Décret n° 2017-457 du 30 mars 2017 relatif à la programmation pluriannuelle de l'énergie de la Guyane

Art. 1°. — La programmation pluriannuelle de l’énergie pour la Guyane, annexée au présent décret, est adoptée. <!-- page 2 --> 1 avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 5 sur 155 CHAPITRE I“ Efficacité énergétique et réduction de la consommation d’énergie fossile

Art. 2. — Les objectifs de réduction de l’augmentation structurelle de la consommation d’énergie en Guyane sont fixés conformément au tableau ci-dessous : 2018 2023 Réduction de la consommation d'énergie - 60 GWh - 151 GWh CHAPITRE Il Développement de la production d’énergie à partir d'énergies renouvelables

Art. 3. — Les objectifs de développement de la production électrique sur le réseau électrique du littoral à partir d’énergies renouvelables en Guyane, y compris en autoconsommation, sont fixés conformément au tableau ci- dessous : Puissance installée, par rapport à 2015 Filière 2018 2023 Petite hydraulique 4,5 MW 16,5 MW Biomasse 15 MW 40 MW PV avec stockage 15 MW 25 MW PV sans stockage, y compris autoconsommation 8 MW 26 MW Eolien avec stockage 10 MW 20 MW Déchets 0 MW 8 MW

Art. 4. - Les objectifs de développement de la production de chaleur et de froid renouvelables et de récupération en Guyane sont fixés conformément au tableau ci-dessous : Production annuelle électrique évitée, supplémentaire par rapport à 2015 Filière 2018 2023 Eau chaude solaire (ECS) - secteur résidentiel +15 GWhe +27 GWhe Eau chaude solaire (ECS) - secteur tertiaire et industriel +4 GWhe +9 GWhe CHAPITRE III Sécurité d’approvisionnement et équilibre entre l'offre et la demande

Art. 5. - En Guyane, le seuil de déconnexion des installations de production mettant en œuvre de l’énergie fatale à caractère aléatoire mentionné à l’article L. 141-9 du code de l’énergie est fixé à 35 % en 2018.

Art. 6. —- En Guyane, le critère mentionné à l’article L. 141-7 du code de l’énergie est défini, pour le réseau public de distribution connecté, comme une durée moyenne de défaillance annuelle de trois heures pour des raisons de déséquilibre entre l’offre et la demande d’électricité.

Art. 7. —- Les objectifs concernant la production d’électricité à partir d’énergies fossiles et la sécurisation de l’alimentation électrique en Guyane sont : 1° Le remplacement des capacités installées de la centrale thermique et des deux turbines à combustion situées à Dégrad-des-Cannes d’ici à la fin de l’année 2023 par une centrale thermique d’une puissance totale de l’ordre de 120 MW permettant de répondre à des besoins estimés à 80 MW de base et 40 MW de pointe dans la région de Cayenne. Cette centrale est conçue pour pouvoir fonctionner dès sa mise en service aussi bien au gaz naturel qu’au fioul léger. Une centrale photovoltaïque de 10 MW sans stockage est associée à cette centrale thermique ; 2° La mise en place d’un plan d’approvisionnement en gaz du territoire d’ici à 2023 selon les conclusions de l’étude prévue à l’article 10 ; 3° L'installation, en complément des moyens mentionnés au 1°, de 20 MW de moyens de production à partir de sources renouvelables à puissance garantie fournissant des services système ; <!-- page 3 --> 1 avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 5 sur 155 4 La mise en service d’un moyen de base à puissance garantie de 20 MW dans l’Ouest d’ici à 2023 en privilégiant les moyens de production à partir de sources renouvelables de puissance garantie fournissant des services système ; 5° Le remplacement de la turbine à combustion située à Kourou par 20 MW de moyens de pointe dans la région de Kourou, avec un objectif de mise en service entre 2021 et 2026.

