides PV/diesel à Saül et Kaw, sur la base de schémas

d'installation très différents - environ 360 systèmes représentant 307 kWc de systèmes PV isolés (hors

installation défiscalisation)

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2.b - Analyse de la demande électrique

En gardant à l'esprit les limites du travail au regard des contraintes sur les données disponibles, les résultats précédents permettent de confirmer : § la prépondérance des usages domestiques (80% de la consommation) § l'existence de 2 grands pôles de consommation que sont St Georges et

Maripasoula, représentant à eux seul plus de la moitié de la consommation. Viennent ensuite pour 10% environ les bourgs de Papaïchton et Apatou.

La demande des sites isolés nécessiterait une analyse spécifique par site qui n'est pas possible dans un travail à cette échelle, afin de réaliser les mêmes traitements que pour le réseau interconnecté, notamment en terme de reconstitution des courbes de charge, travail qui serait facilité par des données de calage rendues disponibles par l'instrumentions des centrales exploitées par EdF.

3 - CONCLUSION GENERALE DU DIAGNOSTIC

Ce travail devrait permettre nous l'espérons d'avoir un regard plus précis sur l'état de l'offre de la demande électrique en Guyane. Il n'en reste pas moins qu'il soulève aussi un certain nombre de questions liées en premier lieu à la disponibilité et à la fiabilité des données, pour une grande part liée au contexte spécifique du Département et de l'intérieur notamment. La création d'un Observatoire de l'Energie serait dans ce cadre un outil précieux pour préciser certains points, et surtout s'engager dans une démarche de mise à jour permanente afin de pouvoir au mieux anticiper dans les besoins futures. Par ailleurs, au delà des aspects techniques et socio-économiques, le contexte institutionnel en pleine évolution au niveau national, et les spécificités de la Guyane suscitent de vraies interrogations. Le Schéma Départemental apportera autant que possible les éléments de réflexion pour aider les décideurs, mais ne pourra apporter de réponses aux problèmes institutionnelles ou d'aménagement du territoire qui sont d'ores et déjà posés. Dans les phases suivantes de cette étude, nous chercherons à évaluer en fonction de différents scénarios les grandes évolutions possibles au niveau de l'offre et de la demande électrique sur le territoire et les impacts.

IV - ACTIONS A VENIR

Les principales actions à venir après cette première étape sont les suivantes : Etape 2 : Rapport n°2 – Scénarios et proposition de solutions § Choix des hypothèses avec le comité de pilotage § Evolution tendancielle de la demande d’électricité : effets structurels,

comportementaux et démographiques. § Scénarios alternatifs : potentiels théoriques de MDE. Quelles technologies

disponibles pour quels besoins. § Choix de critères d’optimisation § Elaboration de scénarios de satisfaction de la demande en fonction des

ressources disponibles et des politiques énergétiques qui seront retenues Dans cette étape, un important travail de concertation sera menée. Il conviendra également de s'associer au mieux aux hypothèses et travaux retenus dans le cadre du PER et de l'étude de la CCOG afin d'assurer une bonne cohérence territoriale. Etape 3 : Rapport n°3 – Plan Départemental d'Electrification

EMERAUDE

Page 16

§ Scénario à court terme § Scénario à moyen terme § Plan d’actions :

- Délai, faisabilité, acteurs concernés - Programmation budgétaire en adéquation avec les contraintes

budgétaires et suites aux orientations prises

EMERAUDE

Page 17

CHAPITRE 1 : CONTEXTE GENERAL GUYANAIS ET PRESENTATION DES ENJEUX

I - PRESENTATION DE LA GUYANE

1 - GEOGRAPHIE PHYSIQUE

1.a - Localisation

La Guyane, département français d’Amérique du Sud, est comprise entre les latitudes 2° et 5° Nord et les longitudes 51° et 54° Ouest. Située entre le Brésil et le Surinam, elle couvre 83 534 Km².

1.b - Météorologie

La Guyane présente un climat de type équatorial humide qui résulte principalement de trois facteurs :

- L’Anticyclone des Açores qui exerce son influence de décembre à juillet et donne des précipitations abondantes.

- L’anticyclone de Sainte Hélène prend la relève d’août à novembre et donne un temps chaud et relativement sec.

- La Z.I.C., Zone Intertropicale de Convergence qui balaie la Guyane de décembre à janvier en descendant vers le sud puis de mai à juin en remontant vers le nord.

Les deux anticyclones commandent le régime des vents Alizés et donc les basculements de la Z.I.C. Les précipitations qui varient entre la zone côtière de 2000 à 3000 mm/an (plus faibles sur l’extrême Nord Ouest) et l'intérieur du pays à plus de 3800 mm/an. On peut identifier deux saisons sèches, la première d'août à novembre, la seconde beaucoup plus courte appelée petit été de mars, et deux périodes pluvieuses par suite du fléchissement des précipitations au mois de mars. L’humidité est très forte et varie entre 70% et 90%. Les températures moyennes annuelles varient entre 26°2C et 27°2C (valeur mensuelles moyennes sur 24h). Les durées d'ensoleillement sont comprises entre 1600 heures et 2300 heures, variant en relation avec la saison des pluies qui s’étale de décembre à juin.

Variations climatiques

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

janvie

r fev

rier

mars

avril mai juin

juil

let

aout

septem

breoct

obre

novem

bre

decem

bre

0

5

10

15

20

25

30 °CIrradiation plan horizontal

T° exterieure

Figure 1 : Variations annuelles des températures et de l'ensoleillement sur Cayenne

EMERAUDE

Page 18

2 - GEOGRAPHIE HUMAINE

Sur les 83.500 Km2 vivent environ 180 000 habitants1 d'origines ethniques très variées (Créoles, Amérindiens, Bushi-nengues2, Hmongs3, Chinois, Européens...). Environ 90 % de ces populations vivent sur la frange côtière. La Guyane fait l'objet d'une forte immigration clandestine depuis les pays voisins tel que le Brésil, le Surinam, le Guyana ou Haïti. La densité de population est d'un peu moins de 2 hab./km². La population urbaine est très localisée. 66% de la population totale vit dans la région de Cayenne, soit aujourd’hui près de 100.000 habitants. Kourou regroupe quant à elle 19 1074 habitants, et Saint-Laurent du Maroni 19 2115. Plus de la moitié de sa population a moins de 26 ans et le taux de croissance démographique annuel moyen des dix dernières années a été de 3.6% ! Le département de la Guyane est composé de deux arrondissements et de 22 communes.

2.a - L'économie du département

Avec un produit intérieur brut régional (PIBR ) de 1 905 millions d’euros en 1999, la Guyane en termes de création de richesses se situe très en dessous des autres DOM. Le PIBR ramené par habitant avec 12 020 euros par an est aujourd’hui inférieur à ceux de la Guadeloupe et de la Martinique. La part marchande du PIBR atteint 66,7% et la part non marchande 33.3% constituée principalement des activités des administrations. Les transferts publics sont primordiaux pour l’économie locale en contribuant pour un tiers à la formation du PIBR. En effet le déficit de l’Etat ( administrations et sécurité sociale) atteignait la même année 3.5 milliards. La structure de la valeur ajoutée régionale est caractérisée par un très fort secteur tertiaire qui représente 76% de celle-ci. Le commerce est la première activité marchande avec 23% du PIB marchand. Toutefois l’économie liée à l'activité spatiale du centre de lancement de Kourou représente directement 18% du PIB marchand et près de 45% avec les activités indirectes et induites. La même année le secteur agricole, y compris la pêche et la sylviculture atteignait 5,5% du PIB marchand, le secteur industriel (constitué en partie par l’activité aurifère) 10% et le Bâtiment et Travaux publics 9%. En ce qui concerne la balance commerciale, elle reflète, hors activité spatiale, la faiblesse de l’économie de production. Le taux de couverture des exportations sur les importations oscille autour des 20%. Il convient de souligner qu’en 2000, les exportations6 en valeur étaient représentées pour près de la moitié par la vente de la production aurifère. En effet malgré un marché international déprimé, la production guyanaise a atteint 7 tonnes d’or la même année, affichant à la fois une forte progression en volume (+37%) et en valeur par une meilleure rémunération des exportations dû à la faiblesse de l’euro face au dollar. Hors activité spatiale, le secteur aurifère apparaît comme le premier poste à l’export devant la pêche. Le taux de chômage officiel était de 20% en 2000, mais est en réalité beaucoup plus élevé frôlant les 30% dés lors que l’on s’appuie sur le taux d’activité de la population.

1 Chiffres RGP de Mai 1999. Estimé à 180 000 hbts fin 2002…Encore s’agit ‘il de chiffres officiels ne pouvant prendre en compte dans leur intégralité l’immigration clandestine et les phénomènes transfrontaliers. 2 …ou « noirs marrons », descendants des esclaves du Surinam qui dés le 18ème siècle se sont révoltés et enfuis dans la forêt. Ils constituent plusieurs groupes : Bonis( Alukus), Djukas ( Boshs), Paramaca et Saramaca 3 Réfugiés politiques du Laos venus en Guyane à partir de 1977 et à l’origine du développement de l’agriculture maraîchère en Guyane. 4 RGP 1999 5 Id 6 hors activités spatiales/ le lancement d’un satellite constitue une exportation !

EMERAUDE

Page 19

Sur le territoire d’étude, le taux d’inactivité est proche de 50% dans toutes les communes fluviales. Les chiffres officiels cachent de nombreuses disparités sociales, des pratiques économiques et environnementales en dehors de toute réglementation. Il est important de souligner que, pour une fraction importante de la population, le milieu naturel constitue encore un moyen de subsistance et d'amélioration des conditions d'existence , et parfois une unique possibilité de vie. Cette catégorie de population est la première à s’insérer dans une économie informelle très active en Guyane et sur ses frontières.

II - CONTEXTE ET PRINCIPAUX ENJEUX DE L'ELECTRIFICATION

1 - BREF HISTORIQUE DE L'ELECTRIFICATION EN GUYANE

Rappelons ici les principales étapes de l'électrification en Guyane : 1946 / 1975 : Electrification partielle du littoral, exploitation dans le cadre d'un régime

de régies et de concessions diverses (la Guyane, comme les autres DOM avaient été exclu de la loi de nationalisation du secteur électrique et du gaz)

1975 : Loi de nationalisation des réseaux électriques et suppression des régies et

des SEM dans les DOM. Mise en place progressive de la péréquation tarifaire.

1976 : Prise en concession des réseaux par EdF, et contrat d'exploitation des sites

isolés 1982 : Construction de la centrale thermique de Degrad des Cannes (DDC) 1994 : Construction du barrage et de la centrale hydraulique de Petit Saut La construction du réseau HTB a débuté en 1980, avec la construction de la première ligne HTB entre Cayenne et Kourou, puis s'est poursuivie avec l'interconnexion progressive des principales communes du littoral. Les derniers grands travaux sur le réseau HTB sont intervenus en 1995, avec la reconstruction de la ligne HTB entre Cayenne et Kourou et en 1998 la construction du poste source d'Organabo. L'analyse de la demande électrique est présentée ci-après. Rappelons néanmoins l'évolution spécifique de la demande électrique en Guyane à partir de 1976, avec une croissance à 2 chiffres durant toutes les années 80, se poursuivant dans les années 90 à un rythme de 6 à 9% par an.

2 - LES GRANDS ENJEUX DE L'ELECTRIFICATION

Si la construction de la centrale de Petit Saut a pu contribuer à diminuer la dépendance énergétique de la Guyane, sa disponibilité pour la production électrique (notamment en année de sécheresse) a un impact très important sur les importations d'hydrocarbures. Par ailleurs, la croissance prévisionnelle de la demande électrique sur le réseau interconnecté est aujourd'hui prise en charge par un recours croissant aux centrales thermiques. Cette situation aura dans les années à venir des impacts tant sur les importations d'hydrocarbure que sur le coût de production de l'électricité au niveau de l'interconnecté.

EMERAUDE

Page 20

La multiplication des centrales thermiques pour l'électrification des sites isolés contribuera également - dans une moindre mesure compte tenu des niveaux de puissance – à une augmentation des besoins en hydrocarbure. Pour ces sites néanmoins, l'impact environnemental dû au transport et au stockage dans des conditions souvent non satisfaisantes du FOD devient également un problème récurrent. Dans un contexte où les engagements internationaux et français entendent développer les énergies renouvelables, une attention toute particulière devra être portée à ces sources d'énergie, dont il conviendra d'évaluer les coûts réels, les conditions d'exploitation et de maintenance ainsi que les impacts socio-économique et environnemental) et ceci tant pour la production sur le réseau interconnecté que pour les sites isolés. En résumé, nous tenterons d'évaluer à la fin de cette étude les principaux enjeux, tant sur la partie interconnectée que pour les sites isolés :

1. au niveau de la production : Dépendance énergétique et valorisation des sources d'énergie renouvelables, conditions d'exploitation et de maintenance des moyens de production

2. au niveau de la demande : poursuite du développement de l'offre d'un service électrique pour répondre aux demandes et aux besoins de croissance économique et démographique, tout en évaluant au mieux les potentiels d'actions de maîtrise de la demande en électricité en fonction de différents scénarios.

Sous-tendent déjà dans ce cadre un certain nombre de questions : - faudra t- il électrifier toutes les zones et écarts existants dès qu'une demande

apparaîtra, ou garantir des zones d'électrification, en tentant d'y fixer les populations (dans ce cadre, quelle est d'ailleurs l'influence de l'électrification d'une zone pour attirer des populations avoisinantes ?)

- quel niveau de service pour quelle demande dans les sites isolés ? - moyens disponibles et conditions d'investissement dans le cadre des

communes de l'intérieur - moyens et conditions d'exploitation des sites de production de l'intérieur

EMERAUDE

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CHAPITRE 2 : LE SYSTEME ELECTRIQUE INTERCONNECTE DE LA GUYANE : ANALYSE DE L'EXISTANT

I - PRESENTATION GENERALE DE LA ZONE INTERCONNECTEE

1 - COMMUNES DESSERVIES ET SITUATION GEOGRAPHIQUE

Cette zone correspond à la façade littorale , environ 1/5ème de la Guyane, qui abrite 90% de la population. 13 communes la composent. Mais l’Ile de Cayenne ( 6 communes ) s’impose en concentrant plus de la moitié de la population.

2 - CARACTERISATION SOCIO-ECONOMIQUE DE LA ZONE

Le pole économique de l’Ile de Cayenne D’importants travaux d’infrastructures (assainissement, voiries, nouveaux équipements à vocation économiques et culturel, Z.A.C, Z.I ) permettront à l’Ile de Cayenne d’améliorer son offre d’accueil pour les entreprises industrielles ou artisanales, ainsi que la prise en charge d’une population jeune aux besoins socioculturels croissants. La très forte demande en logements sociaux ( plus de 8000 en 1999 ) devrait se traduire par l’accélération des programmes d’habitat aidé qui seront menés par les offices immobiliers aux capacités financières améliorées. La croissance du PIB marchand de cette région sera celle : § du secteur tertiaire des commerces et des services. § du secteur secondaire, et principalement du BTP dans une première phase. § des productions du secteur agricole des communes rurales périphériques

Les communes de Roura, Montsinéy-Tonnégrande et Macouria s’exprimeront de plus en plus comme la grande banlieue de l'île de Cayenne. Leur production agricole continuera à croître alors que simultanément des entreprises de transformation agro-alimentaire et industrielles devraient voir le jour. La vocation de Macouria comme zone résidentielle devrait également se confirmer.

3 - PRESENTATION GENERALE DU SYSTEME ELECTRIQUE INTERCONNECTE

La carte suivante permet de localiser les principaux centre de production, les postes sources et le tracé du réseau HTB.

EMERAUDE

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Figure 2 : Localisation du réseau HTB, des postes sources et des principaux centres de production

La figure suivante présente elle un synoptique précisant les principales caractéristiques du réseau interconnecté HTB et des centrales de production :

Poste HTB/HTA Poste HTB/HTAL(km) – S (mm²) – Pn (MW)Centrale de production

ELA

2x36

ORGANABO

1x20

ETOILEPoste de répartition

TDF

2x20

KOUROU

2x36

BALATA

2x20

MALOUIN

2x36

SUZINI

2x20

DDC

2x20

PETIT SAUT

2x2

SAINT LAURENT

1x20

18 km – 366 – 105 MW52 km – 228 – 78 MW

5,5 km – 228 –78 MW

7 km – 228 –78 MW

4,1 km – 228 –78 MW

9,5 km – 228 –78 MW

22 km – 228 –78 MW

44 km – 228 –78 MW

30 km– 228 –

105 MW

16 km – 366 – 105 MW

2 x (23 km – 366 – 105 MW)

Hydro : 4x26 MW (29)P2 = 104 MW (116)

Diesel : 8x8 + 1x7,2(8) MWTAC : 2x18,5MW

P1 = 108 MW (109)

TAC : 1x18 MWP3 = 18 MW

Diesel : 4 x 1,3 MWP4 = 5 MW env.

(en secours) P1+P2+P3+P4 = 234 MW (248 MW prévus en 2004)

101 km – 228 – 78 MW

57 Km– 228 –__MW

Poste HTB/HTA Poste HTB/HTAL(km) – S (mm²) – Pn (MW)Centrale de production

Poste HTB/HTAPoste HTB/HTA Poste HTB/HTAL(km) – S (mm²) – Pn (MW)Poste HTB/HTAL(km) – S (mm²) – Pn (MW)Centrale de productionCentrale de production

ELA

2x36

ELA

2x36

ORGANABO

1x20

ORGANABO

1x20

ETOILEPoste de répartition

TDF

2x20

TDF

2x20

KOUROU

2x36

KOUROU

2x36

BALATA

2x20

BALATA

2x20

MALOUIN

2x36

MALOUIN

2x36

SUZINI

2x20

SUZINI

2x20

DDC

2x20

DDC

2x20

PETIT SAUT

2x2 PETIT SAUT

2x2

SAINT LAURENT

1x20

SAINT LAURENT

1x20

18 km – 366 – 105 MW52 km – 228 – 78 MW

5,5 km – 228 –78 MW

7 km – 228 –78 MW

4,1 km – 228 –78 MW

9,5 km – 228 –78 MW

22 km – 228 –78 MW

44 km – 228 –78 MW

30 km– 228 –

105 MW

16 km – 366 – 105 MW

2 x (23 km – 366 – 105 MW)

Hydro : 4x26 MW (29)P2 = 104 MW (116)

Diesel : 8x8 + 1x7,2(8) MWTAC : 2x18,5MW

P1 = 108 MW (109)

TAC : 1x18 MWP3 = 18 MW

Diesel : 4 x 1,3 MWP4 = 5 MW env.

(en secours) P1+P2+P3+P4 = 234 MW (248 MW prévus en 2004)

101 km – 228 – 78 MW

57 Km– 228 –__MW

Figure 3 : Guyane - Réseau HTB 90kV – Schéma de principe – Sept. 2003

Nous joignons également en annexe 4 les traitements cartographiques suivants : § Production & distribution HTB : localisation du réseau HTB et des centrales de

production électrique § Distribution HTA/BT : nombre de poste HTA/BT et longueur des réseaux HTA

et BT par commune § Energies renouvelables : cumul des installations photovoltaïques par

commune et centrale micro-hydraulique

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II - LA PRODUCTION ELECTRIQUE DU RESEAU INTERCONNECTE

1 - PRESENTATION GENERALE : ENERGIE ET PUISSANCE SUR LE RESEAU INTERCONNECTE

Energie : En 2002, EDF a produit au total 655 GWh, dont 646,3 GWh sur le réseau interconnecté. La part de la production hydraulique sur le réseau interconnecté s'est élevée cette même année à 500,7 GWh, soit 77,5 %. Le reste de la production sur ce réseau interconnecté a été assuré par des moyens thermiques Diesel fonctionnant essentiellement au Fuel Lourd FO2 (109,6 GWh, soit 17%), et thermiques TAC (Turbines à Combustion), fonctionnant au Fuel Oil Domestique (FOD) (36 GWh, soit 5,5 %). Le tableau suivant indique l'historique de la production sur le réseau interconnecté depuis 1994 :

400

450

500

550

600

650

700

Années

GW

h/an

Energie nette (GWh) 468 510 524 539,5 558,3 570,4 592,5 611,4 646,5

Croissance annuelle (%) 9,0% 2,7% 3,0% 3,5% 2,2% 3,9% 3,2% 5,7%

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Tabl. 1 : Historique de production électrique sur le réseau interconnecté 1994-2002 (Srce : EdF Guyane)

Puissance : La puissance maximale à la pointe sur le réseau EDF interconnecté s'est élevée à 98,5 MW en 2002.

