Source Blog : le blog fxgpariscaraibe
Quelle autonomie énergétique en 2030 pour les DROM ?
La loi relative à la Transition énergétique pour la Croissance verte a fixé comme objectif de parvenir à l’autonomie énergétique dans les départements d’outre-mer à l’horizon 2030
Dans une étude révélée mardi 26 janvier, l’ADEME estime cet objectif d’autonomie énergétique faisable pour les zones non interconnectées (ZNI) dont la Martinique, la Guyane et la Guadeloupe.
Pour construire ses scénarii d’autonomie énergétique, l’ADEME a envisagé le parc de production optimal, la répartition géographique des moyens de production, l’impact sur le coût de production de l’électricité, les besoins en termes d’infrastructure de réseau et les besoins en moyens d’équilibrage et de services système.
Martinique
En 2017, la Martinique dépendait à 93 % du fioul lourd et du gazole. Seuls 5 % provenaient du solaire et 2 % de l’éolien et du biogaz. En 2030, le potentiel serait ainsi réparti : 54 % solaire, 11 % éolien terrestre, 7 % biomasse, 6 % éolien maritime, 5 % géothermie, 5 % géothermie importée (Dominique), 6 % hydraulique (fil de l’eau), 3 % énergie thermique des mers, 2 % bagasse, 1 % biogaz
Comme Mayotte, la Martinique est un territoire où les scénarios non contraints n’atteignent pas un mix 100% renouvelable et conservent une part de production thermique conventionnelle. En effet, d’un point de vue purement économique, sur la période 2015-2030, il est plus intéressant de faire fonctionner les centrales diésel existantes et partiellement amorties plutôt que d’investir dans des centrales à flamme et d’importer de la biomasse. Excepté pour la biomasse locale et pour le photovoltaïque, ces scénarios voient l’ensemble de leurs potentiels renouvelables accessibles saturés. Les scénarios contraints à un mix 100% énergie renouvelable mobilisent l’ensemble des potentiels du territoire à l’exception du solaire et de l’énergie thermique des mers. Sur la trajectoire 2015-2030, ce dernier ne devient jamais compétitif face au photovoltaïque (et son stockage) et ne pénètre dans aucun mix énergétique.
Du solaire et du vent
Selon le scénario « Tous feux verts », l’utilisation totale des potentiels hydraulique et bagasse locale s’impose dès 2020 mais ils ne suffisent pas à compenser la baisse de la production d’électricité issue des centrales diésel qui nécessite un développement massif du photovoltaïque et de l’éolien. Le solaire atteindrait 43% de la production en 2030. Le mix du scénario « Tous Feux Verts » de la Martinique présente une part importante de production d’énergies renouvelables variables qui nécessite un recours au stockage par STEP (Station de Transfert d’Energie par Pompage) pour une capacité installée de 7,2 MW disponible dans le potentiel.
Principalement grâce à la baisse des coûts liés aux importations d’énergie fossile, le coût complet aura tendance à décroître dans le temps, passant de 201 €/MWh en 2015 à 151 €/MWh en 2030. Entre 2025 et 2030, le recours à la géothermie et l’installation d’un parc éolien offshore se traduira par une hausse significative des coûts variables.
En 2030 toutes les centrales fossiles seront sorties du parc, la seule production thermique concernera les centrales biomasse. Les deux filières de stockage d’énergie représentent 21 % de la structure des coûts de l’énergie. Enfin, dans le scénario « Tous Feux Verts », les filières de production pesant le plus sur le coût complet de production en 2030 seront les filières éolien (terrestre et maritime), photovoltaïque et biomasse, respectivement à un peu plus de 20 % pour les 2 premières et 21 % pour la dernière.
Guyane
En Guyane en 2017, 45 % du mix énergétique provient des produits pétroliers, 48 % de l’hydraulique, 6 % du solaire et 1 % de la biomasse. En 2030, le potentiel serait ainsi réparti : éolien maritime 26,4 %, solaire 19,5 %, éolien terrestre 18,2 %, biomasse 15,6 %, hydraulique (barrage) 12 %, hydraulique (fil de l’eau) 8,2 % et biogaz 0,03 %.
La disparition progressive de la production diésel conduit dans tous les scénarii étudiés à des mix 100% renouvelables. Comme dans la situation actuelle, l’hydroélectricité constitue un pilier. Cette filière est appuyée par le photovoltaïque ou l’éolien. Plus coûteuse, la biomasse interviendrait principalement comme moyen de stabilisation et de réserve en substitution du stockage.