Art. 8. — L'objectif de déploiement des dispositifs de charge pour les véhicules électriques et hybrides rechargeables en Guyane est fixé à 5 bornes de recharge alimentées à partir d'électricité renouvelable en 2018. Cet objectif sera revu lors de l’élaboration du schéma régional des infrastructures de recharge de véhicules électriques ou hybrides rechargeables prévu d’ici à 2018. En Guyane, la date d’application des obligations prévues aux articles L. 224-7 et L. 224-8 du code de l’environnement est celle fixée pour la métropole. CHAPITRE IV Accès à l'électricité

Art. 9. - En Guyane, les actions mises en œuvre pour donner accès à l’électricité aux habitations non raccordées à un réseau public d’électricité ainsi que les investissements dans les installations de production d'électricité de proximité, mentionnées à l’article L. 141-5 du code de l’énergie sont les suivantes : — la réduction de l’impact environnemental de la production d’électricité par un recours prioritaire aux énergies renouvelables pour tous les nouveaux moyens de production ; — le renforcement de l’accès à l’électricité dans le cadre de la politique d'aménagement du territoire décidée par la collectivité ; — la définition d’ici à 2018 par le gestionnaire de réseau conjointement avec les autorités et les parties prenantes, d’un critère spécifique permettant de dimensionner la sécurité d’alimentation de ces petits systèmes électriques ; — l’extension du programme d’électrification des écarts à de nouveaux écarts. Dans les communes non connectées au réseau public d’électricité littoral, le gestionnaire de réseau peut contribuer aux projets sous maîtrise d’ouvrage des autorités organisatrices de la distribution d’électricité, dans la limite de la part non financée par les aides prévues par le décret du 14 janvier 2013 susvisé et au plus de 20 % du total de l’investissement. CHAPITRE V Prises en compte des études d’infrastructures

Art. 10. —- Relèvent du e du 2° de l’article L. 121-7 du code de l’énergie les études concernant les projets suivants : 1° Le développement des énergies renouvelables et du stockage pour les communes non connectées au réseau public d'électricité littoral avec à la fois, le renforcement de la pénétration des énergies renouvelables dans les réseaux autonomes existants et le recours prioritaire aux énergies renouvelables pour tous les nouveaux moyens de production ; 2° L'évaluation du gisement et du mode de production de la biomasse pour la production électrique ; 3° L'évaluation du potentiel hydraulique sur la Mana et l’ Approuague et l’opportunité d’un second grand barrage hydroélectrique au regard de la dynamique de développement du territoire et de ses impacts environnementaux, sociaux et économiques ; 4 Les conditions techniques, environnementales et économiques d’approvisionnement en gaz naturel de la Guyane ; 5° La mesure et la comparaison des avantages et des inconvénients techniques, économiques et environnementaux de chaque option d’approvisionnement en électricité des sites industriels en projet afin de retenir et mettre en œuvre, le cas échéant, la solution la plus pertinente dans le cadre d’une politique concertée d'aménagement du territoire.

Art. 11. - La ministre de l’environnement, de l’énergie et de la mer, chargée des relations internationales sur le climat, le ministre de l’économie et des finances et la ministre des outre-mer sont chargés, chacun en ce qui le concerne, de l’exécution du présent décret, qui sera publié au Journal officiel de la République française. Fait le 30 mars 2017. BERNARD CAZENEUVE Par le Premier ministre : La ministre de l’environnement, de l’énergie et de la mer, chargée des relations internationales sur le climat, SÉGOLÈNE ROYAL <!-- page 4 --> 1 avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 5 sur 155 Le ministre de l’économie et des finances, MICHEL SAPIN La ministre des outre-mer, ERICKA BAREIGTS <!-- page 5 (rotated 90°) --> 1 avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 5 sur 155 ANNEXE DE Collectivité XT Territoriale Liberté » Égalité » Fraternité de Guyane RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Programmation Pluriannuelle de l’Energie (PPE) 2016-2018 et 2019-2023 de la Guyane <!-- page 6 --> 1 avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 5 sur 155 Table des matières Table des matières... isiseeseeeeeeeerereeneneneenennes 1 Le système énergétique de la Guyane... 1.1 Historique et bilan énergétique en 2014... 1.1.1 Système électrique... 1.1.2 Bilan d’énergie primaire... 1.1.3 Bilan électrique sr 1.2 Cadre législatif et réglementaire spécifique de la Guyane 1.2.1 Dispositions spécifiques aux ZNI en matière d’énergie… 1.2.2 Habilitation énergie... sis 1.2.3 Cadre d'intervention des acteurs de l’énergie électrique …............................. 1.3 Contexte européen et international, engagements de la France... 1.4 Coûts de production de l’électricité en Guyane... 2 La demande d’énergie issue 2.1 Evolution passée de la demande d’énergie.…..…....................................…. 2.1.1 Evolution de la consommation d’énergie finale... 2.1.2 Evolution de la demande électrique 2.1.3 Evolution de la consommation des carburants... 2.1.4 Evolution de la consommation d’énergie finale par secteur .…........................... 2.2 Principaux déterminants de l’évolution de la demande... 2.2.1 Démographie... suisse 2.2.2 Croissance économique 2.2.3 Evolutions et transferts d’usages …. 2.2.4 Actions de maîtrise de la demande d’énergie..…......................................... 