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Page 24

80

85

90

95

100

Années

MW

Puissance brute (MW) 83 86,7 90,3 94 95,2 98,5

Croissance annuelle (%) 4,5% 4,2% 4,1% 1,3% 3,5%

1997 1998 1999 2000 2001 2002

Tabl. 2 : Historique de la puissance maximale appelée sur le réseau interconnecté 1997-2002 (Srce : EdF Guyane)

La puissance totale installée s'élevant à environ 240 MW (voir détails ci-dessous), le rapport puissance installée / puissance de pointe de 2,4 semble présenter à priori une marge confortable. Nous verrons qu'une analyse plus fine des différents types de moyens de production et de leurs contraintes d'exploitation conduit cependant à nuancer cette perception initiale, notamment à moyen terme. La puissance moyenne fournie sur le réseau interconnecté en 2002 est de 74 MW, d'où un «Load factor » Lf = 0,75. Ce facteur est relativement élevé, et peut être lié à une courbe de charge relativement lisse. Ce point sera confirmé dans l'analyse de la demande (cf. Chapitre II, paragraphe IV - 6.b - ).

2 - LA PRODUCTION HYDROELECTRIQUE

La production hydroélectrique est assurée par une usine située à Petit Saut comportant 4 groupes de 29 MW chacun datant de 1994. Afin de prendre en compte les phénomènes biologiques et les risques d'eutrophisation dus à la mise en eau du lac sans déboisement, la mise en place d'un seuil d'oxygénation de l'eau à l'aval du barrage s'était avéré nécessaire, limitant la puissance de l'ouvrage (puissance encore limitée aujourd'hui à 104MW). La hauteur de ce seuil a été progressivement abaissée, et son effacement total est prévu dès l'année 2004. Le productible du barrage de Petit Saut est évalué (sans seuil) à 560 GWh en année moyenne de pluviométrie. L'année 2002 correspond à une année moyenne si l'on tient compte des pertes dues au seuil pour cette année là, et la production s'est élevée à 500,7 GWh. Précisons que les écarts de productible annuel en fonction des conditions climatiques peuvent varier dans des écarts de +/- 30%, avec un productible ne dépassant pas 420 GWh pour des années particulièrement "sèches". Précisément, le phénomène El Niño qui affecte à nouveau la Guyane provoque une sécheresse importante depuis plusieurs mois. Ses effets se font ressentir sur le débit du Sinnamary alimentant le barrage, avec un abaissement conséquent du niveau d'eau dans la retenue. Sur la base des analyses de Météo France, la production pourrait se maintenir à un niveau faible pour de nombreux mois à venir.

EMERAUDE

Page 25

On constate donc que le barrage de Petit Saut ne peut subvenir seul à couvrir les besoins du réseau interconnecté, par manque de productible, y compris en année moyenne (il n'a couvert qu'environ 80% des besoins en 2002). Par ailleurs, plusieurs aspects techniques conduisent à maintenir en permanence des moyens de production complémentaires : - la tenue en fréquence du réseau est généralement moins aisée avec des

groupes hydroélectriques qu'avec des moyens thermiques tels que groupes Diesel ou TAC (ces derniers sont beaucoup plus réactifs face à une variation de fréquence, avec une adaptation plus rapide de leur puissance, l'ajustement au niveau des groupes hydroélectriques passant lui par des systèmes mécaniques et hydrauliques plus longs à actionner),

- la centrale de Degrad des Cannes permet d'améliorer les performance de tenue en tension du réseau, et de fournir de l'énergie réactive à proximité du plus grand centre de consommation (île de Cayenne),

- une réserve primaire tournante doit pouvoir suppléer à tout moment à une défaillance d'un groupe de production hydraulique, ou à un problème de transport sur le réseau HTB depuis Petit Saut.

Ainsi, plusieurs groupes Diesel sont maintenus en production en permanence à la centrale de Degrad des Cannes.

3 - LA PRODUCTION THERMIQUE

La production thermique connaît une progression ces dernières années. Rappelons que les moyens de production thermique ont assuré en 2002 une production de 145,6 GWh, dont 109,6 GWh en Diesel, et 36 GWh en TAC. A partir de 2004 et de la suppression du dernier seuil d'oxygénation sur le barrage de Petit Saut, l'intégralité de la croissance de la demande se fera par une augmentation du recours aux moyens de production thermique. La production thermique est produite sur trois sites :

3.a - Centrale de Degrad des Cannes

Située à proximité de Cayenne, elle comporte 8 groupes semi-rapides de puissance maximale 8 MW et un de 7,2 MW fonctionnant tous au fuel lourd, ainsi que 2 TAC (Turbines à Combustion) de 18,5 MW chacune, fonctionnant au FOD (fioul domestique). Ces matériels ont été mis en service entre 1982 et 1986 pour les Diesel et en 1991 et 1992 pour les TAC. La puissance installée de l’ensemble s'élève donc à 108 MW. La centrale de Degrad des Cannes fait l’objet d’un programme de réhabilitation important échelonné depuis plusieurs années, ce qui a conduit temporairement à un recours plus important aux TAC notamment en 2001. L'arrêté du 11 août 1999 sur les polluants émis par les turbines et moteur risquent néanmoins d'avoir des répercussions importantes. Ainsi, une mise en conformité vis-à-vis de la protection de l'environnement des groupes Diesel devrait s'échelonner entre 2006 (premier groupe), et 2011 (pour les 2 derniers groupes). Précisons qu'à ce jour, il n'existe néanmoins pas de techniques validées à l'échelle industrielle permettant d'amener ces équipements aux niveaux conformes aux exigences de l'arrêté. Différents process sont en cours de test sur différentes tranches pilotes. Celui de "humid air motor" mis en place sur groupe diesel réhabilité à Lucciana en Corse semble aujourd'hui faire l'objet d'une attention toute particulière.

EMERAUDE

Page 26

Une étude technico-économique est en cours pour faire le choix entre mise en conformité, ou arrêt à la date d'échéance, avec remplacement par de nouveaux moyens de production. En ce qui concerne les TAC, leur fonctionnement devrait être possible sans modification technique, si leur fonctionnement annuel reste inférieur à 500 heures, ce qui risque également de poser à terme des contraintes d'exploitation en cas notamment d'indisponibilité de certaines groupes thermiques lors de panne ou d'opération de maintenance.

3.b - Centrale de Kourou

Cette centrale est située à proximité du Centre Spatial. Elle comporte une TAC de 18 MW, mise en service en 1993 en remplacement d’une TAC de 11 MW. Elle n'est pas dédiée au centre spatial, mais est principalement utilisée en cas de secours ou pour passer une période de pointe du réseau interconnecté. Elle contribue pour moins de 1% à la production annuelle totale de du réseau.

3.c - Saint Laurent du Maroni

Cette centrale est implantée dans la ville du même nom, siège d’un canton, situé à l’extrémité Nord-Ouest du département à 183 km de l’usine de Petit Saut et à 232 km de la Centrale thermique de Degrad des Cannes. La centrale comporte 3 groupes Diesel de 1,2 MW datant de 1982 et 1986, 2 Diesel de 1,5 MW installés en 1986 et 1 Diesel de 0,8 MW mis en service en 1996 soit au total 7,4 MW. Néanmoins, ces groupes ne sont plus exploités aujourd'hui, notamment pour des questions environnementales. Afin de palier au risque de défaillance sur le réseau HTB alimentant cette zone (cf. paragraphe III - 1 - ), ils sont actuellement remplacés par 4 groupes Diesel en conteneur, de puissance unitaire 1,3 MW. Une étude est en cours pour déterminer la meilleure solution pour alimenter la zone de Saint Laurent en secours de la source 90 kV d’Organabo et en prenant en compte le développement qui sera induit par le projet de création d’une route de Saint Laurent du Maroni en direction d’Apatou. Notons que la puissance maximale appelée par Saint Laurent et Organabo a dépassé 10 MW en 2002.

4 - CONCLUSION PRELIMINAIRE SUR LES MOYENS DE PRODUCTION

Le tableau suivant récapitule les principales données de la production du réseau interconnecté :

Hydraulique 104,0 500 700 77,5%Thermique (total) 131,4 145 300 22,5%- dont diesel 76,4 109 300 16,9%- dont TAC 55,0 36 000 5,6%TOTAL (MWh) 235,4 646 000 -

Année 2002 Puissance utilisable (MW)

Energie (MWh) Part production

Avec Petit Saut, la part de l'hydraulique dans la production électrique reste prépondérante, mais ne peut plus que diminuer, face à une croissance annuelle de la demande qui s'élève à 4%/an. Mise à part la zone de Saint Laurent du Maroni, pour laquelle une étude est en cours, les usines de production hydroélectrique ou thermique assurent actuellement l'alimentation du réseau interconnecté avec une marge qui paraît aujourd'hui plus que

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satisfaisante. Ainsi, avec une puissance appelée de 98,5MW sur le réseau en 2002, le taux de couverture définit par la Puissance disponible sur la Puissance maximale appelée est de 2,4. C'est sans doute sur cette base que le rapport sur la PPI présenté au Parlement en date du 29 janvier 2002 n'a pas prévu de besoins spécifiques de production sur la Guyane à l'horizon 2010. Pourtant, pour maintenir des conditions d'exploitation et un service convenable, et compte tenu de la mise en application progressive de réglementation sur les rejets des groupes diesel et des TAC ainsi que des changements climatiques observables qui tendent à diminuer le productible de Petit Saut, des investissements s'avèreraient nécessaires à partir de 2006, soit pour la mise en conformité des groupes thermiques, soit pour leur remplacement. L'élaboration plus précise des scénarios d'évolution de la demande lors de la deuxième phase de Schéma Départemental permettra d'évaluer plus précisément les besoins.

III - TRANSPORT ET DISTRIBUTION ELECTRIQUE SUR LE RESEAU INTERCONNECTE

Nous avons reporté en Annexe 6 l'historique des données disponibles sur les réseaux HTB, HTA et BT, ainsi que sur les postes sources et les postes de distribution publique.

1 - CARACTERISTIQUES DES LIGNES DE TRANSPORT HTB 90KV

1.a - Etat physique des lignes HTB

L’état physique et mécanique des ouvrages peut être apprécié, en l’absence de visites détaillées et montées, en fonction de leur âge et de la nature et section des conducteurs. En Guyane :

- 32 % des longueurs des lignes ont moins de 10 ans d’âge - 58% des longueurs des lignes ont entre10 et 15 d’âge - 10 % des longueurs des lignes ont une vingtaine d’années (20 et 21 ans )

Les conducteurs utilisés Aster 228 et 366mm² sont utilisés depuis une trentaine d’années et sont réputés avoir une excellente fiabilité et tenue dans le temps. En règle générale la durée de vie prise en compte pour l’amortissement de ces ouvrages est de 45 ans, alors que 90% des lignes n’ont pas dépassé le tiers de leur espérance de vie et que les 10% restant en sont à peine à la moitié. A ceci il faut ajouter que les durées de vie retenues pour l’amortissement des ouvrages sont généralement en deçà des durées de vie réelles constatées. Toutes les lignes sont de la « génération d’après 1972 » année durant laquelle les directives relatives aux températures admissibles pour les manchons et conducteurs, les distances au sol et aux obstacles ainsi que les hypothèses de calcul mécaniques ont été revues afin d’assurer une meilleure sécurité d’alimentation des réseaux.

1.b - Etat électrique et capacité des lignes HTB

Les lignes, équipées de conducteurs ASTER de 228 et 366 mm², admettent respectivement des intensités de 495 A (78 MVA) et 670 A (105 MVA) la température ambiante étant supposée à 30 °C et la température de fonctionnement de 60°C en régime permanent.

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Normalement les surcharges ne sont pas admises pour les lignes 90 kV, ceci à cause des dispositions constructives ( hauteur du conducteur par rapport au sol, distances aux masses etc…) Pour évaluer la capacité des ouvrages nous calculerons les chutes de tension et les intensités maximales transitant à la pointe dans 3 cas (précisons que les 2 premiers restent des cas extrêmes peu probables) : Cas 1 : la centrale thermique de Degrad des Cannes alimente l’ensemble du réseau (cf. Annexe 2.2) Les chutes de tension atteignent 11% et 10,2% et les puissances sur les départs sont respectivement de 65,4 et 33,0 MW. Etant donné que la tension contractuelle acceptable se situe à + ou - 6% de la tension nominale et qu’autour de cette valeur la tension de fourniture peut varier de + ou – 8%, la desserte de l’ensemble du réseau est possible en utilisant les régleurs en charge des transformateurs dont les étendues des plages de réglage sont de + ou – 12% pour les appareils commercialisés avant 1986 et + ou – 14% après. Cas 2 : la centrale Hydroélectrique du Petit Saut alimente l’ensemble du réseau (cf. Annexe 2.3) Cayenne et ses environs immédiats situés à 130 km de Petit Saut, consomment sur quelques centaines de km² , les 2/3 de l’énergie et de la puissance de la Guyane ( postes de DDC, Suzini, Balata et Maloin ). On remarquera que l’antenne desservant Saint Laurent du Maroni et Organabo est le siège d’une chute de tension s’élevant à 5,3%. Les chutes de tension s’élèvent sur les deux départs à 17,0 et 16,0% Cas 3 : la centrale Hydroélectrique du Petit Saut alimente l’ensemble du réseau sauf les charges de DDC et de Suzini (cf. Annexes 2.4.1et 2.4.2 ) Dans ces conditions la production hydraulique livre environ 79,6 MW et les chutes de tension sont de l’ordre de 11,5 et 12,2%.

1.c - Les pertes joule dans les lignes HTB

Si l’on prend en compte que la production en énergie électrique est assurée à 77% par l’hydraulique, on peut penser qu’à certaines périodes de l’année la production de Petit Saut assure la totalité ou la presque des besoins de la Guyane, en dehors des aspects de réserve tournante. Le consultant a étudié deux scénarios pour évaluer les pertes joules dans les lignes HTB. Scénario 1 (cf. Annexe 2.5): Hypothèses :

- 41% de la production est assurée par le thermique de DDC ( soit Malouin, Suzini et DDC représentant 40,5 MW sur 98,7 MW totale appelée)

- le reste de la production est assuré par l’énergie hydraulique soit 59% ou 58,2 MW

Ce schéma ne correspond pas à celui du coût minimal des pertes valorisées en Euro (dû à un coût de production thermique élevé) mais il est proche de celui des pertes minimales en puissance et en énergie (production proche des sites de consommation). Le taux des pertes à la pointe des lignes HTB desservies par le thermique est de 0,6% en puissance et de 0,5% en énergie et pour l’hydraulique de 3,06% en puissance et de 2,5% en énergie. Pour l’ensemble des lignes HTB le taux global est de 2,04% en puissance et de 1,65 % en énergie.

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Il est admis que la plage de ces résultats soit comprise entre 2 et 4% pour les réseaux dont la tension est comprise entre 63 et 115 kV.(cf W.J. Ross « New Focus on Distribution Losses » Transmission and Distribution). Il est donc difficile d’obtenir de meilleurs résultats si l’on considère les pertes non valorisées en Euro. Scénario 2 (cf. Annexes 2.6.1 et 2.6.2 ): Hypothèse : La totalité de l’énergie est fournie par l’usine de Petit Saut. Simulation : Le taux des pertes en énergie est de 5,0 % ,c’est à dire supérieur à la limite maximale de 4% généralement admise. Pour que le taux soit réduit à moins de 4 %, ce schéma d’exploitation devrait être adopté pour une valeur de 80% de la puissance prise dans l’étude soit environ 79 MW. Malgré tout si la retenue du barrage ne permet de conserver les kWh non turbinés, compte tenu des considérations économiques et environnementales déjà évoquées, il n’y a pas lieu de respecter strictement cet indicateur de 4%. Ce schéma n’est certes pas celui qui correspond à celui des pertes minimales en puissance et en énergie mais c’est le plus proche de celui du coût minimal des pertes valorisées en Euros et surtout voisin du coût de fonctionnement optimal.

1.d - Conclusion sur le réseau HTB

Sur la base des éléments fournis, et compte tenu de l'age moyen, le réseau HTB parait en bon état. Au niveau des chutes de tension, les situations de simulations cas n°1 et 2 examinées ci-dessus, sont exceptionnelles. Même dans ces cas critiques, l'utilisation des régleurs sur les postes sources permettraient une alimentation dans des conditions acceptables de tension sur le réseau HTB. En régime normal, aucune contrainte de tension n'est a déplorer. D’autre part aucune contrainte d’intensité n’est également à déplorer, la capacité du conducteur dont la section est la plus faible en 228mm² Aster étant d’environ 80% de la puissance à la pointe du réseau interconnecté de la Guyane. Cette situation s’explique par le fait qu’il s’agit de la plus faible section utilisée en 90 kV pour des raisons économiques et mécaniques. Dans ce contexte, et compte tenu des éléments en secours disponibles (capacités installées, doublement des postes et des lignes, ainsi nous le verrons dans le paragraphe que des reprises en secours potentiels grâce aux bouclages des départs sur le réseau HTA), la défaillance de fourniture sur le réseau HTB est improbable en cas de défaillance n-1 et plus. Une seule réserve concerne la zone de Saint-Laurent et d'Organabo. En effet, cette antenne ne dispose plus que d’un secours partiel de 3,9 MW, alors que la puissance appelée à la pointe est de l’ordre de 10 MW. On notera également que ce sont les seuls postes ne disposant pas de transformateur de secours. Il serait souhaitable que les études engagées pour la desserte de cette zone aboutissent rapidement.

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2 - CARACTERISTIQUES DES TRANSFORMATEURS HTB/HTA

Les caractéristiques techniques et les résultats des simulations effectuées sont indiqués en Annexe 3

2.a - Etat physique des transformateurs HTB/HTA

Le parc de transformateurs du transport HTB / HTA est pour une grande partie récent : - 5 appareils ont moins ou 10 ans d’âge - 7 appareils ont entre 11 et 20 ans - 4 appareils ont 21 ou 22 ans La durée de vie prise en compte dans les études économiques est de 40 ans mais celle–ci est très souvent dépassée. Avec la totalité du parc des appareils de moins de 22 ans en service, il est loin d’être vieillissant.

2.b - Etat électrique et capacité des transformateurs HTB/HTA

Coefficient d’utilisation des transformateurs : Compte tenu que nous ne disposons que des puissances actives maximales mesurées sur les départs HTA nous avons admis pour calculer les puissances apparentes que le facteur de puissance moyen était de 0,9. Pour obtenir la puissance appelée au niveau d’un poste source nous avons adopté un coefficient de foisonnement de 0,95. Le consultant a également admis qu’à la pointe du réseau HTB, le coefficient de foisonnement entre les différents postes source était de l’ordre de 0,95. Le coefficient d’utilisation des transformateurs est au global de 30 %. Etant donné qu’à l’exception de saint Laurent du Maroni (secours prévu par le thermique) et Organabo, tous les appareils sont garantis en n-1 par un transformateur de puissance identique, on en déduit que globalement la puissance appelée peut pratiquement doubler sans que ces transformations soient à renforcer, tout en conservant leur puissance garantie. Cette situation peut s’expliquer par les considérations suivantes : - La puissance de 10 MVA n’est pratiquement plus utilisée par les distributeurs ce

qui conduit pour les fabricants à une augmentation de leur coût unitaire comparativement aux appareils de 20 MVA qui sont couramment utilisés.

