Intégration des EnR à Tahiti

Pendant longtemps, le discours dominant, influencé par le producteur d’énergie thermique, avançait une limite de 30 % dans le mix électrique pour les énergies intermittentes (solaire essentiellement) : au-delà, la sûreté du système électrique et la stabilité du réseau semblaient compromises. Actuellement, il n’en est rien !

Les avancées technologiques des dispositifs de stockage et de régulation autorisent, même pour un réseau insulaire, un taux de pénétration des énergies intermittentes proche de 100 %. Des expériences réussies, par exemple dans l’île de Hierro aux Canaries ou à Kauai, Etat de Hawaii, nous le montrent.

De plus, tout récemment, un avant-projet de loi relatif à la souveraineté énergétique du gouvernement national annonce un objectif réhaussé pour les territoires ultramarins : leur mix énergétique devra être de 100 % renouvelable à l’horizon 2030.

Le rapport de la TEP étudie, dans le cadre de nombreux scenarii, l’équilibre offre-demande en énergie électrique et l’optimisation économique puis la stabilité du réseau aux horizons 2027 et 2030.

La demande est estimée à 571 GWh en 2030, soit +4,8 % par rapport à 2022. Notons que l’étude s’est appuyée sur l’ancienne PPE 2022/2030 (Programmation pluriannuelle de l’énergie) : la nouvelle PPE, à notre connaissance, n’a jamais été rendue publique.

Ses principaux enseignements sont les suivants.

« Les 75 % d’EnR sont atteignables en 2030 avec 66 MW d’hydroélectricité et 140 MW de photovoltaïque (PV) »[1]. Le rapport se place dans le contexte de l’objectif officiel du Pays. Actuellement, Tahiti est équipé de 48 MW d’hydroélectricité et d’environ 48 MW de PV. Ajouter 18 MW d’hydro semble bien difficile sans une forte volonté politique. Multiplier la puissance installée en PV par 2,9 en 7 ans est, par contre, réalisable : appels à projets de fermes solaires (60 MWc en cours) ajoutés aux projets sur toiture (multiplication de ceux-ci par 2,7 sur la dernière décennie).

« Dans chaque scénario étudié, la sécurité d’approvisionnement est assurée avec une absence de défaillance dans la gestion de l’équilibre offre-demande ».

« En 2030, la sollicitation de la centrale thermique de Punaruu diminue fortement (…) et il n’y a pas nécessité de construire plus de production thermique. Cependant, cette centrale reste indispensable (…) notamment en période de faible hydraulicité ». Ceci vient conforter nos réserves déjà exprimées ici sur la réalisation d’une nouvelle centrale thermique à Hitiaa.

Ainsi, en 2030, moins de la moitié du parc thermique est simultanément en service, aucun groupe de Vairaatoa n’est appelé et une situation à 100 % d’EnR se retrouve pendant 20 % du temps.

« L’analyse coûts-bénéfices montre que l’optimum technico-économique en 2030 se situe autour d’une capacité de stockage de 30 MW/120 MWh qui pourra être répartie sur plusieurs sites ». Ce stockage de courte durée est envisagé sous forme de systèmes de stockage d’énergie par batteries électrochimiques (SSEB).

Néanmoins, l’étude attire l’attention sur le bouleversement rapide du système énergétique qui résulterait de ces changements sur quelques années. Il conviendrait d’anticiper fortement l’évolution du réseau et des moyens de gestion de sa stabilité. « Installer [dès 2027] des batteries gérées par le gestionnaire du réseau aurait les bénéfices de se familiariser avec leur fonctionnement et leur pilotage (…) et de faciliter l’intégration des capacités de PV supplémentaires ».

RTEi préconise, en effet, des SSEB gérés par la TEP afin de profiter du foisonnement des équipements et de mieux satisfaire les besoins du réseau en termes de flexibilité et de réglage de la fréquence. Ce choix stratégique est notamment celui opéré par la Nouvelle-Calédonie. A contrario, à travers les premiers projets de fermes solaires, le Pays a opté pour des équipements de stockage associés à chaque projet et pilotés par chaque producteur, en fonction des règles de placement mais aussi de ses intérêts particuliers.

La TEP devra également s’équiper de dispositifs de régulation tels des compensateurs synchrones, aptes à améliorer l’inertie et la protection du réseau et des convertisseurs « grid-forming » permettant d’apporter, de manière autonome, un signal de tension de référence. Ces technologies ont, notamment, été développées avec succès dans certains Etats d’Australie.

Enfin, quelques renforcements du réseau Sud avec ajout de réactance sont à prévoir.

Le rapport suggère aussi des études complémentaires « pour identifier l’optimum technico-économique pour le système en matière de développement total de PV et de répartition entre PV au sol et PV en toiture (essentiellement autoconsommé) », ainsi que pour limiter les écrêtements de production PV, lors d’épisodes de forte production PV associée à une forte hydraulicité. Une Station de Transfert d’Energie par Pompage (STEP) semble également utile pour lisser la production sur une durée plus grande que les quelques heures de stockage par batteries.

