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Partenaires de l’ARER pour cette étude :
Scénarios Energies renouvelables répondant aux besoins énergétiques de Mayotte à
l’horizon 2030
Rédactrice : Laure MAHOUS, stagiaire, [email protected] Référent : Gildas DELENCRE, chef de projet « Energies Marines à la Réunion »,
[email protected] Validation : Gaëlle GILBOIRE, coordonnatrice « Réunion Ile Solaire »,
[email protected] Date : novembre 2011 Diffusion : Conseil Général de Mayotte Version : 1.0
2
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renouvelable et l’habitat
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climatiques »
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La Chambre de Métiers et de l’Artisanat, La CINOR, la Mairie des Saint-Philippe, la Mairie de Cilaos, la Mairie de Mamoudzou, la Mairie de Petite-Île, la Mairie de La Possession, la Mairie de Trois-Bassins, la Mairie de Saint-
Joseph, la Mairie de Sainte-Rose, Le Syndicat des Fabricants de Sucre de La Réunion, EPSMR, ARS OI, BSO, le CERBTP, ENERGY OCEAN INDIEN, Qualitropic, Le SIDELEC.
Les partenaires associés 2011 :
ADEME, ADEME Mayotte, Compagnie Thermique de Bois Rouge, Compagnie Thermique du Gol, DDTEFP, DRIRE Réunion, Etat, Electricité de Mayotte, ORA, Pareto, Préfecture de La Réunion, Solar Concept, Union Européenne
(FSE, FEDER).
Partenaires associés aux travaux de l’ARER pour la filière Energies Marines Réunion :
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RESUME
La croissance démographique actuelle ainsi que l’évolution de la consommation énergétique de la population mahoraise conduit l’île à prévoir de nouveaux moyens de production électrique, climatique et d’eau potable.
Le projet actuellement envisagé pour répondre aux besoins cités ci-dessus porte sur l’extension de la centrale électrique de Longoni fonctionnant au diesel, une climatisation électrique et un transfert d’eau potable du Nord de l’île jusque le Nord-Est (secteur de l’île qui connaîtra un important déficit en production d’eau potable dans les prochaines années). Cette étude propose donc des alternatives EnR à ce scénario en abordant les aspects économiques, environnementaux, techniques et réglementaires.
Une étude précédente menée par l’ARER, « Note d’opportunité de développement de l’ETM et de ses produits dérivés à Mayotte » [réf. (1)], a conduit à la proposition de réflexion sur un projet nommé UBC2E (Unité de Bio Cogénération Electricité Eau potable) + SWAC (Sea Water Air Conditioning). Il s’agit du couplage entre une centrale thermique, un procédé de dessalement et un système de climatisation marine (SWAC). Afin de s’inscrire pleinement dans une politique de développement durable, une centrale thermique fonctionnant à partir de biomasse est alors envisagée dans l’étude.
Dans le souci d’étudier au mieux cette solution, il a été jugé nécessaire d’examiner plusieurs scénarios. En premier lieu, nous considérons la centrale biomasse seule, puis son couplage avec un procédé de dessalement (UBC2E) et enfin l’intégration du SWAC dans ce dernier scénario.
L’étude fait finalement ressortir des différences significatives de coûts actuels et futurs entre la technologie utilisant le bois comme combustible et celle utilisant le diesel. En effet, le coût de production à partir du diesel en 2030 est estimé à plus 800 €/MWhe pour le diesel alors que celui à partir de la biomasse sera d’environ 270 €/MWhe.
Par ailleurs, le dessalement d’eau de mer est une solution pertinente pour Mayotte avec un coût d’exploitation intéressant dans le couplage avec la centrale thermique.
Quant au SWAC, son intégration peut être intéressante économiquement pour des fortes puissances de climatisation.
En tout état de cause, quels que soient le scénario retenu et la technologie adoptée, une étude plus poussée, de faisabilité, sera alors nécessaire.
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ABSTRACT
Owing to the population growth and the power consumption development, Mayotte Island has to provide for new equipments to produce electricity, air conditioning and drinking water.
The current scheme plans to extend the diesel-powered station based in Longoni, a classical air-conditioning (working with electricity) and an energy-consuming transfer of drinking water from the North to the North East of the island (where the population will lack of water in a few years).
A previous study of ARER, « Note d’opportunité de développement de l’ETM et de ses produits dérivés à Mayotte » [réf. (1)], leads to think about an energetic solution named UBC2E (Unity of Bio Cogeneration Electricity and drinking water) + SWAC (Sea Water Air Conditioning). In fact, this is a coupling between a power station, a desalinization system and a SWAC system. For a complete sustainable development, the current study considers a power station using the biomass.
In order to meet energetic requirements at best, the study suggests three scenarios based on different configuration. At first we consider a power station using biomass, then a coupling between this power station and a desalinization system (UBC2E) and finally the SWAC integration in this coupling.
This study leads a large difference between current and future costs of production and between diesel-powered and biomass power station. Indeed, the cost with diesel in 2030 will reach 800 €/MWhe, against 270 €/MWhe with an electricity production using the biomass.
Otherwise the desalinization can be a good solution for Mayotte Island, with an attractive operating cost thanks to the coupling with thermal power station. Concerning the SWAC integration, it can be a better option than classical system of air-conditioning with significant cold power installed.
In any case, whatever the selected option and the adopted technology, a feasibility study more precise will be necessary.
5
SOMMAIRE
Résumé .................................................................................................................. 3
Abstract .................................................................................................................. 4
Sommaire ............................................................................................................... 5
Liste des illustrations ............................................................................................. 7
Liste des figures .......................................................................................................... 7 Liste des tableaux ....................................................................................................... 8
Glossaire............................................................................................................... 10
A - Introduction .................................................................................................... 12
1 - Précisions sur l’estimation de ces besoins ............................................................... 12 a) Besoin électrique ............................................................................................... 12 b) Besoin en eau potable et climatisation ................................................................. 13
2 - Alternatives ENR suggérées dans cette étude ......................................................... 14
B - Scénario tendanciel......................................................................................... 16
1 - Situation énergétique mahoraise ........................................................................... 16 a) Les combustibles utilisés .................................................................................... 16 b) Les impacts environnementaux ........................................................................... 17 c) Unités de production électriques existantes à Mayotte ........................................... 17
2 - Production électrique tendancielle ......................................................................... 18 a) Technologie centrale diesel ................................................................................. 18 b) Analyse économique .......................................................................................... 19
3 - Eau potable ......................................................................................................... 25 4 - Climatisation ........................................................................................................ 26
C - Scénario 1 : centrale biomasse seule à Longoni .............................................. 28
1 - Contexte ............................................................................................................. 28 2 - Technologie centrale biomasse .............................................................................. 28 3 - L’accès à la matière biomasse ............................................................................... 30 4 - Etude économique ............................................................................................... 32
a) Bois énergie ...................................................................................................... 32 b) Déchets verts .................................................................................................... 34 c) Evolution des prix .............................................................................................. 35
5 - Réglementation.................................................................................................... 36 a) Généralités ........................................................................................................ 36 b) ICPE ................................................................................................................. 36 c) Législation centrale électrique ............................................................................. 37 d) Stockage de bois et déchets verts ....................................................................... 37
D - Scénario 2 : UBC2E (Unité de Bio-Cogénération Electricité et Eau potable) ... 39
1 - Technologie distillation multi-étagée (MED) ............................................................ 39 a) MED « classique » ............................................................................................. 39 b) MED-TVC .......................................................................................................... 41 c) Exemples d’installations MED-TVC déjà existantes ................................................. 41
2 - Couplage UBC2E .................................................................................................. 42 3 - Transport des combustibles biomasses .................................................................. 43 4 - Estimation économique ......................................................................................... 43
6
5 - Réglementation sur le rejet de saumure ................................................................. 44
E - Scénario 3 : couplage UBC2E-SWAC (Sea Water Air Conditioning) ................. 45
1 - Présentation de la technologie SWAC ..................................................................... 45 2 - Spécification du besoin en climatisation actuel et futur pour le secteur Nord-Est de Mayotte .................................................................................................................... 46 3 - Exemples de projet SWAC existants ....................................................................... 48
a) Projets polynésiens ............................................................................................ 48 b) Projet de Saint-Denis (Réunion) .......................................................................... 49
4 - Couplage SWAC-UBC2E ........................................................................................ 50 a) Principe............................................................................................................. 50 b) Production d’eau potable par distillation multi-étages (MED) .................................. 51 c) Production d’eau potable par distillation membranaire (MD) ................................... 52
5 - Pré-dimensionnement du système SWAC ............................................................... 56 a) Hypothèses initiales ........................................................................................... 56 b) Caractéristiques du réseau secondaire (réseau terrestre de climatisation) ............... 57 c) Profils de températures ...................................................................................... 58 d) Bathymétrie de la zone....................................................................................... 59 e) Atterrage .......................................................................................................... 59 f) Description des cas étudiés ................................................................................. 60 g) Résultats ........................................................................................................... 62
F - Synthèse.......................................................................................................... 72
Bibliographie ........................................................................................................ 75
Annexes ................................................................................................................ 78
1 - Réseau électrique actuel ....................................................................................... 78 2 - Réseau d’adduction d’eau potable 2020 ................................................................. 79
7
LISTE DES ILLUSTRATIONS
Liste des figures
Figure 1 : Historique (1996-2007) et estimation horizon 2030 de la croissance annuelle de la consommation électrique à Mayotte [réf. (1)] ................................................................. 12
Figure 2 : Courbe de la consommation électrique estimée horizon 2030 à Mayotte [réf. (1)] .................................................................................................................................. 13
Figure 3 : Situation géographique envisagée pour chaque scénario ................................... 14
Figure 4 : Répartition des importations des produits énergétiques à Mayotte en 2010 ........ 16
Figure 5 : Fonctionnement d'un moteur Diesel 4 temps [réf. (3)] ...................................... 19
Figure 6 : Prix de combustibles fossiles de 1990 à 2010 ................................................... 20
Figure 7 : Evolution du facteur de proportionnalité entre les prix du diesel et du fioul ........ 20
Figure 8 : Estimation de la taxe carbone de l'an 2010 à 2050 ........................................... 21
Figure 9 : Estimation du prix du baril de pétrole de l’an 2010 à 2035 selon les chiffres de l’AIE ............................................................................................................................ 22
Figure 10 : Estimation du coût de production électrique d'une centrale diesel de l'an 2010 à 2050 selon les chiffres annoncés par l’AIE ...................................................................... 22
Figure 11 : Scénario 1 de l'évolution de production et des prix pétroliers, « bumpy plateau » [réf. (11)] .................................................................................................................... 23
Figure 12 : Scénario 2 de l'évolution de production et des prix pétroliers, « Systemic collapse with standard recovery », [réf. (11)] .............................................................................. 24
Figure 13 : Scénario 3 de l'évolution de production et des prix pétroliers , « Systemic collapse followed by endless disagreements », [réf. (11)] ............................................................. 24
Figure 14 : Scénario 4 de l'évolution de production et des prix pétroliers, « Energy efficiency [réf. (11)] ..................................................................................................... 24
Figure 15 : Coût de production électrique pour une centrale diesel selon une augmentation linéaire du prix du baril de pétrole jusqu’en 2030 (scénario 1 ASPO) ................................. 25
Figure 16: Cycle à vapeur pour une centrale biomasse [réf. (12)] ..................................... 29
Figure 17 : Schéma en coupe d'une centrale thermique cycle vapeur (Porcheville, unité de 600 MW alimentée au fuel). [réf. (13), (14)] ................................................................... 29
Figure 18 : Centrale thermique du Gol (charbon-bagasse), 122 MW, Réunion [réf. (16)] .... 30
Figure 19 : Evolution du prix du bois de 1990 à 2010 [réf. (19)] ....................................... 35
Figure 20 : Evolution du prix du bois de 1990 à 2016 ...................................................... 35
Figure 21 : Principe de la technologie de distillation multi-étagée (MED) ........................... 40
Figure 22 : Photo des trois procédés MED-TVC de production d’eau douce de 13 333 m3/j chacun (Libye, 2006) .................................................................................................... 41
Figure 23 : photographie de deux unités MED-TVC de 9000 m3/j chacune (Abu Dabhi, 1996) .................................................................................................................................. 42
Figure 24 : Couplage de la centrale thermique biomasse avec une unité de distillation MED 42
8
Figure 25 : Principe de fonctionnement du SWAC ............................................................ 45
Figure 26 : Bathymétrie au large de Petite Terre (source : carte marine CM93) ................. 46
Figure 27 : Carte des équipements climatiques (puissance froid) de Mayotte (Nord-Est) - 2010 [réf. (1)] ............................................................................................................. 47
Figure 28 : Localisation des besoins en climatisation dans le centre-ville de Mamoudzou [réf. (1)] ............................................................................................................................. 48
Figure 29 : Projet SWAC de l’hôtel Intercontinental de Bora Bora (source : Créocéan/Odewa) .................................................................................................................................. 49
Figure 30 : Réseau urbain de climatisation marine prévu dans le projet de Saint-Denis à la Réunion (source : SIDEO) ............................................................................................. 49
Figure 31 : Configuration du couplage UBC2E + SWAC .................................................... 51
Figure 32 : Représentation du couplage SWAC-UBC2E intégrant la technologie MED .......... 52
Figure 33 : Les différentes techniques de distillation membranaire .................................... 53
Figure 34 : Flux de perméat à travers une membrane DCMD en fonction de ΔP ................. 55
Figure 35 : Représentation du couplage SWAC-UBC2E intégrant la technologie MD ............ 56
Figure 36 : Représentation de la boucle secondaire de climatisation (en rouge PT, en bleu PT+GT) ....................................................................................................................... 57
Figure 37 : Réseau simplifié du SWAC, PT et GT ............................................................. 58
Figure 38 : Profils de températures de Mayotte ............................................................... 58
Figure 39 : Bathymétrie de la zone au large de Pamandzi (source : SHOM) ....................... 59
Figure 40 : Informations sur le PLU de Pamandzi et la topographie du littoral .................... 60
Figure 41 : Réseau électrique actuel de Mayotte (source : PADD 2004) ............................. 78
Figure 42 : Réseau d’adduction d’eau potable 2020 (source : PADD 2004) ........................ 79
Liste des tableaux
Tableau 1 : consommations d'électricité mesurées 1996-2007 (Source EDM) et estimées à l’horizon 2030 à Mayotte [réf. (1)] ................................................................................. 13
Tableau 2 : Facteurs d'émission de CO2 pour différents combustibles (kg C02/GJ) ............. 17
Tableau 3 : Puissance des unités de production d'électricité de Mayotte (source EDM) [réf. (2)] ............................................................................................................................. 17
Tableau 4 : Puissances disponibles à l’horizon 2030 et travaux associés [réf. (1)] .............. 18
Tableau 5: Détail du coût de production électrique par diesel en 2009 (source : CRE) ........ 19
Tableau 6: Bilan économique d'une climatisation par eau glacée ...................................... 26
Tableau 7: Caractéristiques du cycle Rankine pour 8 MW électriques ................................ 30
Tableau 8 : Débit de combustible pour une centrale de 8 MW .......................................... 31
Tableau 9 : Débits de bois pour la production d’électricité ................................................ 31
Tableau 10 : Estimation de la production de déchets à Mayotte jusque 2030 (en tonnes) ... 32
Tableau 11: Coût de l’approvisionnement en combustible biomasse en €/MWhe ................ 33
9
Tableau 12 : Coût variable de l’importation de bois « évité » par la valorisation de déchets verts ........................................................................................................................... 34
Tableau 13 : Volumes de stockage pour 15 jours et 1 mois selon les différentes puissances électriques envisagées .................................................................................................. 38
Tableau 14 : Caractéristiques d'une unité MED à 8 effets ................................................. 40
Tableau 15 : Grands projets consommateurs de froid envisagés d’ici 2030 ........................ 46
Tableau 16 : Description des principaux consommateurs de froid (Nord-Est) ..................... 47
Tableau 17 : Caractéristiques de fonctionnement d'une DCMD en nanotube de carbone pour différentes températures de refroidissement ................................................................... 55
Tableau 18 : Puissances envisagées du SWAC selon les options pour la climatisation ......... 60
Tableau 19 : Débits du SWAC selon les options pour la climatisation ................................. 60
Tableau 20 : Puissances du SWAC selon les options pour la climatisation + centrale + MED61
Tableau 21 : Débits du SWAC selon les options pour la climatisation + centrale + MED ...... 61
Tableau 22 : Débits du SWAC selon les options pour la climatisation + centrale + MD ....... 61
Tableau 23 : Bilan technico-économique du SWAC pour Petite Terre 2011, avec MED ........ 62
Tableau 24 : Bilan technico-économique du SWAC, PT+ GT 2011, avec MED..................... 63
Tableau 25 : Comparaison économique SWAC / Eau glacée pour 17 GWhf/an ................... 64
Tableau 26 : Comparaison économique SWAC / Eau glacée pour 20 GWhf/an ................... 64
Tableau 27 : Bilan technico-économique du SWAC, PT 2030, avec MED ............................ 65
Tableau 28 : Comparaison économique SWAC / Eau glacée pour 6 GWhf/an ..................... 65
Tableau 29 : Bilan technico-économique du SWAC, PT+ GT 2030, avec MED..................... 66
Tableau 30 : Comparaison économique SWAC / Eau glacée pour 37GWhf/an .................... 67
Tableau 31 : Bilan technico-économique du SWAC pour Petite Terre 2011, avec MD .......... 68
Tableau 32 : Bilan technico-économique du SWAC, PT+GT 2011, avec MD ....................... 69
Tableau 33 : Bilan technico-économique du SWAC, PT+GT 2030, avec MD ....................... 70
Tableau 34 : Bilan technico-économique du SWAC, PT+GT 2030, avec MD ....................... 71
Tableau 35 : Tableau de synthèse des différents scénarios .............................................. 74
10
GLOSSAIRE
AGMD Air Gap Membrane Distillation (distillation membranaire à intervalle gazeux)
AIE Agence Internationale de l’Energie
ARVAM Agence pour la Recherche et la Valorisation Marines
ASPO Association for the Study of Peak Oil & gaz
BEM Bilan Energétique de Mayotte
CGM Conseil Général de Mayotte
CIF Cost, Insurance and Freight, code signifiant: coût, assurance et fret.