- La mutation d’un appareil par un autre de puissance différente conduit à reprendre le câblage des circuits des automatismes, protections et mesures et à refaire des essais avant leur remise en service. Le coût de ces travaux réduit d’autant le gain réalisé en choisissant un appareil de 10 MVA

- Les délais d’approvisionnement d’un appareil sont de plusieurs mois, à cela s’ajoutent les délais de transport en bateau de l’usine jusqu’en Guyane et ceux de sa mise en place.

- Enfin, contrairement à ce qui se passe dans l’hexagone les secours en n-1 possibles par le réseau HTA sont parfois limités en Guyane compte tenu des distances inter-postes excessives conduisant à des chutes de tension trop importantes ou à des problèmes de réglage des protections pas compatibles avec la continuité de fourniture exigée.

Toutefois il y aurait lieu de veiller que les secours entre les postes HTB/HTA par l’intermédiaire des départs HTA sont bien pris en compte.

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2.c - Les pertes dans les transformateurs HTB/HTA

Le détail des simulations est indiqué dans les Annexes 2.1 et 3. Hypothèses : Ne disposant pas des caractéristiques exactes des transformateurs, le consultant a adopté les caractéristiques données par les constructeurs et précisées dans les normes en vigueur à l’année de fabrication. Simulations : Les pertes totales dans les transformateurs HTB/HTA s’élèvent à 633kW à la pointe dont 273 kW pour les pertes constantes (8760 heures) et 360 kW pour les pertes variables. Le taux des pertes en puissance est de 0,66 %, et en énergie de 0,53%. A noter que si les transformateurs en secours sont mis hors tension (ou stand by ), le taux de pertes en énergie serait réduit à 0,44%, mais cette situation dégraderait la continuité du service en n’autorisant pas les permutations automatiques des ½ jeu de barres en cas de déclenchement du disjoncteur du transformateur normalement en service. L’étude technico-économique montre que le gain réalisé de 117 kW de pertes à la pointe par la mise hors tension d’un transformateur de secours ne compense pas le coût de l’énergie non distribuée consécutive à la dégradation de la continuité de fourniture qui en résulterait. D’autre part le fonctionnement à charge répartie entre les deux transformateurs n’est économiquement intéressante qu’à partir du moment où la puissance apparente dépasse 85 % environ de la puissance nominale du transformateur, ce qui est actuellement uniquement le cas de Balata en Guyane. Il est admis que la plage de ces résultats soit comprise entre 0,25 et 0,50 % pour les réseaux dont la tension est comprise entre 63 et 115 kV. ( cf W.J. Ross « New Focus on Distribution Losses » Transmission and Distribution.) .

2.d - Conclusion sur les postes HTB/HTA

En conclusion, en dehors des postes d'Organabo et de St Laurent pour lesquels un secours de production est prévu, tous les postes sources sont garantis en contraintes n-1. Les taux de perte d'environ 0,7% en puissance et 0,5% en énergie (légèrement supérieurs aux taux admis sur les gros réseaux interconnectés) s'expliquent par un dimensionnement prévu pour faire face à la demande rapide, mais également peut on penser pour tenir compte des contraintes et délais en cas d'approvisionnement de matériel depuis la métropole. Sur cette base et au regard des éléments d'analyse sur les lignes HTB, l’ensemble du réseau HTB dispose d’une forte capacité d’accueil et devrait pouvoir faire face à l’accroissement des charges dans les dix prochaines années.

3 - CARACTERISTIQUES DES LIGNES HTA

N’ayant pu obtenir de renseignements précis sur le réseau HTA, le consultant a cherché à définir à partir de différents recoupements, des départs type en aérien, aéro-souterrain et souterrain. Ces estimations sont notamment basées sur une analyse des cartes synoptiques du réseau HTA, sur lesquels il manque néanmoins la nature et les longueur des ossatures. Certaines valeurs peuvent donc manquer de précision, mais ce travail permet d’évaluer la qualité et la capacité d’accueil du réseau HTA.

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3.a - Etat physique des lignes HTA

De 1994 à 2002, la longueur des lignes aériennes HTA est restée quasiment inchangée (+2%), alors que celle des câbles souterrains progressaient dans le même temps de 103% soit 165 km (cf. Annexe 6). En 2002, la longueur du réseau HTA était de 972 km dont 325 km en souterrain (soit 33% environ). La longueur moyenne des départs est réduite à 21,5 km y compris les dérivations et le nombre de postes de transformation par départ reste faible, soit 25. Parmi 42 départs des postes sources HTB/HTA analysés : - 22 sont entièrement (ou presque) souterrains, ce qui permet de déduire que leur

longueur moyenne est de l’ordre de 13 km - 14 sont aérosouterrains ,ce qui permet de penser que ce type de départ comporte

28 km de ligne aérienne et 2 km de câble souterrain - 6 sont entièrement ou presque en technique aérienne et leur longueur développée

moyenne est voisine de 40 km. Toujours sur les 42 départs étudiés - 31 sont entièrement ou partiellement secourus par un ou deux postes voisins - 7 départs sont secourus à partir du poste dont ils sont eux mêmes issus. - 4 départs aériens sont en antenne donc non secourus

3.b - Etat électrique et capacité des lignes HTA

En 2002, 42 départs HTA étaient en service, la répartition des départs par palier de puissance est la suivante :

Nombre de départ

Puissance transitée à la pointe (MW)

4 inférieure à 1 MW 6 entre 1,1 et 1,5 MW 13 1,6 et 2 MW 8 2,1 et 2,5 MW 5 2,6 et 3 MW 2 3,1 et 3,5 MW 3 3,6 et 4 MW 1 égale à 4,2 MW

La puissance maximale moyenne d’un départ HTA est de 2,60 MW. A titre indicatif si nous considérons un départ aérien de 30 km d’ossature en conducteurs de 75 mm² Aster dont la charge linéairement répartie est de 2,5 MW la chute de tension serait de 5,7% et de 3,75% dans du 148 Aster (almélec) Pour un départ souterrain de 13 km, une charge linéairement répartie de 4 MW occasionnerait une chute de tension de 2,6% dans un câble aluminium de 95mm² et de 1,8% dans un câble de 150mm² de même nature.

3.c - Conclusion sur le réseau HTA

Sur la base des éléments mis à notre disposition, nous retiendrons globalement au niveau du réseau interconnecté : § un réseau HTA souterrain globalement récent et qui représente aujourd'hui un

tiers du réseau HTA total. Il est constitué de départs courts et secourus par des postes voisins ou à partir d’un autre départ du poste dont ils sont eux mêmes issus ; tout laisse penser que dans ce dernier cas que les deux départs sont raccordés à des demi-jeux de barres différents

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§ un réseau HTA aérosouterrain comportant également des départs courts, et également secourus dans de bonnes conditions

§ enfin, un réseau HTA aérien composé lui aussi de départs courts Si les lignes d’ossature sont de à minima de 75 ou 148 Alm ou d’impédance équivalente et si le réseau souterrain est constitué de câble de 95 ou 150 mm² aluminium ou d’impédance équivalente, tout laisse penser que les niveaux des chutes de tension et des pertes joule sont comprises dans des limites acceptables et que le réseau possède une bonne capacité d'accueil. Notons également comme évoqué pour le réseau HTB que des secours HTA semblent possibles entre les départs et les postes HTA/BT en cas de défaillance de certains postes sources. Remarque : Dans ces hypothèses, les éventuels problèmes de tension qui seraient observés par la clientèle seraient davantage dues au flicker ou à coup de tension, qui résultent d’une puissance de court-circuit faible. Ceci est le cas des réseaux ilotés ne disposant pas de moyen de production de très forte puissance ou d’un réseau interconnecté possédant lui-même une forte capacité de production. Précisons que les flickers ou à coup de tension ne peuvent être repris par les régleurs en charge localisés au niveau des postes sources, qui ne prennent en compte que des chute de tension observées sur une durée plus longue. La nécessité de laisser tourner en permanence les groupes diesel en réserve tournante confirme cette contrainte d'exploitation. Une étude complémentaire pourrait être réalisée sur certaines zones spécifiques jugées éventuellement problématiques afin d'évaluer ces contraintes et de proposer le cas échéant des solutions (condensateur, action de maîtrise de la demande électrique, démarrage étoile/triangle de moteurs triphasés pour limiter les appels de puissance, etc..).

IV - DEMANDE ELECTRIQUE SUR LA ZONE INTERCONNECTÉE

1 - VISION HISTORIQUE GENERALE DE LA DEMANDE ET PROJECTION DES POPULATIONS ET MENAGES A 2002

1.a - Evolution de la demande électrique entre 1984 et 1999

D’une manière générale, les données de consommation sont très difficiles à obtenir et à interpréter. Afin d’appréhender l’historique des consommations électriques de l’ensemble du territoire, la source la plus complète est constituée d’une thèse réalisée par Lionel CAURET à ARMINE en 1999. Il s’agit d’un travail sur l’analyse globale de l’impact financier d’actions de MDE pour l’ensemble des DOM dont un chapitre est consacré à la Guyane. Les sources sont essentiellement bibliographiques pour la période avant 88. Pour la période suivante, les sources sont essentiellement issues des documents de EDF au niveau national. Cet historique permet de reconstituer la demande par niveau de tension et par type de clientèle. Un changement de nomenclature apparaît à partir de l’année 1996 ne permettant plus de distinguer l’agriculture MT et l’industrie/artisanat BT.

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En GWh Résidentiel BT

Tertiaire BT

indus/artisa BT

Tertiaire M

T

indus/artis M

T

Agri M

T

Total BT

Total MT

Total Guyane

1975 27,5 . . 31,0 . . 27,5 31,0 58,5 1976 29,0 27,2 29,0 27,2 56,2 1977 33,3 31,4 33,3 31,4 64,7 1978 24,0 11,1 4,9 35,6 2,2 2,8 40,0 40,6 80,6 1980 25,6 10,8 5,4 39,6 2,2 3,1 41,8 44,9 86,7 1981 31,5 13,0 6,3 41,9 2,7 3,5 50,8 48,1 98,9 1982 35,5 13,5 6,7 46,8 2,2 3,6 55,7 52,6 108,3 1983 40,2 14,3 6,7 47,7 2,2 4,6 61,2 54,5 115,7 1984 46,6 16,6 9,0 54,9 2,2 5,5 72,2 62,6 134,8 1985 51,0 14,9 10,8 67,5 3,1 5,7 76,7 76,3 153,0 1986 54,8 16,2 12,6 77,0 4,5 7,4 83,6 88,9 172,5 1987 58,5 17,4 13,5 84,2 4,9 7,8 89,4 96,9 186,3 1988 64,5 22,5 16,2 89,6 4,9 8,9 103,2 103,4 206,6 1989 74,0 28,0 20,0 104,0 6,0 10,0 122,0 120,0 242,0 1990 81,6 31,0 19,4 111,9 6,1 11,0 132,0 129,0 261,0 1991 93,3 39,0 25,0 121,2 7,2 12,0 157,3 140,4 297,7 1992 104,0 42,0 26,4 142,8 8,0 13,0 172,4 163,8 336,2 1993 119,0 46,6 26,9 153,0 8,0 14,0 192,5 175,0 367,5 1994 127,0 51,7 26,3 166,0 9,0 15,0 205,0 190,0 395,0 1995 131,0 57,4 17,6 190,0 11,0 16,0 206,0 217,0 423,0 1996 138,0 77,0 225,0 14,0 215,0 239,0 454,0 1997 139,0 86,0 217,0 14,0 225,0 231,0 456,0 1998 148,0 91,0 228,0 15,0 239,0 243,0 482,0 1999 174,0 86,0 237,0 13,0 260,0 250,0 510,0

Cette décomposition de la demande correspond à la zone interconnectée et ne considère pas les pertes.

0,0

100,0

200,0

300,0

400,0

500,0

600,0

1975

1976

1977

1978

1980

1981

1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

GW

h Total MTTotal BT

Figure 4: Historique d'évolution des consommations électriques de la Guyane de 1975 à 1999 (zone interconnectée, hors pertes)

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1.b - Projection des populations et ménages à 2002

L’année de calage étant 2002, nous avons effectué une projection linéaire des données de population à partir de la base réelle issue du recensement de 1999. Ce travail a été effectué par communes. En considérant que la structure des ménages et les taux d’électrification n’ont pas évolué fondamentalement en 3 ans, nous sommes en mesure d’identifier les ménages électrifiés suivants par communes.

communes Habitant_total 99

Estimation 2002

Taux d’élec

Taille des ménages

Pop 2005 corr.

Ménages 2002 élec.

N° INSEE

Regina 765 1 352 82,6% 3,326 1 743 336 01 Cayenne 50 594 60 140 99,2% 2,991 66 504 19948 02 Iracoubo 1 430 2 736 64,9% 2,535 3 606 700 03 Kourou 19 107 22 184 98,9% 3,422 24 236 6412 04 Macouria 5 050 4 106 96,1% 3,564 3 476 1107 05 Mana 5 445 9 215 56,6% 4,370 11 728 1194 06 Matoury 18 032 20 413 92,6% 3,507 22 000 5389 07 St Georges 2 153 3 790 87,3% 4,093 4 882 808 08 Remire-Montjoly 15 555 17 813 98,6% 3,165 19 318 5550 09 Roura 1 791 2 161 81,1% 4,080 2 407 430 10 St Laurent 19 211 27 125 79,7% 4,248 32 401 5089 11 Sinnamary 2 783 4 676 93,4% 3,415 5 938 1279 12 Montsinéry 1 037 918 89,7% 3,434 838 240 13 Ouanary 92 190 90,0% 4,842 256 35 14 Saul 160 182 90,9% 2,909 196 57 52 Maripasoula 3 710 4 986 63,6% 4,131 5 836 767 53 Camopi 1 032 1 745 35,1% 5,578 2 220 110 56 Gd Santi 2 862 4 238 17,4% 3,155 5 156 234 57 St Elie 239 325 92,1% 2,366 382 126 58 Apatou 3 628 6 317 34,8% 3,931 8 109 559 60 Awala-Yalimapo 887 1 347 68,8% 5,040 1 653 184 61 Papaïchton 1 650 2 607 55,7% 3,675 3 245 395 62 Total 157 213 198 563 226 130 50948

Tabl. 3 : Données démographiques 1999 et projection 2002 par commune

Nous obtenons donc environ 51 000 clients résidentiels alors que la source EDF n’en compte que 41 500. Cette différence peut s’expliquer par des phénomènes de rétrocession de l’électricité au sein de certains ménages. Pour les calculs d'analyse de la demande qui suivent, nous utiliserons à ce stade la référence abonnés EdF.

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-

20 000

40 000

60 000

80 000

100 000

120 000

140 000

160 000

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

Population (1999) 140 922 16 291

Taux électrification moyen 85% 65%

Communes interconnectées Communes isolées

Figure 5 : Populations et taux d'électrification de communes interconnectées et des communes isolées (Insee99)

La Figure 5 permet de mettre en relief les enjeux en terme de population et d'électrification au niveau du territoire, les communes de la zone interconnectée représentant 90% de la population, avec un taux d'électrification de 85%, contre respectivement 10% et 65% pour les communes de l'intérieur non interconnectées. En première approche, on voit que sur les environs 30 000 personnes non électrifiées en 1999, près de 80% le sont également sur les communes du littoral.

2 - RECONSTITUTION DE LA DEMANDE TOTALE EN 2002

2.a - Méthodologie

La méthode globale de reconstitution de la demande est la suivante : Basse tension :

• éléments disponibles : Ø Consommations BT par grande zone et par nature de client de janvier 2003 à

juin 2003 Ø Répartition du nombre d’abonnements BT par commune

• traitements : Ø Extrapolation à l’année 2002 Ø calcul de consommation unitaire par client et par grande zone Ø calcul des consommations par nature de client par commune

EMERAUDE

Page 37

Ventes BT par grande zone et par nature de client de janvier 2003 à juin 2003

Répartition du nombre d’abonnement BT par commune

Extrapolation à l’année 2002 (X2)

calcul de consommation unitaire par client et par grande zone

calcul des consommations par nature de client par commune

Profils type par nature de client

calcul des courbes de charge par nature de client par commune

Consommation par nature de client par commune

Courbes de charge par nature de client par commune

Sources EDF

Calculs

Sources biblio

Résultats

Légende

Traitement des clients BT

Ventes BT par grande zone et par nature de client de janvier 2003 à juin 2003

Répartition du nombre d’abonnement BT par commune

Extrapolation à l’année 2002 (X2)

calcul de consommation unitaire par client et par grande zone

calcul des consommations par nature de client par commune

Profils type par nature de client

calcul des courbes de charge par nature de client par commune

Consommation par nature de client par commune

Courbes de charge par nature de client par commune

Sources EDF

Calculs

Sources biblio

Résultats

Légende

Ventes BT par grande zone et par nature de client de janvier 2003 à juin 2003

Répartition du nombre d’abonnement BT par commune

Extrapolation à l’année 2002 (X2)

calcul de consommation unitaire par client et par grande zone

calcul des consommations par nature de client par commune

Profils type par nature de client

calcul des courbes de charge par nature de client par commune

Consommation par nature de client par commune

Courbes de charge par nature de client par commune

Sources EDF

Calculs

Sources biblio

Résultats

Légende

Sources EDF

Calculs

Sources biblio

Résultats

Légende

Traitement des clients BT

Figure 6 : Méthodologie de reconstitution de la demande en BT

Moyenne tension

• éléments disponibles : Ø Consommation MT et puissance souscrite par commune et par nature de

client de septembre 2002 à août 2003 Ø Nombre de clients MT pour les communes interconnectées

• Traitements : Ø Le seul calcul à effectuer est une extrapolation à l’année 2002

Ventes MT par commune et par nature de client de septembre 2002 à aout 2003

Extrapolation à l’année 2002 (X1)

Profils type par nature de client

calcul des courbes de charge par nature de client par commune

Consommation par nature de client par commune

Courbes de charge par nature de client par commune

Sources EDF

Calculs

Sources biblio

Résultats

Légende

Traitement des clients MTVentes MT par commune et par nature de client de septembre 2002 à aout 2003

Extrapolation à l’année 2002 (X1)

Profils type par nature de client

calcul des courbes de charge par nature de client par commune

Consommation par nature de client par commune

Courbes de charge par nature de client par commune

Sources EDF

Calculs

Sources biblio

Résultats

Légende

Sources EDF

Calculs

Sources biblio

Résultats

Légende

Traitement des clients MT

Figure 7 : Méthodologie de reconstitution de la demande en MT

EMERAUDE

Page 38

Par la suite, des regroupements par communes ont été effectués, en distinguant les communes interconnectées, sur lesquels les données plus précises ont permis d'aller jusqu'à une reconstitution de la courbe de charge, tandis que l'analyse sur les communes isolées a dû à ce stade se limiter à une recomposition des consommations.

Agrégation des communes interconnectées

Consommation par nature de client par commune par niveau de tension

Courbes de charge par nature de client par commune par niveau de tension

Consommation zone interconnectée par nature de client par niveau de tension

Courbe de charge zone interconnectée par nature de client par niveau de tension

Agrégation des communes isolées

Consommation par nature de client par commune par niveau de tension

Consommation zone isolée par nature de client par niveau de tension

Agrégation

Agrégation des communes interconnectées

Consommation par nature de client par commune par niveau de tension

Courbes de charge par nature de client par commune par niveau de tension

Consommation zone interconnectée par nature de client par niveau de tension

Courbe de charge zone interconnectée par nature de client par niveau de tension

Agrégation des communes isolées

Consommation par nature de client par commune par niveau de tension

Consommation zone isolée par nature de client par niveau de tension

Agrégation

Figure 8 : Agrégation des analyses et établissement des bilans de consommation

2.b - Mise en cohérence générale des données

Toute la difficulté et les approximations résultent des différences de références temporelles des données qui ont été mises à notre disposition, à défaut de bilans annuels. Ainsi, nous nous basons sur les hypothèses suivantes : Ø Basse tension 2002 = 2 * (BT du mois de janvier 2003 au mois de juin 2003) Ø Moyenne tension 2002 = (MT du mois de septembre 2003 au mois de août

2003) Ces hypothèses contribuent d'ores et déjà à expliquer la différence que l’on constatera entre l’offre totale (interconnecté + sites isolés) estimée à 571 600 MWh (bilan fourni par EdF pour l'année 2002) et la demande reconstituée à 590 416 MWh. On observe en effet une différence de l’ordre de 3,5%, à priori proche de la croissance probable au cours du premier semestre 2003. Une autre source d'écart et la prise en compte dans notre analyse de communes électrifiées mais non comptabilisées par EdF car en gestion autonome, comme notamment la commune de St Elie.

