Résumé à l'attention des décideurs

MINISTERE DES RESSOURCES MARINES, en charge de la perliculture, de la pêche et de l’aquaculture et des technologies vertes

Schéma directeur des ENR

Résumé à l’attention des décideurs 31/01/2012

Contacts: Jean-Marc JANCOVICI – [email protected] Julien BLANC – [email protected] Stéphane BITOT – [email protected]


§  Un objectif ambitieux de développement des renouvelables •  En 2020, 50% de l’électricité d’origine renouvelable en Polynésie

française

§  Un ensemble d’éléments existants •  Une première PPI a déjà été rédigée en 2009 pour l’île de Tahiti •  De nombreuses études ont été réalisées depuis sur les principales ENR

§  Deux objectifs principaux pour le Schéma Directeur •  Mise à jour de la PPI pour Tahiti, pour tenir compte des nouvelles

conditions et des nouvelles études réalisées entre temps •  Intégration des îles

Le projet de Schéma Directeur des ENR

2 31/01/2012 Schéma Directeur des ENR - Résumé du rapport

Un autre objectif aurait probablement entrainé des conclusions différentes


Périmètre de l’étude


0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Popula'on Consomma'on

Autres îles HIVA OA TUBUAI RURUTU UA POU RAIATEA TAHAA HUAHINE NUKU HIVA RANGIROA BORA BORA MOOREA-‐MAIAO TAHITI

Les îles étudiées spécifiquement représentent 93% de la population et 96% de la consommation éléctrique

Consommation d’électricité et population en Polynésie française


0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

St Barthelemy

Autres îles PF

Guadeloupe Hawaii Nelle Calédonie

Polynésie Réunion TahiR Fiji

Autres EnR

Hydroélectricité

Thermique

Comparaison du mix énergétique polynésien avec d'autres états insulaires

Source: IRENA, SEI, IEOM, EDT Données 2009 ou 2010 selon les

îles

Une position moyenne parmi les pays insulaires pour la consommation et la part des EnR

Consommation d’électricité par habitant dans différents états insulaires

11 200 9 300

8 500

4 300 4 000 3 000 2 700

2 000 600 230 150

-‐

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

kWh / ha

bitant / an

Sou

rce:

IRE

NA

, SE

I, IE

OM

, ED

T

Don

nées

200

9 ou

201

0 se

lon

les

îles

Deux leviers pour augmenter la part des renouvelables

•  Baisser les consommations, en conservant la production d’EnR

•  Augmenter la production des EnR

31/01/2012 4 Schéma Directeur des ENR - Résumé du rapport


Messages clés 1/2

Après 50 ans de croissance et 3 années de stagnation, la

consommation d’électricité est en baisse

Cette tendance doit être maintenue pour atteindre 50% d’EnR en 2020.

La baisse ne doit pas être subie mais accompagnée et amplifiée par la MDE.

Les mécanismes tarifaires et les politiques de subvention doivent être revus.

Le coût de l’électricité polynésienne est

structurellement orienté à la hausse

La partie thermique suit les cours du pétrole, orientés à la hausse.

Toutes les EnR étudiées ont des coûts de production plus élevés que le coût actuel du thermique.

Cette hausse ne doit plus être masquée par le FRPH, qui est une subvention à l’électricité thermique.



Messages clés 2/2

Le Pays doit se doter des moyens humains de régulation du secteur et de contrôle de la concurrence afin d’attirer de nouveaux acteurs et investisseurs.

Il faut utiliser les mécanismes existants tels l’Appel à Manifestation d’Intérêt.

Pour bien préparer l’après 2020, plusieurs actions sont à

mener dès aujourd’hui

Le Pays doit suivre l’évolution des technologies d’avenir : ETM, solaire thermique, PV avec stockage …

Le Pays doit suivre ou accompagner les projets pilotes existants : énergie hydrolienne, houlomotrice, biomasse

Il faut rechercher tous les mécanismes de subvention possibles : Etat, Europe, investissements privés

L’objectif de 50% d’EnR est tout juste atteignable en se limitant

aux techniques et projets existants

L’hydroélectricité est une valeur sûre, mais à un coût nettement plus élevé qu’actuellement.

Le photovoltaïque intermittent doit être réservé en priorité aux particuliers et projets de petite taille car les capacités d’accueil sont limitées.

Pour Tahiti le bon objectif est 60% d’EnR. La situation est très variable selon les îles.

31/01/2012 6

Il faut favoriser la mise en place de projets de qualité dans le

domaine de l’énergie

Schéma Directeur des ENR - Résumé du rapport


Agenda

§  La demande en électricité

§  L’offre de production

§  L’équilibre offre – demande

§  Conclusions



0

100

200

300

400

500

600

700

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 (estimé)

GW

h Iles

Tahiti

Consommation d’électricité en Polynésie française

Source: EDT, données annuelles 2011 estimées sur la base des 9 premiers mois

Une consommation électrique orientée à la baisse

Après 15 ans de hausse, on observe un mouvement de stabilisation des consommations, voire une baisse

Première baisse Baisse nette : -7%



-8%

-6%

-4%

-2%

0%

2%

4%

6%

8%

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Varia

tion

annu

elle

(%)

TAHITI - BT TAHITI - MT

400

420

440

460

480

500

520

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 (estimé)

GW

h

Consommation d’électricité à Tahiti

Une consommation électrique orientée à la baisse (1/2)

Données: EDT, données annuelles 2011 estimées sur la base des 9 premiers mois

2008 : première baisse En 2011 : -7%

Variation de la demande à Tahiti

Sou

rce:

ED

T, v

aria

tion

2011

cal

culé

e

sur l

es 9

pre

mie

rs m

ois

de l’

anné

e

Hôpital

31/01/2012 9

Après 50 ans de hausse, la tendance est à la baisse

à Tahiti

La baisse concerne les abonnés basse et moyenne

tension



-8%

-6%

-4%

-2%

0%

2%

4%

6%

8%

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Varia

tion

annu

elle

(%)

ILES - BT ILES - MT

0

20

40

60

80

100

120

140

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 (estimé)

GW

h Iles

Consommation d’électricité dans les îles

Une consommation électrique orientée à la baisse (2/2)

Données: EDT, données annuelles 2011 estimées sur la base des 9 premiers mois

Baisse depuis 2008

Variation de la demande dans les îles

Sou

rce:

ED

T, v

aria

tion

2011

cal

culé

e

sur l

es 9

pre

mie

rs m

ois

de l’

anné

e

31/01/2012 10

Après 50 ans de hausse, la tendance est à la baisse

dans les îles

La baisse dans les îles concerne les abonnés basse et

moyenne tension, comme à Tahiti



-‐

10 000

20 000

30 000

40 000

50 000

60 000

-‐

50

100

150

200

250

300

350

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Conso. Moyenne (kWh/mois) Nombre d'abonnés

Sou

rce:

Car

bone

4, d

onné

es E

DT

La consommation moyenne est en baisse

Baisse du nombre d’abonnés en 2011 kWh/mois

31/01/2012 11

On constate une stabilisation du nombre d’abonnés (décorrélé de l’évolution démographique), ainsi qu’une diminution de la consommation par abonné




- 200

-2 200

-4 000

-3 300

- 200

-1 600 -1 800

-4 500

-4 000

-3 500

-3 000

-2 500

-2 000

-1 500

-1 000

- 500

-

P0 (-0,3%)

P1 (-6%)

P2 (-16%)

P2' (-29%)

P3 (-4%)

P4 (-3%)

P4' (-12%)

MW

h

Part de la tranche :

Tranche :

La baisse est plus sensible dans les tranches « hautes », « superflues »

Cette baisse s’accompagne donc d’une réduction importante de la

subvention des tranches « supérieures » à la tranche

« sociale »

Données : EDT, MRM

Tranche tarifaire Prix du kWh

(2011)

P0 : usage domestique (0 à 150 kWh)

Prix de référence de l’électricité



P2’ : usage domestique (>500 kWh)

P3 éclairage public

P4 usage professionnel (0 à 3 000 kWh)

P4' usage professionnel (> 3 000 kWh)

19,16 XPF/kWh

35,91 XPF/kWh

40,56 XPF/kWh

48,66 XPF/kWh

53,66 XPF/kWh

34,66 XPF/kWh

40,56 XPF/kWh

44,26 XPF/kWh

P0

31%

P1

18% P2

12% P2'

5%

P3

3%

P4

24%

P4'

7%

Consommation BT 2010, découpage par tranche

Contribution de chaque tranche à la réduction de la demande 2010-2011 (9 mois)

Source: EDT

Tarif subventionné

Tarifs « subventionneurs »


Des améliorations sont possibles sur les tarifs Un potentiel réel existe pour la MDE

Réduction de la demande domestique sur les 9 premiers mois de 2011, par tranche

- 200

-2 200

-4 000

-3 300

-4 500 -4 000 -3 500 -3 000 -2 500 -2 000 -1 500 -1 000

- 500 -

Sou

rce:

Car

bone

4, d

onné

es E

DT

MWh

< 150 kWh 19,16 XPF/kWh

151 à 280 kWh 40,56 XPF/kWh

281 à 500 kWh 48,66 XPF/kWh

> 500 kWh 53,66 XPF/kWh

Prix subventionné Qui en bénéficie vraiment ?

-17% lié aux comportements -3% lié aux installations PV


Pref: 35,91XPF/kWh


!25%%!20%%!15%%!10%%!5%%0%%5%%10%%15%%20%%25%%

HUAH

INE%

MAT

AIVA

%

TIKEHA

U%

NUKU

%HIVA%

HAO%

RIMAT

ARA%

TAPU

TAPU

ATEA

%

RURU

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TAHA

A%

MAK

ATEA

%

RAIVAV

AE%

HIVA

%OA%

UA%HU

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MOORE

A%

UA%PO

U%

TUBU

AI%

MAU

PITI%

TUMAR

A'A%

BORA

%BORA

%

RANGIRO

A%

Evolution de la demande entre 2008 et 2011 (calculée sur les 9 premiers mois de l'année)

Source: EDT

Dans les îles, il est très difficile d’observer une tendance générale

La demande suit des variations locales ne respectant aucune tendance générale. Ce sont des raisons spécifiques à chaque île (nouvel hôtel à Huahine, fermeture

d’établissements à Bora Bora et Rangiroa, etc.) qui expliquent les variations observées.



Evolution et projection tendancielle de la population polynésienne

Les déterminants de la demande Critères démographiques et sociétaux

Source: ISPF, 2007

Nombre d'habitants par logement

Source: ISPF, 2007

+ 1 008 + 1 090

+ 548

- 122 - 400

- 200

0

200

400

600

800

1 000

1 200

2 008 2 009 2 010 2011 (estimation)

Variation du nombre d'abonnés domestiques à Tahiti

Source: EDT (estimation 2011 sur la base des 9 premiers mois

?