CITEPA Centre Interprofessionnel Technique d’Etudes de la Pollution Atmosphérique
COP Coefficient de Performance
CRE Commission de Régulation de l’Energie
DCMD Direct Contact Membrane Distillation (distillation membranaire à contact direct)
DV Déchets Verts
EDM Electricité De Mayotte
EFP Eau Froide Profonde
ENR Energie Renouvelable
ETM Energie Thermique des Mers
FOB Free on board. Prix sans le déchargement sur le quai, l'assurance ni le transport vers le client
GE Secours
Groupes électrogènes de secours
GES Gaz à Effet de Serre
GOR Gain Operation Ratio
GT Grande Terre
ICPE Installation Classée pour la Protection de l'Environnement
IOTA Installations Ouvrages Travaux et Activités soumis aux dispositions de l'article 10 de la loi sur l'eau
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LHTX Local Technique Echangeurs
MD Distillation Membranaire
MED Multi Effect Distillation (Distillation multi étagée)
MED-TVC MED + Thermal Vapour Compression (Thermo Compresseur de vapeur)
MSF Multi-Stage Flash distillation
MVC Compression Mécanique de Vapeur
MWe Méga Watt Electrique
MWf Méga Watt Froid
MWh Méga Watt Heure
MWhe Méga Watt Heure Electrique
MWhf Méga Watt Heure Froid
NOAA National Oceanic and Atmospheric Administration
OER Observatoire Energie Réunion
OI Osmose Inverse
PCI Pouvoir Calorifique Inférieur (kJ/kg)
POPE Loi du 13 juillet 2005 de Programmation fixant les Orientations de la Politique Energétique en France
PT Petite Terre
PV PhotoVoltaïque
SGMD Sweeping Gaz Membrane Distillation (distillation membranaire à entraînement gazeux)
SHOM Service Hydrographique et Océanographique de la Marine
SIDEO Syndicat Intercommunal D’exploitation d’Eau Océanique
SIEAM Syndicat Intercommunal d’Eau et d’Assainissement de Mayotte
SWAC Sea Water Air Conditioning (climatisation marine)
UBC2E Unité de Bio-Cogénération Electricité Eau potable
VMD Vacuum Membrane Distillation (distillation membranaire sous vide)
12
A - INTRODUCTION
La présente étude a pour objectif de proposer des « solutions alternatives ENR » qui pourraient répondre en partie ou intégralement aux besoins de Mayotte à l’horizon 2030. Cette première approche ne constitue pas encore, à ce stade, une étude de faisabilité mais plutôt une étude présentant les opportunités de scénarios envisageables. Des informations sur la faisabilité de chaque scénario sont néanmoins abordées au maximum.
L’augmentation de la demande énergétique (électricité et climatisation notamment) et en eau potable à Mayotte a fait l’objet d’une précédente étude intitulée « Note d’opportunité de développement de l’ETM et de ses produits dérivés à Mayotte » [réf. (1)] en vue d’ouvrir des perspectives de solutions ENR pour répondre à ces besoins.
L’étude susnommée a mis en exergue les besoins supplémentaires d’ici 2030 suivants :
32 MW électriques 10 000 m3/j d’eau potable pour le secteur Nord-Est (Mamoudzou + Petite Terre) Plus de 10 MWfroid de besoin pour la climatisation de la zone à l’horizon 2030
Malheureusement, au jour d’aujourd’hui, les solutions envisagées pour répondre à ces besoins sont basées sur l’utilisation de combustibles fossiles pour la production d’électricité, un transfert d’eau très consommateur d’énergie électrique ainsi que des climatiseurs classiques qui le sont tout autant.
1 - Précisions sur l’estimation de ces besoins
a) Besoin électrique
La prédiction de la consommation électrique a été calculée en extrapolant les données historiques de la croissance annuelle comme représenté sur la figure suivante :
Figure 1 : Historique (1996-2007) et estimation horizon 2030 de la croissance annuelle de la consommation électrique à Mayotte [réf. (1)]
La croissance est actuellement d’environ 8%, et devrait diminuer progressivement jusqu’à un taux de 5% en 2030.
13
L’estimation de la consommation électrique jusqu’en 2030 est alors représentée dans le tableau et le graphique suivants :
Tableau 1 : consommations d'électricité mesurées 1996-2007 (Source EDM) et estimées à l’horizon 2030 à Mayotte [réf. (1)]
Figure 2 : Courbe de la consommation électrique estimée horizon 2030 à Mayotte [réf. (1)]
Nous considérerons donc dans cette étude que la consommation sera de 730 GWh durant l’année 2030, soit une production nécessaire de 830 GWh. Pour mémoire, la production est toujours plus élevée que la consommation en raison, principalement, des inévitables pertes réseaux.
b) Besoin en eau potable et climatisation
Les besoins en eau potable et en climatisation ont été calculés en suivant la même logique que précédemment : évaluation des consommations futures selon l’historique pour l’eau et selon les constructions à venir pour la climatisation (sur les lieux considérés).
« Les projets de l’île consommant de l’énergie frigorifique représentent un potentiel de 2000 à 3000 KWfroid à court terme (5 prochaines années), il est difficile de connaître les
14
implantations de bâtiments ou d’industries pouvant avoir besoin de climatisation à long terme.
En plus de ces nouvelles installations, le parc climatique actuel représentant environ 10 000 kWfroid sera à remplacer au cours de 20 prochaines années, sachant que certains équipements ont presque 15 ans et que la durée de vie moyenne de ces systèmes de refroidissement est de 15 à 20 ans. C'est-à-dire que le parc actuel devra entièrement être renouvelé avant 2030.
Le renouvellement des bâtiments vieillissants, et le remplacement probable des Splits systèmes installés côtes à côtes par des réseaux d’eau glacée engendreront une augmentation de la demande frigorifique » [réf. (1)].
En ce qui concerne les projets de locaux consommateurs d’énergie frigorifique dans la zone Nord-est de l’île, la puissance supplémentaire nécessaire est évaluée à près de 4,4 MWf. Si on tient compte du remplacement d’ici 2030 du parc climatique dans cette même zone, on atteint alors 10.5 MWf.
2 - Alternatives ENR suggérées dans cette étude
Trois scénarios sont proposés pour répondre au mieux aux besoins identifiés, cette étude présentera donc leurs caractéristiques techniques et économiques.
Ces trois scénarios sont à confronter au « scénario tendanciel » qui est la solution envisagée aujourd’hui pour répondre aux besoins évoqués ci-dessus. Celui-ci se caractérise par une production électrique à base d’énergie fossile (diesel), et un transfert d’eau potable du secteur nord vers le secteur nord-est (9 000 m3/j). La centrale thermique se situera à Longoni, où le déchargement des matières combustibles est le plus aisé.
Figure 3 : Situation géographique envisagée pour chaque scénario
Le « scénario 1 » prévoit l’utilisation (exclusive) de combustibles biomasse, dans la même zone d’implantation que précédemment.
Le « scénario 2 » consiste à la mise en place d’une UBC2E, c'est-à-dire au couplage d’une centrale thermique biomasse avec une unité de dessalement d’eau de mer sur Petite Terre
Scénario 2
Scénario 3
Scénario 1 +
tendanciel
15
(secteur limité en eau potable). Le site idéal pressenti pour ce scénario étant l’endroit où se trouve l’actuelle centrale thermique des Badamiers au nord de Petite Terre.
Le « scénario 3 » inclut dans ce couplage un procédé SWAC (climatisation marine), et devra être alors installé à proximité de la zone aéroportuaire de Petite Terre déterminée la plus propice pour l’accès à l’eau froide profonde. C’est en effet à cet emplacement de l’île que l’on se situe le plus proche des grandes profondeurs.
Pour les scénarios biomasse, la production électrique serait produite par une centrale thermique constituée de 4 tranches de 8 MWe chacune, selon les normes limitant les conséquences des pannes. Cependant, nous aborderons également dans l’étude la possibilité de n’installer qu’une, deux ou trois tranches de 8 MW, selon l’évolution de la construction des centrales diesel ainsi que des facteurs limitant tels que le transport de la matière biomasse.
Le scénario tendanciel, quant à lui, prévoit d’ajouter 4 unités de 8 MW à la centrale de Longoni d’ici 2020 soit 32 MW supplémentaires et une totalité de 80 MW fonctionnant 8000 h par an en 2030.
16
B - SCENARIO TENDANCIEL
Ce scénario suit le mode de production électrique traditionnel, c’est-à-dire par des centrales Diesel, choix qui peut s’expliquer par leur faible investissement. Cependant, le prix du pétrole subit les conséquences du proche épuisement des stocks, et la lutte actuelle contre la pollution pénalise le secteur des énergies fossiles.
Au jour d’aujourd’hui la part de production électrique par centrales diesel est déjà significative à Mayotte et l’amplification de la dépendance des produits pétroliers prévue dans ce scénario semble une solution non favorable à un développement pérenne de l’île.
Dans cette partie est présentée la technologie des moteurs diesel, puis le bilan économique de cette production d’électricité. Une prédiction des coûts futurs est alors établie en fonction de différentes hypothèses.
Une approche financière des solutions de distribution d’eau et de climatisation proposées dans ce scénario est ensuite abordée.
Ces différents résultats constituent donc dans cette étude un premier point de comparaison pour étudier la pertinence économique de solutions plus respectueuses de l’environnement.
1 - Situation énergétique mahoraise
a) Les combustibles utilisés
Le rapport du Bilan Energétique de l’île de Mayotte (BEM) 2010 [réf. (2)] met en évidence le peu (voir la quasi nullité) de diversité énergétique, avec une forte consommation de pétrole au détriment des technologies exploitant les énergies renouvelables.
La Figure 4 montre ce défaut de mixité avec le combustible diesel représentant plus des trois quarts des ressources importées.
Figure 4 : Répartition des importations des produits énergétiques à Mayotte en 2010
Source : BEM 2010 [réf. (2)]
Parmi les 73 834 tonnes de diesel importées, 53 307 tonnes sont destinées à la production électrique, le reste étant utilisé pour les transports. Sur les 76.7 % de gazole importé, une part conséquente de 55.7 % est donc directement destinée à la production d’électricité.
76,7
12,98
4,62 3,25 2,32 1 0,05
Gazole
Essence
Charbon
Pétrole lampant
Gaz butane
Carburéacteur
Avgas
17
b) Les impacts environnementaux
Les facteurs d’émission (en kg de CO2/GJ) établis par le Centre Interprofessionnel Technique d’Etudes de la Pollution Atmosphérique (CITEPA) rendent compte de la nocivité des combustibles selon leurs rejets de gaz à effets de serre lors de leur combustion (Tableau 2).
Tableau 2 : Facteurs d'émission de CO2 pour différents combustibles (kg C02/GJ)
Avec une émission de dioxyde de carbone de 75 kg/GJ, le diesel est un combustible très néfaste pour l’environnement. Ainsi, en 2010 la production électrique de Mayotte a émis 168 475 tonnes de CO2 équivalent.