2.c - Typologies de consommateurs

Outre les spécificités locales qui transparaîtront à travers les différents taux (taux d’équipement, puissances, temps d’utilisation et formes), il convient d’utiliser une nomenclature des consommateurs homogène à l’ensemble du territoire. Les sources utilisées ont chacune leur propre nomenclature et nous sommes dans l’obligation d’effectuer des regroupements :

EMERAUDE

Page 39

Typologies initiales Regroupement Typologies finales Agriculture BT Agriculture Agri, artisanat, PME Agriculture HT Agriculture Agri, artisanat, PME Artisanat -Petite Industrie BT Artisanat -Petite Industrie Agri, artisanat, PME Bureaux et administrations BT Bureaux et administrations Bureaux Bureaux et administrations HT Bureaux et administrations Bureaux Commerce indépendant BT Commerce indépendant Commerces Commerce intégré et Gros Stockage BT Commerce intégré et Gros Stockage Commerces Commerce intégré et Gros Stockage HT Commerce intégré et Gros Stockage Commerces Equipements collectifs BT Equipements collectifs Equts collectifs Equipements collectifs HT Equipements collectifs Equts collectifs Hôpitaux collectivités diverses BT Hôpitaux collectivités diverses Equts collectifs Hôpitaux collectivités diverses HT Hôpitaux collectivités diverses Equts collectifs Hôtellerie -restauration BT Hôtellerie -restauration Hôtels Restaurants Hôtellerie-restauration HT Hôtellerie -restauration Hôtels Restaurants Industrie HT Industrie Industrie Locaux scolaires et universitaires BT Locaux scolaires et universitaires Equts collectifs Locaux scolaires et universitaires HT Locaux scolaires et universitaires Equts collectifs Usages domestiques BT Usages domestiques Domestiques

Tabl. 4 : tableau des correspondances et typologie finale des consommateurs d'électricité

2.d - Application de profils types pour les appels de puissance

Afin de reconstituer les appels de puissance par zones et par communes, nous appliquons à chaque consommation par branche et par commune un profil de déformation et un nombre de journées type. Ces profils types jugés représentatifs des formes d’utilisation de l’énergie par grand secteur ont été obtenus à partir d’une campagne de mesure réalisée en 19967, soit 4 profils : - Domestique - BT professionnel - MT - Eclairage Public (EP) Les hypothèses d’affectation des profils aux différents secteurs apparaissent dans le tableau qui suit : Typologies initiales Niveau de

tension Nombre de

journées types

Profils Typologies finales

Agriculture BT 300 BT pro Agri, artisanat, PME HT 300 MT Agri, artisanat, PME

Artisanat -Petite Industrie BT 300 BT pro Agri, artisanat, PME Bureaux et administrations BT 250 BT pro Bureaux

HT 250 MT Bureaux Commerce indépendant BT 300 BT pro Commerces Commerce intégré et Gros Stockage

BT 300 BT pro Commerces

HT 300 MT Commerces Equipements collectifs BT 300 BT pro + EP Equts collectifs

HT 300 MT Equts collectifs Hôpitaux collectivités diverses BT 365 BT pro Equts collectifs

HT 365 MT Equts collectifs Hôtellerie -restauration BT 365 BT pro Hôtels Restaurants

HT 365 MT Hôtels Restaurants

7 Instrumentation DIACE et étude sur l'interconnecté, 1996

EMERAUDE

Page 40

Industrie HT 250 MT Industrie Locaux scolaires et universitaires

BT 250 BT pro Equts collectifs

HT 250 MT Equts collectifs Usages domestiques BT 320 Domestiques Domestiques

Tabl. 5 : tableau d'affectation de profils d'appel de puissance par type de consommateurs

Ces profils peuvent être ajustés en fonction des différents contextes sociaux, économiques et territoriaux (notamment en distinguant des profils sur l'interconnecté et sur les sites isolés). Dans l’état actuel d’avancement de l’étude, les éléments dont nous disposons ne nous permettent pas de préciser d’avantage ces profils.

3 - SITUATION 2002 EN BASSE TENSION

L’exploitation des informations concernant la BT permet de reconstituer les tableaux suivants :

Nb de clients CAYENNE KOUROU ST LAURENT

Communes de l'intérieur

Total

Agriculture 33 12 18 5 68 Artisanat -Petite Industrie 227 61 79 21 388 Commerce intégré et Gros Stockage

571 142 131 40 884

Commerce indépendant 221 47 54 14 336 Hôtellerie-restauration 105 25 21 5 156 Bureaux Professions libérales 2041 488 190 80 2799 Hôpitaux collectivités diverses 16 1 4 6 27 Locaux scolaires et universitaires 19 4 19 4 46 Equipements collectifs 708 143 191 55 1097 Usages domestiques 28260 7237 4567 1373 41437 Total 32201 8160 5274 1603 47238

Tabl. 6 : nombre de clients EdF par secteur d'activité et par zone géographique au 30/06/03

Répartition des abonnements BT par zone et secteur

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

CAYENNE KOUROU ST LAURENT Communes del'intérieur

nom

bre

d'ab

onne

men

ts

Usages domestiques

Equipemens collectifs

Locaux scolaires et universitaires

Hopitaux collectivités diverses

Bureaux Professions libérales

Hotellerie-restauration

Commerce indépendant

Commerce intégré et GrosStockageArtisanat -Petite Industrie

Agriculture

Figure 9 : répartition du nombre de clients EdF par zone géographique et par secteur d'activité au 30/06/03

En termes d’abonnements basse tension, on remarque une forte concentration de la population électrifiée sur Cayenne. Au total, nous avons en 2003 environ 47 000

EMERAUDE

Page 41

abonnements basse tension dont 41 437 abonnements résidentiels. La zone de Cayenne représente à elle seule plus de 68 % des abonnements résidentiels.

Répartition des consommation BT en 2003 par secteur et par zone

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

CAYENNE KOUROU STLAURENT

Communesde l'intérieur

Total

Usages domestiques

Equipemens collectifs

Locaux scolaires et universitaires

Hopitaux collectivités diverses

Bureaux Professions libérales

Hotellerie-restauration

Commerce indépendant

Commerce intégré et GrosStockageArtisanat -Petite Industrie

Agriculture

Figure 10 : répartition des consommations électriques en BT par zone géographique et par secteur d'activité

Notons ici la prépondérance des usages domestiques, qui représentent 69% de la consommation en basse tension au niveau du département, et jusqu'à 80% sur les communes de l'intérieur. A partir de ces données, nous sommes également en mesure de calculer la puissance moyenne souscrite de ces consommateurs BT.

Puissance moyenne souscrite par zone et secteur (BT)

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

Agricu

lture

Artisa

nat -P

etite I

ndust

rie

Commerc

e intég

ré et G

ros Sto

ckage

Commerc

e indé

pend

ant

Hoteller

ie-rest

aurati

on

Burea

ux Pro

fessio

ns libé

rales

Hopitau

x colle

ctivités

divers

es

Locau

x scol

aires e

t unive

rsitaires

Equip

emen

s colle

ctifs

Usages

domest

iques

Moyenne

kVA

CAYENNE KOUROU ST LAURENT Communes de l'intérieur Guyane

Figure 11 : Puissance moyenne souscrite en BT par zone géographique et secteur d'activité

Ces premiers résultats sont riches en enseignements. Il nous montrent d’une part que les puissances par nature d’activité s’étendent en moyenne de 20 kVA à 6 kVA avec des contrastes en fonction de la localisation qui s’expliquent par les niveaux d’équipement.

EMERAUDE

Page 42

Pour les abonnés domestiques, on constate que les villes de Kourou et St Laurent ont une puissance moyenne de l’ordre de 6,8 kVA, supérieure à 7 kVA pour Cayenne et inférieure à 4,5 kVA pour les communes de l’intérieur. On constate par ailleurs que les communes de l’intérieur représentent environ 3,4 % des abonnements, 2,4 % des puissances souscrites et 2,3 % des consommations. Cet écart devrait être creusé en ajoutant les consommations HTA à ce premier bilan.

On notera pourtant certains résultats surprenants, comme des puissances moyennes souscrites des secteurs de la santé ou de l'éducation supérieures pour les communes de l'intérieur que pour les communes du littoral. Ces résultats, directement issus des données fournies par EdF, mériteraient une étude plus approfondie afin de comprendre l'origine de tels écarts : contracts souscrits mal adaptés aux besoins réels, prise en compte dans les catégories santé et éducation de types de clients distincts sur les 2 zones ?

Le dernier traitement que nous pouvons effectuer sur la base de ces données concerne le temps d’utilisation de l’énergie à puissance souscrite. On remarque ici que les activités tertiaires ont un facteur de fonctionnement très élevé (besoins de base, climatisation principalement). Par ailleurs, on peut distinguer des écarts entre zones. Par exemple, les facteurs de fonctionnement des communes de l’intérieur est plus élevé que dans les zones denses. Ceci s’explique en partie par une dominante de l’utilisation de l’électricité pour la production de froid.

Facteur d'utilisation de l'électricité

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

Agricu

lture

Artisa

nat -P

etite In

dustri

e

Commerc

e intég

ré et G

ros St

ockag

e

Commerc

e indép

endant

Hoteller

ie-rest

aurat

ion

Burea

ux Pro

fessio

ns libé

rales

Hopitau

x colle

ctivités

divers

es

Locau

x scol

aires e

t unive

rsitaires

Equip

emen

s colle

ctifs

Usages

domest

iques

Moyenne

% d

e te

mps

à p

uiss

ance

sou

scrit

e

CAYENNE KOUROU ST LAURENT Communes de l'intérieur Guyane

Figure 12 : Facteur d'utilisation de l'électricité en BT par zone géographique et secteur d'activité

Notons ici en référence à la remarque précédente sur les puissances souscrites des secteurs de la santé et de l'éducation que le facteur d'utilisation est lieu beaucoup plus faible sur les communes de l'intérieur, ce qui pourrait indiquer éventuellement une inadéquation des contrats sur ces sites.

4 - CONSOMMATIONS MOYENNE TENSION EN 2002

L’exploitation des données transmises par EdF a été la suivante :

EMERAUDE

Page 43

code Commune Nombre de

clients MT

Consommation

(kWh)

% conso totale

Puissance souscrite

(kW)

Puissance installée

(kW)

Conso. Unitaire

par client (kWh)

02 CAYENNE 182 71 855 898 25,73% 21 805 81 510 394 813 03 IRACOUBO 2 83 045 0,03% 105 150 41 523 04 KOUROU 76 142 705 121 51,10% 26 449 178 810 1 877 699 05 MACOURIA 13 1 574 257 0,56% 1 340 4 490 121 097 06 MANA 6 1 802 512 0,65% 900 2 200 300 419 07 MATOURY 44 14 832 509 5,31% 5 034 19 800 337 102 13 MONTSINERY 2 7 424 654 2,66% 2 090 42 660 3 712 327 09 REMIRE-

MONTJOLY 44 22 927 139 8,21% 7 904 23 190 521 071

10 ROURA 6 6 784 260 2,43% 1 385 3 390 1 130 710 11 SAINT-

LAURENT 20 7 564 123 2,71% 2 213 7 400 378 206

12 SINNAMARY 6 1 695 503 0,61% 785 2 290 282 584 Total 401 279249 021 100% 70 010 365 890 696 382

Tabl. 7 : Tableau de synthèse des données disponibles en MT (période du 1 sept. 02 au 30 août 03)

5 - RESULTATS PAR GRANDES ZONES TERRITORIALES

Après application de la méthodologie décrite précédemment, nous sommes en mesure d’effectuer des bilan communaux qui apparaissent dans les résultats présentés ci après.

5.a - Consommation 2002 par grande zone et niveau de tension

EMERAUDE

Page 44

Regroupement Code Commune BT HTA Total %

02 Cayenne 132 764 173 71 855 898 204 620 071 34,7%

05 Macouria 10 133 417 1 574 257 11 707 674 2,0%

07 Matoury 36 884 888 14 832 509 51 717 397 8,8%

09 Remire-Montjoly 32 974 001 22 927 139 55 901 140 9,5%

10 Roura 2 502 642 6 784 260 9 286 902 1,6%

Cayenne

13 Montsinéry-Tonnegrande

1 730 380 7 424 654 9 155 034 1,6%

Total Cayenne 216 989 500 125 398 717 342 388 217 58,0%

03 Irakoubo 2 354 644 83 045 2 437 689 0,4%

04 Kourou 47 994 067 142 705 121 190 699 188 32,3% Kourou

12 Sinnamary 5 664 128 1 695 503 7 359 631 1,2%

Total Kourou 56 012 840 144 483 669 200 496 509 34,0%

06 Mana 5 350 853 1 802 512 7 153 365 1,2%

11 Saint-Laurent-du-Maroni

24 807 487 7 564 123 32 371 610 5,5% Saint Laurent

61 Awala-Yalimapo 815 220 815 220 0,1%

Total Saint Laurent

30 973 560 9 366 635 40 340 195 6,8%

01 Régina 774 207 774 207 0,1%

08 Saint-Georges 1 939 709 1 939 709 0,3%

14 Ouanary 92 166 92 166 0,0%

52 Saül 106 048 106 048 0,0%

53 Maripasoula 1 934 482 1 934 482 0,3%

56 Camopi 168 038 168 038 0,0%

57 Grand-Santi 483 208 483 208 0,1%

58 Saint-Élie 194 679 194 679 0,0%

60 Apatou 854 461 854 461 0,1%

Site isolé

62 Papaichton 647 842 647 842 0,1%

Total Site isolé 7 194 840 7 194 840 1,2%

Total 311 170 740 279 249 021 590 419 761 100,0%

% 52.7% 47.3% 100% Tabl. 8 : Synthèse des consommations électriques annuelles en BT et MT par commune et zone géographique

Consommation par grande zone et niveau de tension

0 50 000 000 100 000 000 150 000 000 200 000 000 250 000 000 300 000 000 350 000 000 400 000 000

Cayenne

Kourou

Saint Laurent

Site isolé

kWh

BTHT

Figure 13 : Consommations électriques annuelles en BT et MT par zone géographique

EMERAUDE

Page 45

Ces données permettent clairement de mettre en relief la répartition respective de la demande au niveau du territoire : - Cayenne représente à elle seule plus du tiers de la consommation, et près de

60% si on inclut les communes limitrophes fortement peuplées - Kourou représente un niveau de consommation électrique proche de la ville de

Cayenne, avec néanmoins une part prépondérante de consommation due aux abonnées MT (74% de la consommation sur la commune de Kourou, et 51% de la consommation totale en MT au niveau du Département).

- Les sites isolés représentent moins 1,5% de la consommation électrique totale

6 - RESULTATS SUR LA ZONE INTERCONNECTEE

6.a - Energie

Consommation de la zone interconnectée (kWh)

0 50 000 000 100 000 000 150 000 000 200 000 000 250 000 000

Cayenne

Irakoubo

Kourou

Macouria

Mana

Matoury

Remire-Montjoly

Roura

Saint-Laurent-du-Maroni

Sinnamary

Montsinéry-Tonnegrande

Awala-Yalimapo Agriculture

Artisanat -Petite Industrie

Bureaux et administrations

Commerce indépendant

Commerce intégré et GrosStockageEquipements collectifs

Hopitaux collectivités diverses

Hotellerie-restauration

Industrie

Locaux scolaires et universitaires

Usages domestiques

Figure 14 : Reconstitution de la consommation par commune et secteur d'activité sur la zone interconnectée (2002)

EMERAUDE

Page 46

Répartition des consommations sur le réseau interconnecté en 2002

Bureaux et administrations

15%

Commerce indépendant

1%

Commerce intégré et Gros Stockage

8%

Equipements collectifs6%

Hopitaux collectivités diverses

3%

Hotellerie-restauration3%

Industrie24%

Locaux scolaires et universitaires

2%

Usages domestiques36%

Agriculture1%

Artisanat -Petite Industrie

1%

Consommation de la zone interconnectée (kWh)

0 50 000 000 100 000 000 150 000 000 200 000 000 250 000 000

Agriculture

Artisanat -Petite Industrie

Bureaux et administrations

Commerce indépendant

Commerce intégré et Gros Stockage

Equipements collectifs

Hopitaux collectivités diverses

Hotellerie-restauration

Industrie

Locaux scolaires et universitaires

Usages domestiques

BTHT

6.b - Puissance

L'application des profils d'appel de puissance cités précédemment permet dans une première approche de reconstituer la courbe de charge appelée sur le réseau interconnecté.

EMERAUDE

Page 47

Courbe de charge 2002

0

20 000

40 000

60 000

80 000

100 000

120 000

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

kW

Domestiques Industrie Hôtels Restaurants Equts collectifs Bureaux Commerces Agri, artisanat, PME

Figure 15 : Reconstitution de la courbe de charge par secteur d'activité

En première approche, cette reconstitution permet de mieux cerner les origines des points. On notera comme principales caractéristiques de cette courbe de charge établie pour une "journée type" sur le réseau interconnecté: - 2 pointes de puissance (environ 90 à 95MW), l'une vers 11h due aux activités

professionnelles et notamment à l'industrie, et la seconde pointe entre 20h et 21h, due uniquement aux usages domestiques

- une prédominance marquée des appels de puissance des usages domestiques (en BT) et de l'industrie (en MT)

- une courbe relativement "plate", expliquant un facteur de charge élevé au niveau de la production, dû à des usages en base prépondérants

Dans l’état actuel des choses, cette reconstitution reste très approximative du fait de la méthodologie utilisée. Il n’est en effet pas possible de reconstituer d’une manière ascendante ces courbes de charge car nous n’avons pas encore de connaissance fine des déterminants de l’industrie. Ce travail pourra être réalisé lorsque nous aurons la répartition des abonnements en haute tension par commune et par branche (aujourd'hui, données disponibles uniquement par commune).

7 - CONCLUSION DE LA DEMANDE ELECTRIQUE SUR LE RESEAU INTERCONNECTE

En dépit des difficultés rencontrées dans la collecte de données sur des références cohérences, le travail de reconstitution de la demande a permis une approche relativement détaillée, au niveau des communes, mais également des usages pour l'année 2002. On retiendra principalement les éléments suivants : § la prépondérance de Cayenne, qui représente à elle seule plus du tiers de la

consommation, et près de 60% si on inclut les communes limitrophes fortement peuplées. Cayenne compte également 68% des abonnés résidentiels.

§ l'importance de Kourou, avec un niveau de consommation électrique proche de la ville de Cayenne, en grande partie due cette fois à la demande du secteur industriel en MT (74% de la consommation sur la commune de Kourou est due à la consommation en MT). Au niveau du Département, Kourou représente 51% de la consommation totale en MT.

§ Les sites isolés représentent moins 1,5% de la consommation électrique des usagers EdF

§ Au niveau des usages, la part prépondérante des usages domestiques en BT (69% de la consommation en BT, et encore 36% de la consommation totale),

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suivi des usages industrielles (24% de la consommation totale) puis des bureaux et des administrations (15%)

Le taux d'électrification de 85% sur le littoral traduit néanmoins des disparités encore importantes en terme d'accès au service électrique et implique d'importants efforts à venir pour l'extension des réseaux et le raccordement de nouvelles zones de vie. Le rapport suivant permettra d'analyser plus en détail la part de la demande des ménages non électrifiés et d'évaluer les solutions possibles et leur coût.