2.2.5 La mobilité durable 2.3 Objectifs de renforcement des mesures d’efficacité énergétique 2.3.1 Scénarios d'évolution de la demande d’électricité : MDE référence, MDE volontariste et prise en compte des projets miniers…............… 2.3.2 Objectifs de baisse de la consommation d’électricité … 2.3.3 Actions de MDE dans le secteur résidentiel collectif et individuel 2.3.4 Actions de MDE dans les secteurs tertiaire et industriel... 2.3.5 Actions de MDE transversales... 2.3.6 Accompagnement des projets « TEPCV »................... 2.4 Objectif de réduction de la précarité énergétique 2.5 Objectifs de baisse de la consommation d’énergie primaire fossile... 3 Les objectifs de sécurité d’approvisionnement 3.1 Sécurité d’approvisionnement en carburant et autres énergies fossiles …..............… <!-- page 7 --> 1 avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 5 sur 155 3.1.1 Définition des enjeux et des contraintes pour les carburants, ainsi que des éventuels critères de sécurité d’approvisionnement.…................................................. 3.2 Sécurité d’approvisionnement en électricité... 3.2.1 Définition des enjeux 3.2.2 Contraintes inner 4 L'offre d’énergie (hors communes de l’intérieur)... 4.1 Enjeux de développement des différentes filières, de mobilisation des ressources énergétiques locales et de création d’emplois 42 Objectifs quantitatifs de développement des énergies renouvelables mettant en œuvre une énergie stable... ss 4.2.1 Biomasse énergie 4.2.2 Valorisation énergétique des déchets... 4.2.3 Hydraulique... sise 4.2.4 Autres sources d'ÉNETBIE....................... ee ennerinine 43 Objectifs quantitatifs de développement des énergies renouvelables mettant en œuvre une énergie fatale à caractère aléatoire... 43.1 Photovoltaïque ss 4.3.2 Eolien... iii essences csnsreeseesnnneceneneneeeeneneeesesnnneens 4.4 Evolution du seuil de déconnexion... sisi 45 Objectifs résultants en matière de développement des EnR dans le mix électrique GUYANAÏS inner 4.6 Objectifs de développement de l‘offre conventionnelle de production d’électricité. 5 Les communes de l’intérieur non raccordées au réseau de transport... 5.1 Les communes de l’intérieur ss 5.2 Les enjeux de l’électrification des communes de l’intérieur... 5.3 L'offre de production dans les communes de l’intérieur... 5.3.1 Le parc de production us 5.3.2 Le potentiel hydraulique 5.4 Le cadre d’intervention sur Maripasoula- Papaïchton, Saint-Georges de l’Oyapock et Grand Santini 5.4.1 La situation des bourgs de Maripasoula et Papaïchton….................................... 5.42 La situation du bourg de Saint-Georges de l’Oyapock 5.43 La situation de Grand Santi..................................... M’ 5.5 L’évolution des besoins en production... 5.5.1 Les actions de maîtrise de la demande d’électricité.….…........................... 5.6 Le programme d’électrification des écarts 5.6.1 Le développement des compétences et de la formation à l’auto-construction de kits solaires individuels dans les écarts... 6 Les infrastructures énergétiques et les réseaux 6.1 Etat des lieux du réseau électrique guyanais <!-- page 8 --> 1 avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 5 sur 155 6.1.1 Le réseau électrique du littoral guyanais….............................................. 6.1.2 Le réseau de transport ss 6.1.3 Le réseau de distribution 6.2 Objectifs en matière de réseaux électriques 6.2.1 Entretien des réseaux : investissement d’amélioration, qualité... 6.2.2 Avancement de l’élaboration du Schéma Régional de Raccordement au Réseau des Energies Renouvelables (S3REnR) 6.2.3 Développement du réseau HTB, impact des orientations de la PPE sur les réseaux 108 6.2.4 Extension du réseau de transport en HTB à l’est... 6.2.5 Electrification rurale et dispositif du FACE... 6.2.6 Création d’un syndicat mixte d’électrification.…..................................... 6.2.7 Déploiement de dispositifs de charge pour les véhicules électriques et hybrides rechargeables sise 6.3 Objectifs relatifs aux projets miniers..….......................................................... 7 Synthèse des mesures ss <!-- page 9 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Synthèse non technique de la programmation pluriannuelle de l'énergie de Guyane Qu'est-ce que la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE) ? La programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) est un dispositif qui a étéintroduit par la loi de transition énergétique pour la croissance verte du 17 août 2015. Plusieurs PPE doivent être élaborées en France : une pour la France métropolitaine, et une dans chaque zone non interconnectée au réseau électrique métropolitain continental. En Guyane, c’est l’État et la collectivité territoriale de Guyane (CTG) qui sont chargés de co-élaborer la PPE. Pour les territoires d’Outre-mer, la loi fixe aussi des objectifs dont la PPE doit tenir compte : 50 % d’énergies renouvelables dans la consommation finale d’énergie en 2020 et autonomie énergétique à l’horizon 2030. Concrètement, la PPE est une programmation opérationnelle : elle évalue les besoins du territoire en énergie, aux horizons 2018 et 2023, puis elle détermine les actions prioritaires pour permettre d’y répondre en termes d’infrastructures de production d’énergie, d’extension des réseaux électriques, de réalisation d’études. Les axes à examiner au travers de la PPE sont: la garantie de la sécurité d’approvisionnement énergétique, l’amélioration de l’efficacité énergétique et la baisse de la consommation d’électricité, le soutien des énergies renouvelables — avec un volet spécifique pour la biomasse-, l’amélioration de l’accès à l’énergie dans les communes de l’intérieur. Comment la PPE de Guyane a-t-elle été élaborée ? L'Etat et la CTG élaborent