Il est évident que cette production électrique ne s’inscrit pas dans le cadre du contexte actuel de la politique énergétique renouvelable. En effet, pour le cas de la France, la loi de Programmation fixant les Orientations de la Politique Energétique (POPE, loi du 13 juillet 2005) a été établie en vue de limiter la pollution. Elle contient des objectifs précis de lutte contre la pollution, comme en particulier la diminution annuelle de 3% des gaz à effets de serre.
Pour résumer, le durcissement des taxes liées à l’émission de CO2, ainsi que la dépendance de Mayotte au pétrole – dont l’épuisement des stocks suscite l’envolée des prix – constituent des perspectives économiques peu favorables pour l’île.
c) Unités de production électriques existantes à Mayotte
Tableau 3 : Puissance des unités de production d'électricité de Mayotte (source EDM) [réf. (2)]
Aujourd’hui, les centrales électriques au gazole mahoraises délivrent une puissance totale de 78 MW, soit 91% de la production électrique de l’île (8 MW sont fournis par l’énergie photovoltaïque).
18
Les installations sur le site des Badamiers ont été créées il y a plus de 20 ans pour certaines, leur démantèlement est donc à prévoir d’ici 2030. La partie suivante donne les modifications du parc électrique prévues par le scénario tendanciel d’ici 2030.
2 - Production électrique tendancielle
Les moyens de production existants et prévus pour les prochaines années sont présentés dans le tableau ci-dessous.
Tableau 4 : Puissances disponibles à l’horizon 2030 et travaux associés [réf. (1)]
Dans ce scénario, des moteurs diesel, d’une puissance totale cumulée de 40 MW, sont annexés à la centrale de Longoni qui atteint alors 80 MW. A noter que les moteurs pourraient être plus puissants que 8 MW avec de nouvelles technologies (source : EDM).
En 2030, la production totale prévue est de 839 GWh et répartie ainsi :
Centrales thermiques gazole : 8 000 h x 85 MW = 680 GWh PV : 12h/j x 365j x 15 MW = 66 GWh Biogaz : 12h/j * 365j * 1.2 MW = 5 GWh Groupes de secours : 8 000 h x 11 MW = 88 GWh
Il est à noter que sans les groupes de secours, la production est largement en dessous des besoins électriques, ce qui suscite à employer d’autres moyens de production.
a) Technologie centrale diesel
Le scénario tendanciel consiste à agrandir la centrale thermique du port de Longoni alimentée au diesel, moyen de production électrique le plus courant à Mayotte. Les moteurs Diesel sont des moteurs 4 temps (Figure 5) à combustion interne, l’énergie thermique produite lors de la combustion est directement transformée en énergie mécanique, dans le moteur. Les rendements sont ainsi de l’ordre de 35 % à 40 %.
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Figure 5 : Fonctionnement d'un moteur Diesel 4 temps [réf. (3)]
Dans un premier temps, le piston descend ce qui provoque une dépression entrainant la soupape d’admission et le mélange air/combustible entre dans le cylindre (ou chambre de combustion). En deuxième temps le piston remonte et comprime alors le carburant, le combustible s’auto enflamme alors. La pression et la température augmentent alors fortement, repoussant le piston, provoquant la détente, qui fournit une force mécanique, et entraîne alors un alternateur qui produit de l’électricité. L’échappement (4ème temps) s’effectue ensuite, avec le piston qui remonte, repoussant les gaz brulés qui sortent par la soupape d'échappement.
Les cinq moteurs diesel de 8 MW chacun annexés à la centrale de Longoni vont générer le brulage de 257 tonnes par jour de diesel (en prenant un rendement des moteurs à 31%). Cette technologie a donc un impact très négatif sur l’environnement et la santé, avec d’importants rejets de gaz à effet de serre. Le coût d’exploitation est alors très élevé avec les taxes relatives à ces rejets en plus du coût du diesel déjà très élevé.
b) Analyse économique
Le bilan économique de la production électrique dépend de l’investissement initial, mais surtout des coûts d’exploitation, relatifs notamment à l’approvisionnement en combustible et aux taxes sur la pollution.
Coûts (€/MWh)
coût
variable1
coût fixe – Investissement &
Manpower (rémunération des capitaux à 11%)2
coût de production
sans externalités3 (et sans DEFISC)
GES santé/
Air
TOTAL
coût social global avec externalités4
251 76.8
[réf. (4)] 328 9
36 [réf. (4)]
373
Tableau 5: Détail du coût de production électrique par diesel en 2009 (source : CRE)
Pour le coût variable, nous avons pris l’hypothèse d’un prix du diesel deux fois plus élevé que celui du fioul, lui-même atteignant aujourd’hui 100$ le baril. Sachant que le taux de change euro-dollar retenu tout au long de l’étude est de 1.34 (respectivement).
En effet, les données historiques des prix du fioul et du diesel répertoriés sur le site du ministère de l’écologie [réf (5)] donnent l’évolution suivante :
1 Le coût variable concerne ici l’approvisionnement en combustible de la centrale soit l’achat et le transport.
2 Loi du 23 mars 2006.
3 Le coût de production sans externalité est égal à la somme du coût fixe (investissement, main d’œuvre et
maintenance) et du coût variable. 4 On appelle coût social de production avec externalités le prix total de revient de l'électricité (investissement,
exploitation) comprenant les coûts de l’impact écologique induit.
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Figure 6 : Prix de combustibles fossiles de 1990 à 2010
En effectuant le rapport des prix des deux combustibles au cours des années, nous obtenons la courbe suivante :
Figure 7 : Evolution du facteur de proportionnalité entre les prix du diesel et du fioul
En moyenne, le prix du diesel est 2,5 fois plus élevé que celui du fioul, avec une tendance à la baisse de ce facteur à partir de l’année 2005. Nous ferons alors l’hypothèse d’une moyenne de 2 pour ce facteur dans les années à venir.
Le coût variable (cf Tableau 5) a été calculé en prenant un rendement de 39% des moteurs diesel. En effet, d’après le rapport du bilan énergétique de Mayotte 2010, la consommation
de 53 423 tonnes de combustibles fossiles a été nécessaire pour produire 251 443 MWh. En
considérant un PCI moyen de 44 MJ/kg, on obtient :
𝑟 𝑢 𝑡
𝑠𝑠
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Avec :
𝑟 𝑢 𝑡 : la production électrique en MWh ;
: le pouvoir calorifique inférieur du combustible en MWh/t ;
𝑠𝑠 : la masse de combustible brûlé en tonnes.
Le coût variable est fonction de la masse de produits fossiles consommés pour l’énergie produite :
𝑡 𝑣 𝑟 ( )
Par ailleurs, la lutte contre l’effet de serre est concrétisée par la taxe carbone dans plusieurs pays, comme la Suède, la Norvège, l’Italie. La France n’est pas encore concernée par cette taxe, mais il existe une bourse du carbone formant une taxation des gaz à effet de serre émis.
De plus, le prix de la tonne de carbone émise a été estimé dans le rapport Quinet (2008) [réf. (6) ] du Centre d'analyse stratégique. Ces prédictions – de 2010 à 2050 – donnent un ordre de grandeur de la taxe à appliquer chaque année afin de suivre les objectifs européens en faveur de la lutte contre l’effet de serre :
32 €/t en 2010 100 €/t en 2030 200 €/t en 2050 (augmentation annuelle de 5%)
L’extrapolation de ces valeurs donne le graphique de la Figure 8.
Les calculs du Tableau 5 ont été effectués en considérant le coût du C02 à 14 € par tonne de CO2 émis [réf. (7)].
Figure 8 : Estimation de la taxe carbone de l'an 2010 à 2050
Concernant l’émission de CO2 du diesel, nous avons 1 tep gazole (= 1t) = 3,17 t CO2. Après le calcul de conversion en €/MWh, le coût associé au Gaz à Effet de Serre (GES) s’élève à 9 €/MWh pour le diesel – sans prendre en compte le transport.
Le coût social de production (avec externalités) électrique est alors de 373 €/MWh (hypothèses CRE 2009).
Par ailleurs, l’évolution du cours du pétrole dans les prochaines années ainsi que celle de la taxe carbone vont certainement alourdir les coûts de manière significative.
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Evolution du prix du baril de pétrole
Actuellement autour de 100$ le baril, il s’agit de la part qui a le plus d’incidence sur le coût total de production électrique dans ce scénario tendanciel. Le prix du baril aspirant à augmenter dans les prochaines années, il sera d’autant plus impactant sur le coût total. Il convient donc dans cette étude de s’intéresser de près à l’estimation qui en est faite à l’horizon 2030. Il s’avère que, selon les sources, les valeurs annoncées divergent fortement.
1. Source AIE (Agence Internationale de l’Energie) :
En ce qui concerne l’évolution du prix du baril, l’Agence Internationale de l’Energie prévoit dans sa dernière étude [réf. (8)] un coût de 86 $ le baril en 2015 et de 113 $ en 2035 (Figure 9). On peut d’ores et déjà noter que ces estimations sont tronquées puisque le baril est actuellement (en novembre 2011) autour de 100 $ le baril et la tendance n’est pas à la baisse.
Figure 9 : Estimation du prix du baril de pétrole de l’an 2010 à 2035 selon les chiffres de l’AIE
Suivant ces estimations particulièrement optimistes, l’évolution du coût de production électrique a été calculée, elle est représentée sur la Figure 10 ci-dessous.
Figure 10 : Estimation du coût de production électrique d'une centrale diesel de l'an 2010 à 2050 selon les chiffres annoncés par l’AIE
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Avec ces hypothèses et un taux de change euro-dollar à 1.34, nous arrivons à un coût d’environ 370 € le MWh électrique issu du diesel dès l’année 2020 alors que nous atteignons déjà ce coût en 2011 avec le prix actuel du baril. Ceci démontre donc que ces estimations sont faussées, elles ne seront donc pas retenues dans la suite de l’étude.
En effet, ces prévisions possèdent une forte marge d’erreur. Pour exemple, les estimations de l’AIE en 2008 du coût futur du pétrole étaient des prix deux fois supérieur avant leur réévaluation en 2011.
Les dernières estimations prises en compte ici sont de loin les plus optimistes en faveur du fioul, on peut donc légitimement penser que les coûts considérés sont les prix minimums à envisager. En effet, ces prévisions font suite à des hypothèses jugées extrêmement optimistes par de nombreux experts [réf. (9)], prévoyant le maintien de la production mondiale de combustibles fossiles avec des pétroles non-conventionnels et des liquides de gaz naturel.
2. ASPO (Association for the Study of Peak Oil & gaz) :
Benoît Thévard, Ingénieur Conseil en énergie et résilience des territoires Activités, rend compte sur son site [réf. (10)] de la conférence ASPO sur l’impact économique du pic pétrolier. Il affirme ainsi les hypothèses suivantes, « désormais majoritairement admises » :
« La production de pétrole conventionnel ne pourra plus augmenter, elle a entamé son déclin (en 2006 selon l’AIE).
La production totale de carburants liquides augmente encore légèrement (+4% en 5 ans et record mondial en janvier 2011 avec 88,29 Mb/j).
Dorénavant, tous les carburants qui viendront compenser le déclin de la production de pétrole conventionnel coûteront plus cher (2 à 10 fois).
La production de pétroles non-conventionnels ne pourra pas compenser longtemps le déclin des gisements matures.
Le déclin global, créant un écart entre l’offre et la demande, commencera entre aujourd’hui et dans cinq ans. »
Jean-Luc Wingert et Jean Laherrère, membres de l’ASPO, ont tiré de ces conditions quatre scénarios [réf. (11)].
Scénario 1
Le « bumpy plateau » (plateau ondulant) est considéré comme le modèle classique. Il prévoit une croissance générale des prix, passant par des phases de pics des prix, fonction des périodes de croissance ou décroissance de production du pétrole (Figure 11).
Figure 11 : Scénario 1 de l'évolution de production et des prix pétroliers, « bumpy plateau » [réf. (11)]
D’après ce scénario, à l’horizon 2030, le prix du baril sera donc compris entre 300 et 500$.
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Scénario 2
Les scénarios 2 et 3, « Systemic collapse », prennent en compte un effondrement du système monétaire et financier mondial après une crise sans précédent.
Le scénario 2 « Systemic collapse with standard recovery » suppose une légère amélioration à partir de 2030, due à une remontée de production de pétrole, mais qui revient à reporter le problème de rupture de stock (Figure 12).
Figure 12 : Scénario 2 de l'évolution de production et des prix pétroliers, « Systemic collapse with standard recovery », [réf. (11)]
D’après ce scénario, le prix du baril à l’horizon 2030 se situera donc entre 300 et 400$.
Scénario 3
Le scénario 3, « Systemic collapse followed by endless disagreements », prévoit une constante augmentation des prix avec, dans le calcul, la prise en compte de problèmes sociaux comme un chômage important (Figure 13).
Figure 13 : Scénario 3 de l'évolution de production et des prix pétroliers , « Systemic collapse followed by endless disagreements », [réf. (11)]
Le prix du baril estimé est alors de 300$ en 2030 selon ce scénario.
Scénario 4
Le dernier scénario, « Energy efficiency » considère une politique centrée sur l’efficacité énergétique, un développement durable intégré dans la législation accompagné de mesures en faveur du travail social, de l’éducation et de la santé (Figure 14).
Figure 14 : Scénario 4 de l'évolution de production et des prix pétroliers, « Energy efficiency [réf. (11)]
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La production de pétrole diminue alors progressivement dès 2013, en même temps que l’augmentation du prix du baril, dépassant les 300$, comme tous les autres scénarios.
Bilan
En prenant pour hypothèse une augmentation linéaire du prix du baril et 300$ en 2030, le coût de production électrique pour une centrale diesel suit alors l’évolution illustrée sur la Figure 15.
Figure 15 : Coût de production électrique pour une centrale diesel selon une augmentation linéaire du prix du baril de pétrole jusqu’en 2030 (scénario 1 ASPO)
Avec un prix du baril qui, d’après les hypothèses précédentes, est multiplié par 3 en 2030 par rapport à aujourd’hui, le coût de production dépasse alors les 850 € / MWh.
Par ailleurs, en fixant le coût du carbone à 9 €/ Mwh donc en faisant l’hypothèse (très peu probable) qu’il ne va pas augmenter dans les prochaines années, et donc en ne suivant les prédictions du rapport Quinet comme précédemment, le coût de production atteint tout de même près de 800 €/MWh en 2030.
La consommation effrénée des produits pétroliers conduit inévitablement à un rapide épuisement des stocks et les études du prix du pétrole sont alors alarmantes à moyen voir à court terme. L’installation systématique de centrales électriques au diesel est donc contradictoire avec l’instauration d’un développement durable.