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CHAPITRE 3 : ELECTRIFICATION DES ZONES NON-INTERCONNECTEES : ANALYSE DE L'EXISTANT

I - PRESENTATION DE LA ZONE NON-INTERCONNECTEE

1 - COMMUNES DESSERVIES ET SITUATION GEOGRAPHIQUE

La zone non interconnectée recouvre l’intérieur de la Guyane, soit hors la façade littorale, les 4/5ème du territoire et correspond pour l’essentiel à neuf communes. A l’inverse, cette zone abrite aujourd’hui moins de vingt mille habitants soit à peu près le dixième de la population guyanaise. Cette population malgré la présence de bourgs de plus en plus importants demeure en partie sur des petits hameaux isolés, accessibles seulement par voie fluviale. Les spécificités socioculturelles très fortes de communautés traditionnelles sont menacées par des mutations rapides induites par l’expansion du mode de vie littoral. Aussi toute modernisation des bourgs et l’apparition de nouveaux services impliquent une réflexion approfondie.

2 - SPÉCIFICITÉ DU BASSIN VERSANT DU MARONI

2.a - Présentation du territoire et géographie physique

Le Maroni, orienté sud-nord, draine un bassin versant de 65 830 km2, sur les territoires français et surinamais. Sur le tronçon qui nous intéresse (St Laurent - Maripasoula) il reçoit principalement, à l'aval immédiat de Grand Santi, l'apport de l'affluent surinamais Tapanahoni de 18150 km2 .

2.b - Les dynamismes humains du bassin fluvial du Maroni

A / Les chiffres de la population : La population de la rive française : Nous reprendrons simplement les principales données démographiques8 françaises qui expriment les mobilités géographiques et leur origine sur le bassin fluvial du Maroni. 1 Les croissances démographiques spectaculaires des quinze dernières années

sur les rives françaises se sont faites à partir de translations de populations bushinengués d’une rive à l’autre du fleuve, déclenchées à la faveur de la guerre civile au Surinam. Ces translations appuyées par des taux de natalité élevés (près de 4% de moyenne annuelle) et la forte identité culturelle des Bushinengués9, doivent être comprises comme une expansion spatiale dans la mesure où sur le bassin fluvial, de part et d’autre, ces populations sont ethniquement majoritaires

2 Le score très élevé de la nationalité surinamaise sur les rives françaises qui signe les translations montre que l’expansion démographique des groupes ethniques dans cette région n’est pas limitée par les frontières des états.

3 52% de cette population a moins de vingt ans

9 Pour mémoire : La terminologie générique Bushinengués ou « Noirs marrons » regroupe l’ensemble des ethnies noires affranchies progressivement de l’esclavage hollandais au cours des 18èmes et 19èmes siécles.

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4 Plus de la moitié de la population est concentrée sur la commune de Saint Laurent du Maroni, principalement dans la sous-préfecture.

5 La densité moyenne de population sur le bassin fluvial demeure très faible oscillant autour de 1,3 ha/km2 pour sa rive française et pour l’ensemble du bassin versant10 à 0.7 hab /km 2.

COMMUNES Population sans doubles comptes

Taux de variation annuel (%)

Superficie (km²)

Dominante ethnique 1999 90-99

St. Laurent-du-Maroni

4 830

Bushinengués majoritaires, Créoles, Métropolitains, Amérindiens,

19 211 3,91

Maripasoula 18 360

Les pays Bonis A parir d’Elaé Pays Amérindiens

3 699 8,70

Grand-Santi 2 112

Le pays Djuka à la confluence du Tapanahoni et du Lawa Mono ethnique

2 853 5,35

Apatou 2 020 Bushinengués /Pluriethnique Bonis, Djukas, Paramakas 3 630 4,47

Awala-Yalimapo 187 Commune amérindienne 884 3,84 Papaichton 2 628 Les pays Bonis 1 645 9,14 Total communes frontalières

Env 30 000 km²

31 922 4,15

Mana

6 333

Bushinengués majoritaires Créoles à Mana Hmongs à Javouhey

5 443 1,07

Source : RGP 1982 corrigé, 1990 corrigé, 1999. Tabl. 9 : Evolution démographique des communes frontalières françaises.

Les projections démographiques : Celles ci sont effectuées sur la base d’un fort taux de croissance démographique qui devrait prévaloir durant les quinze prochaines années de par la pyramide des ages actuelles, un très faible contrôle des naissances ainsi que par les effets indirects des revenus sociaux qui constituent parfois les seuls sources de revenus monétaires.

Saint Laurent du Maroni sera en 2015 une capitale sub-régionale avec plus de 35 000 personnes et sera sans doute le lieu de l’organisation culturelle, économique et « administrative » des populations bushinengués du bassin fluvial. B/ Le transport fluvial : Le territoire de l’ouest guyanais est caractérisé d’une part par un réseau routier cantonné au littoral et d’autre part le transport fluvial qui assure l’essentiel des mouvements de marchandises et de personnes entre l’intérieur des pays riverains et le littoral. C/ Les principales activités économiques du bassin fluvial :

10 En intégrant les populations essentiellement amérindiennes ( environ 3 000) du Haut Tapanahony dont les relations fonctionnelles se font avec le Centre Surinam.

Projections démographiques à 2015

Estimations 1999 Estimations 2015/ Hyp à 3,75%

Bassin fluvial / Surinam 15 000 27 000

Bassin Fluvial/ France 37 000 67 000

TOTAL Transfrontalier 52 000 94 000

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Les fondamentaux économiques de l’Ouest Guyanais sont les mêmes que pour le reste de la Guyane, à savoir une économie de comptoir basée sur les transferts publics. Nous reprendrons ici les caractéristiques spécifiques à cette région. Les taux de chômage et d’inactivité sont particulièrement élevés (près de 50% sur le fleuve) et les prestations sociales pour la fraction des populations naturalisées constituent souvent la seule source de revenus monétaires officiels. Mais l’activité économique informelle est vigoureuse de par la situation transfrontalière de la région. Appuyée sur le transport fluvial, elles est constituée de l’importation « clandestine » de marchandises agro-alimentaire, de matériaux et d’hydrocarbures. A ce premier échelon de l’économie informelle s’adossent diverses activités de commerce, de construction et d’artisanat réalisées hors de toute réglementation sociale. Le commerce à Saint-Laurent du Maroni et Maroni quoiqu’en concurrence avec la rive Surinamaise joue un rôle important. Par ailleurs l’Ouest Guyanais est une région agricole exportatrice vers les Antilles et vers la France en ce qui concerne le riz industriel. Enfin une large partie de l’activité aurifère guyanaise est située sur le bassin fluvial. Tant la logistique qu’une partie de la main d’œuvre à l’exploitation sont assurés par les Bushinengués. Le poids de l’économie transfrontalière et la réalité aurifère. L’économie du bassin du Maroni, hors la production de bauxite à Mongoe au Surinam, le riz industriel à Mana et les agricultures maraîchère et traditionnelle, est basée sur le commerce avec le centre littoral et le Surinam, les services, le transport fluvial de marchandises et l’activité aurifère. Il est difficile d’imaginer ce que serait aujourd’hui la sous région transfrontalière du Maroni, sans l’activité aurifère. Ce nouveau cycle qui a démarré en 1988 a fortement contribué à un nouvel équilibre social à deux niveaux . Elle a consolidé le retour à la paix civile en offrant des revenus aux Bushinengués. L’activité aurifère11 a permis un développement tout autant de l’économie formelle qu’informelle du bassin fluvial. Simultanément, elle a permis une évolution significative des capacités d’emport du transport fluvial et des savoir-faire nécessaires ! Celui-ci a augmenté ses capacités et sa fiabilité ces quinze dernières années Cette nouvelle offre couplée à des effets de seuil en matière de coûts de marchandises a, à son tour, facilité la réalisation d’un minimum d’équipements publics et l’introduction d’une économie monétaire sur le Maroni. Les différences de prix entre Albina et Saint Laurent ont amplifié le caractère transfrontalier de l’économie subrégionale. A St Laurent du Maroni, l’importance des flux de marchandises et de matériaux initiés à partir de la base Albina-St Laurent a également favorisé tout un tissu économique constitué de petits commerces, revendeurs ou artisans. L’agriculture. La grande riziculture industrielle et les agricultures maraîchère et fruitière ont modifié profondément le paysage sublittoral de l’ouest de la Guyane, plus particulièrement sur la commune de Mana. Elles utilisent largement les engrais et les produits phytosanitaires. La riziculture très fortement mécanisée utilise peu de main d’œuvre. Les agricultures maraîchères et fruitières sont les seules activités économiques de la communauté Hmong qui comprend un peu plus de 1000 personnes. A coté de ces agricultures modernes cantonnées sur la commune de Mana, nous trouvons l’agriculture traditionnelle en pleine mutation sur le littoral et évoluant moins vite sur l’axe fluvial.

11 Le chiffre d’affaires à l’exportation de l’économie aurifère a atteint les 220 millions de francs en 1999 et 396 MF en 2000. Les retombées sur l’économie transfrontalière sont dés lors considérables bien qu’elles soient exprimées en grande partie dans l’économie informelle du transport , de la logistique, et du travail clandestin.

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Elle concerne une dizaine de milliers de personnes et indirectement toutes les populations bushinengué et amérindienne. Son avenir constitue un enjeu socioéconomique et environnemental fondamental pour le bassin du Maroni.

II - TYPOLOGIES ET EXAMEN DES SOLUTIONS D'ELECTRIFICATION EXISTANTES

1 - INTRODUCTION : MOYENS DE PRODUCTION ET SCHEMA D'EXPLOITATION

1.a - Solutions d'électrification identifiées

Compte tenu du nombre et de la diversité des cas existants pour l'électrification des communes de l'intérieur non interconnectées au réseau du littoral, nous proposons ici une synthèse des différents modes d'électrification identifiés, que l'on peut regrouper sous 2 grandes catégories : Catégorie 1 : production d'électricité centralisée et production via un réseau de distribution Nous avons identifiés dans cette catégorie trois types de solutions différentes : 1. Centrale thermique (en général, groupe électrogène diesel traditionnel) alimentant

un réseau isolé 2. Centrale micro-hydraulique alimentant un réseau isolé 3. Centrale hybride alimentant un réseau isolé. Précisons que l'on trouve dans cette

catégorie une solution à mi-chemin entre la catégorie 1 et la catégorie 2, avec un réseau alimenté partiellement par plusieurs sources de production décentralisée sur le réseau (cf. Cas du village de Saül).

Catégorie 2 : production d'électricité individuelle 4. Centrale photovoltaïque isolée, dans le cadre des programmes FACE, PRME et

défiscalisation Nous détaillons les caractéristiques de ces 4 principales solutions d'électrification dans les paragraphes qui suivent.

1.b - Rappel du cadre d'exploitation des centrales

Nous avons reporté en annexe 5 un résumé des principaux schémas de délégation des réseaux d'électricité susceptibles d'être rencontrés en Guyane. Nous indiquons ci-après un récapitulatif des principaux contrats sur la base des travaux réalisés par INESTENE en 2002.

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Autorité concédante

Communes et villages concernés

Types de contrat Signés initialement

Compagnies successives

Date du dernier (?) contrat

Département

Ile de Cayenne

Convention de gérance de la Régie Départementale

Compagnie Coloniale de Distribution d'Eau Electricité Puis

10 mars 1949 (décembre 1976)

(Conseil Général depuis la décentralisation)

Saint Laurent Maroni Saint Jean Maroni

de l'Eau et Electricité de l'Ile de Cayenne

Cie Centrale Distribution d'Eau Electricité

avenant n°6 20 janvier 1956

Iracoubo, Régina Matoury, Tonnegrande

? puis EDF avenant n°10 21 février 1968

Etat (Préfet)

Kourou Sinnamary Tonate Macouria

Convention de concession ?

SEM Sté Eau et Electricité de Guyane puis EDF

août 1969 (août 2019)

Communes non connectées

Ouanary Kaw Camopi (1987) Papaïchton Grand Santi (1985) Saül

Convention d'exploitation

EDF (exploitation)

postérieure à 1985

Saint Georges Maripasoula

Aucun

EDF (exploitation et approvisionnement)

-

Régina...

Aucun

EDF (exploitation)

-

Saint Elie Antecume Pata

Aucun

Commune, village

-

Divers Tampak (département) Nouveau Wacapou Grand Citron (privé) Anacondé (privé) ...

groupes donnés à la commune

bonne volonté générale

?

* a priori inchangé depuis 1995 Tabl. 10 : tableau récapitulatif des principaux régimes de distribution en Guyane (d'après Inestene 2002)

Les communes de l'Ouest ont aujourd'hui transféré la compétence électrification à la CCOG. Celle-ci négocie actuellement en leur nom un contrat de concession global sur l'intercommunalité avec EdF. Ce contrat pourra être signé avant la fin de l'année 2003, en clarifiant les conditions d'exploitation d'une liste déterminée de sites, bourg électrifiés et écarts structurés. Ce contrat, s'appuyant sur les contrats élaborés par la FNCCR, se rapprocherait d'un contrat d'affermage, dans lequel les investissements et les renforcements resteraient à la charge de l'autorité concédante, l'opérateur EdF s'engageant à l'exploitation, la maintenance et le renouvellement des installations. Au niveau des autres communes isolées du centre et de l'est, cette démarche ne semble pas encore envisagée, la récente CCEG n'ayant pour le moment pas la compétence électrification des communes qui la composent.

2 - CENTRALE THERMIQUE ALIMENTANT UN RESEAU ISOLE

2.a - Centrale Diesel à groupe(s) non couplable(s) (15 – 40 kVA)

Présentation, principe de fonctionnement d'un cas général : L'électricité nécessaire au village est produite par un ou plusieurs groupe(s) électrogène(s) non couplable(s) entre eux, de puissance comprise entre 15 et 40 kVA, souvent de façon intermittente (environ 6 heures par jour).

L'ensemble du système est composé des matériels et installations suivants : - un groupe électrogène Diesel et ses matériels annexes - un abri, ou bâtiment d’exploitation plus conséquent suivant le contexte - un réseau électrique avec ses protections

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Les caractéristiques techniques sont relativement figées par les fournisseurs, ce qui leur permet de proposer des matériels de série à des prix relativement compétitifs. De nombreuses options sont toutefois possibles. Matériels annexes Les matériels annexes consistent essentiellement en :

- un ou plusieurs réservoirs pour le stockage du gasoil - fût pour huile de vidange, - une tuyauterie de raccordement avec pompe manuelle ou électrique pour le

transfert de combustible vers le groupe, - pièces de rechange et consommables, - outillage.

Abri ou bâtiment d'exploitation Le groupe électrogène est installé dans un abri de protection contre la pluie. Cet abri comporte essentiellement une toiture, et doit être aussi aéré que possible, pour éviter les risques d’asphyxie et permettre un bon refroidissement. Cet abri est relativement éloigné des habitations, pour des raisons de nuisances sonores et de gaz d’échappement. L’abri peut éventuellement être constitué d’un mur en maçonnerie pleine sur le ou les côtés donnant vers les habitations, pour limiter ces nuisances sonores. Par ailleurs, un local comprenant un atelier est autant que possible prévu pour faciliter les opérations de maintenance. Consommation spécifique de combustible Le combustible utilisé est le fioul domestique (FOD). Les valeurs suivantes peuvent être prises en compte, dans des conditions normales d'exploitation (maintenance conforme) :

- 0,29 à 0,33 l/kWh à pleine charge environ, - 0,31 à 0,34 l/kWh à mi-charge environ.

Consommation spécifique d’huile : La consommation spécifique d’huile concerne les vidanges, à effectuer généralement toutes les 250 heures, auxquelles il convient d’additionner les appoints. L’ensemble correspond à environ 2,5 ml/kWh. Conditions d'exploitation Les constructeurs optimisent la durée de vie des groupes pour un fonctionnement sous une charge moyenne d'environ 75% de leur puissance nominale, et recommandent d'éviter de descendre en dessous de 40 à 50 % de charge pendant des temps de fonctionnement prolongés. C'est une des raisons pour lesquelles un second (voire un troisième) groupe est installé. L'autre raison essentielle de l'installation d'un groupe supplémentaire étant le remplacement d'un groupe défaillant ou en entretien. Il est rappelé que dans le cas de groupes non couplables, 2 groupes ne peuvent fonctionner simultanément sur la même portion de réseau. Durée de vie Les constructeurs ne donnent en général pas d’indication sur la durée de vie des groupes. Cette durée de vie dépendent de nombreux critères, tels que : - robustesse des composants du groupe, vitesse de rotation,... - catégories d’utilisateurs et type de récepteurs (industriels, agricoles, privés,

domestiques, etc...), - fréquence des démarrages, - rapidité de prise de charge après démarrage, - surveillance du bon fonctionnement dans la plage optimale de puissance, - qualité et type d’entretien, - conditions de site, (poussière, sable....), - qualité du combustible (risque de présence d’eau en particulier), - qualité de l’huile,

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- politique de l’exploitant au niveau du maintien en état de groupes relativement âgés, par rapport à des critères économiques et de fiabilité,

En fonction des critères ci-dessus, du retour d’expérience observé, de valeurs données oralement par des constructeurs, la durée de vie de groupes dans la gamme considérée varie entre 15 000 et 30 000 heures, voire beaucoup plus (parfois en fonction du choix du producteur, qui peut décider ou non d'effectuer des révisions générales successives, plutôt qu'un remplacement complet du groupe). Maintenance L’entretien des groupes Diesel de la gamme considérée consiste en des opérations de maintenance simples, des révisions plus importantes, et des dépannages (maintenance curative) Les opérations de maintenance simple sont autant que possible réalisées par l'opérateur local (nettoyage, contrôles simples et remplacement d'huile, filtre, courroies,...). Les révisions plus importantes et les dépannages peuvent être réalisés par des spécialistes déplacés sur site, ou en atelier après transport pour les révisions générales (les révisions plus importantes concernent les "révisions culasses" autour de 6000 à 12 000 heures, et les révisions générales, autour de 15 000 à 30 000 heures). Coûts d'investissement Les coûts de groupes électrogènes dans la gamme considérée, sortie usine, varient de 150 à 220 EUR/kW. Le coût total final est dépendant de frais moins liés à la puissance du groupe (études préliminaires, ingénierie, génie civil tel abri, atelier, transport, équipements tels que stockage de combustible,...). Dans la gamme considérée, on peut constater des niveaux de prix compris entre 500 à plus de 1000 EUR/kW hors réseau de distribution. Le montant de 500 EUR/kW peut se rencontrer pour des centrales neuves de type "abri sommaire", ou pour des opérations d'extension de centrales existantes. De plus, lorsqu'il s'agit de nouvelles implantations sur terrains vierges, on peut constater d'importants montants pour des postes tels que : - Installations de chantier (notamment transports d'engins de travaux publics) - VRD (Voiries Réseaux Divers) - Terrassements,... Coûts d'exploitation hors combustible Les coûts d'exploitation correspondent à des coûts fixes (personnel de conduite essentiellement), et des coûts variables, (consommables, pièces de rechange, maintenance spécialisée...). Des niveaux de prix de l'ordre de 0,03 EUR/kWh pour cette part "variable" peuvent être constatés, avec des écarts liés à l'accessibilité du site, aux conditions atmosphériques locales, au soin apporté à la conduite et petit entretien du groupe,....Concernant les frais fixes de personnel, et pour être homogène avec les coûts de maintenance supposés ci-dessus, on peut estimer pour simplifier qu'un agent soit affecté à la conduite d'une centrale de 4 petits groupes. (prévoir ¼ d'agent pour une centrale à 1 groupe). Coûts de combustible Le coût du combustible FOD fournis par Total Guyane le 9-10-03 est : 0,42 EUR/l TTC, rendu Saint Laurent du Maroni (le coût du transport depuis le dépôt SARA à Degrad des Cannes à ST Laurent, sensiblement égal à celui relatif à St Georges de l'Oyapock, est estimé à 0,06 Euros/l). Les seules taxes applicables au FOD s'élèvent à 6,5%, dont 4% d'octroi de mer. Il convient de préciser, pour des analyses ultérieures, les conditions actuelles des prix du pétrole et du dollar : baril de pétrole Brent 26 $, 1 Euros = 1,13 $. Les coûts de transport varient par exemple de 0,19 Euros/l pour St Laurent – Apatou, à 0,54 Euros/l pour St Laurent – Maripasoula (source : Maroni Transports et Liaisons).