Rapport 2022 de l’Observatoire polynésien de l’énergie

Ce rapport vient d’être publié et est disponible ici : https://www.service-public.pf/sde/lobservatoire-polynesien-de-lenergie-ope-3.

D’une lecture aisée grâce à une riche infographie, il rappelle les nouveautés positives de l’année, déjà évoquées dans nos précédents articles :

– Mise en service du plus grand système de climatisation par eau froide océanique (SWAC) au monde pour le Centre hospitalier de Polynésie française (CHPF) ;

– Adoption des différents textes de loi relatifs à la réglementation énergétique des bâtiments en Polynésie française ;

– Désignation des lauréats de l’appel à projets relatif à la réalisation et l’exploitation d’installations photovoltaïques avec stockage sur l’île de Tahiti ;

– Élaboration de la Programmation pluriannuelle de l’énergie 2022-2030 ;

– Lancement du Plan Climat de la Polynésie française 2022-2030 ;

– Mise en application du dispositif de péréquation des prix de vente de l’électricité (Contribution Sociale sur l’Électricité – CSE) permettant d’harmoniser les grilles tarifaires et de pallier les déficits d’exploitation des réseaux électriques ;

– Cession de 25 % des parts du capital de la TEP à RTE International ;

– Révision des modalités tarifaires d’approvisionnement de la Polynésie française en hydrocarbures ;

– Mise en place d’un crédit d’impôt foncier pour l’acquisition de panneaux solaires.

Toutefois, les principaux indicateurs sont toujours au rouge :

– Record absolu de consommation d’hydrocarbures : 310 000 tonnes équivalent pétrole (tep), soit +2 % d’augmentation en volume par rapport à 2021 et aussi 37 milliards de Fcfp, soit +82 % d’augmentation en valeur par rapport à 2021 !

– Empreinte carbone annuelle toujours très haute à 10,6 tCO₂ par habitant ;

– Meilleur taux de dépendance aux combustibles fossiles depuis 10 ans mais à une valeur toujours très élevée 92,5 %, soit 2 points de moins qu’en 2013 ;

– Poids du secteur des transports routiers toujours aussi important avec 50 % de la consommation finale d’énergie.

Néanmoins, on notera la progression des énergies renouvelables :

– Les énergies renouvelables ont représenté 36 % de la production d’électricité de la Polynésie française et 45 % de celle de Tahiti ;

– Excellente année pour l’hydroélectricité qui a bénéficié de conditions météorologiques très favorables, d’améliorations de ses outils de production et d’une meilleure gestion de son placement ; elle représente 68 % de la valorisation des énergies renouvelables ;

– Progression régulière de la production photovoltaïque : rythme moyen annuel de +7,9 % sur les dix dernières années, soit une multiplication par 2,7 ; elle représente 18 % de la production des énergies renouvelables.

Rétropédalage et ajustements sur le deuxième appel à projets de grandes centrales photovoltaïques

Le 19 décembre dernier, un article de Radio 1 nous alertait sur le retrait du deuxième AAP lancé en octobre 2023 et l’annonce d’une nouvelle mouture dans quelques mois.

Le gouvernement semble avoir cédé à la demande des professionnels du solaire. Ces derniers avaient depuis longtemps jugé que, pour le réseau Nord de Tahiti, la recherche de terrains adéquats pour des fermes solaires était extrêmement difficile et que le coût de ces terrains menaçait l’équilibre financier des projets. En conséquence, ils préconisent la réalisation de centrales sur toitures au plus près des consommateurs. Nous approuvons cette nouvelle orientation qui répond aussi à des réserves émises en matière de gestion foncière et environnementale, mais nous regrettons le temps perdu !

De plus, en accord avec la position de la TEP (voir plus haut dans cet article), ces mêmes professionnels considèrent qu’il est préférable de réaliser de grandes unités de stockage gérées dans l’intérêt général du réseau plutôt que des unités décentralisées gérées par chacun des nouveaux producteurs. Les batteries des nouveaux projets seraient de capacité moindre et auraient davantage un rôle de lissage que de stockage. Ainsi, le coût de ces centrales serait amoindri et permettrait également, avec la centralisation du stockage, un moindre coût total pour la collectivité.

Augmentation du tarif de transport de l’énergie électrique à Tahiti

Par l’arrêté n°11 pris en conseil des ministres du 3 janvier dernier, le tarif, versé à la TEP, du transport d’énergie électrique sur Tahiti a augmenté de 10 %, passant de 2,75 Fcfp/kWh (septembre 2017) à 3,03 Fcfp/kWh.

Cette mesure est passée sous les radars des médias alors que l’incidence sur les tarifs des consommateurs finaux est une augmentation de l’ordre du pourcent et que tout consommateur de Tahiti est concerné.

Rappelons, de plus, que le précédent gouvernement avait annoncé qu’à partir de juin 2023, des augmentations de tarifs seraient appliquées tous les six mois afin de compenser le manque à gagner du concessionnaire durant la flambée des prix des hydrocarbures de 2022. Qu’en est-il des négociations entre le nouveau gouvernement et EDT ? Silence radio…

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Note :

[1] Sauf mention contraire, les guillemets introduisent des extraits du rapport RTEi/TEP de juin 2023.