conjointement, depuis mai 2015, le projet de PPE de la Guyane en associant les acteurs locaux au travers notamment de groupes de travail (mai-juin 2015), de réunions de restitution et d’échanges (juillet 2015 puis février-mars 2016) ainsi que d’une sollicitation de contributions écrites sur le projet de PPE (février-mars 2016). Le 20 mai 2016 le projet de PPE a été transmis à la ministre de l’environnement, de l’énergie et de la mer, chargée des relations internationales sur le climat. Puis l’autorité environnementale au niveau national (AE) a été saisie par la ministre et a rendu son avis le 19 octobre 2016 en faisant part de ses remarques et de ses demandes de complément d’information. En réponse, l’Etat et la CTG ont élaboré un mémoire précisant la manière dont il serait tenu compte de cet avis. Le 30 novembre 2016, le projet de PPE accompagné du mémoire en réponse à l’avis de l’AE, de l’étude d’impact économique et social ainsi que de l’évaluation environnementale stratégique de la PPE, a été transmis au ministère de l’environnement, de l’énergie et de la mer. Ces documents ont alors été présentés, par l’État et la CTG, au Conseil national pour la transition écologique, au Comité d’experts pour la transition énergétique et au Conseil supérieur de l’énergie en décembre 2016. En parallèle, et conformément à la loi, l'ensemble de ces documents a été mis à la disposition du public, du 2 décembre 2016 au 15 janvier 2017, afin de permettre à chacun de donner un avis sur le projet de PPE. Cette consultation a donné lieu à quinze contributions écrites. Texte 5 sur 155 <!-- page 10 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE A l'issue de ces phases consultatives, le projet de PPE a été modifié afin que la version finale puisse les prendre en compte. Le projet a ensuite été présenté à l’Assemblée plénière de la CTG le 10 février 2017, qui a apporté une modification sur le document et l’a approuvé. Le projet de PPE de Guyane a enfin été transmis au ministère en charge de l’énergie, en vue de sa promulgation par décret simple. Quelques données sur l’énergie en Guyane e la Guyane importe environ 80% des ressources énergétiques qu’elle consomme, principalement des hydrocarbures ; e les transports représentent environ 60 % de l’énergie finale consommée en Guyane ; e plus de 60 % de l’énergie électrique produite en Guyane est issue de sources renouvelables ; e la croissance des besoins en électricité est évaluée à environ 2,5 % par an, avec un doublement prévu d’ici 2040 ; e le réseau électrique guyanais est constitué d’un réseau de transport organisé le long de la frange littorale et de systèmes indépendants les uns des autres pour les communes de l’intérieur et les écarts. Il n’est pas connecté aux réseaux des pays VOISINS ; e environ 48 % des logements ne sont pas électrifiés dans les communes de l’intérieur. Quels sont les principaux objectifs de la PPE de Guyane ? Les principaux objectifs ou mesures du projet de PPE sont synthétisés ci-dessous et classés par grands volets de la PPE. Il est ici rappelé que bien que le secteur du transport constitue un enjeu important compte tenu de sa part dans le bilan d’énergie finale, cette première PPE a été consacrée prioritairement au système électrique. L’enjeu du secteur transport fera l’objet de mesures plus développées dans la prochaine révision de la PPE, sur la base des études et des projets mentionnés ci-dessous. 1-Efficacité énergétique et réduction de la consommation d’énersgie fossile Les objectifs de réduction de l’augmentation de la consommation d’énergie sont fixés à — 60 GWh en 2018 et — 151 GWh en 2023. La PPE fixe également des objectifs spécifiques de réduction de la consommation dans les secteurs résidentiels et tertiaires pour la climatisation et l’eau chaude sanitaire. Des bornes alimentées à partir d’électricité renouvelable seront installées en 2018 pour la recharge des véhicules électriques et hybrides rechargeables. Un nouvel objectif pourra être fixé à partir de l’étude sur le déploiement des véhicules hybrides et électriques qui sera réalisée dans le cadre de la PPE, pour 2018. Texte 5 sur 155 <!-- page 11 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE 2- Développement de la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables Les objectifs de développement de nouveaux moyens de production électrique à partir d’énergie renouvelable raccordés au réseau électrique du littoral, y compris en autoconsommation, sont les suivants : Texte 5 sur 155 Filière Puissance installée nouvelle, par rapport à 2015 2018 2023 Petite hydraulique 4,5 MW 16,5 MW Biomasse 15 MW 40 MW Photovoltaïque avec stockage 15 MW 25 MW Photovoltaïque sans stockage 8MW 26 MW* Eolien avec stockage 10 MW 20 MW Déchets 0OMW 8 MW *dont 10 MW adossés au moyen de production conventionnel mentionné au point 4, pour remplacer les installations actuelles de Dégrad-des-Cannes. 3- Sécurité d’approvisionnement Les énergies renouvelables dites intermittentes (comme le photovoltaique sans stockage) ont une part maximale autorisée dans la production électrique. Ce seuil, dit seuil de déconnexion des énergies intermittentes augmentera avec l'objectif de le porter à 35 % en 2018. Un critère spécifique, adapté aux communes de l’intérieur, sera défini pour permettre de dimensionner la sécurité d’alimentation des petits systèmes électriques. 