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Une analyse plus détaillée est nécessaire pour déterminer les coûts de transport en fonction de la situation exacte de la centrale. Principaux sites équipés et retour d’expérience : Les sites électrifiés de cette manière sont particulièrement difficiles à identifier et caractériser. En effet, ce type d'électrification, très courant en Afrique ou en Asie, est le plus souvent issue d'une démarche d'électrification communautaire voir individuelle (investissement par un "privé"). Elle ne s'inscrit donc pas dans un schéma institutionnel permettant un éventuel retour d'information. Ont été clairement identifiés à ce stade les sites d'Antecume Pata sur l'Ouest, ainsi que Trois Palétuviers et Tempak sur l'est. Un certain nombre d'écarts amérindiens sont électrifié de cette façon dans la zone de Trois Sauts également. Au niveau technique, et dans d'autres pays, le retour d’expérience dans la gamme est très important dans le monde entier depuis des dizaines d’années, et sur des milliers d’exemplaires. Des constructeurs réputés se partagent le marché mondial. Correctement installée et exploitée, il s'agit donc bien d'une offre de service électrique à part entière.

2.b - Centrale Diesel à plusieurs groupes de 40 – 1500 kVA

Présentation, principe de fonctionnement d'un cas général : L'électricité est produite par plusieurs groupes électrogènes de puissance comprise entre 40 et 1500 kVA, généralement en service continu (24 h/ 24). Ces groupes peuvent être couplés entre eux, manuellement ou automatiquement. Les avantages de l'option couplage sont : - meilleure qualité de fourniture (continuité de service lors de la mise en

fonctionnement ou arrêt de groupe complémentaire), - fonctionnement des groupes dans une plage de puissance adaptée. Par ailleurs, la majeure partie du descriptif précédent reste valable, et peut être transposé à une centrale à plusieurs groupes couplables, de puissance supérieure. Les modifications suivantes sont toutefois à prendre en compte :

o investissement, prévoir les équipements complémentaires suivants : - option couplage sur la régulation de vitesse des moteurs (en général

régulation électronique), - disjoncteur motorisé, - automate de couplage, - régulateur de tension adapté.

Le montant des équipements complémentaires ci-dessus s'élève à environ 6 000 à 10 000 EUR, ce qui reste relativement important pour le cas des faibles puissances (< 50 kVA). Par ailleurs, pour les puissances plus importantes, un poste élévateur, et des automatismes permettant un fonctionnement temporaire (la nuit par exemple), sans personnel de conduite sont à prévoir, le cas échéant. Ces matériels incluent : - un automate permettant de déterminer le nombre de groupes à mettre en service

et les puissances unitaires, - un automate permettant d'envoyer les consignations et alarmes à un exploitant

d'astreinte à distance, - des protections complémentaires diverses, y compris vis-à-vis du risque

d'incendie,.. - un poste élévateur avec protections groupes et départs, Le surcoût pour ces équipements peut atteindre 40 000 à 80 000 Euros, voire plus en fonction du nombre de départs en HTA prévus.

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o exploitation

Au niveau de l'exploitation, les enjeux concernant l'alimentation d'un plus grand nombre de clients, et les conséquences financières des risques de bris machine, conduisent à la mise en place d'équipes de conduite et de maintenance performantes. Les coûts d'exploitation ramenés au kWh tendent donc à augmenter en conséquence de la mise en place de service de quart, mais aussi à diminuer par suite du fonctionnement continu 24 h / 24 amortissement des investissements, meilleure rentabilisation des interventions de spécialistes pour la maintenance,...). Par ailleurs, les consommations spécifiques des groupes Diesel diminuent avec leur vitesse de rotation. Dans la gamme 1500 tr/mn, les consommations de combustible diminuent aussi avec la taille des groupes, par suite de l'utilisation de technologie plus performante (turbo-compresseurs et injection "common rail" notamment, conduisant à des réductions de consommation de l'ordre de 20%). Jusqu'à des puissances de groupes de l'ordre de 4 MW unitaire, le combustible utilisé reste le fioul domestique, car l'utilisation de fioul lourd conduit à de fortes contraintes d'exploitation (transport, traitement, environnement,....).

2.c - Principaux sites actuellement équipés

0 500 1 000 1 500 2 000

Saint-Georges bourg

Régina bourg

Papaichton bourg

Ouanary

Kaw

Tempak

Antecume Pata

kVA

Puissance en fonctionnement (kVA)

Puissance installée (kVA)

Figure 16 : Récapitulatif des puissances installées et disponibles des centrales diesel des communes de l'intérieur

Environ 5,4 MVA ont été répertoriés en centrale thermique diesel, dont 4,8 MVA de centrales aujourd'hui exploitées par EdF.

La centrale de St Elie sur laquelle aucune information n'est disponible à ce jour n'est pas reportée ici.

3 - CENTRALE HYDRAULIQUE ALIMENTANT UN RESEAU ISOLE

3.a - Rappel sur la filière micro-hydraulique et principes généraux

Après avoir connu un grand succès, y compris en France, jusque dans les années 80, les petites centrales hydrauliques semblent affectées par un relatif désintéressement dans notre pays.

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La réglementation actuelle devrait pourtant permettre leur développement, aussi bien en ce qui concerne la protection de l'environnement, que l'obligation d'achat par EDF. Les coûts de production de l'énergie hydraulique sont essentiellement liés à l'investissement initial (pour environ 60 à 80%). Les prix au kW installé dépendent des travaux de génie civil caractéristiques du site, et de son accès, infrastructures de barrage ou prise d'eau, adductions (galerie, canal, conduite forcé), type et taille de turbine. On constate les prix inférieurs pour les sites de haute chute (turbines Pelton), suivis des moyennes chutes (par exemple turbines Francis), puis les basses chutes (turbines Kaplan). Ce constat est lié au rapport masse/puissance des turbines, qui augmente depuis la Pelton jusqu'à la Kaplan. Par ailleurs, la taille des infrastructures de génie civil diminue avec le débit du cours d'eau : une fois de plus, à puissance égale, la haute chute est favorisée. Les coûts d'installation minimaux constatés en France métropolitaine sont de l'ordre de 1 000 EUR/kW. Ils sont souvent de l'ordre de 1500 EU/kW, et peuvent exceptionnellement atteindre 3 000 EUR/kW (au delà, de cette valeur, les montages nécessitent généralement des subventions). Concernant les risques, l'énergie hydraulique présente l'inconvénient d'un risque relatif au niveau du montant d'investissement (aléas lors des travaux de génie civil en particulier), ainsi qu' au niveau de l'hydrologie (déficit de pluviométrie par exemple, avec des productions pouvant être fortement affectées).

3.b - Le contexte de la micro-hydraulique en Guyane

Plusieurs études ont été réalisées pour augmenter la petite production hydraulique en Guyane, compte tenu de ses avantages : - elle permet d'éviter ou de limiter les problèmes de transport de combustible pour

les sites isolés, - elle est généralement plus fiable que d'autres moyens de production (pour une

hydrologie adaptée), - elle nécessite généralement moins de personnel d'exploitation que par exemple

les centrales Diesel, - elle doit permettre de contribuer à limiter les émissions de gaz à effet de serre De façon générale, l'énergie hydro-électrique est le plus souvent compétitive par rapport à des solutions thermiques pour des puissances supérieures à 100 kW, lorsqu'un site adapté est disponible à proximité d'un centre de consommation. Pour les puissances plus faibles, elle parvient souvent difficilement à concurrencer les systèmes Diesel, ou photovoltaïques, suivant les cas, sauf installations sur adductions d'eau potable de forte chute par exemple. En Guyane, compte tenu des coûts élevés de production des centrales sur de nombreux sites isolés (production diesel ou PV principalement), des micro-centrales hydro-électriques pourraient se révéler compétitives pour des coûts supérieurs à 3 000 EU/kWh Néanmoins, les données collectées jusqu'à maintenant sont peu nombreuses. Précisons que certaines études semblent indiquer des coûts d'investissement initial sur certains sites du Maroni de l'ordre de 20 000 EUR/kW, soit 10 fois certains ratios évoqués pour la métropole, et également rencontré dans d'autres pays. Mais ce niveau de prix n'est pas, à priori, incompatible avec une certaine rentabilité relative : des analyses économiques plus précises comprenant un comparatif avec les autres solutions d'électrification (Diesel, photovoltaïque,..) sont nécessaires. Exemple de sites équipés en Guyane :

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- centrale micro-hydraulique de Saut Maripa, en complément de l'alimentation du réseau de St Georges par groupes Diesel

- centrale pico-hydraulique du camps des Nouraghes Des études préliminaires ont également été réalisées par l'Ademe afin d'identifier les potentialités sur de nombreux sites.

4 - CENTRALES HYBRIDES ALIMENTANT UN RESEAU ISOLE

4.a - Présentation et principe de fonctionnement

Le générateur hybride PV/diesel est composé d’un champ photovoltaïque et d’un groupe électrogène (GE) qui assure quotidiennement un complément de production et une sécurité en cas de déficit de production solaire. Le groupe électrogène intervient en appoint, avec un fonctionnement de plusieurs heures par jour dont la durée est fonction du niveau de consommation et d'ensoleillement. Compte tenu de l'importance de la consommation aussi bien en puissance qu'en énergie, il est retenu le principe de distribuer l'énergie électrique en alternatif via un onduleur réversible. L’énergie est distribuée sur le réseau électrique sous une tension alternative monophasé ou triphasé selon la puissance appelée sur le réseau et la longueur de celui-ci. L’alimentation terminale chez les usagers se fait par dérivation sur l’alimentation principale. Durant la journée, le champ photovoltaïque produit du courant continu sous une tension nominale de 48V à 240V selon la puissance. La batterie accumule l’énergie produite par le champ photovoltaïque et la restitue sur le réseau par l’intermédiaire d'un onduleur. La consommation journalière étant inférieure à la production solaire, les modules photovoltaïques fournissent intégralement leur énergie. En cas de décharge partielle de la batterie (de l'ordre de 50%) ou en cas de dépassement de puissance appelée supérieure à certain seuil prédéfini, le groupe démarre automatiquement sur 3 critères :

- Sur ordre d'horloge (programmable) - Sur consigne de tension batterie basse afin de préserver la batterie - Sur dépassement d'un niveau de puissance appelée prédéfini

A partir de cet instant, le groupe intervient en parallèle avec l'onduleur pour alimenter le réseau de distribution et/ou charger la batterie. Le groupe s'arrête automatiquement lorsque la batterie a retrouvé une partie de sa charge. La durée de fonctionnement du groupe est directement fonction de l'ensoleillement de la journée et de la consommation journalière. Compte tenu de l'utilisation combinée de deux sources d'énergie indépendantes, l'utilisation d'un deuxième groupe électrogène n'est pas nécessaire et la capacité de la batterie est choisie de manière à pouvoir alimenter le réseau pendant deux jours sans soleil ni utilisation du groupe électrogène. Le champ photovoltaïque peut ici être dimensionné pour le mois où le ratio consommation/ensoleillent est le plus faible, c'est à dire à consommation égale, le mois où l'ensoleillement est le lus défavorable. Le déficit pendant les autres mois est compensé par le fonctionnement du groupe électrogène. Nous présentons ci-après 2 configurations possibles pour la mise en place d'un système hybride (d'autres schémas sont possibles) :

EMERAUDE

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Pompage

Habitation individuelle

Ecole Poste de santé

Habitation individuelle

Construction de pirogues

Eclairage public

Champ photovoltaïque

Batteries

Onduleur réversible

Groupe électrogène

Pompage

Habitation individuelleHabitation

individuelleEcoleEcole Poste de

santéPoste de

santéHabitation

individuelleHabitation

individuelleConstruction de

piroguesConstruction de

pirogues

Eclairage publicEclairage public

Champ photovoltaïque

Batteries

Onduleur réversibleOnduleur réversible

Groupe électrogèneGroupe électrogène

Figure 17 : Schéma de principe d'un système hybride PV/GE avec production centralisée et onduleur réversible

Pompage

Abonné, niveau de service « Normal »

Eclairage publicChamp photovoltaïqueBatteries

Onduleur réversible

Groupe électrogène

Onduleur

Abonné, niveau de service « Confort »

Panneaux photovoltaïques

Batteries

Onduleur réversible

Circuits non secourus

Circuits secourus

Abonné, niveau de service « Confort »

Panneaux photovoltaïques

Batteries

Onduleur

Circuits non secourus

Circuits secourus

PompagePompage

Abonné, niveau de service « Normal »Abonné, niveau de service « Normal »

Eclairage publicEclairage publicChamp photovoltaïqueChamp photovoltaïqueBatteriesBatteries

Onduleur réversibleOnduleur réversible

Groupe électrogèneGroupe électrogène

OnduleurOnduleur

Abonné, niveau de service « Confort »

Panneaux photovoltaïques

Batteries

Onduleur réversible

Circuits non secourus

Circuits secourus

Abonné, niveau de service « Confort »

Panneaux photovoltaïques

Panneaux photovoltaïques

BatteriesBatteries

Onduleur réversibleOnduleur réversible

Circuits non secourus

Circuits secourus

Circuits non secourus

Circuits secourus

Abonné, niveau de service « Confort »

Panneaux photovoltaïques

Batteries

Onduleur

Circuits non secourus

Circuits secourus

Abonné, niveau de service « Confort »

Panneaux photovoltaïques

Panneaux photovoltaïques

BatteriesBatteries

Onduleur Onduleur

Circuits non secourus

Circuits secourus

Circuits non secourus

Circuits secourus

Figure 18 : Schéma de principe d'un système hybride PV/GE avec production PV partiellement centralisée et onduleur réversible

Exemple : pour une solution hybride pouvant répondre à la demande d'un village isolé faiblement équipés, comptant 650 habitants, soit environ et 180 foyers, et une demande globale estimée à 180 MWh/an (consommation équivalente par foyer : 1000 kWh/an), la centrale de production pourrait être composée d'un GE de 60 kVA (l'un fonctionnant en secours) et d'un champs PV de 100kWc.

EMERAUDE

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4.b - Mise en œuvre et conditions d'exploitation

La mise en œuvre de systèmes hybrides est relativement simple avec l'utilisation de composants adaptés pour ce type d'applications :

- la mise en place du champ photovoltaïque suppose la réalisation d'un génie civil permettant la fixation des structures support des modules photovoltaïques

- le local technique est réalisé avec les méthodes de construction locales. - l'installation et le câblage des différents composants relèvent de compétences

d'électrotechnicien Conditions d'exploitation : L'exploitation du système se résume essentiellement aux taches suivantes :

- Au niveau du groupe électrogène : opérations de nettoyage (filtre à air, filtre à gas-oil) et de remplacement (huile, filtres,...périodicité en fonction de la puissance des groupes, environ tous les 250h pour les GE de quelques dizaines de kVA), remplissage de la cuve à gas-oil

- Au niveau du champ photovoltaïque (tous les 3 mois) : nettoyage du panneau solaire, contrôle du câblage

- Au niveau de la batterie (tous les 3 mois) : contrôle du niveau d'électrolyte de la batterie et ajout d'eau distillée, charge éventuelle d'égalisation de la batterie

Si le système est correctement entretenu et bien utilisé, la durée de vie de la batterie est estimée à 5 à 7 ans environ, alors que le groupe peut atteindre une durée de vie de l'ordre de 25 000h (soit une dizaine d'années avec un fonctionnement moyen de 7h/jour).

4.c - Eléments préliminaires de coûts

Coûts d'investissement Ils est très difficiles d'établir précisément les coûts d'investissement de telles solutions, dont on a vu que plusieurs configurations étaient possibles (avec ou sans chargeur, champs PV centralisé ou réparti sur le réseau, etc…). Il convient également de voir quelles sont les éléments existants (investissement sur la base d'une centrale thermique existante ou construction ex-nihilo). Il est intéressant de noter qu'en Guyane, les investissements en moyen de production basé sur les énergies renouvelables peuvent bénéficier d'aide à l'investissement ainsi que d'une défiscalisation partielle. Coûts d'exploitation & maintenance : Les coûts d'exploitation sont essentiellement :

- le coût des consommables (gas-oil et huile) liés au fonctionnement du groupe électrogène (réduits au minimum par une durée de fonctionnement limité du groupe électrogène)

- le coût de personnel d’un employé à mi-temps susceptibles d’assurer les interventions de contrôle du groupe électrogène et du générateur photovoltaïque

- le coût de remplacement des pièces défectueuses Coûts de production : De la même façon, les coûts de production seront très dépendants de la configuration technique retenue, du site à électrifier, etc…

EMERAUDE

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4.d - Les principaux sites actuellement équipés et retour d'expérience en Guyane

Deux villages sont équipés de systèmes photovoltaïques hybrides (Kaw et Saül) : • Kaw dispose d’une centrale photovoltaïque villageoise de 35 kWc depuis 1982,

qui a donné satisfaction pendant de nombreuses années ce qui a permis de réduire les coûts de fonctionnement notamment de gas-oil. A l’heure actuelle, cette centrale donne des signes de faiblesse et fournit que 10 à 15% de la consommation totale. Il est à noter que cette installation souffre, actuellement d’un manque de maintenance, dû notamment à la méconnaissance de la technologie photovoltaïque de la part des exploitants EDF. Cette centrale hybride mériterait d’être entièrement remplacée et augmentée en puissance compte tenu de la fin de vie de certains composants (ex : batterie) et des nouveaux besoins énergétiques des habitants.

• Saül est équipé de systèmes photovoltaïques individuels pour chaque habitation doublés d’une alimentation en provenance d’un groupe électrogène communal. L’expérience de plusieurs années de fonctionnement montre l’intérêt de 2 sources d’énergie complémentaire donnant satisfaction aux usagers.

Intérêts identifiés : En termes de service : • Garantie de service quels que soient la consommation ou l'ensoleillement • Alimentation permanente (24h/24) en provenance de sources différentes • Garantie d'alimentation électrique dans la plage de tension contractuelle • Fonctionnement autonome avec gestion automatique du groupe électrogène dont

la durée de fonctionnement est fonction de l'ensoleillement et de la consommation.

• Souplesse d'évolution de la consommation en énergie : le temps de fonctionnement du groupe s'adapte à la consommation

En termes d'investissement : • Coûts d'investissement réduits par rapport à la solution tout photovoltaïque • Le recours à une énergie renouvelable permet dans certains cas d'obtenir des

aides financières de la part de collectivités locales • Mutualisation de l'énergie photovoltaïque produite • Utilisation d'un réseau classique de distribution (solution bien connue des

distributeurs d'électricité) • Valorisation maximale de l'énergie photovoltaïque (pas de surdimensionnement) En termes de fonctionnement : • Coûts de fonctionnement réduits justifiant le surcoût d'investissement par rapport

à la solution tout groupe électrogène • Centralisation de la maintenance • Réduction de consommation de gas-oil et espacement de la maintenance (durée

de fonctionnement du groupe limité à quelques heures par jour) • Augmentation de la durée de vie du groupe électrogène • Fonctionnement du groupe électrogène à pleine charge durant sa période de

fonctionnement optimisant ainsi la consommation de gas-oil et la maintenance En termes d'environnement : • L'utilisation de l'énergie solaire, source d'énergie renouvelable et propre, réduit la

consommation de fuel et par conséquent contribue à la réduction d'émission de gaz à effet de serre

• Valorisation d'une énergie renouvelable locale : énergie solaire souvent abondante dans les sites isolés à électrifier

EMERAUDE

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En conclusion, les systèmes photovoltaïques hybrides (photovoltaïque + groupe électrogène) pourraient offrir une solution bien adaptée à l’électrification villageoise en site isolé avec un habitat regroupé et en nombre limité. Remarque sur le type de sites potentiels : Au regard des projets actuels, précisons que ce type de centrale reste limité à des puissances totales installées de quelques dizaines équivalent kVA soit pour des villages dont la demande se situe entre 30 et 500 MWh/an environ (soit des sites comptant quelques dizaines à environ 300 foyers à électrifier). Néanmoins, ce type de solutions a été également mis en œuvre dans de nombreux autres pays. D'importants travaux de recherches depuis plusieurs années ainsi que les différents retours d'expérience permettent aujourd'hui d'optimiser au mieux le dimensionnement, et des centrales de tailles beaucoup plus conséquentes sont aujourd'hui envisageables.