L’implantation d’une centrale électrique diesel peut séduire par son investissement initial relativement faible. Cependant, au vue des chiffres concernant les coûts d’exploitation actuels mais surtout futurs, continuer à prioriser ce type de technologie est clairement une solution désavantageuse voire dangereuse économiquement pour une île comme Mayotte.
3 - Eau potable
Les besoins en eau potable du secteur Nord-Est sont, dans ce scénario, satisfaits par un transfert provenant du secteur Nord-Ouest via une nouvelle conduite qui sera installée, de capacité 9 000 m3/j. Ce transfert présente les désavantages d’une forte consommation en électricité, et des pertes réseaux importantes.
De ce fait, le coût de production-distribution dans cette zone sera donc fatalement supérieur au coût moyen de 0,78 €/m3 (2007) [réf. (1)] mais encore difficile à estimer au jour d’aujourd’hui.
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Malgré cela, le SIEAM (Syndicat Intercommunal d’Eau et d’Assainissement de Mayotte) manifeste régulièrement son intérêt à produire de l’eau potable différemment, comme le dessalement d’eau de mer par exemple.
4 - Climatisation
La climatisation, quant à elle, est actuellement envisagée via des systèmes classiques par eau glacée (un des deux systèmes actuels à Mayotte) très consommateur en électricité et donc nuisible à l’environnement. L’investissement est alors de 170 k€ pour 100 kW [réf. (1)]. En considérant la production totale de froid supplémentaire pour 2030 fournie uniquement par ce type de climatisation, soit 30 000 MWhf (puissance de 10 MWf), et un COP (Coefficient de Performance) de 3, l’investissement est alors de 5,7 millions d’Euros. Le bilan économique global est détaillé dans le Tableau 6.
Le prix de revient du kWh est calculé selon l’investissement initial par Watt Crête (estimé à partir de prix de base) et selon la grandeur « Ka » qui dépend des 3 paramètres suivant : la maintenance, la durée de vie de l’installation et le taux d’intérêt.
KemCrêteWattparinitialmentInvestisse
Capacité
initialCoût
Nh
KemKalkWhdurevientderixP
Avec
11
1
n
n
t
ttKa
Bilan économique climatisation eau glacée
Puissance frigo MWf 10,5
Coût total des installations frigo k€ 17 850
Maintenance en % de l'investissement
2,0%
Durée de vie de l'installation ans 20
Taux d'intérêt actuariel brut 4%
Ka= 7,36%
temps de fonctionnement h/an 3 000
Production annuelle de Froid MWhf 31 500
Prix de revient du kWh de l'installation froid
€/kWhf 0,053
c€/kWhf 5,30
Cout électrique €/an 7 875 000
€/kWhf 0,250
c€/kWhf 25,0
Prix revient global c€/kWhf 30,3
Tableau 6: Bilan économique d'une climatisation par eau glacée
Le coût électrique moyen a été pris pour ces calculs d’après les prévisions du coût électrique du diesel (moyen de production majoritaire à Mayotte) d’ici 2035 (voir paragraphe 2 -b),
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source ASPO). Nous obtenons alors 750 €/MWhe. Nous considérons ici un temps de fonctionnement de 3 000 h. Le prix de revient de la climatisation par Eau Glacée atteint avec ces hypothèses 30,3 c€/kWhf.
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C - SCENARIO 1 : CENTRALE BIOMASSE SEULE A LONGONI
Ce scénario diffère du tendanciel précédent par une production électrique fonctionnant à base de biomasse (bois énergie, déchets…). Une bonne gestion des cultures ou forêts exploitées assure alors la production d’une énergie renouvelable.
Après une introduction à la technologie utilisant la combustion de biomasse pour la production électrique, une étude des ressources disponibles est alors développée dans cette partie. Une étude financière de cette production électrique est ensuite détaillée, révélant les différents coûts, du prix de combustible aux frais de transport. Les étapes administratives pour mener ce projet sont finalement présentées succinctement.
1 - Contexte
La première alternative ENR au scénario tendanciel serait de s’affranchir le plus simplement possible du fossile pour la production électrique. Or, le combustible très majoritairement utilisé dans la production électrique mahoraise est le gazole, plus de 96% en 2010. On peut donc légitimement imaginer des dépenses lourdes, occasionnées par celui-ci, dans quelques années avec l’envolée du prix du baril de pétrole. Afin de ne pas augmenter davantage la dépendance énergétique mahoraise au gazole, il serait alors opportun que les futures unités de productions installées, ou au moins une partie, fonctionnent à partir de biomasse, ce scénario se base donc sur ce concept.
Il apparait essentiel que cette centrale biomasse soit située dans la zone portuaire de Longoni, afin que le transport de matière biomasse soit limité au maritime, par exemple à proximité de la centrale thermique gazole actuelle. C’est d’ailleurs pour cette même problématique de transport que cette centrale se situe également à cet endroit.
2 - Technologie centrale biomasse
Les centrales thermiques biomasse sont des technologies utilisant un cycle à vapeur, le cycle de Rankine. Le rendement électrique (réel) global (en tenant compte des pertes chaudière) est de l’ordre de 27% (source Séchilienne Sidec). Un schéma simplifié ci-dessous reprend les composants essentiels : la chaudière (3), la turbine (4), la pompe et le condenseur du cycle (6).
Sur la Figure 17 la condensation de la vapeur est assurée par l’eau de mer (en surface) introduite dans le condenseur (6).
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Figure 16: Cycle à vapeur pour une centrale biomasse [réf. (12)]
Figure 17 : Schéma en coupe d'une centrale thermique cycle vapeur (Porcheville, unité de 600 MW alimentée au fuel). [réf. (13), (14)]
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Les caractéristiques du cycle de Rankine pour une puissance électrique de 8 MW sont décrites dans le tableau suivant :
Pélec MW 8
Ratio Elec/Chaleur 0,46
Temp entrée condenseur °C 46
Débit fluide kg/s 8
Pth condenseurs (total) MW 17
Pth évapo (sans pertes chaudière) MW 30
Tableau 7: Caractéristiques du cycle Rankine pour 8 MW électriques
En prenant en compte le rendement global de 27%, la puissance à fournir est alors de 30 MW. Le débit de combustible à fournir dépend bien sûr de cette puissance ainsi que du type de biomasse. En effet, chaque combustible possède un Pouvoir Calorifique Inférieur (PCI) spécifique, exprimé en général en kJ/kg, caractérisant la chaleur dégagée par unité de masse.
La centrale électrique biomasse est une technologie parfaitement maîtrisée, avec la possibilité notamment d’utiliser une même chaudière pour la combustion de matières de composition différente. Pour exemple, deux centrales thermiques mixtes charbon – bagasse sont en service à la Réunions depuis 1992 pour la centrale de Bois Rouge et 1995 pour la centrale du Gol. Elles fonctionnent de plus en cogénération : approvisionnement en vapeur pour la sucrerie. Ainsi, en 2010, la bagasse a produit 269 GWh électriques [réf. (15)], soit 10% de la production électrique totale à La Réunion.
Figure 18 : Centrale thermique du Gol (charbon-bagasse), 122 MW, Réunion [réf. (16)]
3 - L’accès à la matière biomasse
Une étude d’importation de biomasse [réf. (17)] a été réalisée par l’ARER dans les pays de la zone océan indien proches de La Réunion et de Mayotte. Deux types de combustibles ont ainsi été identifiés :
les Chips et Pellets issus de plantations de cocotiers du Mozambique le bois d’Eucalyptus d’Afrique du Sud
Le tableau ci-dessous donne la quantité de combustible nécessaire à une puissance de 8 MW, selon le type de bois choisi. Le débit nécessaire à une puissance électrique de 32 MW, soit une production de 256 GWhe (8 000 heures de fonctionnement annuel) est donc obtenu en multipliant ces résultats par 4.
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Type de combustible Pays
exportateur PCI
(kJ/kg)
Débit
(t/h) (t/j) (t/an)
Pellets cocotiers Mozambique 19 000 5,6 135 44 912
Eucalyptus Afrique du Sud 17 000 6,3 151 50 196
Tableau 8 : Débit de combustible pour une centrale de 8 MW
Le Pouvoir Calorifique Inférieur (PCI) représente la chaleur dégagée (en kJ) par la combustion d’un kilogramme de matière. Donc plus le PCI est élevé, plus la quantité nécessaire de combustible sera faible.
D’après l’étude d’importation de biomasse [réf. (17)] les ressources disponibles annuelles sont de 100 000 tonnes pour le bois coco et 3 expéditions de 35 000 tonnes (soit 105 000 tonnes) pour l’Eucalyptus.
Selon la solution de production énergétique choisie par Mayotte, nous pouvons envisager différentes puissances pour la centrale biomasse, de 8 MW à 32 MW. Les ordres de grandeurs de débits de biomasse nécessaires, selon la variété de bois utilisée, sont alors présentés dans le Tableau 9.
Débit combustible (t/an)
Puissance (MW)
Pellets coco Eucalyptus
8 44 912 50 196
16 89 825 100 392
24 134 737 150 588
32 179 649 200 784
Tableau 9 : Débits de bois pour la production d’électricité
Le calcul s’effectue de la manière suivante :
𝑡
Avec : 𝑡 en tonnes/an
la production électrique annuelle en MWh
le rendement électrique de la centrale (27%)
en kJ/tonne
En important les deux combustibles, la production possible est alors de 276 GWh, donc la puissance de 32 MW est envisageable.
En ce qui concerne les ressources locales, aucune étude connue à ce jour n’a été réalisée afin de connaître précisément la biomasse disponible à Mayotte. Il serait donc pertinent d’effectuer cette enquête pour un développement local et durable avec une bonne gestion forestière dans le cadre de ce scénario. Ces ressources pourraient alors alimenter une partie des besoins de la centrale électrique, mais vraisemblablement pas la totalité étant donné la faible superficie de l’île.
Il convient alors de trouver des solutions afin de pallier ce manque. L’une d’entre elle pourrait donc être la mise en place d’une filière d’importation de biomasse provenant d’Afrique du Sud par exemple. Cependant, nous pouvons également étudier la possibilité de valoriser les déchets verts de Mayotte, qui font d’ores et déjà l’objet de recherches en vue de leur élimination [réf. (18)], en s’en servant comme combustible. Cela permettrait – en plus
32
de la limitation de la dépendance énergétique – de traiter les déchets de façon contrôlée. L’évolution de la production de déchets verts a ainsi été estimée par le Conseil Général de Mayotte en 2007 [réf. (18)] pour les prochaines années (Tableau 10).
Année OM Encombrants Déchets verts Voirie DIB DASRI Global
2007 40 400 1 200 9 500 1 300 2 100 200 54 700
2010 45 600 3 600 12 300 2 000 3 200 250 66 950
2015 55 800 8 700 17 900 3 600 5 400 250 91 650
2020 68 400 15 300 25 000 5 600 8 300 300 122 900
2030 102 500 20 800 34 000 7 500 11 300 400 176 500
Tableau 10 : Estimation de la production de déchets à Mayotte jusque 2030 (en tonnes)
Le CGM prévoit une forte augmentation des déchets verts, ainsi 25 000 tonnes seront à traiter dès 2020. Une partie devrait être utilisée comme compost, des demandes d’installations de centre de compostage et co-compostage (déchets verts et boue) sont en cours.
La combustion des déchets en vue d’une production électrique serait alors facile à mettre en œuvre car il est possible d’utiliser la même technologie (même unité, même chaudière) que celle d’une centrale à bois. Une même centrale thermique peut alors fonctionner avec des combustibles différents.
Le broyage des déchets est alors une étape indispensable. Or les installations de compostage sont déjà équipées de broyeurs, on peut donc envisager leur utilisation avant le transport du combustible jusqu’à la centrale.
De plus, il est possible de sécher ces déchets pour un meilleur rendement et pour leur stockage (voir partie Réglementation). Il est alors envisageable de coupler la centrale électrique au procédé de séchage par un soutirage (ou en sortie) de la turbine, récupérant ainsi une partie de la vapeur créée dans le cycle thermique de la centrale.
4 - Etude économique
a) Bois énergie
Les coûts, en €/MWh pour chacun de ces combustibles ont été calculés dans le tableau suivant et comparés à ceux du diesel. Le prix du transport de la biomasse d’Afrique du Sud est calculé en réalité pour l’importation à La Réunion mais nous avons estimé que cet ordre de grandeur pouvait être utilisé également pour Mayotte puisque les distances sont à peu près équivalentes.
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Tableau 11: Coût de l’approvisionnement en combustible biomasse en €/MWhe
Le transport s’effectue par voie maritime. Les droits de douanes, les octrois régional et de mer sont des taxes exonérées pour le cas de Mayotte. Pour le scénario 1, les coûts de transport à terre jusqu’à la centrale électrique sont ici négligés, considérant que celle-ci est située à proximité du port de Longoni, où s’effectue le déchargement du combustible.
Les externalités concernent les coûts de l’impact écologique du processus de production électrique (gaz à effet de serre et santé). Elles sont calculées en fonction du bilan de gaz à effet de serre émis lors du transport (donc des kilomètres parcourus), et lors de la production électrique. Pour la biomasse, nous considérons que le bilan carbone est nul pour la production, considérant que le CO2 émis lors de la combustion est absorbé par l’arbre replanté, « remplaçant » celui utilisé comme combustible.
Pour ce bilan économique, la tonne de CO2 émise a été fixée à 14 € ([réf. (7)]).
L’utilisation de combustible biomasse est dans tous les cas le plus intéressant économiquement (et écologiquement) avec un coût pour l’Eucalyptus (le prix FOB du bois de cocotiers est à confirmer) de 1.75 fois moins cher que pour le diesel.
5 Coût CIF = prix marchandise + frais transport (par porte conteneur PC 5500 evp) jusqu’au port sans déchargement.
6 Le prix annoncé ici parait très faible, il a été fourni à partir d’une discussion sur un réseau social (Source : Ger 2011, http://www.linkedin.com/groups/Biomass-
Mozambique-3762650) et est basé sur des valeurs européennes. Par ailleurs il manque le coût du déchargement » [réf. (17)].
Ressource Prix FOB
coût transport
coût variable
Investissement et main
d'œuvre
Coût sans
externalités
Coût GES transport
Coût GES production
élec
Coût santé / air
coût "social"
(avec externalités)
droit de douanes
octroi de
mer
octroi régional
coût CIF
5
Afrique du sud
plaquettes Eucalyptus
47 0 exonéré
exonéré 64 111 81 192 0,1 0 21 213
Mozambique pellets "Bois" de cocotier
22 6 0 " " 38 60 81 141 0,08 0 21 162
Diesel 0 " " 251 77 328 9 36 373
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b) Déchets verts
En faisant l’hypothèse de 20 000 tonnes de déchets verts valorisés énergétiquement (34 000 tonnes au total en 2030), l’économie réalisée est alors d’environ 9000 tonnes de bois soit une production électrique de 13 GWh (le PCI des déchets verts est pris à 7 700 kJ/Kg, [réf. (17)]. Cette quantité représente 1,3 M€ par an de coût variable (prix des plaquettes eucalyptus).