4- Développement de l’offre d’énergie Des objectifs complémentaires non compris dans le tableau ci-avant concernant la production d'électricité sont également fixés : remplacement des moyens de production d’électricité installés à Dégrad-des- Cannes (centrale thermique et deux turbines à combustion) par des moyens conventionnels d’une puissance totale de l’ordre de120 MW (base + pointe), pouvant fonctionner au fioul léger et au gaz naturel, dans la région de Cayenne. Dans le cadre de la PPE, une étude évaluera les conditions techniques, économiques et environnementales d’un approvisionnement en gaz. installation, en complément des 120 MW précités, de 20 MW de moyens de production à partir de sources renouvelables à puissance garantie fournissant des services système. mise en service d’un moyen de production d’électricité de base à puissance garantie de 20 MW dans l’ouest entre 2021 et 2023, en privilégiant les sources renouvelables fournissant des services système. <!-- page 12 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE 5- Communes de l'intérieur La PPE fixe aussi des objectifs et actions pour les communes de l’intérieur. Ils sont en particulier destinés à améliorer l’accès à énergie et à faire des énergies renouvelables les sources principales de production d’électricité dans ces communes. e faire évoluer et adapter le cadre réglementaire pour faciliter les investissements dans de nouveaux moyens de production et pour tenir compte de certaines spécificités (délivrance des certificats de conformité des installations électriques intérieures, modalités techniques et financières spécifiques de raccordement, contribution du gestionnaire de réseau à certains investissements en complément du FACE...) ; e poursuivre le programme d’électrification des écarts et l’étendre à de nouveaux écarts ; e engager des actions d’expérimentation et d’innovation, accompagner la démarche participative pour l’électrification de près de 190 foyers répartis sur les communes des fleuves du Maroni et de l’Oyapock, accompagner la montée en compétences techniques localement ; e renforcer les actions de sensibilisation aux économies d’énergie au travers du partenariat associatif ; e _ réhabiliter la centrale hydroélectrique de Saut Maripa à Saint-Georges ; e en l'absence de porteurs de projets, lancer un appel d’offres d’ici 2018 pour permettre la construction et l’exploitation d’un moyen de production d’électricité à partir d’énergies renouvelables sur la commune de Maripasoula, et d’ici 2020 des moyens de production à partir d’énergies renouvelables sur les communes de Grand-Santi, Papaïchton, Régina. 6- Etudes Enfin, la PPE prévoit la réalisation de 17 études, portant sur les transports, la maîtrise de l’énergie, le réseau électrique, les communes de l’intérieur, l’offre d’électricité et l’approvisionnement en électricité. Ces études doivent permettre de prendre des décisions mais aussi de préparer la révision de la PPE qui sera réalisée en 2018. Par exemple, des études seront conduites pour évaluer le potentiel hydraulique de la Mana et de l’Approuague, pour examiner l’opportunité d’une valorisation énergétique des déchets, pour la faisabilité d’un approvisionnement en gaz naturel de la Guyane, sur la précarité énergétique. Des études technico-économiques seront aussi engagées sur les réseaux électriques : étude d’une interconnexion entre Maripasoula et Papaïchton, étude du doublement de la ligne électrique entre Kourou et Saint-Laurent-du-Maroni, étude de la prolongation du réseau à l’est jusqu’à Saint-Georges. Texte 5 sur 155 <!-- page 13 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Avant-propos : cadre d’élaboration de la programmation pluriannuelle de l'énergie de Guyane La loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte du 17 août 2015 fixe le cadre d’un nouveau modèle énergétique français plus diversifié, plus sobre en énergie, plus équilibré et plus participatif. Elle prévoit dans son article 176 que la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) précise les objectifs de politique énergétique, hiérarchise les enjeux, identifie les risques et difficultés associés à sa mise en œuvre. Elle doit permettre d'orienter les travaux et de définir les priorités d’action des pouvoirs publics afin d’atteindre les objectifs fixés par la loi. Pour les départements d’outre-mer, la loi réaffirme ainsi les objectifs d’autonomie énergétique à l’horizon 2030 et d’intégration de 50% d’énergie renouvelables dans le bilan d’énergie finale en 2020. Elle réaffirme également le pilotage des Régions dans la planification et la stratégie énergétique du territoire notamment au travers de la co-élaboration de la PPE comme demandé par la Ministre de l’écologie, du développement durable et de l’énergie dans son courrier du 23 février 2015 au Préfet de la Guyane et au Président du Conseil Régional et conformément à l’article 203 de la loi. Élément fondateur de la transition énergétique, la PPE constitue un document unique en matière de stratégie énergétique pour la Guyane et a vocation à accélérer la transition énergétique. Il reviendra au Préfet de région et au Président de l’exécutif de la collectivité territoriale de Guyane !de valider le projet de PPE. Cette première PPE couvrira deux périodes successives, respectivement de trois et cinq ans, soit 2016-2018 et 2019-2023 ; la première période portera prioritairement sur le volet électrique sur lequel un certain nombre d’actions devront être engagées et des résultats concrets peuvent être obtenus rapidement. Elle fera l’objet d’une révision à l’issue de la première période, qui développera davantage le volet transport. La PPE des zones non interconnectées s'appuie sur le bilan mentionné à l’article L.141-9 du code de l’énergie, bilan de l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité établi par le gestionnaire du réseau de distribution. Elle intègre également les orientations du Schéma Régional Climat Air Energie (SRCAE) adopté en Guyane par arrêté préfectoral en date du 27 juin 2012 et réactualise les données. Elle constitue désormais le volet énergie du SRCAE. La PPE fera l’objet d’un décret, aux côtés du rapport présenté à 1’ Assemblée nationale. La Guyane doit, en matière d’énergie, passer d’un statut de territoire d’expérimentation à celui de territoire créateur de richesses et d’emplois. Pour la Région Guyane qui connaît un taux de chômage élevé et où la lutte contre la précarité énergétique s’avère essentielle, se trouve là un fort enjeu de développement économique et d’amélioration de la situation de l’emploi. La PPE de la Guyane revêt un fort enjeu pour les communes de l’intérieur et ses écarts puisqu'elle comporte un volet sur l’électrification de ces sites non raccordés au réseau public d'électricité. L'accès à l’énergie doit être pris en considération afin de permettre le développement de ces territoires. 1 La collectivité territoriale de Guyane (CTG) résulte de la fusion du Conseil régional et du Conseil général depuis le 01/01/2016 Texte 5 sur 155 <!-- page 14 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Une action concertée et coordonnée apparaît essentielle pour permettre de répondre collectivement aux enjeux économiques et énergétiques du territoire notamment la sécurité de l’approvisionnement en carburant et en électricité, l’accès à l’énergie pour les habitants des communes de l’intérieur et des zones situées le long des fleuves frontières, le développement des énergies à partir de sources renouvelables et la maîtrise de la demande énergétique connaissant une croissance régulière générée par une croissance démographique et un développement économique. L’élaboration de la PPE de Guyane appelle donc une gouvernance adaptée. A cet effet, les travaux de la PPE qui ont débuté en mai 2015 ont associé l’ensemble des parties prenantes intéressées : l’Etat, la Région, le Département, les collectivités, le gestionnaire du réseau (EDF), les chambres consulaires, les associations de protection de l’environnement, les entreprises du secteur de l’énergie, les producteurs d’électricité, etc. L'élaboration de la PPE s’appuie ainsi sur les éléments de programmation et d’observation fournis par : e L’observatoire Guyane Energie Climat (GEC), e Le bilan prévisionnel de l’équilibre offre-demande du gestionnaire de réseau de juillet 2015, e Les études menées par l'ADEME, e Les propositions formulées à l’issue du débat sur la transition énergétique. Au travers de sa politique énergétique, la Guyane souhaite réaffirmer dans la PPE les priorités suivantes : La PPE s’inscrit dans la continuité des démarches engagées : PRERURE et SRCAE 2012, SAR, Contribution au débat sur la transition énergétique 2013, Conférence Régionale de l’Energie 2014. Elle doit permettre de développer et valoriser les ressources locales : 1. L’hydraulique, notamment au fil de l’eau, La biomasse, 3. Le photovoltaïque (autoproduction / autoconsommation, avec stockage) ainsi que les autres sources d’énergies renouvelables. Elle doit également permettre de respecter les impératifs suivants : e Sécuriser l’approvisionnement énergétique et en électricité en particulier dans un contexte de croissance démographique et de vieillissement des outils de production, e Développer des solutions adaptées à l’attention des territoires isolés en formalisant un véritable programme d’électrification des communes de l’intérieur et des écarts, e Anticiper le développement des projets miniers sur le territoire. Texte 5 sur 155 <!-- page 15 --> 1 avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 5 sur 155 La PPE doit enfin servir de levier : e Territorial de développement durable et de lutte contre le changement climatique, e De recherche et d’innovation : o Techniques : en créant les conditions pour accueillir localement la recherche fondamentale et le développement, o D'ingénierie financière : en ayant recours par exemple au tiers investissement, o En termes de gouvernance : en sollicitant l’habilitation à fixer des lois et règlements spécifiques à la Guyane ou en se dotant d’une Agence Régionale de l'Energie, véritable outil de mise en œuvre et d’animation de la politique énergétique de la région, e D’équilibre social, notamment en permettant l’accès à tous à l’énergie, e Pour l’emploi, l’industrie et la formation, e De coopération transfrontalière, par le biais du PO Amazonie et du projet Arconorte. Compte tenu des perspectives de développement économique et social annoncées, la transition énergétique constitue à la fois un défi à relever mais également un levier de croissance pour le territoire guyanais, qui répond à un réel besoin. <!-- page 16 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE 1 Le système énergétique de la Guyane Synthèse du système énergétique de la Guyane et la problématique des communes de l’intérieur La Guyane se caractérise par un système énergétique dépendant à 80% de ressources énergétiques importées, principalement des hydrocarbures dont l’essentiel est utilisé dans les transports. Comme dans la plupart des autres territoires ultramarins, la consommation d’énergie primaire de la Guyane s’est stabilisée depuis 2009. Le réseau électrique guyanais est marqué par l’absence d’interconnexion avec les pays voisins et par sa taille réduite. Il est composé d’un réseau de transport organisé le long de la frange littorale et de systèmes indépendants les uns des autres pour les communes de l’intérieur et les écarts. La production d’électricité en Guyane est marquée par l’importance des ressources renouvelables mobilisées (64% de la production électrique totale en 2014) dont l’essentiel provient du barrage de Petit-Saut) pour alimenter la zone littorale. La production dans les communes de l’intérieur se fait essentiellement à partir de moyens thermiques. La Guyane a l’ambition, au travers de la PPE, de diversifier ses moyens de production d’énergie en valorisant notamment ses ressources locales que sont la biomasse et l’hydraulique. Il s’agit également de parvenir à un développement équilibré du territoire en permettant à tous d’accéder à l’énergie dans des conditions techniques, économiques et environnementales satisfaisantes et adaptées aux contextes guyanaïis. Texte 5 sur 155 <!