L’ADEME a privilégié le scénario « tous feux verts » : dans un premier temps, les production diésel et biomasse sont substituée par l’éolien associé au photovoltaïque. Puis, l’énergie éolienne, qui compense l’augmentation de la demande, devient prépondérante dans le mix (444 GWh pour 41% du mix en 2030) alors que la part du photovoltaïque reste constante (environ 200 GWh/an).
Hydraulique et éolien
L’évolution du coût de production montre une baisse de 36 % par rapport à la référence 2015, notamment par la disparition des coûts d’importation pétrolier. A contrario, les investissements nécessaires dans l’éolien, la biomasse et le stockage en 2025 puis dans l’éolien, l’hydraulique, le photovoltaïque et le stockage en 2030 se traduisent par une augmentation significative des amortissements. Les plus importantes unités de production diésel (groupes de Saint Georges et Régina) arriveront en fin de vie en 2023. L’hydraulique et l’éolien représenteront à parts quasi égales environ 80 % des coûts de production en 2030. Le photovoltaïque associé à du stockage complète le bilan. Les filières de stockage d’énergie représenteront seulement 8 % de la structure des coûts de l’énergie.
Guadeloupe
En 2017 en Guadeloupe, le pétrole représentait 52 % du mix produit, le charbon 28 %, la bagasse locale 4 %, l’hydroélectrique 2 %, la géothermie 6 %, le solaire 5 % et l’éolien 3 %.
En 2030, le solaire serait à 34 %, la biomasse 17 %, la bagasse locale 3 %, l’éolien terrestre 16 %, éolien maritime 10 %, Géothermie 8 %, Géothermie importée (Dominique) 6 %, Hydraulique (barrage) 6 %, l’hydraulique (au fil de l’eau) 1 % et l’énergie thermique des mers 2 %.
L’ADEME a établi 5 scénarios et semble privilégier celui dénommé « Tous deux verts » par ce qu’il nécessite le minimum d’investissement.
Jusqu’en 2020, la baisse de la production d’électricité à partir des centrales diésel serait principalement compensée par le développement important de l’éolien et dans une moindre mesure de la bagasse locale. En 2025, l’optimisation conduirait au déclassement des centrales diésel et entraînerait une mobilisation importante des potentiels éolien et hydraulique qui atteindraient alors leur pic de production. En 2030, le mix énergétique de ce scénario est essentiellement géothermique (32 %) et éolien (29 %). La production de base assurée par la géothermie permet à l’hydraulique de servir de réserve pour les pointes de consommation.
Contrairement aux autres territoires, le scénario « Tous Feux Verts » de la Guadeloupe n’investit pas dans la filière photovoltaïque et garde une capacité quasi constante tout au long de la trajectoire.
Géothermie et combustion
L’évolution de la structure des coûts complets du scénario « Tous Feux Verts » est atypique par rapport aux autres territoires. Bien que le recours aux énergies fossiles diminue entre 2015 et 2020, cette baisse ne compense pas l’augmentation du coût de ces énergies, ce qui se traduit par une hausse des coûts d’importation d’énergie et du coût complet de l’énergie. En 2025, le déclassement des centrales diésel permettra de diminuer drastiquement le coût d’importation et le coût complet qui atteindra son minimum sur la trajectoire. Suite à l’arrêt total de la production des centrales à charbon, le recours aux moyens les plus coûteux du potentiel biomasse et à la géothermie entraînera une hausse des coûts variables et du coût complet.
En 2030, parmi les centrales fossiles présentes en 2015, seules les centrales thermiques à flamme seront encore en fonctionnement. La part du photovoltaïque dans le mix restera limité dans le scénario « Tous Feux Verts », et les deux filières de stockage d’énergie ne représenteront que 5 % de la structure des coûts de l’énergie. Les filières pesant le plus sur le coût complet de production seront les filières géothermie et combustion, respectivement à 30 et 40 %.
Les résultats globaux de l’étude montrent ainsi que « l’autonomie énergétique et le mix très majoritairement renouvelable sont possibles dans un horizon post 2035 ». Mais cela sous-tend une profonde réforme de la fiscalité de nos territoires qui repose aujourd’hui en partie sur la taxation des combustibles importés. À l’heure de la révision des Programmations Pluriannuelles de l’Energie, cette étude se veut un outil d’aide à la décision pour les instances locales.