𝑡
Avec :
𝑡 : frais correspondants à l’importation de bois pour la production électrique
possible par les déchets verts : masse de déchets verts valorisés en kg
: Pouvoir Calorifique Inférieur des déchets verts en MWh/kg
: rendement électrique de la centrale (27%)
: coût variable de l’importation de bois en €/MWh
Année Déchets
verts Prod élec (GWhe)
Coût variable bois (k€)
2007 9 500 5 609
2010 12 300 7 788
2015 17 900 10 1 147
2020 25 000 14 1 603
2030 34 000 20 2 179
Hypothèse 20 000 12 1 282
Tableau 12 : Coût variable de l’importation de bois « évité » par la valorisation de déchets verts
Dans ce tableau ne sont pas calculés les coûts liés à la valorisation des déchets verts (collecte, tri, broyage, transport). Ce coût variable sera plus faible avec la gratuité (hormis la logistique qui peut représenter un coût important) du combustible et l’absence de transport maritime. L’investissement initial supplémentaire est alors de 4 M€ pour la mise en place d’un centre de tri et broyage. De plus ce coût peut être limité avec l’utilisation des centres de tri et broyage existants (ou prévus).
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c) Evolution des prix
Figure 19 : Evolution du prix du bois de 1990 à 2010 [réf. (19)]
Les prédictions à longs termes sont difficiles à estimer car le développement de la filière bois-énergie est relativement récent. Cependant d’après ce graphique, le bois semble peu corrélé à l’évolution du prix du baril, et l’écart entre leur coût respectif se creuse nettement. En reprenant le rapport de Biomasse Normandie [réf. (20)], et leur prix du bois (supérieur en 2010 à celui pris pour l’étude), les chiffres historiques et estimés en 2015/2017 donnent l’évolution suivante :
Figure 20 : Evolution du prix du bois de 1990 à 2016
En effectuant un regression polynômiale d’ordre 2, nous arrivons alors à une estimation du prix du bois de l’ordre de 38 €/ MWh PCI, soit 143 €/MWhe en 2030. Le coût de production
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avec externalités s’élèverait donc à 356 € / MWhe en 2030, ce qui reste inférieur au coût actuel de production par centrale diesel (373 €/MWhe).
5 - Réglementation
a) Généralités
La construction d’une centrale thermique nécessite des démarches administratives multiples.
Dans un premier temps, il s’agit de déterminer le régime ICPE de l’installation et suivre la procédure associée. Les installations classées pour la protection de l’environnement (ICPE) présentent trois régimes (déclaration, déclaration contrôlée et autorisation) selon les risques qu’elles présentent pour la commodité du voisinage, la santé, la sécurité, la salubrité publique, l’agriculture, la protection de la nature et de l’environnement, la conservation des sites et des monuments.
Une autorisation pour l’exploitation d’installations productrices d’électricité de plus de 4,5 MW est en plus exigée. Il s’agit de constituer un dossier détaillant notamment les caractéristiques de l’installation et de son exploitation.
Enfin, une demande de permis de construire doit bien sûr être effectuée.
b) ICPE
Le régime ICPE pour une centrale à bois / déchets est indiqué dans l’article 2910 :
« Combustion à l'exclusion des installations visées par les rubriques 2770 et 2771 (déchets dangereux) :
Lorsque l'installation consomme exclusivement, seuls ou en mélange, du gaz naturel, des gaz de pétrole liquéfiés, du fioul domestique, du charbon, des fiouls lourds ou de la biomasse, à l'exclusion des installations visées par d'autres rubriques de la nomenclature pour lesquelles la combustion participe à la fusion, la cuisson ou au traitement, en mélange avec les gaz de combustion, des matières entrantes, si la puissance thermique maximale de l'installation est :
1. supérieure ou égale à 20 MW …………………..……………..……………………………. A
2. supérieure à 2 MW, mais inférieure à 20 MW ………………..…..………………. DC »
Si la centrale a une puissance inférieure à 20 MW (donc pour les cas des centrales de 8 MW et 16 MW évoquées ici), elle a donc pour régime la Déclaration Contrôlée (DC). L’installation doit alors être simplement déclarée au préfet (envoi d’un dossier) pour sa mise en service, et fait de plus l’objet d’un contrôle périodique effectué par un organisme agréé par le ministère du développement durable.
Dans les scénarios d’une centrale de 24 et 32 MW, elle est soumise au régime d’Autorisation (A). Plusieurs étapes sont alors à suivre, la durée totale de la procédure est d’environ 1 an. Après dépôt d’un dossier détaillé à la préfecture, une enquête publique se déroulera. La population a alors accès au dossier de la demande d’autorisation et peut émettre son avis. Parallèlement à cette enquête publique, le préfet engage des consultations de plusieurs autorités administratives, notamment le conseil municipal de la commune d’implantation ainsi que les conseils municipaux des communes figurant dans le périmètre de l’enquête publique.
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c) Législation centrale électrique
D’après le décret du 7 septembre 2000, une installation productrice d’électricité de puissance supérieure à 4,5 MW, fait l’objet d’une autorisation spécifique, si sa puissance est inférieure ou égale à 4,5 MW, elle fait l’objet d’une déclaration.
La puissance de la centrale étant supérieure à 4,5 MW, une autorisation pour l’exploitation de la centrale électrique sera demandée, en plus de la procédure ICPE.
d) Stockage de bois et déchets verts
Extrait de la rubrique 1532 :
« Bois sec ou matériaux combustibles analogues y compris les produits finis conditionnés (dépôt) à l’exception des établissements recevant du public. Le volume susceptible d’être stocké étant :
1. supérieure à 20 000 m3 …………………………………………………………….…………. A
2. supérieure à 1 000 m3 mais inférieure ou égale à 20 000 m3 …….………..… D »
En admettant que la quantité de bois nécessaire à une production de 243 GWh (8000 heures/an de fonctionnement moins la production de 13 GWh des déchets verts) est disponible, et en prenant les hypothèses suivantes :
combustibles : déchets verts (non stockés) + cocotiers + eucalyptus masse volumique moyenne : 700 kg/m3 (cf. encadré plus bas) PCI moyen : 18 000 kJ/kg (soit (143 x 4) t/j à importer pour 32 MWe) volume « perdu » : 2% (trous entre les pellets)
𝑠 = 𝑝 𝜌𝑝 × (1−𝛼𝑝 𝑞𝑢 𝑡𝑡 𝑠)
Le volume nécessaire se calcule comme suit :
𝜌 ( 𝛼)
Avec :
𝑠tock le volume de stockage
𝜌 la masse volumique moyenne du bois
𝛼 la part de volume « perdu »
Si l’on souhaite une possible autonomie d’1 mois, soit 30 jours, la masse de bois à stocker est donc de :
𝑡 𝑠
Soit un volume de :
ce qui impose une demande d’autorisation.
Pour éviter cette contrainte législative, et obtenir un régime de déclaration (D) - procédure moins lourde - la durée maximale d’autonomie de la centrale (sans importation de combustible) est de 23 jours pour une centrale de puissance de 32 MW.
Pour les différentes puissances envisagées dans cette étude, les stocks correspondants à une autonomie de 30 jours puis de 15 jours sont reportés dans le tableau ci-dessous.
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Puissance centrale (Mwe)
Stock pour autonomie de 30 jours (m3)
Stock pour autonomie de 15 jours (m3)
8 6 254 3 127
16 12 507 6 254
24 18 761 9 380
32 25 015 12 507
Tableau 13 : Volumes de stockage pour 15 jours et 1 mois selon les différentes puissances électriques envisagées
Eléments pour l’ordre de grandeur de la masse volumique moyenne du bois considéré
Masse volumique eucalyptus [réf. (20)] : 850 kg/m3
« Le bois de cocotier […] a une densité de base de 400–600 kg/m3, la partie périphérique en
anneau de la base allant jusqu’à 850 kg/m3 » [réf. (21)].
Les déchets verts ont la particularité de subir rapidement une fermentation anaérobie (fermentation s’effectuant sans présence de dioxygène atmosphérique) :
« Après 24h de stockage dans le hangar, nous avons pu constater le démarrage d’une fermentation anaérobie dans les 3 lots. Ceci prouve donc la nécessité de la réactivité de la chaîne d’approvisionnement : collecte, broyage et alimentation de la chaudière à prévoir sur une même journée » [réf. (21)].
Une autre possibilité afin d’éviter la fermentation serait alors de sécher les déchets verts en soutirant la vapeur de notre centrale électrique.
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D - SCENARIO 2 : UBC2E (UNITE DE BIO-COGENERATION
ELECTRICITE ET EAU POTABLE)
Ce scénario tente de répondre aux besoins en électricité et en eau potable du secteur Nord-Est avec une unité de dessalement d’eau de mer couplée à une centrale biomasse, UBC2E. L’intérêt de ce couplage étant de récupérer une partie de la chaleur de la centrale thermique afin de distiller de l’eau de mer.
L’installation se situerait alors idéalement sur Petite Terre à proximité de la centrale actuelle des Badamiers au cœur de la zone qui connaitra un déficit de production d’eau potable dans quelques années. Néanmoins une localisation à proximité de Mamoudzou est également envisageable. Toutefois, cette installation devra nécessairement se trouver au bord de l’eau.
Deux types de technologies de dessalement sont actuellement sur le marché : les systèmes membranaires et la distillation. Les technologies à membranes, la plus courante étant l’osmose inverse (procédé employé sur Petite Terre), utilisent l’énergie électrique pour créer une différence de pression des deux côtés de la membrane et ainsi transférer l’eau de l’autre côté, la membrane (semi-perméable) ne laissant pas passer le sel.
Les procédés thermiques utilisent, quant à eux, la chaleur pour évaporer l’eau de mer avant de la condenser. Plusieurs techniques ont alors été étudiées pour une efficacité optimale. Avec une centrale de 8 MWe, nous disposons d’une énergie thermique très importante et on peut donc naturellement envisager des procédés thermiques pour dessaler l’eau de mer.
Dans ce domaine, la distillation à multiples effets ou MED est la technique la plus avancée technologiquement car elle présente l’avantage d’avoir une consommation énergétique relativement faible ainsi qu’un coût raisonnable. De plus, elle est largement répandue à travers le monde depuis plusieurs années donc elle dispose d’un solide retour d’expériences. Ce scénario intègre donc cette technologie dans l’UBC2E en plus d’une centrale biomasse telle que décrite dans la partie précédente.
1 - Technologie distillation multi-étagée (MED)
De nombreuses installations, réalisées notamment par SIDEM-Entropie, l’une des sociétés prédominantes sur le marché, témoignent de la compétitivité de ce système. Plus d’une centaine d’unités ont ainsi été mises en place par cette filiale de Véolia, essentiellement au Moyen-Orient ainsi qu’en Europe. La plus grosse installation produit 800 000 m3/j (représentant 27 unités) en Arabie Saoudite (contrat signé en 2007). Par ailleurs, la capacité de production d’une unité peut atteindre 68 000 m3 / jour [réf. (22)].
a) MED « classique »
La technologie MED ne nécessite de l’énergie électrique que pour le fonctionnement des pompes utiles à la circulation de l’eau et la mise sous vide des enceintes où s’effectue l’évaporation de l’eau de mer. La principale énergie est donc thermique, d’où la pertinence d’utiliser la chaleur créée dans le cycle d’une centrale thermique.
40
Figure 21 : Principe de la technologie de distillation multi-étagée (MED)
L’eau à dessaler va être répartie dans des « effets » où règne une pression adaptée au niveau de température atteint pour sa vaporisation.
L’eau de mer envoyée dans le premier effet est vaporisée (en partie) lors de son contact avec l’évaporateur alimenté par une source chaude (environ 70°C pour éviter la précipitation du sel). Cette vapeur est ensuite récupérée dans le deuxième effet et fournit alors l’énergie nécessaire à l’évaporation d’eau de mer entrante dans le deuxième effet.
La température du fluide chaud (dans l’échangeur) est plus faible dans l’étage suivant, et donc la pression à lui imposer également. Et ainsi de suite pour chaque enceinte.
Les principales caractéristiques de fonctionnement pour un MED sont données par la société VEOLIA [réf. (22)] :
Nombre d’effets 8
Conso thermique MED (kWh/m3) 6
[réf. (24)]
GOR 3
Conso élec (kWh/m3) 1
Tableau 14 : Caractéristiques d'une unité MED à 8 effets
La consommation spécifique du procédé s'exprime par le ratio :
Avec :
(kJ) la quantité de chaleur à apporter au procédé ;
(kg) la masse d’eau douce produite.
Il mesure la quantité de chaleur nécessaire à la production de 1 kg d'eau douce. Les Anglo-Saxons parlent du Gain Operation Ratio qui est le rapport :
𝑟
Avec 𝑟 (kJ/kg) l’enthalpie de vaporisation de la source chaude. Il mesure la masse d'eau douce produite par kilogramme de vapeur nécessaire (vapeur du cycle de la centrale thermique dans notre cas).
41
D’après les données du Tableau 14, pour une production de 10 000 m3/jour, la consommation d’énergie thermique est alors de 60 MWh par jour. De même, la production électrique nécessaire est de 10 MWhe par jour. En comparaison, l’osmose inverse a besoin de 38 MWhe, soit 4 fois plus que le MED.
Les fabricants de cette technologie sont :
SIDEM-Entropie (Filiale de Veolia) : MED FisiaItalimpianti(Italie) : MSF, MED, OI Doosan (Corée): MSF, MED, OI IDE (Israël) MED, MVC
b) MED-TVC
On appelle MED-TVC un procédé MED auquel est ajouté un thermo-compresseur de vapeur afin d’augmenter l’efficacité du procédé, avec un rapport GOR plus important. La plupart des installations de SIDEM-Entropie utilisent cette technologie. Le GOR a ainsi des valeurs de l’ordre de 6 à 10 [réf. (23)].