Plus que le nombre de personnes, c’est le nombre de foyers qui détermine la

demande, et celui-ci peut ne pas suivre l’évolution démographique



Les déterminants de la demande Conditions économiques

-0,5%

2,3%

-4,0%

-1,7%

-3,3% -2,7%

-5,0% -4,0% -3,0% -2,0% -1,0% 0,0% 1,0% 2,0% 3,0%

2006 2007 2008 2009 2010 2011

Vari

atio

n du

PIB

rée

l

0 20 40 60 80

100 120 140 160 180 200

1990

19

91

1992

19

93

1994

19

95

1996

19

97

1998

19

99

2000

20

01

2002

20

03

2004

20

05

2006

20

07

2008

20

09

2010

20

11

2012

20

13

2014

20

15

2016

20

17

2018

20

19

2020

20

21

$/ba

ril

IEA current policies scenario

Trend

EIA reference scenario

EIA High energy price scenario

Historical data

Evolution du PIB réel depuis 2006

Source: Services des Affaires Economiques, 2011 Scénarios possibles sur le prix du baril à horizon 2020

Source: Carbone 4, d’après l’AIE et l’IEA

Le temps du pétrole abondant et bon marché est définitivement

derrière nous…

Si l’on corrige le PIB de l’inflation, l’économie apparaît en récession sur les dernières

années



Deux contextes contrastés pour définir les scénarios de demande…

31/01/2012 17

Contrainte extérieure modérée Contrainte extérieure forte

Démographie Croissance prévue par l’ISPF : 320 000 hab. en 2020

Nombre d’abonnés domestiques

Retour aux prévisions de l’ISPF

+2,25% par an

Tendance actuelle : le nombre d’abonnés ne suit pas la hausse

démographique

+0,55% par an

Demande brute usages domestiques

Retour à la croissance observée entre 2000 et 2007

+15% d’ici à 2020

Tendance des dernières années -20% d’ici à 2020

Nombre d’abonnés professionnels

La tendance actuelle se poursuit

+1% par an Stagnation du nombre d’abonnés

moyenne tension

Demande brute professionnels

L’activité repart à la hausse

+20% d’ici à 2020

L’activité continue à baisser

-20% d’ici à 2020



Les potentiels MDE retenus

Impact de la politique MDE (scénario « Croissance sans MDE », 2020)

Source: Calculs Carbone 4, sur la base de la PPI 2009, EDT et les schémas directeurs des DOM-TOM

-20% -15% -20% -15%



Pas de Maîtrise de la Demande Maîtrise de la Demande

Contrainte modérée

Croissance sans MDE

Ce scénario envisage des conditions concourant à une nette hausse de la

consommation d’hydrocarbures.

Croissance avec MDE

Dans ce scénario, la demande en services électriques augmente, mais la MDE permet de limiter la hausse de la demande

en électricité.

Contrainte forte

Décroissance sans MDE

Dans ce scénario la demande plie sous les contraintes externes. Aucun plan de

MDE n’est mis en place pour prévenir cette contrainte.

Décroissance avec MDE

Les conditions difficiles sont prévenues par la mise en place d’actions fortes en

faveur de la réduction proactive des consommations et permettant la protection

des ménages modestes.

… modulé par le niveau d’engagement en faveur de la MDE

Ces scénarios ne sont pas extrêmes ou irréalistes, et réciproquement aucun scénario n’est présenté comme « moyen » ou « probable »



485 GWh

638 GWh

533 GWh

426 GWh 425 GWh

-

100

200

300

400

500

600

700

2011 Croissance sans MDE

Croissance avec MDE



GW

h

Moyenne Tension

Eclairage Public

BT Pro

Véhicule électrique

Usages domestiques

Quatre scénarios contrastés pour la demande sur Tahiti

Tahiti: demande à l'horizon 2020 pour chacun des scénarios

Les deux scénarios « Croissance » sont assez similaires à ceux étudiés

dans la première PPI.

Dans les scénarios « Décroissance » la MDE joue un rôle de protection plus

que de réduction des consommations



123 GWh

175 GWh

145 GWh

106 GWh 102 GWh

- 20 40 60 80

100 120 140 160 180 200

2010 Croissance sans MDE

Croissance avec MDE



GW

h

Moyenne Tension

Eclairage Public

BT Pro

Usages domestiques

… déclinables aux îles.

Îles: demande à l'horizon 2020 pour chacun des scénarios



Agenda




§  Conclusions



§  Puissance Garantie •  La puissance disponible doit être suffisante pour assurer la réponse à la

demande en électricité à tout moment de l’année et dans toutes les îles. §  Coût

•  La production électrique doit se faire à un coût minimal et non soumis à des contraintes extérieures.

§  Qualité •  La production électrique doit se plier à un certain nombre de règles

concernant notamment la stabilité du réseau (minimisation des temps de coupure) ainsi que la protection des équipements qui en font usage (garantie des plages de tension et de fréquence).

§  Exigence Environnementale •  Les moyens de production mis en œuvre doivent garantir un impact minimal

sur l’environnement, à l’échelle mondiale (émissions de CO2 notamment) mais aussi locale (pollution de l’air, de l’eau, biodiversité, etc.).

L’offre en électricité doit répondre à plusieurs exigences essentielles



§  L’équilibrage (ajustement continu de la production électrique à la demande en électricité) est aujourd’hui quasi exclusivement assuré par les moyens thermiques, pour des raisons de flexibilité (temps de réponse), de puissance garantie et de coûts.

§  Le nécessaire maintien de l’équilibrage peut avoir plusieurs conséquences sur le développement des énergies renouvelables, et notamment: •  Un plafond technique sur la capacité d’accueil des EnR dites

intermittentes (photovoltaïque, éolien) •  Un productible revu à la baisse pour certaines énergies (hydraulique

notamment) du fait de difficultés de placement

L’équilibrage réseau, une problématique renforcée dans les îles



Mix électrique à l’instant t+5s

Régulation et intermittence

Mix électrique à l’instant t

L’offre de production thermique doit être capable à tout instant de compenser les fortes variations rapides de la production photovoltaïque.

Sur Tahiti, la puissance maximale admissible pour de l’intermittent est de 13,3MW.