-- page 17 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 5 sur 155 1.1 Historique et bilan énergétique en 2014 1.1.1 Système électrique « . *<e0F PETIT SAUT Hydraulique voltalià SAUT MAMAN VALENTIN Hydraulique « = enr APATOU Diesel APAGUI Diesel GRAND SANTI Diesel MONFINA Diesel PAPAICHTON Diesel MARIPASOULA Diesel © rm d He ® sSomxse Photovoitaique Réseau HTE (90 kV) et postes HTE / HTA A noter : une TAC supplémentaire de 20 MW est à rajouter à Kourou SAUL Diesel 100 kVA 100 km Hyorde photovoltaïque 61 kWe Autres productions Non représentées sur la carte Photovoltaïque 34,0 MWc (fin 2014) voltalia KOUROU Blomasse « .… ,< eDF KOUROU Turbine à combustion TOUCAN Photovoltalque avec stockage PA S<enF DÉGRAD DES CANNES Turines à combustion KAW Diesel Hyonde photovoitaique REGINA (bourg} Dieset S OUANARY Dieset SAINT-GEORGES Diesel Hydraulique CAMOPI Diesel Figure 1 : Schéma du système électrique guyanais à décembre 2014 (source : EDF) Le réseau guyanais de transport d'électricité (dit réseau HTB) n’est pas interconnecté avec les pays voisins. Il s’étend sur 414 km, sur le littoral, depuis Saint-Laurent-du-Maroni jusqu’à l’agglomération de Cayenne. L’est de la Guyane n’est à ce jour pas desservi par ce réseau. <!-- page 18 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Le tableau ci-après montre les moyens de production implantés sur le littoral au 31 décembre 2014. Producteur Site Type Fonctionnement PCN MW) EDF Dégrad Des Cannes [Diesel Base 67,4 EDF Dégrad Des Cannes [TAC Pointe 2x 20 EDF Kourou TAC Pointe 2 x 20 EDF Petit Saut Hydraulique [Base / Pointe 4 x 28,4 Voltalia La Mana Hydraulique [Base 4,5 Voltalia Kourou Biomasse Base 1,7 (multiples) (multiples) Photovoltaïque [Intermittent 34 MW TOTAL 267,2 MW et 34 MWec Figure 2 : Récapitulatif du parc de production guyanais (sources : EDF et DEAL) Outre ces moyens de production situés dans la zone littorale et connectés au réseau de transport d’électricité HTB, chaque commune de l’intérieur est dotée de son propre système électrique, non raccordé au réseau HTB. La partie 5.3 du présent document présente le pare de production des communes de l’intérieur. Ces systèmes isolés sont constitués d’une ou plusieurs unités de production d’électricité dont la capacité maximale n’excède pas le seuil de 2 MW fixé par le décret n°2004-46 du 6 janvier 2004. Ces unités de production sont essentiellement des centrales diesel. Dans l’attente de la mise en place de moyens de production d’électricité pérennes, et suite aux coupures d’alimentation électriques observées, il est à noter que depuis janvier 2017 des moyens complémentaires ont été installés au poste de Margot afin de disposer, d’une puissance totale installée de 20 MW dans l’ouest. Conformément à la réglementation, le gestionnaire de réseau réalisera en 2017 une actualisation complète de son BPEOD), qui sera prise en compte lors de la révision de la PPE en 2018. Ainsi, les évolutions potentiellement très rapides de l'ouest Guyanais seront bien intégrées dans la révision de la PPE. 1.1.2 Bilan d'énergie primaire La Guyane reste dépendante des approvisionnements extérieurs pour près de 80% de la consommation totale d’énergie primaire’en 2014 (carburants pour les transports, produits pétroliers importés, combustibles pour la production d’électricité) comme le montre le tableau suivant : | 2000 | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 Année Taux de dépendance énergétique Figure 3 : Evolution du taux de dépendance énergétique” de la Guyane (source : GEC) 2 L'énergie primaire est l'énergie disponible dans l’environnement et directement exploitable sans transformation. Étant donné les pertes d'énergie à chaque étape de transformation, stockage et transport, la quantité d'énergie primaire est toujours supérieure à l'énergie finale disponible. 3 Le taux de dépendance énergétique, défini comme le rapport des importations nettes divisées par la consommation brute, montre dans quelle mesure un pays est tributaire des importations d'énergie. Texte 5 sur 155 <!-- page 19 --> 1 avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 5 sur 155 Consommation d'énergie primaire : 235 ktep 281% = Gazole = Fioul # Essence = Kérosène = Butane = Hydraulique # Solaire photovoltaïque = Autre ENR Figure 4 : Bilan des consommations primaires d'énergie 2014 de la Guyane (source : GEC) La consommation d’énergie primaire en Guyane est en baisse régulière depuis 2009 (-9 % environ entre 2013 et 2014). Cette baisse peut être interprétée par plusieurs facteurs explicatifs positifs (impacts des mesures de maîtrise de l’énergie, évolutions technologiques...) mais aussi négatifs (ralentissement de l’activité économique, décrochage de certains ménages en particulier sur l’accès aux moyens de transport). La répartition de la consommation d’énergie primaire par secteur d’activités en 2014 est présentée ci-après : Consommations primaires sectorielles d'énergie : 235 ktep = Résidentiel = Professionnel » Agriculture-pêche = Transport Figure 5 : Répartition sectorielle des consommations primaires d’énergie 2014 de la Guyane (source : GEC) Le secteur du transport reste prépondérant avec 56 % du bilan énergie primaire. Cette part connaît une diminution de 6% par rapport à 2013, en lien avec la baisse de l’activité économique amorcée à la fin de l’année 2013. Les secteurs des professionnels, qui couvre les <!