Les capacités de production des nombreuses unités MED existantes à travers le monde sont très variables. De la petite capacité inférieure à 100 m3/jour (en France deux unités ont été installées en 2004 pour une production totale de 24 m3/j) pour sous-marin, aux grosses unités de 30 000 m3/j et plus [réf. (24)].
c) Exemples d’installations MED-TVC déjà existantes
Quelques exemples d’équipements existants depuis 2010 :
Arabie Saoudite : 27 unités de 30 000 m3/j chacune Emirats arabes unis : 12 unités de 38 640 m3/j chacune Qatar : 10 unités de 28 000 m3/j chacune
D’autre part, plusieurs unités MED de capacité de l’ordre de 10 000 m3/j ont déjà été installées. Ci-dessous, un aperçu d’un système de dessalement MED mis en service en 2006 produisant 40 000 m3/j (3 unité de 13 333 m3/j) [réf. (24)] :
Figure 22 : Photo des trois procédés MED-TVC de production d’eau douce de 13 333 m3/j chacun (Libye, 2006)
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A Abu Dhabi (Emirats Arabes Unis) deux unités de MED-TVC de 9 000 m3/j chacune ont été mises en fonctionnement en 1996 [réf. (24)] :
Figure 23 : photographie de deux unités MED-TVC de 9000 m3/j chacune (Abu Dabhi, 1996)
2 - Couplage UBC2E
Le choix d’un procédé MED pour la production d’eau douce couplé à la centrale thermique biomasse est représenté sur le schéma suivant :
Figure 24 : Couplage de la centrale thermique biomasse avec une unité de distillation MED
Une partie de la vapeur dans la turbine de la centrale est soutirée (à 70-75 °C) et injectée dans le MED. Ce soutirage a une influence minime sur le rendement électrique du cycle.
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3 - Transport des combustibles biomasses
Les contraintes logistiques ne sont pas négligeables ; en effet les ressources à transporter représentent environ 100 tonnes (8 MW) à 500 tonnes (32 MW) par jour.
Alors que le transport maritime est relativement aisé, le transport terrestre en camion et en barge (traversée de Grande Terre à Petite Terre) s’avère beaucoup plus complexe et pourrait être un facteur limitant la puissance de la centrale électrique. L’idée d’implanter l’UBC2E autour de Mamoudzou permet donc d’éviter le transport en barge qui semble le plus complexe à mettre en œuvre, tout en restant situé dans le secteur déficitaire en production d’eau potable à l’horizon 2030.
Les risques liés au transport sont d’autant plus importants que la distance est grande. Concernant la traversée par barges, la construction de 4 quais de transferts des déchets est prévue pour début 2012, dont un sur Petite terre, qui pourrait alors servir au transport des combustibles.
Pour ce qui est du transport par barge entre Mamoudzou et Petite Terre, il existe deux barges en services capables d’accueillir des camions jusqu’à plus de 30 tonnes. Néanmoins, si l’on prend en compte les autres usagers de ces barges ainsi que l’éventualité que l’une d’elle ne fonctionne pas, nous considérons dans cette première approche que les camions transportant la biomasse ne doivent pas excéder 26 tonnes en poids total (charge comprise) et donc que le chargement n’excède pas 17 tonnes. A raison d’une barge par heure (toutes les demi-heures si les deux fonctionnent en même temps), la centrale 8 MWe est envisageable puisqu’elle nécessiterait l’apport d’environ 6 camions par jour. Une puissance de 16 MWe est déjà plus complexe à mettre en œuvre mais pas impossible dans ces conditions, il faudrait tout de même 12 camions par jour. En revanche, pour des puissances supérieures, il serait vraisemblablement indispensable de posséder une barge qui soit uniquement dédiée à ce transport.
4 - Estimation économique
Une unité de dessalement de 20 000 m3/j suppose un investissement de l’ordre de 20 à 25 M€ [réf. (25), (26)]. Pour comparaison, cet ordre de grandeur correspond au prix d’une unité de dessalement par osmose inverse de même capacité [réf. (27)]. Par contre, le coût de production du MED est beaucoup plus faible puisqu’il nécessite peu d’électricité contrairement à l’osmose inverse très énergivore.
En effet, d’après des études financières sur différentes unités MED, on peut estimer que les coûts de production d’eau potable à partir de ce procédé se situent entre 0,5 et 0,7 €/m3, soit environ 70% moins cher que le coût de production actuel avec la centrale osmose inverse de Petite Terre.
En considérant 8000 h/an de fonctionnement, la consommation annuelle thermique est d’environ 20 GWh. A titre de comparaison, une alimentation du procédé de dessalement MED par une chaudière à charbon conduirait à un coût de 200 000 €/an uniquement pour l’achat de charbon (sans investissement d’un système de production de chaleur, ni sa maintenance…).
Concernant la production électrique, des frais supplémentaires sont à prévoir avec le transport de la matière combustible biomasse, du port Longoni au site des Badamiers (transport routier + barge). C’est pour cette raison qu’il serait particulièrement intéressant d’implanter le dispositif autour de Mamoudzou afin de s’affranchir du transport en barge très contraignant. En revanche, dans ce cas de figure, il faudrait construire des infrastructures réseau, à rajouter à l’investissement initial, alors qu’elles sont déjà existantes sur le site des Badamiers sur Petite Terre. Concernant le coût de la traversée par barge entre Mamoudzou
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et Petite Terre, il est de 140 € pour le tonnage de camion correspondant à nos besoins (26 tonnes), ce qui représente environ 6 €/MWh.
5 - Réglementation sur le rejet de saumure
La protection des eaux contre toute forme de pollution est règlementée dans le Code de l’environnement. Les installations sont classées dans la nomenclature IOTA de l’article R214-1 du Code de l’environnement, selon leur impact sur le milieu considéré. Elles peuvent alors être soumises à un régime spécifique déterminant la procédure à suivre tout comme les régimes ICPE. Pour une unité de dessalement, il convient alors de se reporter à la partie « REJET » de la nomenclature IOTA pour savoir si elle fait l’objet d’un régime spécifique, et plus précisément à l’article concernant les rejets en mer :
« 2. 2. 2. 0. Rejets en mer, la capacité totale de rejet étant supérieure à 100 000 m3 / j (D). »
La production d’eau douce prévue pour Mayotte étant de 10 000 m3/j, l’installation n’est donc soumise à aucun régime.
Néanmoins, les impacts sur l’environnement liés à l’exploitation d’une centrale de dessalement ne sont pas négligeables et concernent essentiellement le prélèvement de l’eau de mer et le rejet de la saumure.
La saumure, avec sa forte salinité et sa température élevée, peut provoquer des perturbations notoires sur l’écosystème marin environnant. Il est alors impératif de procéder à une dispersion des rejets, « via des diffuseurs à sorties multiples qui limitent les écarts de salinité à moins de 0,1 g/L en quelques dizaines, voire centaines de mètres pour les plus grosses unités » [réf. (28)]
Pour le cas de Mayotte, la saumure étant rejetée dans un milieu naturel sensible (lagon) où règne une biodiversité fragile, il convient de faire très attention au panache de rejet généré et notamment aux courants existants à l’endroit considéré. Des études spécifiques à l’éventuel impact environnemental seront donc inéluctablement réclamées à juste titre par les services de l’état concernés.
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E - SCÉNARIO 3 : COUPLAGE UBC2E-SWAC (SEA WATER AIR
CONDITIONING)
Cet ambitieux scénario répondrait aux trois besoins identifiés, à savoir électricité, climatisation et eau potable, l’idée étant de coupler une UBC2E avec un SWAC. Un accès rapide à l’eau froide profonde est donc indispensable. Pour cette raison, l’implantation d’un tel système ne pourra se faire qu’à côté de la zone aéroportuaire de Pamandzi. Un coût supplémentaire est alors aussi à prévoir pour le transport du combustible biomasse tout comme dans le scénario 2.
1 - Présentation de la technologie SWAC
Le principe du SWAC est d’utiliser l’eau froide que l’on peut trouver dans grands fonds océaniques afin de climatiser des bâtiments. En effet, à 1000 m de profondeur, l’eau est généralement à une température d’environ 5°C donc si la distance à cette profondeur depuis la côte est raisonnable, il est envisageable de remonter l’eau profonde grâce à une conduite adaptée. Le principe est ainsi schématisé sur la figure suivante.
Figure 25 : Principe de fonctionnement du SWAC
Ainsi à Mayotte, l’endroit idéal qui présente le meilleur accès aux grandes profondeurs est l’Est de Petite Terre à Pamandzi à proximité de la zone aéroportuaire (Figure 26). Il n’y a pas véritablement d’autres endroits où il peut être implanté car la largeur du lagon est alors trop grande en plus de la distance pour accéder à une profondeur de 1000 m ou plus.
46
Figure 26 : Bathymétrie au large de Petite Terre (source : carte marine CM93)
La distance qui sépare la profondeur océanique de 1000 m et la côte de Pamandzi (trait rouge) est alors d’environ 5 km.
2 - Spécification du besoin en climatisation actuel et futur pour le secteur Nord-Est de Mayotte
Les tableaux ci-dessous listent les principaux locaux consommateurs de froid, existants et en projet [réf. (1)].
Projets Réseau clim
Lieu Trajet Date horizon distance (km) Puissance froid (kW)
Petite Terre
plage- Hopital PT 2030 2,5 300
Aéroport PT 2011 0,7 900
Immeuble de bureaux 2030
150
TOTAL projets PT
3,2 1350
Grande Terre (NE)
PT (aeroport)-Mamoudzou CHM 2015 6,9 2000
Bureaux Mamoudzou 2030
1000
TOTAL projets GT
6,9 3000
TOTAL
4350
Tableau 15 : Grands projets consommateurs de froid envisagés d’ici 2030
Installations clim existantes 2010 (à remplacer d'ici 2030)
Lieu Trajet Date horizon distance (km) Puissance froid (kW)
Petite Terre
Gendarmerie - Jumbo 2030 0,58 200
Croisement - Gendarmerie 2030 1,46 100
Aéroport 2030
50
Total PT 2010
350
47
Mamou-dzou
CHM + bureaux
4000
CGM 2030
300
Mairie Mamoudzou 2030
300
Préfecture 2030
250
Centre de Sécurité Sociale 2030
150
SIM 2030
250
Gendarmerie 2030
100
TOTAL Mamoudzou 2010
3 5350
TOTAL pour 2010
5700
TOTAL CLIM PT
1700
TOTAL CLIM GT (NE)
8350
TOTAL PUISSANCE CLIM EN 2030
10050
Tableau 16 : Description des principaux consommateurs de froid (Nord-Est)
Si l’on considère un réseau de climatisation terrestre étendu à Mamoudzou, l’étude a identifié un besoin total de plus de 10 MWf selon les clients potentiels et les projets à venir d’ici à 2030. Le client le plus éloigné serait alors situé à environ 8 km de la station de pompage. En revanche, si l’on se restreint à un réseau terrestre sur Petite Terre, le besoin serait alors de 1.7 MWf et le client le plus éloigné se situerait alors à environ 2.5 km de la station de pompage.
Une visualisation de la localisation des besoins est visible sur les figures ci-dessous.
Figure 27 : Carte des équipements climatiques (puissance froid) de Mayotte (Nord-Est) - 2010 [réf. (1)]
48
Figure 28 : Localisation des besoins en climatisation dans le centre-ville de Mamoudzou [réf. (1)]
3 - Exemples de projet SWAC existants
a) Projets polynésiens
Il existe déjà plusieurs projets SWAC en service dans le monde pour des besoins individuels. Ce sont bien souvent des hôtels de luxe situés dans la zone intertropicale à proximité des grandes profondeurs océaniques. Ainsi, le groupement CREOCEAN/ODEWA (partenaires de cette étude) a déjà mis en place un système SWAC pour un hôtel à Bora Bora (Tahiti).
49
Figure 29 : Projet SWAC de l’hôtel Intercontinental de Bora Bora (source : Créocéan/Odewa)
Ce système d’une puissance de 1.5 MWf est en fonction depuis 2006, l’eau froide à 5°C est puisée à 900 m de profondeur via un pipe de 2.3 km de long et un diamètre de 40 cm. Grâce aux économies électriques réalisées par rapport à un système de climatisation classique, il est estimé que l’installation sera rentabilisée en moins de 7 ans. En effet, l’investissement initial était de 6.6 M€ pour le système complet et les économies réalisées par l’hôtel sur la facture d’électricité sont de l’ordre de 1 M€ par an. Par ailleurs, le SWAC permet d’éviter 2 550 tonnes de CO2 par rapport à une climatisation classique.
Actuellement, ODEWA/CREOCEAN est également en train de terminer la mise en place d’une deuxième installation de puissance similaire pour un hôtel à Tétiaroa.
b) Projet de Saint-Denis (Réunion)
Le projet SWAC réunionnais est un exemple intéressant puisqu’il se situe dans la même zone géographique, l’ouest de l’Océan Indien, et possède la particularité d’alimenter en froid différents clients dans une même ville, la puissance pourrait ainsi atteindre, à termes, 40 MWf. Il s’agit donc d’un réseau urbain de climatisation marine (Figure 30) comme il pourrait être mis en place à Mamoudzou et sur Petite Terre.
Figure 30 : Réseau urbain de climatisation marine prévu dans le projet de Saint-Denis à la Réunion (source : SIDEO)
Les porteurs de projets (SIDEO et GDF Suez) espèrent ainsi réaliser une réduction de 75% de la consommation électrique par rapport à une production avec un système classique. Actuellement le projet est encore au stade de l’étude et du montage financier mais la mise en service est prévue pour fin 2013.
station de
pompage
50
4 - Couplage SWAC-UBC2E
a) Principe
Le SWAC est donc un système de climatisation nécessitant uniquement une énergie électrique de pompage, ce qui engendre un très faible coût de fonctionnement. Les travaux à réaliser étant importants, il paraît donc préférable de concevoir un système de forte puissance froid pour un prix de revient convenable. Par la suite, est réalisée une étude pour cerner la pertinence du SWAC selon la puissance envisagée.
Avec le SWAC comme procédé de climatisation, une eau très froide serait à notre disposition pour le refroidissement des condenseurs de la centrale thermique ce qui permettrait une légère augmentation du rendement électrique de la centrale, un gain sur la surface de ces condenseurs et donc, in fine, une économie financière. Cependant il n’est pas évident que cette économie soit conséquente et justifie le pompage à plus de 1000 mètres de profondeur (pour atteindre des températures autour de 5°C) pour le seul besoin en froid de la centrale thermique.
Ceci est aussi valable dans le cas du MED, qui utilise l’eau froide pour la condensation de la vapeur. De plus, dans le cas du MED, l’utilisation d’une eau très froide n’augmente pas réellement le rendement du procédé. Le couplage SWAC / MED n’est donc certainement pas la solution la plus pertinente.
La disponibilité d’une eau très froide pourrait toutefois être un point fort pour d’autres procédés de dessalement. En effet, des technologies encore à l’état de recherche semblent être particulièrement sensibles à la différence de température entre les fluides chaud et froid. Ces procédés semblent très prometteurs, en effet il a été estimé que le coût total de dessalement pourrait ainsi atteindre 0,26 $/m3 soit 0,18 €/m3 [réf. (25)] (sans achat de l’énergie thermique) pour une production de 105 000 m3/j (distillation membranaire, 2006). Cette prévision reste encore évidemment à certifier avec l’accumulation de la pratique.