Charge thermique Max.

Réserve tournante

Charge thermique min.



Mix électrique à l’instant t+10s

Régulation et intermittence

Mix électrique à l’instant t

L’offre de production thermique doit être capable à tout instant de compenser les fortes variations rapides de la production photovoltaïque.

Sur Tahiti, la puissance maximale admissible pour de l’intermittent est de 13,3MW.

Charge thermique Max.

Réserve tournante

Charge thermique min.



Exemple d’une journée chahutée pour le photovoltaïque

Chutes brutale de la production

Production PV par site (kWh)

31/01/2012 27

Absence de foisonnement

Production réelle

Production théorique



En cas de forte disponibilité de l’hydro

Placement de l’hydroélectricité

Mix électrique nocturne

Dans le cas où les bassins sont pleins, l’hydroélectricité non placée est perdue

Maximum atteint

Hydroélectricité non placée

Minimum thermique : 2 groupes de 14 MW min. de charge : 50% 2 * 14 * 50% = 14 MW



0"

10"

20"

30"

40"

50"

60"

70"

0" 1" 2" 3" 4" 5" 6" 7" 8" 9" 10" 11" 12" 13" 14" 15" 16" 17" 18" 19" 20" 21" 22" 23" 24"

Puissance)ap

pelée)(M

W))

Complément"Punaruu" Hydro" Base"Punaruu" RTT"

Placement de l’hydroélectricité

Courbe de charge et placement des énergies heure par heure pour la journée du 08/08/2010

EDT estime pour 2010 la perte d’hydroélectricité par manque de capacité d’écoulement à environ 3,7% de la production (soit environ 7,8 GWh) pour 440 heures par an.

Source: EDT

Perte de potentiel hydro



Une offre majoritairement thermique, avec une part non négligeable d’hydroélectricité

Puissances installées dans les différents archipels en 2010

Sou

rce:

ED

T, M

RM

, 201

0

Schéma Directeur des Energies Renouvelables

Décembre 2011 page 1 sur 1

Tahiti 560 GWh

Thermique 470 MW

Hydroélectricité 46 MW

Photovoltaïque 9 MW

Moorea-Maiao 39 GWh

Thermique 17 MW

Photovoltaïque 109 kW

Iles sous-le-vent 72 GWh

Thermique 33 MW


Tuamotu-Gambier 8 GWh

Thermique 10 MW

Hybride solaire-diesel 680 kW


Marquises 12 GWh

Thermique 7 MW

Hydroélectricité 1 MW


Australes 7 GWh

Thermique 3 MW

Eolien 120 kW


!"!!!!!!

!!100!!!!

!!200!!!!

!!300!!!!

!!400!!!!

!!500!!!!

!!600!!!!

!!700!!!!

!!800!!!!

Tahi0! Iles! Polynésie!Française!

GWh$

Autres!EnR!

Hydroélectricité!

Thermique!

Mix électrique de la Polynésie Française

Sou

rce:

ED

T, M

RM

, 201

0 30%




Des scénarios de prix pour le pétrole en 2020

0 20 40 60 80

100 120 140 160 180 200

19

90

1

99

1

19

92

1

99

3

19

94

1

99

5

19

96

1

99

7

19

98

1

99

9

20

00

2

00

1

20

02

2

00

3

20

04

2

00

5

20

06

2

00

7

20

08

2

00

9

20

10

2

011

2

01

2

20

13

2

01

4

20

15

2

01

6

20

17

2

01

8

20

19

2

02

0

20

21

$/b

aril


Trend



Historical data

+ 8 + 8 + 8

+ 9 + 14 + 9

+ 12

+ 9

+ 11

0

10

20

30

40

50

60

70

80

TAHITI MOOREA BORA BORA RANGIROA MATAIVA RURUTU RIMATARA NUKU HIVA UA HUKA

2020

2011

Les surcoûts pour le kWh thermiques sont calculables

Scénario bas : 110 $/baril en 2020 (ce qui équivaut au prix 2011)

Scénario haut : 170 $/baril en 2020

(tendance de la hausse depuis 2003)

Coût du kWh thermique, XPF/kWh


Le coût du kWh est orienté à la hausse

0 20 40 60 80

100 120 140 160 180 200

19

90

1

99

1

19

92

1

99

3

19

94

1

99

5

19

96

1

99

7

19

98

1

99

9

20

00

2

00

1

20

02

2

00

3

20

04

2

00

5

20

06

2

00

7

20

08

2

00

9

20

10

2

011

2

01

2

20

13

2

01

4

20

15

2

01

6

20

17

2

01

8

20

19

2

02

0

20

21

$/b

aril


Trend



Historical data

31/01/2012 32

+10 $/baril (Brent)

=> +1 XPF/kWh Tahiti

=> +2 XPF/kWh îles

=> +1,25 XPF/kWh Ref

Impact du FRPH fin 2011 : -2,5 XPF / kWh

Soit un décalage d’un an de la hausse du prix du baril, pour un coût de 1,6 milliard de francs sur l’année



La subvention au kWh thermique rend les EnR moins compétitives

31/01/2012 33

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Prix CAF Total taxes

PrestaRons locales

FRPH Transport FPPH Coût ressenR

Coût réel

XPF / litre

67 +4,7

+11,5

-‐13,5

+ 12,6

-‐ 12,6

70

96

Si l’objectif de cette pratique est de diminuer le coût de l’électricité pour les abonnés, sa logique même est incompatible avec la volonté de développer les

énergies renouvelables, celles-ci apparaissant encore moins compétitives.