5 - SYSTEMES PHOTOVOLTAÏQUES ISOLES

5.a - Présentation et principe de fonctionnement

On intègre ici les systèmes concernant l'électrification d'un seul "usager", sans réseau de distribution électrique extérieur. On trouve des installations de types suivants :

- électrification d'habitations isolées (habitations privées ou habitations "de fonction" comme celles d'instituteurs dans les villages de l'intérieur)

- électrification de commerces ou de sites d'hébergement touristiques : - pompage solaire : pompage et traitement d'eau en site isolé - électrification professionnelles spécifiques : relais télécom, etc…

Principe de fonctionnement d'un système photovoltaïque d'électrication : Un panneau solaire constitué de plusieurs modules photovoltaïques standard transforme directement la lumière en électricité courant continu et recharge une batterie endant la journée. La distribution peut être assurée soit en courant continu alimentant des récepteurs tels que lampes fluorescentes, matériel audiovisuel ou appareils de froid, soit en courant alternatif, via un onduleur, pour alimenter des récepteurs tels que téléviseurs ou petits appareils électroménagers.

230 V

Champ PV

Régulation & acquisition de

données

Parc batterie

Disjoncteur

Onduleur

Distribution CC

Distribution AC (monophasé)

24 V

230 V

Champ PV

Régulation & acquisition de

données

Parc batterie

Disjoncteur

Onduleur

Distribution CC

Distribution AC (monophasé)

24 VChamp PVChamp PV

Régulation & acquisition de

données

Parc batterieParc batterie

Disjoncteur

OnduleurOnduleur

Distribution CC

Distribution AC (monophasé)

Distribution CC

Distribution AC (monophasé)

24 V

Figure 19 : Schéma de principe d'un système photovoltaïque isolé

Des systèmes associant un onduleur réversible ou un chargeur permettent d'associer à la production PV une production de type groupe électrogène d'appoint, pour la recharge des batteries en période de faible ensoleillement ou de consommation électrique importante.

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Il existe aujourd'hui 3 grands cadres de développement de la filière photovoltaïque en Guyane. Nous présenterons succinctement ces 3 cadres ainsi que l'organisation de la filière, avant de faire un premier bilan des installations photovoltaïques sur le Département.

5.b - Installation sur financement de type "FACE"

Nous entendons par là les installations bénéficiant du mécanisme de financement dit du FACE (Fonds d'amortissement des charges d'électrification). Il s'agit d'un programme spécifique, chargé de contribuer, par l'attribution de subventions en capital, au financement de travaux d'électrification des communes rurales. Ce Fonds est sous la double tutelle du Ministère de l'Agriculture et du Secrétariat d'Etat à l'Industrie. Le financement du FACE est effectué par prélèvement sur les recettes perçues par les distributeurs d'énergie basse tension. Les budgets alloués sont décidés sur la base d'une programmation annuelle. Les contributions du FACE au financement de programme de travaux obéissent, depuis l'année 2000, au schéma suivant : § une tranche A/B vise à prendre en charge des travaux à hauteur de 65 % de

leur montant. L'enveloppe affectée à cette tranche se répartit entre un programme principal et des programmes spéciaux ; Ces programmes spéciaux tendant à financer : - soit des travaux (dits « travaux DUP ») dans les communes traversées par des lignes haute-tension ou des renforcements de ligne à la suite d'intempéries (« travaux Int ») ; - soit des actions de maîtrise de la demande en électricité faisant appel aux énergies renouvelables (« travaux ENR/MDE»).

§ une tranche C, dite « environnement », qui finance à hauteur de 65 % les

actions destinées à améliorer l'insertion des réseaux ruraux dans le paysage (enfouissement des lignes aériennes existantes principalement).

En 2002, l'enveloppe totale affectée au FACE en France a régressé de 3,2 %, passant de 483,2 à 468 M€.

-

200 000

400 000

600 000

800 000

1 000 000

1 200 000 EUR/an

CA/B

C 86 437 90 965 17 160 47 404 88 920

A/B 922 548 772 917 772 917 768 300 401 743

1999 2000 2001 2002 2003

Figure 20 : Historique des budgets FACE, tranche A/B et C depuis 1999 (Srce : Conseil Général)

En Guyane, le budget du FACE est géré par le Conseil Général, sur la base des demandes et prévisions faites par les différents bénéficiaires. Il s'élève en 2003 à

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environ 500 kEUR, dont une grande part est prévue pour des travaux d'extension de réseaux électrique. Pour les installations photovoltaïques dites "FACE", les principales caractéristiques sont les suivantes :

- installations en zone rurale non électrifiée ou dont le coût de l'électrification par une extension à un réseau existant est jugé supérieur à celui d'une électrification individuelle (aujourd'hui, la distance est de l'ordre de 300 mètres à un réseau HTA).

- Propriété de l'installation : la collectivité locale - Exploitation et maintenance de l'installation : EdF - Financement des installations : 65% de l'investissement TTC pris en charge par

le FACE. Des aides complémentaires peuvent être apportées par le PRME notamment.

- Financement de la maintenance : facturation annuelle EdF sur la base d’un montant forfaitaire dépendant de la puissance du générateur photovoltaïque

De nombreuses installations photovoltaïques ont été réalisées en Guyane avec ce type de financement (exemple : de l’ordre de 70 à Saül). Aujourd'hui néanmoins, les projets FACE sont bloqués pour raisons administratives. En effet, il n’existe pas de contrat de concession entre les communes de l’intérieur et EdF mais parfois seulement des conventions d’exploitation. Tant que la situation n’est pas éclaircie sur le plan institutionnel, EDF ne souhaite pas intervenir comme exploitant sur ce type d’installation (à l’exception de Kaw et Saül, cas d'installation de type hybride PV/diesel, avec une gestion centralisée).

5.c - Installations financées par le "PRME"

Le PRME (Programme Régional pour la Maîtrise de l'Energie) a été crée en 1982. Etabli aujourd'hui sur la base d'une programmation de 4 ans (2003-2006), le programme fait l'objet d'une contractualisation annuelle. Le budget de base de ce programme est établi par le Conseil Régional, abondé par 3 autres partenaires de la façon suivante :

- Conseil Régional : 1 part - Conseil Général : 1 part - Ademe : 2 parts - EdF : 2 parts

Sur la période 2003/2006, le tableau suivant indique les 4 grands thèmes retenus et les budget alloués.

EUR %Littoral raccordé au réseau 1 648 984 54,1%URE 950 000 31,2%EnR 698 984 22,9%Intérieur non raccordé au réseau900 000 29,5%URE 100 000 3,3%EnR 800 000 26,2%Communication 300 000 9,8%Observatoire Régional de l'Energie200 000 6,6%Total 3 048 984 #####Moyenne / an 762 246

TOTAL 2003/2006

Littoral raccordé

au réseau53%

Intérieur non

raccordé au réseau

30%

Communication10%

re Régional

de l'Energie

7%

Tabl. 11 : Programmation PRME 2003/2006 - Thèe

Avec 3 millions d'euros sur 4 ans, ce programme offre un budget annuel moyen d'environ 800 kEUR/an. La signature retardée de la convention bloque néanmoins le lancement des projets prévus en 2003.

EMERAUDE

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Notons que l'électrification des sites isolés par photovoltaïque se retrouve en théorie dans les budgets EnR sur le littoral (cas des installations en défiscalisation, mais sur lequel aucune somme n'a été allouée dans ce budget), ainsi que dans la partie intérieure non raccordée, à la rubrique alimentation des écarts soit environ 125 kEUR/an sur 4 ans à partager avec des projets de pico-hydraulique. Ce budget est complété par les fonds du FEDER, mesures 11.7.1 (MDE et EnR pour un montant de 2 850 kEUR sur la période 2003-2006) et 11.7.2 (Observatoire de l'Energie, pour un montant de 150 kEUR). Au niveau des installations photovoltaïques, ce programme semble offrir, une fois opérationnel, un moyen d'action rapide et souple.

5.d - Installation de type "défiscalisation"

Ce montage financier a d'abord été proposé en Guyane par la société Solelec à partir de 1997, suivi par BP Solar en 1999. Ce type de projet s'inscrit à l'origine dans une démarche purement privée, entre un client et un fournisseur, la défiscalisation permettant un montage financier dans lequel le client localement peut bénéficier indirectement d'une subvention faite à un investisseur en Guyane. Ce montage a été ensuite complété par des participations externes, EdF et l'Ademe abondant chacun 25% de l'investissement initial. Sans rentrée dans le détail de ce montage complexe, nous présentons ci-après les grands principes de cette offre :

- équipements fournis : générateur PV de 1200 à 1800 Wc, incluant également un onduleur (voir un onduleur réversible pour la recharge par groupe électrogène), une quinzaine de lampes basse consommation ainsi qu'un réfrigérateur et un congélateur (> 200l)

- contrat de service sur 15 ans, le client pouvant bénéficier au bout de 8 ans d'une option d'achat et de clôture anticipée du contrat. Le transfert de propriété se fait alors contre le montant du dépôt de garantie et d'un complément fixe. Ce rachat inclut le renouvellement du parc batterie, provisionné dans le contrat de maintenance pendant les 8 premières années.

- maintenance garantie sur la période du contrat, avec 72h de délai d'intervention en cas de panne, et une visite annuelle de maintenance préventive contractuelle

- propriété du système : pendant toute la période d'amortissement, le système reste la propriété du fournisseur (ou de son partenaire financier)

- éléments de coûts (variables en fonction de la taille des systèmes) : dépôt de garantie de 1 000 à 1 200 EUR, mensualités de 80 à 120 EUR pendant 15 ans avec possibilité d'acquisition du générateur à la fin de la 8ième année

On le voit, cette offre se positionne résolument dans une approche de service, avec une maintenance contractuelle qui semble aujourd'hui réalisée dans des conditions satisfaisantes. Avec une taille des installations proposées en défiscalisation (1 200Wc, voir 1 800Wc, distribution en 220V, le chargeur étant également de plus en plus proposé pour un appoint par groupe électrogène), les niveaux de service sont tout à fait comparables à ceux d'un service fourni par un réseau électrique public. Malgré ces aspects très positifs, les installations en défiscalisation restent pour le moment limitées à des sites situés essentiellement sur le littoral, principalement pour les raisons suivantes :

- le montant à la charge du client reste dissuasif pour bon nombre de personnes, les bénéficiaires sont des personnes aux revenus conséquents (critère également de solvabilité pour les fournisseurs)

- les contraintes en terme de maintenance (délai d'intervention, visite préventives, etc..) et le nombre de systèmes ne permettent pas de mettre en place des "antennes locales" de maintenance, et ces installations doivent donc rester relativement proche et faciles d'accès

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Précisons que la loi sur la défiscalisation prévoit la fin de ce mécanisme dans sa configuration actuelle fin 2003. Même si d'autres mécanismes similaires sont attendus, ce flou est aujourd'hui très négatif pour le visibilité des opérateurs de la filière PV.

5.e - Bilan sur les systèmes installée et évaluation de l'impact du photovoltaïque en Guyane

Bilan des systèmes installés : Nous joignons en annexe 4 la carte avec les principales centrales énergies renouvelables installées. Le tableau suivant reprend un bilan par commune du nombre de système installé, de la puissance crête ainsi qu'une estimation du nombre de personnes desservies

Commune Nb de systèmes Pinstallée (kWc) Nb de personnes desservies

Awala-Yalimapo 2 1,1 5 Camopi 95 105,7 626 Cayenne 2 2,7 10 Grand-Santi 132 35,6 696 Kourou 1 0,1 300 Macouria 1 2,0 5 Maripasoula 25 20,8 590 Montsinéry-Tonnegrande 1 1,4 20 Régina 18 51,2 170 Roura 8 20,3 75 Saint-Laurent 1 0,1 5 Saül 74 63,7 100 Sinnamary 2 1,8 15 TOTAL 362 306,5 2 617

Tabl. 12 : Récapitulatif des installations photovoltaïques par commune (installations FACE et PRME seules) (Srce : Ademe, juin 03)

A ce stade, précisons qu'il n'a pas été possible d'intégrer les installations réalisées dans le cadre de la défiscalisation. Ces données ne sont en effet répertoriées de façon complète qu'au niveau des installateurs. Nous n'avons pas pu obtenir à ce jour les données de l'un des installateurs. L'ensemble des installations en défiscalisation seront intégrées une fois ces données reçues, ce qui devrait augmenter notablement le bilan ci-dessus. Retour d'expérience en Guyane : La base de données Isis qui permet aujourd'hui en métropole de suivre l'ensemble des installations photovoltaïques FACE n'est pas opérationnelle en Guyane. De façon générale, il est certain que la filière souffre encore des conséquences d'anciens programmes d'électrification photovoltaïques installés dans les années 80 et jusqu'au milieu des années 90, sans schéma de maintenance et d'exploitation en aval et dans une approche de "service de base" (éclairage et audio-visuel). L'absence de maintenance et de renouvellement des batteries, mais également une inadéquation entre l'offre de service proposé et la demande réelle entraînent parfois encore aujourd'hui des phénomènes de rejets (Trois Palétuviers ou Tempak par exemple). Les améliorations technologiques et les nouveaux programmes tentent aujourd'hui de remédier à cela, en proposant des installations sous contrat d'exploitation et de

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maintenance, avec des dimensionnements plus en adéquation avec la demande des bénéficiaires (notamment en terme de "froid"), ou encore avec des systèmes hybrides, individuels ou communautaires. Certains audits partiels ont été effectués, dont un audit réalisé en 2000 par la société Tecsol sur 10 sites isolés (habitations ou auberges d'accueil de touristes installées entre 1997 et 2000 sur financement FACE, PRME et défiscalisation). Nous reprenons ci-dessous les principales conclusions :

- problème sur la disponibilité de l'information : l'Ademe est le seul organisme recoupant potentiellement les 3 modes de financement (FACE, PRME et défiscalisation). La mise en place de la base de données Isis devrait permettre de faciliter le retour d'expérience. Précisons néanmoins que dans le cadre de la défiscalisation, les installateurs BP Solar et Solelec disposent de leur propre base de données détaillées et mises à jour.

- la mécanique administrative ne fonctionne pas toujours correctement : les installations FACE restent en attente des contrats d'abonné, la facturation et la maintenance étant retardée d'autant

- la défiscalisation met le client seul face au fournisseur, alors que les contrats restent relativement complexes à appréhender, avec des clauses parfois peu favorables aux clients

- l'optimisation du dimensionnement des systèmes est nécessaire, afin de limiter au mieux les coûts d'investissements, tout en répondant aux attentes des usagers. Une prise en compte des évolutions à moyen terme est souhaitable, éventuellement en favorisant les installations avec chargeur (pour appui ponctuel par des groupes électrogènes par exemple)

- les coûts d'investissement (hors installations défiscalisation) évoluaient entre 16,5 et 22 €/Wc

- le suivi et la maintenance restait encore problématique : documentation de suivie inadaptée, moyen de contrôle et des gestion des systèmes insuffisants, régime de fonctionnement à risque pour les parcs batteries, pas ou peu de visites réellement effectuées

En dépit de certains de ces aspects, les 10 usagers interrogés semblaient alors globalement très satisfaits sur le service fourni. Evaluation de l'impact du photovoltaïque en Guyane : Emploi : La filière s'organise aujourd'hui autour de 2 principaux fournisseurs : Solelec, filiale de Total Energie, et présent en Guyane depuis de très nombreuses années, et BP Solar Guyane, filiale de Apex-BP Solar, qui s'est installé en Guyane en 1999. A elles deux, ces sociétés emploient environ 10 salariés à plein temps, et autant en sous-traitance, soit une vingtaine d'équivalent plein temps. A cela, il convient d'ajouter les fournisseurs de matériel électrique en Guyane, ainsi que les activités aux sièges de ces 2 sociétés en France (étude, production et logistique, appui, etc). Impact sur les émissions de CO2 évitées : Une évaluation de l'impact des systèmes à énergie renouvelable en général sera intégrée au rapport suivant, afin de prendre en compte notamment les émissions de CO2 évitées par substitution sur les communes isolées de moyen de production thermique à des moyens de production non émissifs. Remarques :

- en dehors des centrales hybrides présentées précédemment pour l'électrification de village isolé, il n'existe à ce jour aucune installation photovoltaïque raccordée au réseau en Guyane. Ce type d'installation pourrait pourtant trouver un intérêt en sécurisation sur le réseau dans des zones sensibles, ou de valorisation des ressources en énergies renouvelables

EMERAUDE

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- Les tarifs de rachat (environ 0,30 EUR/kWh en 2003, mais qui pourraient éventuellement être revus à la hausse si les propositions du rapport parlementaire "Besson" présenté récemment étaient retenues) et les subventions possibles sont des éléments qui peuvent permettre la mise en place de projet intéressant, y compris sur la zone interconnectée

- l'approche "service" offre encore bien d'autres pistes pour le développement du photovoltaïque dans les zones isolées, comme par exemple la mise en gestion auprès de petits opérateurs privés de systèmes PV pour les activités de maintenance, de suivi et de recouvrement.

6 - PRINCIPALES CARACTERISTIQUES DES RESEAUX ISOLES ET ELEMENTS DE CALCUL DES CONTRAINTES

Les éléments obtenus par le consultant sur les réseaux électriques des sites isolés restent très partiels. Faute notamment d'éléments cartographiques et d'informations techniques détaillées, nous indiquons ici des éléments qualitatifs illustrés de quelques exemples de cas types sur les contraintes techniques des réseaux isolés. C'est sur la base de ces éléments que pourront être basés par la suite les dimensionnements et les évaluations de programmation budgétaire. Des études plus détaillées seraient néanmoins nécessaires pour définir au plus près les vrais coûts d'extension de réseau.

6.a - Généralités

Les besoins d’un site étant défini, il est indispensable d’évaluer le coût des ouvrages de la production et de la distribution afin de déterminer sa rentabilité et sa faisabilité. Un avant-projet sommaire doit contenir les quantités d’ouvrages en fonction de leur nature : ligne aérienne HTA, souterraine HTA, postes de transformation HTA/BT et réseaux BT aériens et souterrains. Ces ouvrages projetés doivent prendre en compte à court et moyen terme :

- La puissance à transiter - La chute de tension admissible

6.b - Evaluation simplifiée des contraintes sur réseaux aériens BT en conducteurs isolés, torsadés et préassemblés

Deux contraintes sont à respecter dans l’avant projet sommaire :

o La capacité maximale en puissance ou en intensité (contrainte physique des câbles)

o La chute de tension maximale admissible (contrainte de qualité de service)

En première approche, on considèrera en effet que les pertes joule seront réduites si l’on prend en compte de réserver une capacité d’accueil permettent le développement à court terme. Nous proposons d'indiquer ci-après des ordres de grandeur de caractéristiques de lignes BT type afin de respecter contraintes précitées. Les capacités maximales des câbles sont données pour chaque type de conducteur habituellement rencontrés sur ce type de réseau (Imax et Pmax pour un cos phi donnée et U = 380V), dont les principales valeurs sont indiquées dans le tableau suivant.