Une proposition de configuration de l’installation est schématisée ci-dessous.
51
Figure 31 : Configuration du couplage UBC2E + SWAC
L’idée principale de ce couplage est donc de profiter de la mise en place d’un système SWAC afin de climatiser des bâtiments d’une part mais également afin d’alimenter en froid les condenseurs de la centrale thermique ainsi que le procédé de distillation d’eau de mer.
b) Production d’eau potable par distillation multi-étages (MED)
Dans ce cas de figure le procédé MED serait donc en série. En effet, une température de 5°C au lieu de 14°C par exemple n’a pas d’incidence significative sur la performance du système. Un schéma de l’ensemble complet est ainsi proposé sur la Figure 32.
52
Figure 32 : Représentation du couplage SWAC-UBC2E intégrant la technologie MED
A noter que le couplage centrale MED (évaporateur et préchauffe eau) n’est pas représenté ci, néanmoins il a été considéré pour les calculs.
Ce schéma prend l’hypothèse d’un débit SWAC suffisant pour alimenter en série la centrale et le MED. Si la puissance de climatisation est trop faible, on peut alors envisager de prélever le débit supplémentaire manquant pour les condenseurs sur la conduite eau froide profonde (6 - 6.5°C) en amont de l’échangeur SWAC. C’est ce qui a été pris en compte dans les calculs.
c) Production d’eau potable par distillation membranaire (MD)
Après de rapides calculs, il s’avère que le MED, tel qu’utilisé dans le scénario 2, n’est vraisemblablement pas la meilleure technologie pour tirer un maximum de profit de l’eau froide profonde.
Principe de la distillation membranaire
La distillation membranaire (MD) semble être une technologie plus sensible à la différence de température entre la source chaude et la source froide. Elle est cependant encore au stade de recherche et ne bénéficie pas ainsi de retours d’expérience comme le MED qui est lui déjà
53
bien répandu. Néanmoins, différents articles scientifiques ont permis d’estimer les gains potentiels dus à l’utilisation de l’eau froide profonde.
Dans la suite de l’étude de ce scénario, nous considérerons donc deux options pour la production d’eau douce, la première étant le MED (comme dans le scénario 2) et la deuxième la distillation membranaire (décrite ici même).
Il existe 4 types de distillations membranaires, elles sont illustrées sur la figure suivante.
Figure 33 : Les différentes techniques de distillation membranaire
Une différence de pression partielle d’une part et d’autre de la membrane est établie par différence de température ou, pour la VMD, avec une mise à vide d’un côté. L’eau de mer est alors chauffée avant d’entrer dans le procédé de distillation. La membrane hydrophobe retient ainsi le liquide et seule la vapeur créée par différence de pression la traverse. Elle sera ensuite condensée par un certain procédé selon la configuration de la distillation membranaire.
Seulement 2 des 4 configurations sont adaptées à la situation du projet, la distillation membranaire à contact direct (DCMD) et à la distillation membranaire à intervalle gazeux (AGMD), car elles utilisent la différence de température entre l’eau de mer chauffée et le liquide de refroidissement pour provoquer la différence de pression.
Néanmoins, la bibliographie scientifique de ce domaine se concentrant uniquement sur la DCMD, nous en ferons de même dans la suite de l’étude. En effet, les quelques
54
expérimentations connues sur l’AGMD ne font pas varier le paramètre « température de la source froide ».
Variations des performances de la DCMD en fonction de la température froide
Une étude expérimentale parue dans le « Journal of Membrane Science » [réf. (29)] rend compte des résultats de tests effectués sur un échantillon de membrane de distillation. Cette membrane est de type PTFE (polytetrafluoroethylene), matériau largement utilisé dans la distillation membranaire. Il est à noter que c’est un matériau cher, avec des inconvénients non négligeables et que des recherches ont été effectuées ou sont en cours sur d’autres matières (exemple : les nanotubes de carbone, [réf. (29)] en vue de l’augmentation des performances et de la durée de vie des membranes, ainsi que d’un point de vue économique.
Le flux de perméat dépend tout d’abord des caractéristiques de la membrane : son épaisseur L, sa perméance f (aptitude d'une membrane ou d'une surface à laisser passer la vapeur d'eau) et sa perméabilité k (mesurant le taux de liquide ou solides traversant la membrane). Ainsi deux équations peuvent être utilisées pour calculer ces deux dernières caractéristiques [réf. (29)] :
Avec
(kg/s) le flux de perméat ;
(Pa) la différence de pression entre les deux côtés de la membrane ;
(m²) la surface de la membrane.
La différence de pression est directement liée à la différence de température et peut être calculée par la formule suivante :
D’après les expériences effectuées par les deux laboratoires australiens (Victoria University Werribee Campus et CSIRO Materials Science and Engineering), le flux de perméat par unité de surface en fonction de la différence de pression peut être représenté par une courbe linéaire (Figure 34).
55
Figure 34 : Flux de perméat à travers une membrane DCMD en fonction de ΔP
Ces résultats ont été obtenus pour une eau de mer de concentration en sel de 35 g/l (de l’ordre de la salinité de l’océan indien), avec des flux eau chaude / eau froide de 300 ml/h chacun. L’échantillon de la membrane PTFE utilisé a un diamètre de 24,5 mm.
En reprenant ces résultats et les équations théoriques citées ci-avant, nous pouvons établir la surface de membrane nécessaire en fonction de la température de l’eau de refroidissement.
Temp froide
(°C) P (Pa)
DP (Pa) Flux J/A
(kg/m²/s) f
Aire (m²) pour 10000
m3/j
Gain (m²) par rapport à Tf=35°C
Gain (%) par rapport à Tf=35°C Tc = 80 °C
5 947 45253 0,0337 7,46E-07 3430 362 9,6%
7 1090 45111 0,0336 7,46E-07 3441 351 9,3%
15 1865 44335 0,0331 7,46E-07 3502 291 8%
20 2564 43636 0,0325 7,45E-07 3558 234 6%
25 3481 42719 0,0318 7,45E-07 3635 157 4%
30 4671 41530 0,0309 7,45E-07 3740 52 1%
32 5237 40964 0,0305 7,45E-07 3792 0 0%
Tableau 17 : Caractéristiques de fonctionnement d'une DCMD en nanotube de carbone pour différentes températures de refroidissement
Le gain de surface par la valorisation de l’eau froide profonde paraît assez faible, de 9.6 % dans le cas le plus favorable (Tf = 5°C) par rapport au cas le plus défavorable (Tf= 32 °C) cependant des études expérimentales seraient nécessaires pour une confirmation, plus orientées vers la variation de température froide.
Concernant le débit d’eau de refroidissement, nous calculons ici son ordre de grandeur en reprenant le débit fixé lors de l’étude expérimentale citée : 300 mL/h pour une surface de membrane de 20,3 cm². En extrapolant, nous arrivons alors à un débit de 141 kg/s pour une surface nécessaire estimée à 3430 m². Avec une marge de sécurité de l’ordre de 10 %, nous pouvons prendre en compte un débit d’eau froide profonde de 155 kg/s dans nos calculs.
La surface de membranes nécessaire est donc très importante pour atteindre une production de 10 000 m3/j.
56
Schématisation du couplage incluant la MD
Figure 35 : Représentation du couplage SWAC-UBC2E intégrant la technologie MD
Le procédé de distillation serait alors couplé avec le SWAC en parallèle, pour le réseau de refroidissement, contrairement au MED qui serait en série.
5 - Pré-dimensionnement du système SWAC
a) Hypothèses initiales
Dans cette partie est présentée l’étude réalisée par le bureau d’étude CREOCEAN [réf. (30)] pour la mise en place d’un système SWAC.
Le SWAC est donc couplé à la centrale électrique, dont on fait varier la puissance de 8 MWe à 24 MWe, considérant cette puissance maximale envisageable sur Petite Terre (relativement au transport de biomasse et les problématiques de transport par barge). Les débits d’eau de refroidissement à apporter dans chaque cas, ainsi qu’au système de dessalement, sont alors calculés pour effectuer le dimensionnement des conduites.
57
Les deux procédés sont traités, le MED et la MD, pour une production d’eau potable de 10 000 m3 par jour.
La centrale électrique et le MED sont associés en priorité en série avec le SWAC, c’est-à-dire que la température d’entrée dans le condenseur de la centrale est d’environ 11°C. Si le débit de SWAC est trop faible pour fournir la totalité du besoin froid de la centrale (dépendant donc de la puissance de la centrale électrique ainsi que du réseau de climatisation en aval), le surplus de débit est puisé à 6°C, entrainant le débit total d’EFP du SWAC.
Pour la distillation membranaire nous considérons que l’apport d’une eau très froide aux performances du procédé justifie l’utilisation d’EFP, avec notamment une meilleure imperméabilité face au sel pour les basses températures [réf. (31)]. L’association se fera donc en parallèle, pour une température de fonctionnement à 6 °C.
En ce qui concerne les locaux à climatiser, l’étude traite plusieurs options, en fonction de la zone à climatiser (éventuelle extension jusqu’à Mamoudzou) et des besoins selon le moment (actuellement et 2030).
L’étude se déroule alors en suivant les hypothèses suivantes :
Diverses extensions du réseau de climatisation : Petite Terre seule ou Petite Terre et Grande Terre (Mamoudzou)
Diverses échéances – Caractéristiques 2011 et extension 2030
Plusieurs capacités de production de la centrale Biomasse (8 à 24 MW)
b) Caractéristiques du réseau secondaire (réseau terrestre de climatisation)
Un des paramètres important pour le dimensionnement est la distance qui sépare le local à échangeur du consommateur le plus éloigné (afin de prévoir les pertes thermiques). La distance est d’environ 3 km pour Petite Terre et de 8 km pour Grande Terre (Mamoudzou).
Figure 36 : Représentation de la boucle secondaire de climatisation (en rouge PT, en bleu PT+GT)
Une description précise des besoins en climatisation de Petite Terre et Mamoudzou et de leurs localisations a été effectuée précédemment dans la partie E -2 -.
58
Figure 37 : Réseau simplifié du SWAC, PT et GT
c) Profils de températures
Différentes sources ont été utilisées afin de se faire une idée précise du profil de température autour de Mayotte. Les profils moyens de ces différentes sources sont ainsi représentés sur la Figure 38 ci-dessous.
A noter que la base de données Coriolis intègre des données Mercator et que des mesures sur site ont également été effectuées par l’ARVAM (bureau d’étude océanographique réunionnais) en 2009.
Figure 38 : Profils de températures de Mayotte
59
Les différentes sources convergent vers des valeurs similaires. Les profils de températures autour de Mayotte présentent des valeurs moyennement favorables au système SWAC avec, pour les profondeurs de 1000 m, des températures légèrement supérieures à 6°C.
A titre de comparaison, les eaux tahitiennes possèdent une température d’environ 4°C à cette profondeur, et environ 5.3°C pour la Réunion.
d) Bathymétrie de la zone
Un modèle numérique de terrain a pu être réalisé grâce aux données bathymétriques du SHOM (Service Hydrographique et Océanographique de la Marine). A partir de cela, trois tracés potentiels ont été identifiés, tous trois empruntant des vallées naturelles sous-marines.
Figure 39 : Bathymétrie de la zone au large de Pamandzi (source : SHOM)
Le tracé n°3 présente ainsi le linéaire le plus faible pour atteindre les profondeurs de 1000 m. Ce tracé sera donc pris en compte pour la suite du pré-dimensionnement.
e) Atterrage
Concernant la localisation de l’installation, il faut noter la présence d’une falaise de plus de 10 mètres au droit de l’usine actuelle de dessalement de Pamandzi. Il semble donc plus favorable de privilégier si possible une zone plus au sud, proche de l’aéroport où la hauteur de la falaise est plus faible (voir Figure 40) afin de minimiser les pertes de charge.
Tracé 1
Tracé 2
Tracé 3
60
Figure 40 : Informations sur le PLU de Pamandzi et la topographie du littoral
f) Description des cas étudiés
Quatre options sont alors envisagées concernant les besoins en froid de climatisation selon que l’on climatise la zone de Mamoudzou en plus de Petite Terre ou non et selon l’instant considéré.
Petite Terre Petite Terre + Grande Terre
Puissance actuelle 0,35 MWf 5,7 MWf
Puissance 2030 1,7 MWf 10,5 MWf
Tableau 18 : Puissances envisagées du SWAC selon les options pour la climatisation
Il a été déterminé que la température nécessaire au bon fonctionnement de la climatisation est de 6°C.
Les débits correspondants sont ainsi calculés dans le Tableau 19 ci-dessous.
Petite Terre Petite Terre + Grande
Terre
Débit (kg/s) Point le +
éloigné (km) Débit (kg/s)
Point le + éloigné (km)
Puissance actuelle
18,6 2,74 303 8
Puissance 2030 90,4 2,74 558 8
Tableau 19 : Débits du SWAC selon les options pour la climatisation
61
Distillation Multi-Etagée (MED)
Le couplage SWAC - centrale électrique – MED en fonction des différentes options précédentes nécessite les puissances du Tableau 20. La plage des puissances nécessaires au refroidissement du process est établie selon la puissance électrique installée.
Petite Terre + process
(MED+centrale (8 à 24 MWe)) Petite Terre + Grande
Terre + process
Puissance actuelle
0,35 MWf + (14,5 à 59 MWf) 5,7 MWf + (14,5 à 59
MWf)
Puissance 2030 1,7 MWf + (14,5 à 59 MWf) 10,5 MWf + (14,5 à 59
MWf)
Tableau 20 : Puissances du SWAC selon les options pour la climatisation + centrale + MED
Les débits correspondants à ces puissances froid sont indiqués dans le Tableau 21.
Petite Terre Petite Terre + Grande
Terre
Débit (kg/s) Point le +
éloigné (km) Débit (kg/s)
Point le + éloigné (km)
Puissance actuelle
18,6 + 69 à 283 2,74 303 + 0 à 30 8
Puissance 2030 90,4 + 9 à 222 2,74 558 + 0 8
Tableau 21 : Débits du SWAC selon les options pour la climatisation + centrale + MED
Membrane de Distillation (MD)
Les débits d’eau froide profonde ont été calculés avec un débit nécessaire pour la MD estimé à 200 kg/s, et des puissances de refroidissement pour des centrales de 8 MWe à 24 MWe.