Un moyen pour servir un objectif: abaisser le coût du kWh électrique (1/3)

Impact du FRPH sur le coût de production

Subvention du kWh thermique

Répercussion sur le coût moyen





Réorientation de la subvention





Réorientation de la subvention

Maintien de la subvention

globale actuelle


La production hydroélectrique tahitienne varie fortement d’une année sur l’autre…

Capacité hydroélectrique installée

Production hydroélectrique et part dans le mix

31/01/2012 37

-‐

50

100

150

200

250

2008 2009 2010 2011 (esRmé)

149 GWh (27%)

146 GWh (26%)

211 GWh (38%) 174 GWh

(33%)



… de même que celle des Marquises

-‐

500

1 000

1 500

2 000

2 500

2 008 2 009 2 010

MWh

Hiva Oa

Nuku Hiva

Note : la production est ralentie en 2010 du fait de

travaux sur l’une des turbines de Nuku Hiva

31/01/2012 38

Capacité hydroélectrique installée

Production hydroélectrique aux îles Marquises



Le potentiel hydroélectrique est encore important à Tahiti…

10 MW

610 kW

1,1 MW

2,3 MW 1,2-1,3 MW

1,2-2,7 MW

2,85-6,2 MW



Projet Etude menée par Coût (XPF/kWh) Papeiha Vaiiha EDT 36

Mapuaura EDT 35,7

Tuauru Sogreah 37

Onoheha Sogreah 32

Vaïtaara Sogreah 40

Taharuu Sogreah 32

Vaite 2011 Carbone 4 22

… mais pas à 12,06 F / kWh

31/01/2012 40

Les prix annoncés sont tous supérieurs à 30 XPF/kWh

22 XPF/kWh

Sans tenir compte des nouvelles exigences en termes de

sécurité, environnement, etc. On applique l’évolution de l’index du BTP…

120 MXPF en 1981 Soit

11 XPF/kWh



§  Photovoltaïque en sites isolés •  C’est le programme Photom, lancé en 1997 •  Au total entre 1997 et 2010, environ 1500 installations ont été réalisées sur 29 îles, pour une puissance

totale de 1,8MW •  Aujourd’hui environ 75kWc sont installés chaque année. Une révision du système liant le Pays et les

installateurs est prévue pour 2012

§  Photovoltaïque connecté réseau •  Un premier programme d’incitation, Connectis, a été opérationnel entre 2005 et 2008 (pas de tarif de

rachat). Durant ces 4 années, 165kWc/an ont été installés en moyenne. •  En 2009, les premiers tarifs de rachat ont étés fixés entre 35 et 45 F / kWc (en fonction de la taille des

projets), avec la possibilité de profiter d’une double défiscalisation. Associées à une baisse rapide des coûts, ces conditions extrêmement favorables ont rapidement mené à une explosion du nombre de projets.

•  Au total sur les années 2008 à 2011, des dossiers ont été déposés pour plus de 65MW d’installations, et plus de 13MW de projets cumulés ont été validés par la Commission de l’Energie (CE). La plupart des projets sont de tailles supérieures à 200kWc et situées à Tahiti. Dans les îles, 3 projets ont été retenus à Bora Bora, Moorea et Nuku Hiva.

•  Suite à la révision des conditions de défiscalisation fin 2010 et la révision des tarifs de rachat en avril 2011 (alignés sur le coût de production du kWh thermique soit 15,98 XPF/kWh pour Tahiti et 23,64 XPF/kWh pour les îles), une part non négligeable de ces projets a été annulée et le nombre de projets déposés a nettement diminué en 2011.

§  Centrales Hybrides solaire-diesel •  Une première centrale hybride a été réalisée par EDT en 2000 à Makatea et renforcée en 2005 •  Six autres centrales ont été construites dans des villages en régie municipale de l’archipel des Tuamotu •  Entre 50% et 100% des besoins sont actuellement couverts par le champ solaire selon les sites.

Le photovoltaïque a été mis en œuvre de plusieurs manières, depuis près de 15 ans



Après une explosion en 2010, le PV réseau marque le pas

Récapitulatif des installations photovoltaïques en Polynésie

Sans l’annulation de nombreux projets PV, les capacités d’accueil du réseau (13,3MW) auraient été totalement saturées.

Source: EDT, MRM

31/01/2012 42

0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

Photom Toiture <200kWc

Toiture >200kWc

Hybride solaire

Total Tahiti Total Iles

Par type Par île

kWc

Présentés en CM mais non aboutis Validés en CM

Installés

Installé : 10 500 kWc Validé en Conseil des Ministres : 4 300 kWc



Potentiel Coûts

Tahiti Îles Tahiti Îles

PV intermittent Panneaux photovoltaïques « traditionnels », sans système de régulation. Prix compétitifs mais capacité d’accueil limitée.

Baisse de prix globale (matériel et installation) entre -35% et -45% sur la période.

Potentiel: +5MWc (y compris les projets déjà validés) 13 MWc au total Soit 18 GWh (3% de la consommation 2011 de Tahiti)

Potentiel: Limité à 30% de la puissance moyenne jour 8 MWc au total Soit 10 GWh (6% de la consommation des îles)

Source: ASIF

PV régulé Environ 50 MW Soit 70 GWh

Limité à la puissance moyenne jour : 21 MWc soit 28 GWh

Pour de grandes installations (de l’ordre du MWc), + 6 XPF / kWh, sur la base d’un contrat remporté par l’entreprise SAFT pour l’une des îles d’Hawaï. Pour des installations plus petites, en attente du retour d’expérience d’EDT sur Mataïva

Hybride solaire-diesel

Illimité Illimité

>100 XPF/kWh >100 XPF/kWh

Potentiel photovoltaïque

!!25!!!!

!!30!!!!

!!35!!!!

!!40!!!!

!!45!!!!

!!50!!!!

!!55!!!!