EMERAUDE

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SECTION DU CABLE EN MM² I max

A

Pmax Avec

Cos phi 0,9

Pmax Avec

Cos phi 0,8

3X25mm² Alu + 1x54,6 mm² Alm 112 A 66 59 3x35 mm² Alu + 1x54,6 mm² Alm 138 A 81 73 3x50 mm² Alu +1x54,6 168 A 99 89 3x70mm²Alu+1x54,6 ou 70 mm² Alm 213 A 125 112 3x150mm²Alu+1x70 mm² Alm 331 A 195 175

Tabl. 13 : caractéristiques des câbles aériens torsadés (pour U=380V et Tambiante 30°C, avec échauffement max de 60°C)

Exemple de calcul de chute de tension : Le calcul des chutes de tension est lui basée sur la méthode des moments électriques12. Pour un cos phi= 0,9, et un réseau d'une longueur de 500m au départ d’un poste HTA/BT ou d’un groupe de production. La chute de tension maximale en bout de ligne sera la suivante :

Cas : Charge concentrée en bout de ligne

Charge uniformément répartie

Exemple : Artisan ou PME situé sur un terrain isolé 30 kW appelé

Zone de résidences, 10 habitations branchées de façon uniforme le long d'une allée, et appelant chacune 3kW, soit 30kW

Conducteur de 25 mm²

15% 7,5%

Conducteur de 70 mm²

5,8% 3%

Tabl. 14 : exemple de calcul de chute de tension sur un réseau BT

Remarque : Les règles imposées aux distributeurs ont évolué dans le temps. Contractuellement la tension nominale du réseau était de 380 V, avec une tolérance de distribution de +/- 10%. Depuis quelques années la tension nominale est de 400 V mais le distributeur doit faire en sorte que la tension se trouve à l’intérieur d’une fourchette de plus 6 % et moins 10 %

Les réseaux aériens sont le plus souvent limités par la contrainte de tension et non d’intensité mais il n’en reste pas moins vrai que les 2 aspects doivent être examinés à l’occasion de l’établissement de l’avant-projet, en particulier dans le cas de départs courts.

6.c - Calcul simplifié des réseaux HTA aériens en conducteurs nus

Le cas des lignes aériennes peut être étudié au niveau de l’avant projet par la même méthode que celle des réseaux aériens basse tension détaillée ci-dessus. Ne possédant aucun élément relatif aux ossatures HTA, il conviendra de calculer uniquement la chute de tension dans l’extension pour le raccordement de nouvelles zones non desservies actuellement. Toutefois l’extension projetée devra s’intégrer dans le plan à moyen terme étudié par le distributeur afin d’éviter que des ouvrages deviennent caducs avant leur amortissement.

12 Ch. Lavanchy, "Etude et construction des lignes électriques aériennes", 1952

EMERAUDE

Page 71

SECTION DU CABLE EN MM²

I max A

P¨max MW Avec Cos phi 0,9

P¨max MW Avec Cos phi 0,8

DERIVATIONS Almélec 54,6mm² 145 4,5 4,0 Ossatures Almélec 75,5mm² 180 5,6 5,0 Almélec 148 mm² 270 8,4 7,5

Tabl. 15 : caractéristiques des câbles HTA aériens nus en Almélec (U = 20kV, Tamb = 25°C, échauffement max admissible de 15°C)

Exemple : Prenons le cas d'un quartier isolé, situé à 40km d'un poste ou d'une centrale de production et comptant environ 1100 ménages appelant chacun 2kW, soit 1,8 MW appelé en pointe maximale (avec un foisonnement de 0,8). La chute de tension au bout de la ligne HTA de 20kV, sera en 75,5 mm² de 12,5%, et de 8,7% en 148mm².

III - CARACTERISATION DE LA DEMANDE ELECTRIQUE ACTUELLE DANS LA ZONE NON-INTERCONNECTEE

1 - EVALUATION DE LA DEMANDE PAR LA PRODUCTION

Les données de productions des centrales des communes isolées posent problèmes. Jusqu'à cette année, les données disponibles étaient toutes le fait de relevés partiels, de reconstitution ou d'extrapolation à partir de paramètres divers (relevé sur une phase, consommation, diesel, etc…). Si cette approche reste encore vraie pour certains sites, EdF a néanmoins mis en place depuis plusieurs mois des centrales d'acquisition de données sur les principales centrales des communes de l'intérieur qu'elle exploite. Nous indiquons ci-après les données mesurées sur les 9 centrales instrumentées, entre le 1er janvier et le 30 septembre 2003, ainsi qu'une extrapolation au prorata du nombre de mois restant pour une évaluation de la production sur l'année 2003.

EMERAUDE

Page 72

COMMUNES BILAN 9 mois Extrapolation 2003 (Transénergie) kWh kWh/an %

SAUT MARIPA - - SAUT MARIPA 821 591 1 095 455 SAUT MARIPA 241 300 321 733

Ss total St Maripa 1 062 891 1 417 188 ST GEORGES therm 1 508 548 2 011 397

Total St Georges (hydro+th)

2 571 439 3 428 585 35,7%

CAMOPI 81 706 108 941 1,1% OUANARY 59 405 79 207 0,8% REGINA 662 133 882 844 9,2% KAW 102 759 137 012 1,4% APATOU 815 239 1 086 985 11,3% GRAND SANTI 285 322 380 429 4,0% PAPAICHTON 525 513 700 684 7,3% MARIPA SOULA 2 097 063 2 796 084 29,1%

Ss total hydro 1 062 891 1 417 188 14,8% Ss total thermique 6 137 689 8 183 585 85,2% TOTAL 7 200 580 9 600 773 100,0%

Tabl. 16 : Données de production sur 9 centrales de production isolées instrumentées par EdF (2003)

La production estimée pour l'année 2003 s'élève alors à 9 600 kWh, contre 8 700 kWh indiquée en 2002 par EdF, soit une croissance de l'ordre de 9,4% sur un an. La part de la production hydraulique générée par la centrale de Saut Maripa est estimée sur la tendance actuelle à environ 15% de la production totale de ces centrales. Cette part pourrait néanmoins être bien supérieure compte tenu du fait que sur les 3 turbines installées, l'une n'a pas du tout fonctionné durant l'année, que la seconde s'est arrêtée en mai dernier suivi par la dernière depuis septembre 2003. On note également la prépondérance des 2 communes St Georges et Maripasoula, qui représentent à elles seules 64% de la production électrique.

Total St Georges

(hydro+th)36,4%

CAMOPI1,1%

REGINA9,0%

KAW1,5%APATOU

11,2%

GRAND SANTI3,9%

PAPAICHTON7,2%

MARIPA SOULA28,9%

OUANARY0,8%

Figure 21 : Part de la production par centrale pour 9 sites instrumentés par EdF (2003)

Le graphique suivant présente l'historique de production des différents centrales instrumentées sur les 9 premiers mois de l'année 2003.

EMERAUDE

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-

50 000

100 000

150 000

200 000

250 000

300 000

350 000

JANV FÉV MARS AVRIL MAI JUIN JUIL AOÛT SEP

Total St Georges (hydro+th)

MARIPA SOULA

APATOU

REGINA

PAPAICHTON

GRAND SANTI

KAW

CAMOPI

OUANARY

Figure 22 : Historique de production de 9 centrales isolées (pédiode de janvier à septembre 2003)

2 - EVALUATION DE LA DEMANDE PAR LES DONNEES DE CONSOMMATIONS

Cette évaluation se fait selon la méthode présentée et utilisée pour le réseau interconnecté. Il est donc important de noter que la reconstitution est basée sur les communes électrifiées par EdF (base de calcul : nombre d'abonné) avec des estimation de client sur St Elie. La reconstitution sur Régina inclue la demande électrique de Régina bourg et de Kaw.

Consommation en kWh

Agric

ultu

re

Artis

anat

-Pet

ite

Indu

strie

Bure

aux

et

adm

inist

ratio

ns

Com

mer

ce

indé

pend

ant

Com

mer

ce in

tégr

é et

Gro

s St

ocka

ge

Equi

pem

ents

co

llect

ifs

Hopi

taux

co

llect

ivité

s di

vers

es

Hote

llerie

-re

stau

ratio

n

Indu

strie

Loca

ux s

cola

ires

et

unive

rsita

ires

Usag

es

dom

estiq

ues

Total

Régina 0,2% 2,3% 3,8% 1,2% 0,7% 4,5% 2,6% 0,9% 0,0% 0,5% 83,3% 774 207 Saint-Georges 0,2% 2,3% 9,8% 1,2% 0,7% 2,5% 1,4% 0,9% 0,0% 0,3% 80,7% 1 939 709 Ouanary 0,2% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 11,6% 6,6% 0,0% 0,0% 1,3% 80,3% 92 166 Saül 0,3% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 99,7% 106 048 Maripasoula 0,2% 8,7% 3,8% 4,6% 2,5% 1,8% 1,0% 3,3% 0,0% 0,2% 74,0% 1 934 482 Camopi 0,2% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 3,2% 1,8% 0,0% 0,0% 0,4% 94,4% 168 038 Grand-Santi 0,2% 7,3% 3,0% 3,9% 2,1% 2,9% 1,6% 2,8% 0,0% 0,3% 75,9% 483 208 Saint-Élie 0,2% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 5,5% 3,1% 0,0% 0,0% 0,6% 90,6% 194 679 Apatou 0,2% 5,2% 1,7% 2,7% 1,5% 2,2% 1,3% 1,9% 0,0% 0,3% 82,9% 854 461 Papaichton 0,2% 0,0% 9,1% 0,0% 0,0% 3,8% 2,1% 0,0% 0,0% 0,4% 84,4% 647 842 Total 14 580 309 242 381 436 162 916 90 434 202 428 114 900 116 334 0 23 380 5 779

1907 194 840

% 0,2% 4,3% 5,3% 2,3% 1,3% 2,8% 1,6% 1,6% 0,0% 0,3% 80,3% Tabl. 17 : Reconstitution de la demande électrique par commune isolée et par secteur d'activité

EMERAUDE

Page 74

Cette reconstitution permet de retrouver les principaux centres de consommation, à savoir St Georges, Maripasoula, puis Apatou. Ici, la commune de Régina inclue la demande au niveau de Kaw. On observe néanmoins des écarts importants par commune, notamment sur St Georges et Maripasoula où la reconstitution de la demande est très inférieure à la production (même recalée à l'année 2002), tandis qu'on observe la situation inverse sur Camopi et Grand Santi. Globalement, si l'on compare les chiffres concernant les 9 sites exploités par EdF la production indiquée est de 8 700 kWh, tandis que la reconstitution de la demande présentée dans le tableau ci-dessus est évaluée à 6 894 kWh (à l'exclusion donc de Saül et St Elie). Cette différence s’explique en partie par les éléments suivants : • utilisation des chiffres de facturation fournis par EDF sur les sites isolés (incluant

uniquement les sites gérés par EDF) qui ont été répartis à l’image du nombre d’abonnement

• pertes importantes au sein des plus grands sites • différences importantes des consommations unitaires d’un site à l’autre en

fonction du niveau d’électrification • références temporelles différentes entre l’offre et la demande. Ici encore ce

problème se pose et il est aggravé par les taux de croissances importants que l’on observe sur les sites isolés

• Problèmes de fraude ou de non facturation sur ces sites Tous ces problèmes de reconstitution montrent qu’il serait indispensable de travailler site par site afin d’arriver à expliquer la réalité et la spécificité de la demande pour ces villages.

Papaichton9%

Régina11%

Apatou12%

Maripasoula27%

Saint-Georges27%

Grand-Santi7%

Camopi2% Saint-Élie

3%

Saül1%Ouanary

1%

EMERAUDE

Page 75

Consommation des sites isolés (kWh)

0 500 000 1 000 000 1 500 000 2 000 000 2 500 000

Régina

Saint-Georges

Ouanary

Saül

Maripasoula

Camopi

Grand-Santi

Saint-Élie

Apatou

PapaichtonAgriculture

Artisanat -Petite Industrie

Bureaux et administrations

Commerce indépendant

Commerce intégré et GrosStockageEquipements collectifs

Hopitaux collectivités diverses

Hotellerie-restauration

Industrie

Locaux scolaires et universitaires

Usages domestiques

Tabl. 18 : Répartition de la demande électrique reconstituée par commune isolée et par secteur d'activité

Consommation des sites isolés (kWh)

0 1 000 000 2 000 000 3 000 000 4 000 000 5 000 000 6 000 000 7 000 000

Agriculture

Artisanat -Petite Industrie

Bureaux et administrations

Commerce indépendant

Commerce intégré et Gros Stockage

Equipements collectifs

Hopitaux collectivités diverses

Hotellerie-restauration

Industrie

Locaux scolaires et universitaires

Usages domestiques

BTHT

Figure 23 : Répartition de la demande électrique reconstituée par secteur d'activité dans les communes isolées

3 - CONCLUSION DE LA DEMANDE ACTUELLE SUR LES COMMUNES DE L'INTERIEUR

En gardant à l'esprit les limites du travail au regard des contraintes sur les données disponibles, les résultats précédents permettent de confirmer : § la prépondérance des usages domestiques (80% de la consommation) § l'existence de 2 grands pôles de consommation que sont St Georges et

Maripasoula, représentant à eux seul plus de la moitié de la consommation. Viennent ensuite pour 10% environ les bourgs de Papaïchton et Apatou.

Par ailleurs, on notera aujourd'hui les difficultés a obtenir un bilan précis permettant de faire une comparaison entre l'offre et la demande. La méthode de reconstitution descendante de la demande électrique utilisée ici soulève un certain nombre de

EMERAUDE

Page 76

questions notamment en terme de niveaux de pertes éventuelles technique et non technique. Un travail de reconstitution de type ascendant, basé sur des enquêtes de terrain impossible à faire dans le cadre de cette étude générale, permettrait de mieux comprendre la constitution de la demande.

IV - PRESENTATION DES FICHES MONOGRAPHIQUES PAR COMMUNE

Compte-tenu de la diversité des données et du nombre potentiel de sites à considérer, nous avons reporté en annexe 7 des "fiches par communes et principaux écarts", indiquant pour chaque entité les principales informations collectées (démographiques, réseaux de distribution isolés, caractéristiques des centrales, etc...) Les données démographiques générales sont indiquées à l'échelle des 10 communes de l'intérieur sur la base des données du recensement Insee de 1999. Ensuite, les 15 "villages" suivants font l'objet d'un récapitulatif des données collectées dans cette première phase : § Grand-Santi bourg § Apatou bourg § Papaichton bourg § Saül § Maripasoula bourg § Antecume Pata § Saint Elie § Saint-Georges bourg § Tempak § Trois Palétuvier § Ouanary § Camopi bourg § Trois Sauts § Régina bourg § Kaw

Les données, quand elles sont disponibles concernent : - les conditions d'accès - des informations socio-économiques - les projets d'électrification - la description de l'électrification et les nombres et types de postes de distribution

le cas échéant - les principales caractéristiques des centrales de production thermique ou

hydrauliques, ainsi que des données de production, pour lesquelles les sources sont indiquées

Ces fiches pourront être complétées ou corrigées au fur et à mesure des nouvelles informations et recoupements effectués.

EMERAUDE

Page 77

CHAPITRE IV : IDENTIFICATION DES SITUATIONS D'URGENCE ET PRINCIPAUX PROJETS ENGAGES

I - SITUATIONS D'URGENCE

Les situations d’urgence se concentrent sur les communes de l'intérieur, mais également sur certains écarts du littoral. Nous citerons principalement : § la zone littorale comprise dans le triangle St Laurent, Organabo, Mana, où

l’installation des populations bushinengués (à la suite de la guerre au Surinam) au cours des années 90 a conduit à la création de nombreux petits hameaux, à proximité de la RN1 et des CD 8 et 9, qui ne sont pas desservis aujourd'hui

§ le Maroni dans son ensemble où l'offre d'électrification ne parvient pas à répondre à la demande : augmentation des capacités de production et extension des réseaux existants, mais également électrification d'écarts aujourd'hui non alimentés

Les principales actions d'urgence identifiées auprès des différents acteurs rencontrés dans la première phase de cette étude sont présentées dans le tableau suivant. Les budgets indiqués sont ceux estimés pour ces travaux par EdF ou la DAF principalement.

EMERAUDE

Page 78

Commune Nature des travaux Budget prévisionnel

Apatou - Renforcement de la centrale : remplacement du GE n°2 par autre GE de puissance équivalente (150kVA) et remplacement du GE n°3 par un GE de 250kVA

- Travaux divers de sécurité

- 197,5 kEUR

- 32,5 kEUR

Grand Santi - création de la nouvelle centrale sur la zone de Grand Citron et extension du réseau pour l'alimentation des bourgs de Grand Santi, Grand Citron et Anakondé (travaux en cours, prévision de fin de travaux en 2004)

- renforcement de la production sur Apagui (centre scolaire)

- 1 600,0 kEUR

St Georges - Dépose et remplacement du GE n°4 (400kVA, hors d'usage) par un GE de 650kVA (en remplacement du groupe en container actuellement en place)

- remise en route de la centrale micro-hydraulique de Saut Maripa

- Travaux divers de sécurité

- 230,0 kEUR - non chiffré - 930,0 kEUR

Maripasoula - Dépose et remplacement du GE n°1 (275kVA) par un GE de 250kVA

- Travaux divers de sécurité

- 126,7 kEUR

- 93,0 kEUR

Papaïchton - mise en place d'un groupe de secours de 250 kVA

- mise en place d'un cuve de stockage FOD de 10 000 l

- Travaux divers de sécurité

- 90 kEUR - 58 kEUR - 27,0 kEUR

Camopi - Installation d'un groupe électrogène de 70 kVA

- 40,0 kEUR

TOTAL estimé - 3 500 kEUR Tabl. 19 : listes des principales situations d'urgence et travaux prévus à court terme

II - PRINCIPAUX PROJETS PREVUS A MOYEN TERME

Nous présentons dans le tableau suivant les principaux travaux pré-identifiés. Ce tableau est basé sur les travaux de planification en cours, essentiellement sur la CCOG. Il sera bien entendu complété et ajusté dans les rapports suivants de la présente étude.

EMERAUDE

Page 79

Commune Nature des travaux Budget prévisionnel St Laurent - Extension de réseau - 300 kEUR

Mana - Extension de réseau - 300 kEUR

Apatou - Mise en conformité des réseaux HTA

- Renforcement du stockage combustible - Dépollution

- non chiffrée - 200 kEUR - non chiffrée

Ouanary - Renforcement de la centrale (GE de 100kVA)

- Déplacement de la centrale

- 30 kEUR - 800 kEUR

Maripasoula & Papaïchton

- Interconnexion des 2 communes - Connexion du village d'Acapou - Projet de centrale micro-hydraulique

(étude préalable mais projet non planifié pour le moment)

- 1 700 kEUR pour la ligne HTA 20kV enterrée (40km environ)

Maripasoula - Réhabilitation de la centrale (reprise bâti, traitement des égouttures, dépollution)

- Extension de réseau

- 1,0 MEUR dont 0,4 dépollution

- 500 kEUR

Papaïchton - Dépollution du site actuel - Extension de réseau

- 600 kEUR

TOTAL estimé - 5 500 kEUR Tabl. 20 : liste des principaux travaux identifiés à moyen terme

A long terme, on peut également d'ores et déjà évoquer la construction de la route entre St Laurent et Apatou, qui devrait permettre la construction d'une ligne électrique qui assurant l'interconnexion d'Apatou au réseau du littoral, mais également l'électrification de nombreux écarts situés le long de cette route.

EMERAUDE

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ANNEXES

Annexe 0 : Bibliographie Annexe 1 : Récapitulatif de la production sur le réseau

interconnecté Annexe 2 : Réseau interconnecté : Eléments de calcul

postes et réseaux HTB/HTA Annexe 3 : Réseau interconnecté : Evaluation des pertes

dans les transformateurs HTB/HTA Annexe 4 : Traitements cartographiques Populations communales, Production & distribution

HTB, Distribution HTA/BT, Energies renouvelables Annexe 5 : Résumé des schémas contractuels de

délégation de gestion des réseaux de distribution électrique

Annexe 6 : Historique des longueurs de réseaux HTAB,

HTA et BT, et historique du nombre de poste Annexe 7 : Fiches monographiques par communes et

principaux écarts Annexe 8 : Liste des personnes rencontrées lors de la

mission de Transénergie du 14 au 22 sept. 2003