Tableau 22 : Débits du SWAC selon les options pour la climatisation + centrale + MD
Petite Terre Petite Terre + Grande
Terre
Débit (kg/s) Point le +
éloigné (km) Débit (kg/s)
Point le + éloigné (km)
Puissance actuelle
18,6 + 244 à 457 2,74 303 + 200 8
Puissance 2030 90,4 + 200 à 392 2,74 558 + 200 8
62
g) Résultats
Distillation Multi-Etagée (MED)
1. Petite Terre 2011
Dans le cas de la climatisation de Petite Terre pour les installations de 2011, la puissance froid appelée n’est pas assez importante (0,35 MWf) pour le bon fonctionnement du SWAC dans le réseau de distribution. Les bilans ont alors été effectués pour l’alimentation du process seul : refroidissement de la centrale électrique (de 8 MWe et 24 MWe) + du MED. La température de fonctionnement passe alors de 6°C à 7°C, les travaux supplémentaires à effectuer pour atteindre 6°C n’étant pas pertinents relativement à la valeur ajoutée apportée.
Tableau 23 : Bilan technico-économique du SWAC pour Petite Terre 2011, avec MED
Les investissements ainsi évalués, près de 30 millions d’Euros, paraissent démesurés par rapport à leur utilisation : le refroidissement des condenseurs. En effet la valeur ajoutée apportée par une eau à 7 °C – complexe à calculer réellement – ne compensera assurément pas cette somme.
63
2. Petite Terre + Grande Terre 2011
Tableau 24 : Bilan technico-économique du SWAC, PT+ GT 2011, avec MED
Bilans économiques : comparaison avec un système Eau Glacée
Le coût électrique moyen a été pris en compte pour ces calculs d’après les prévisions du coût électrique du diesel (moyen de production majoritaire à Mayotte) d’ici 2030 (voir paragraphe B -2 -b), source ASPO). Il est alors de 750 €/MWhe.
Bilan économique climatisation
Technologie de climatisation SWAC Eau Glacée
Puissance frigo MWf 5,7 5,7
Coût total des installations frigo k€ 68 000 9 690
Maintenance en % de l'investissement 2,0% 2,0%
Durée de vie de l'installation ans 25 20
64
Taux d'intérêt actuariel brut 4% 4%
Ka= 6,40% 7,36%
Production annuelle de Froid MWhf 17 100 17 100
Prix de revient du kWh de l'installation froid €/kWhf 0,334 0,053
c€/ kWh 33,41 5,30
Coût électrique
€/an 292 500 4 275 000
€/kWhf 0,02 0,250
c€/kWf 1,71 25,00
Prix revient global c€/kWhf 35,12 30,30
Tableau 25 : Comparaison économique SWAC / Eau glacée pour 17 GWhf/an
Malgré un fort investissement pour le SWAC, les deux prix de revient globaux évalués ne sont pas éloignés, sachant que les valeurs ont un pourcentage d’erreur assez élevé. En effet, en faisant varier de peu certains paramètres comme la maintenance, la durée de vie et le temps annuel de fonctionnement (qui sont des valeurs supposées), l’écart se réduit considérablement.
Ci-dessous le bilan effectué pour 3 500 h de fonctionnement de la climatisation, et les paramètres modifiés en vert.
Bilan économique climatisation
Technologie de climatisation SWAC Eau Glacée
Puissance frigo MWf 5,7 5,7
Coût total des installations frigo k€ 68 000 9 690
Maintenance en % de l'investissement 1,5% 1,5%
Durée de vie de l'installation ans 35 20
Taux d'intérêt actuariel brut 4% 4%
Ka= 5,36% 7,36%
Production annuelle de Froid MWhf 19 950 19 950
Prix de revient du kWh de l'installation froid €/kWhf 0,234 0,043
c€/ kWh 23,37 4,30
Coût électrique
€/an 341 250 4 987 500
€/kWhf 0,02 0,250
c€/kWf 1,71 25,00
Prix revient global c€/kWhf 25,09 29,30
Tableau 26 : Comparaison économique SWAC / Eau glacée pour 20 GWhf/an
Le SWAC étant dimensionné pour une durée de vie de 50 ans, la prise en compte de 35 ans au lieu de 25 ans pour les calculs économiques reste acceptable.
Le prix de l’électricité est aussi très (voire le plus) important, et le plus difficile à fixer pour le futur. En considérant un coût électrique de 900 €/MWhe (pour un scénario plus pessimiste, comme le scénario 1 ASPO), le prix de revient pour la climatisation « classique » s’élève à 34,3 c€/kWh alors que le coût relatif au SWAC varie à peine (25,4 €/kWh) dû à sa faible consommation électrique.
65
3. Petite Terre, 2030
Tableau 27 : Bilan technico-économique du SWAC, PT 2030, avec MED
Bilan économique climatisation
Technologie de climatisation SWAC Eau Glacée
Puissance frigo MWf 1,7 1,7
Coût total des installations frigo k€ 35 500 2 890
Maintenance en % de l'investissement 1,5% 1,5%
Durée de vie de l'installation ans 35 20
Taux d'intérêt actuariel brut 4% 4%
Ka= 5,36% 7,36%
Production annuelle de Froid MWhf 5 950 5 950
Prix de revient du kWh de l'installation froid €/kWhf 0,409 0,043
c€/ kWh 40,92 4,30
Coût électrique
€/an 341 250 1 487 500
€/kWhf 0,06 0,250
c€/kWf 5,74 25,00
Prix revient global c€/kWhf 46,65 29,30
Tableau 28 : Comparaison économique SWAC / Eau glacée pour 6 GWhf/an
66
La puissance pour Petite Terre uniquement reste trop faible en 2030 pour une pertinence économique du système SWAC, même en prenant des paramètres favorables (durée de vie de 35 ans, 3 500 h de fonctionnement annuel). Il est préférable alors d’envisager l’extension du réseau jusqu’à Mamoudzou.
4. Petite Terre + Grande Terre, 2030
Tableau 29 : Bilan technico-économique du SWAC, PT+ GT 2030, avec MED
En prenant en compte les conditions les moins favorables pour le SWAC, à savoir :
1. 3 000 h de fonctionnement annuel ;
2. maintenance à 2% de l’investissement ;
3. 25 ans de durée de vie ;
4. coût de l’électricité à 750 €/MWhe en 2030.
24 24
67
Nous obtenons le bilan suivant :
Bilan économique climatisation
Technologie de climatisation SWAC Eau Glacée
Puissance frigo MWf 10,5 10,5
Coût total des installations frigo k€ 81 500 17 850
Maintenance en % de l'investissement 2,0% 2,0%
Durée de vie de l'installation ans 25 20
Taux d'intérêt actuariel brut 4% 4%
Ka= 6,40% 7,36%
Production annuelle de Froid MWhf 36 750 36 750
Prix de revient du kWh de l'installation froid €/kWhf 0,186 0,045
c€/ kWh 18,63 4,55
Coût électrique
€/an 341 250 9 187 500
€/kWhf 0,01 0,250
c€/kWf 0,93 25,00
Prix revient global c€/kWhf 19,56 29,55
Tableau 30 : Comparaison économique SWAC / Eau glacée pour 37GWhf/an
Le SWAC présente un avantage économique pour cette forte production de froid. D’autant plus que l’écart se creusera davantage avec l’augmentation du prix du pétrole.
Distillation Membranaire (MD)
Dans cette partie, aucune comparaison n’est faite, puisqu’on ne peut pas, pour l’instant, évaluer l’avantage économique de la membrane de distillation, et de plus alimentée en eau profonde.
On remarquera tout de même que les écarts dans les investissements sont relativement faibles entre le cas du MED et de la MD pour les mêmes puissances climatiques, ce qui est en faveur d’une association en parallèle de la MD par rapport au SWAC.
68
1. Petite Terre 2011
Tableau 31 : Bilan technico-économique du SWAC pour Petite Terre 2011, avec MD
69
2. Petite Terre + Grande Terre 2011
Tableau 32 : Bilan technico-économique du SWAC, PT+GT 2011, avec MD
70
3. Petite Terre, 2030
Tableau 33 : Bilan technico-économique du SWAC, PT+GT 2030, avec MD
71
4. Petite Terre + Grande Terre, 2030
Tableau 34 : Bilan technico-économique du SWAC, PT+GT 2030, avec MD
72
F - SYNTHESE
Pour conclure, tout d’abord, on s’aperçoit que la production d’électricité à partir de biomasse s’avère plus rentable qu’une centrale au diesel et même qu'au charbon. En outre, cet écart se creusera davantage avec la hausse du baril de pétrole dans les prochaines années. Le scénario 1 seul a donc un sens.
Cependant, un problème majeur se pose si l’on considère une centrale biomasse d’une puissance de 32 MW sur Petite Terre en raison du transport par barge. Dans les configurations actuelles, il est donc préférable de privilégier une puissance de 24 MW maximum pour ces raisons logistiques. A noter que ce n’est pas forcément vrai pour le scénario 2 si l’on trouve un endroit autour de Mamoudzou et au bord de l’eau pour l’implantation de l’UBC2E. Pour s’affranchir également de cette problématique dans le scénario 3, la solution du SWAC « classique » seul, alimentant uniquement un réseau de climatisation et non couplé à d’autres process, est aussi envisageable. En effet les bilans économiques réalisés dans cette étude révèlent la pertinence du SWAC par rapport à un système eau glacée traditionnel.
Concernant l’eau potable, le dessalement d’eau de mer par couplage avec la centrale permettrait d’assurer durablement une alimentation en eau dans la zone Nord-Est. La production ne nécessite quasiment pas d’énergie électrique, ce qui permet un coût compétitif malgré l’investissement important. De plus, les pertes réseaux seraient alors considérablement amoindries, avec une production « locale », par rapport à un transfert provenant du secteur Nord-Ouest.
L’énergie électrique deviendra assurément de plus en plus chère à Mayotte, étant donné le parc énergétique essentiellement constitué de centrales diesel. La climatisation à Eau glacée est donc touchée par cette contrainte économique, étant alimentée en électricité. Le SWAC se révèle une solution pertinente mais uniquement pour les fortes puissances, il est donc nécessaire d’envisager un réseau SWAC desservant la zone de Mamoudzou. Cela implique alors une étude plus poussée sur les contraintes liée à cette longue distance, notamment concernant la traversée sous-marine.
En outre, la disponibilité d’une eau froide permettrait un refroidissement des condenseurs nécessitant un plus faible débit, ainsi que d’envisager l’exploitation de la distillation membranaire, selon l’évolution de cette nouvelle technologie.
L’ensemble des chiffres clés mis en exergue dans l’étude sont rappelés dans le tableau synthétique ci-dessous. Nous tenons à rappeler cependant que la plupart des calculs ont été effectués à partir d’hypothèses pouvant présenter un fort degré d’incertitude.
73
Scénario tendanciel Scénario 1
(centrale biomasse seule) Scénario 2
(UBC2E) Scénario 3
(UBC2E + SWAC)
Production électrique
Technologie Centrale diesel Centrale biomasse Centrale biomasse Centrale biomasse
Localisation Longoni Longoni Badamiers Pamandzi
Puissance installée supplémentaire jusqu’à 2030
4 × 8 MW soit 32 MW
4 × 8 MW soit 32 MW
4 × 8 MW soit 32 MW
4 × 8 MW soit 32 MW
Investissement
Coût de production actuel (avec externalités)
373 €/MWh 213 €/MWh ± 219 €/MWh ± 219 €/MWh
Coût de production à l’horizon 2030 (avec externalités)
± 800 €/MWh 309 €/MWh ± 315 €/MWh
(selon l’évolution du coût de la biomasse)
± 315 €/MWh (selon l’évolution du coût de la biomasse)
Emission annuelle de CO2 due à la production d’électricité
173 500 tonnes 768 tonnes 768 tonnes 768 tonnes
Coût GES économisé par rapport au scénario tendanciel
- 2,3 M€ / an 2, 3 M€ / an 2, 3 M€ / an
Avantages Facilité transport Coût de production
Bilan carbone favorable Facilité transport
Coût de production Bilan carbone favorable
Coût de production Bilan carbone favorable
Inconvénients Coût de production
Bilan carbone inquiétant Bilan santé inquiétant
Contraintes logistiques (stockage)
Contraintes logistiques (stockage + transport)
Contraintes logistiques (stockage + transport)
Production et distribution d’eau potable
Procédé Transfert Nord → Nord-Est Transfert Nord → Nord-Est Dessalement eau de mer (Distillation Multi-Effets)
Dessalement eau de mer (Distillation Membranaire)
Capacité de production 9 000 m3/j 9 000 m3/j 10 000 m3/j 10 000 m3/j
Coût de production >> 0.8 €/m3 (coût actuel) >> 0.8 €/m3 (coût actuel) ± 0.7 €/m3 MED : ± 0.6 €/m3
MD : inconnu
Investissement ± 15 à 20 M€
Avantages aucun aucun ressource abondante ressource abondante
74
Inconvénients consommation électrique
pertes réseaux importantes consommation électrique et pertes réseaux importantes
Investissement important Technologie à l’état de recherche actuellement
Climatisation
Procédé Climatisation par eau
glacée (à énergie électrique)
Climatisation par eau glacée (à énergie électrique)
Climatisation par eau glacée (à énergie électrique)
SWAC
Puissance supplémentaire installée jusqu’en 2030
3.5 MWf sur Petite Terre 12 MWf au total sur Nord-
Est
3.5 MWf sur Petite Terre 12 MWf au total sur Nord-Est
3.5 MWf sur Petite Terre 12 MWf au total sur Nord-
Est
3.5 MWf sur Petite Terre 12 MWf au total sur Nord-Est
Investissement pour 10,5 MWf 18 M€ 18 M€ 18 M€ 81,5 M€
Consommation électrique7 10,5 GWhe/an 10,5 GWhe/an 10,5 GWhe/an 0,39 GWhe/an
Coût de production pour 10.5 MWf
30 c€/kWhf 30 c€/kWhf 30 c€/kWhf 20 c€/kWhf
Emission annuelle de CO2 due à la climatisation
7 090 tonnes 7 090 tonnes 7 090 tonnes 227 tonnes
Coût GES économisé par rapport à une clim classique
- - - 37 000 € / an
Avantages Faible coût entretien Faible coût entretien Faible coût entretien Très faible consommation
électrique
Inconvénients Consommation électrique Consommation électrique Consommation électrique Investissement
Tableau 35 : Tableau de synthèse des différents scénarios
7 Hypothèse de fonctionnement : 3000 h/an
75
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ANNEXES
1 - Réseau électrique actuel
Figure 41 : Réseau électrique actuel de Mayotte (source : PADD 2004)
79
2 - Réseau d’adduction d’eau potable 2020
Figure 42 : Réseau d’adduction d’eau potable 2020 (source : PADD 2004)