2011! 2012! 2013! 2014! 2015! 2016! 2017! 2018! 2019! 2020!

ILES!

TAHITI!



§  Le solaire à concentration est à exclure car la Polynésie française ne bénéficie pas d’un ensoleillement direct suffisamment important.

§  Il est également possible de produire de l’électricité à partir de solaire thermique sans concentration (avec une turbine ORC).

§  Cette technologie présente l’avantage de pouvoir intégrer très simplement un stockage « tampon » d’énergie, sous forme de ballon d’eau chaude.

§  Les chiffres ci-dessous sont issus d’un entretien avec Christian Lenôtre, directeur général de Sophia-Energie: •  Emprise au sol: 1ha pour 250kW de puissance et une production annuelle de

400MWh (projet pour l’île de la Réunion) •  Coûts indicatifs: 45-50 F / kWh (coûts de stockage inclus)

§  Cette technologie serait adaptée à la fois à Tahiti et aux îles.

Solaire thermique pour la production d’électricité

Faute de projets concrets à ce jour, ce potentiel n’a pas été pris en compte dans l’équilibre offre-demande



§  L’énergie éolienne est très peu développée en Polynésie Française. Les conditions climatiques ne sont pas très favorables à l’utilisation cette énergie (vitesses de vent relativement faibles et risque cyclonique), et les conditions d’installation sont également délicates avec des vallées souvent difficiles d’accès.

§  Deux expériences de taille moyenne ont été menées jusqu’ici : •  Sur l’île de Rurutu, 2 éoliennes de 60 kW ont été installées et connectées au réseau. Leur

production a représenté en 2001 environ 10% de la production totale de l’île. Ces éoliennes, installées en 1991, ont été arrêtées en 2008 (le matériel, arrivé en fin de vie, demandait un coût de maintenance trop élevé)

•  Sur l’île de Makemo, une centrale hybride éolien-diesel a été mise en place. La centrale connaît aujourd’hui d’importantes difficultés liées à du matériel défectueux.

§  Par ailleurs de petites éoliennes (7 kW) alimentent des sites isolés (pensions de famille à Maupiti et Tikehau) ou des réseaux isolés (île de Hao).

Eolien

A Tahiti, l’état d’avancement des études ne permet pas de conclure à une production possible en 2020

Dans les îles EDT a étudié des projets sur Tahaa, Nuku Hiva, Tikehau et Ua Pou



§  Une expérience de production d’électricité à partir de biomasse a déjà été menée sur Tahiti. •  La société Tamara’a Nui avait mis en place à Tipaerui en 1993 une première usine de

traitement de déchets ménagers. L’électricité était produite à l’aide d’une turbine vapeur de 2 MW (incinération des déchets) ainsi que deux groupes biogaz de 1 MW.

•  L’usine fut finalement arrêtée en 1995 et la société mise en faillite.

§  Deux projets sont actuellement à l’étude •  Sur Tahiti, centrale de bio-méthanisation et compostage de Paihoro

o  Projet présenté par le groupe SPRES et le Pays: 650kW pour un productible de 5,2GWh par an o  Compte tenu des difficultés techniques, environnementales et logistiques de ce type de projet, il nous

semble plus prudent de retenir des valeurs plus modestes pour le Schéma Directeur: 300kW pour un productible de 2 GWh par an

•  Sur Nuku Hiva, centrale dendrothermique à Nuku Hiva o  Projet présenté par la SEDEP: 1,5 MW pour un productible de 4 GWh par an et un prix de revient de

35 F/kWh. o  Etant donné le peu d’études de faisabilité effectuées jusqu’ici (accès au plateau, besoins en main

d’œuvre, placement de la production électrique sur le réseau) et le potentiel déjà important en termes d’énergies renouvelables pour Nuku Hiva, nous proposons de baser nos estimations sur une puissance installée plus modeste de l’ordre de 500 kW.

o  A défaut d’étude permettant de valider ou invalider les coûts annoncés, nous considèrerons un prix de revient de 35 F/kWh.

Biomasse

Ces projets sont basés sur des technologies connues mais complexes et doivent faire l’objet d’études complémentaires



§  Energie hydrolienne •  Plusieurs études sont en cours afin de déterminer la faisabilité et la pertinence de l’installation

d’hydroliennes dans les îles, notamment dans les passes. Une étude pilote avait déjà été menée dans la passe Kaki de l’atoll de Hao. Deux technologies concurrentes semblent adaptées, et un appel à manifestation d’intérêt devrait être lancé courant 2012 pour la mise en place d’un projet pilote hydrolien de quelques kW.

•  Les problématiques de coût de référence de l’électricité d'origine hydrolienne n’ont pas encore été abordées à ce jour, et il nous semble prématuré (hormis pour le prototype de Hao) de l’intégrer dans l’équilibre offre-demande à horizon 2020.

§  Energie houlomotrice •  Un premier projet pour la Polynésie, porté par la SEDEP, a fait l’objet d’études de faisabilité

technique. Ce projet qui prévoyait la mise en place d’une centrale houlomotrice à Papara, initialement prévu pour 2008, n’a toujours pas été concrétisé en 2011. Etant donné le peu d’activité autour du projet et l’absence à ce stade d’un chiffrage des coûts complets, nous ne l’intègrerons pas dans l’équilibre offre-demande pour 2020.

•  Un second projet est en cours pour l’île de Tetiaroa. Il s’agit d’un projet pilote basé sur la technologie immergée CETO. La mise en place de la centrale, d’une puissance de 600 kW, est prévue en 2012. En l’état et à horizon 2020 nous ne prendrons en considération que cette première installation. Toutefois si ce premier projet s’avère concluant d’autres développements pourraient alors être envisagés sur la base de cette technologie lors de la prochaine mise à jour du schéma directeur.

•  Aucun prix de référence ni tarif de rachat n’a été fixé à ce jour pour cette technologie.

Energies marines Energies hydrolienne et houlomotrice

Un retour sur les projets pilotes est attendu avant d’envisager un développement à plus grande échelle.



§  Energie Thermique des Mers (ETM ou OTEC) •  Un projet de 8.2MW nets en Polynésie porté par Pacific Otec/DCNS est aujourd’hui à

l’étude. •  Cette filière implique des études de faisabilité préalable longues et coûteuses, avec de

nombreuses mesures (bathymétrie, courantologie, etc.). La réalisation était initialement prévue pour débuter en 2010, avec une mise en service en 2014. A ce jour cependant, les études ne sont toujours pas engagées.

•  En l’état d’avancement du projet il nous semble peu probable de voir le projet aboutir d’ici à 2020.

•  Par ailleurs cette technologie étant au stade de développement, des avancées tout à fait significatives ont été annoncées par Pacific OTEC en début d’année 2011, et d’autres annonces de ce type sont à attendre dans les années qui viennent. Les retours d’expériences de la Réunion et de la Martinique permettront certainement également de réduire considérablement les incertitudes et les coûts (18 milliards de francs d’investissement à ce jour).

Energies marines Energie Thermique des Mers (ETM)

A ce stade il nous semble judicieux pour le Pays d’attendre une plus grande maturité de la technologie avant de s’engager financièrement dans un projet

de cette envergure



Agenda




§  Conclusions



!"!!!!!!

!!20!!!!

!!40!!!!

!!60!!!!

!!80!!!!

!!100!!!!

!!120!!!!

!!140!!!!

!!160!!!!

2001! 2006! 2011! 2016! 2021! 2026!

MW#

Punaruu! Vairaatoa! Hydro!2010!Croissance!sans!MDE! Croissance!avec!MDE! Décroissance!sans!MDE!Décroissance!avec!MDE!

Problématique de puissance - Tahiti

Equilibre puissance garantie - pointe pour les 4 scénarios retenus

Seul le scénario « Croissance sans MDE » conduit à une insuffisance de puissance garantie en 2020. Un tel investissement serait pour le moins paradoxal en parallèle d’un objectif affiché de développement

des énergies renouvelables. Ce scénario est donc à éviter.

Source: Carbone 4



Probabilité Projet Potentiel (MW)

Puissance garantie

(MW) Invest (MXPF)

Productible (MWh)

Coût (XPF/kWh)

Probable Papeiha 10,5 1,5 6 600 24 000 36

Probable PV intermittent 6 2 400 8 100 42 à 46

Possible Autres hydro* 15 1,5 22 500 72 000 35

Eventuel PV régulé ∞ - - ∞ 50 à 60

Eventuel Biogaz Pahairo 0,300 - ≈750 1 800 ≈40

Rappel des projets à horizon 2020 pour Tahiti

*: Projets de Mapuaura, Moaroa, Vairaharaha, Tuauru, Vaitaaara, Taharuu et Onoheha



0"

10"

20"

30"

40"

50"

60"

0" 100" 200" 300" 400" 500"

Prix%à%la%produ

c.on

%(XPF/kWh)%

Poten.el%de%produc.on%(GWh)%Marama"Nui"2011" PV"200832011"8MW" PV"201232018" SWAC" Biomasse"

Papeiha" Autres"hydro" PV"régulé"201632020" Thermique"

"Croissance"avec"MDE""

2020,%fioul%haut%

Complément%thermique%

2020,%fioul%bas%(=%2011)%

"Décroissance"" "Croissance""sans"MDE""

Seuils%de%50%%d'EnR,%par%scénario%

Hydro%actuelle%

L’équilibre offre-demande met en valeur 3 priorités…

Courbe d'abattement potentiels/coûts par projet, hors subventions

Source: Carbone 4

31/01/2012 52

1 Investir dans la MDE

2 Lancer

10 à 20 MW de projets

hydrauliques

3 Suivre

l’émergence des

alternatives



0"

10"

20"

30"

40"

50"

60"

0" 100" 200" 300" 400" 500"

Prix%à%la%produ

c.on

%(XPF/kWh)%

Poten.el%de%produc.on%(GWh)%Marama"Nui"2011" PV"200832011"8MW" PV"201232018" SWAC" Biomasse"

Papeiha" Autres"hydro" PV"régulé"201632020" Thermique"

"Croissance"avec"MDE""

2020,%fioul%haut%

Complément%thermique%

2020,%fioul%bas%(=%2011)%

"Décroissance"" "Croissance""sans"MDE""

Seuils%de%50%%d'EnR,%par%scénario%

Hydro%actuelle%

… et la nécessité d’aller chercher des subventions

Avec des subventions à

hauteur de 50%, les

projets EnR permettent de

contenir la hausse du coût de l’électricité.

Source: Carbone 4

31/01/2012 53

Courbe d'abattement potentiels/coûts par projet, subventions à hauteur de 50%



Nuku Hiva

0"

10"

20"

30"

40"

50"

60"

70"

80"

90"

0" 1000" 2000" 3000" 4000" 5000" 6000"

Prix%à%la%produ

c.on

%(XPF/kWh)%

Poten.el%de%produc.on%(MWh)%

Hydro%2009%

Hydro%op.misa.on%

PV%actuel%

PV%aCendu%

Eolien%Terre%Déserte%

Hydro%Aakapa%

Hydro%Hakui%

Dendrothermie%

Scénario"haut"

2020,%gazole%haut%

2020,%gazole%bas%(=%2011)%

Scénario"bas"Seuils%de%100%%d'EnR,%par%scénario%

Situa.on%actuelle%

Nuku Hiva peut devenir une île pilote avec un mix 100% EnR. Il faudra alors résoudre les questions de régulation et puissance garantie.



0

10

20

30

40

50

60

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000

Pri

x à

la p

rodu

ctio

n (X

PF/

kWh)

Potentiel de production (MWh)

PV int. 2012 : 84 MWh

PV int. 2014 : 84 MWh

PV int. 2016 : 84 MWh

PV int. 2018 : 84 MWh

PV régulé 2018 : 785 MWh

Thermique

Scénario Haut : 8 225 MWh

2020, gazole haut

2020, gazole bas (= 2011)

Seuils de 50% d'EnR, par scénario

PV intermittent

PV régulé

Scénario Bas : 4 004 MWh

Rangiroa

Sur une île comme Rangiroa les capacités d’accueil de l’intermittence ne permettent pas d’atteindre 50% d’EnR à partir du photovoltaïque.

Il faudra envisager d’autres sources d’énergie ou un coût de stockage.




Dans les îles de petite taille ( < 300 habitants)

En 2011 •  7 Centrales hybrides •  1 600 fûts de gazole économisés chaque année •  Mix électrique à 80% renouvelable •  Maintenance réduite •  Qualité de la fourniture améliorée



Dans les îles de petite taille ( < 300 habitants)

En 2020 •  28 centrales hybrides •  5 700 fûts de gazole économisés chaque année •  Mix électrique à 80% renouvelable •  Maintenance réduite •  Qualité de la fourniture améliorée


Agenda




§  Conclusions



La hausse et la variabilité sont réduites par la mise en place des EnR


Actions entreprises Surcoût 2020 Baril haut

Surcoût 2020 Baril bas (= prix 2011) Variabilité

Tahi

ti

Pas d’EnR supplémentaires +4 XPF/kWh -1 XPF/kWh +5 XPF/kWh

EnR sans subventions +5 XPF/kWh +2 XPF/kWh +3 XPF/kWh

Surcoût / Gain +1 XPF/kWh +3 XPF/kWh

EnR avec subventions +2,5 XPF/kWh -1 XPF/kWh +3,5 XPF/kWh

Surcoût / Gain -1,5 XPF/kWh +0 XPF/kWh

Les

îles

Pas d’EnR supplémentaires +8 XPF/kWh 0 XPF/kWh +8 XPF/kWh



EnR avec subventions +3,5 XPF/kWh -2,5 XPF/kWh +6 XPF/kWh

Surcoût / Gain -4,5 XPF/kWh -2,5 XPF/kWh

Poly

nési

e

Pas d’EnR supplémentaires +5 XPF/kWh -1 XPF/kWh +6 XPF/kWh



EnR avec subventions +3 XPF/kWh -1 XPF/kWh +4 XPF/kWh

Surcoût / Gain -2 XPF/kWh +0 XPF/kWh

Evolution des coûts de production (scénario « Croissance avec MDE »)


Messages clés (1/2)

§  La consommation d’électricité en Polynésie française a baissé fortement en 2011, après trois années de stagnation. •  Cette tendance doit être maintenue pour parvenir à l’objectif de 50% d’électricité d’origine

renouvelable en 2020. •  La MDE est primordiale pour :

o  Contenir la demande dans un scénario croissant o  Accompagner la baisse dans un scénario décroissant

•  En particulier, les mécanismes de subvention et de défiscalisation existants doivent être revus afin de favoriser les économies d’électricité et les investissements dans les renouvelables.

§  Pour Tahiti, l’objectif de 50% d’électricité d’origine renouvelable peut être atteint en faisant exclusivement appel aux technologies maîtrisées (PV intermittent et surtout hydroélectricité). •  Compte tenu des capacités déjà installées en PV, les nouveaux projets intermittents doivent être

réservés à des projets de petite taille pour éviter de saturer les capacités •  Pour les gros projets PV, un système de régulation adapté doit être compris dans le projet

§  Pour les îles, l’atteinte du même objectif dépend de la typologie des îles, en particulier s’il existe d’autres ressources que le PV (hydroélectricité, biomasse, éolien, etc.). •  En l’absence de ressources alternatives, le PV intermittent est plafonné à 10-15% de la production

électrique, et le solde pour parvenir à l’objectif de 50% d’EnR ne peut être atteint qu’avec des technologies plus chères, plus compliquées, et moins maîtrisées.



Messages clés (2/2)

§  Pour poursuivre dans cette voie, et augmenter la part des EnR au-delà de 2020, il est nécessaire de •  Suivre l’évolution des technologies alternatives en développement : ETM, solaire thermique,

PV régulé •  Accompagner les projets pilotes en cours : énergie hydrolienne, houlomotrice, biomasse

§  De manière générale, il est essentiel pour le Pays de se doter des moyens humains nécessaires à la régulation de son système électrique, notamment avec l’arrivée souhaitée de nouveaux acteurs.

§  En l’absence d’actions volontaristes, le coût de l’électricité polynésienne est structurellement orienté à la hausse •  La partie thermique suit les cours du pétrole, orientés à la hausse

o  Cette hausse ne doit plus être masquée par la FRPH, qui est une subvention à l’électricité thermique •  Toutes les EnR étudiées ont des coûts de production plus élevés que le coût actuel du

thermique §  Pour contenir / accompagner cette hausse, plusieurs pistes peuvent être envisagées

•  Subvention des projets d’EnR •  Refonte de la grille tarifaire, pour atténuer la hausse pour les abonnés les plus fragiles



Schéma directeur des ENR

Résumé à l’attention des décideurs 31/01/2012

Contacts: Jean-Marc JANCOVICI – [email protected] Julien BLANC – [email protected] Stéphane BITOT – [email protected]

Documents

Résumé à l'attention des décideurs