-- page 20 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE usages non résidentiels, hors transport, agriculture et pêche, et du résidentiel enregistrent respectivement une diminution de 13 % et 14 % par rapport à 2013. Le bilan en énergie finale s’élève à 222 ktep en 2014, soit une diminution de 4 % par rapport à 2013. Consommations finales sectorielles d'énergie : 222 ktep = Résidentiel = Professionnel Agriculture-pêche = Transport Figure 6 : Répartition sectorielle des consommations finales d’énergie 2014 de la Guyane (source : GEC) Le secteur du transport est le premier poste de consommation de l’énergie finale, représentant 59 % du bilan en énergie finale. Cette part connaît une diminution de 6 % en 2014 par rapport à 2013 en lien avec la baisse de l’activité économique amorcée à la fin de l’année 2013. La création de plus de 5000 logements en cinq ans, l'ouverture de nouvelles zones commerciales, l’extension de l’hôpital de Cayenne ou l’arrivée de nouveaux lanceurs (Soyouz, Véga) n’a pas entraîné d’augmentation significative de la consommation d’énergie finale hors secteur du transport. Entre 2013 et 2014, le secteur professionnel a subi une baisse d’environ 2 % en termes d’énergie finale consommée. La présente PPE est axée prioritairement sur le système électrique. La réduction de la part du secteur du transport dans le bilan d’énergie finale passera par la mise en place de mesures majeures dans le cadre de la prochaine révision de la PPE en 2018 sur la base des éléments collectés et des projets en la matière. 1.13 Bilan électrique En 2014, le mix électrique guyanais se décompose comme suit : e une part prépondérante de l’hydraulique (57% de la production d’électricité totale), issue essentiellement de la centrale hydroélectrique de Petit-Saut (54%). La variation de cette part est fortement corrélée à l’aléa d’hydraulicité ; e une contribution de 36 % des moyens thermiques (Dégrad-des-Cannes et Kourou), qui peut varier pour compenser l’aléa d’hydraulicité en période de sécheresse ; e et une part d'énergies renouvelables autres (biomasse et photovoltaïque) qui s’établit à 7 %. Texte 5 sur 155 <!-- page 21 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Depuis 2009, se sont développées une centrale biomasse de 1,7 MW, une centrale au fil de l’eau de 4,5 MW et de deux centrales solaires photovoltaïque de 5 MWe avec dispositif de stockage, mises en service en 2015. A cela s’est ajoutée une quantité faible d’énergie non garantie (34 MWc de photovoltaïque). L’hydraulique permet à la Guyane d’afficher une part des énergies renouvelables dans le mix électrique bien supérieure à celle des autres ZNTI : 64% contre 7% en Martinique, 18,5% en Guadeloupe, 31,7% en Corse et 33% à la Réunion. Mix électrique 2014 (GWh) 311GWh 36% BHydro PV B Biomasse 492 GWh Thermique 57% 12 GWh 1% 48 GWh 6% Figure 7 : Répartition du mix de production d’électricité livrée au réseau du littoral en 2014 (source : EDF) S'agissant des communes de l’intérieur non raccordées au réseau, la production électrique s’élève à 17 GWh en 2014, incluant la commune d’Apatou qui a été raccordée au réseau du littoral fin 2015. 1.2 Cadre législatif et réglementaire spécifique de la Guyane 1.2.1 Dispositions spécifiques aux ZNI en matière d'énergie L’isolement et la faible taille de leur système énergétique font des régions ultramarines des territoires spécifiques en matière d’énergie : forte dépendance aux importations de produits pétroliers, difficulté de garantir une qualité d’alimentation en électricité. Ces spécificités sont largement connues et les DOM sont reconnus, depuis la loi du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l'électricité, comme des zones non interconnectées (ZNT). Texte 5 sur 155 <!-- page 22 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE e Le service public de l’électricité : La directive européenne du 26 juin 2003 pour les « petits réseaux isolés »‘ouvre la possibilité aux zones non interconnectées au réseau métropolitain continental d’électricité de déroger aux modalités d’ouverture du marché européen de l’énergie. Cette dérogation s’applique en particulier aux régions ultramarines de la France relevant de cette réglementation. Aïnsi, alors que la directive du 26 juin 2003 pose notamment le principe de l'indépendance des gestionnaires de réseau de distribution et des gestionnaires de réseau de transport, pour garantir en particulier les intérêts des producteurs et des fournisseurs, dans le cas des « petits réseaux isolés », elle permet aux électriciens de ne pas séparer leurs activités de gestion du réseau de leurs activités concurrentielles. En Guyane, et dans les outre-mer, les missions de service public de l’électricité sont ainsi assurées par EDF au travers de sa Direction Systèmes Energétiques Insulaires”” Ces missions sont les suivantes : o achat de l’ensemble de l’électricité produite sur le territoire, o gestion en continu de l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité, o transport, distribution et fourniture d’électricité aux tarifs réglementés auprès de tous les clients. Toutefois, il convient de rappeler que la loi n’instaure pas de monopole de la production électrique : d’autres acteurs que le gestionnaire de réseau peuvent posséder et/ou exploiter des installations de production électrique. e La loi n° 2000-1207 du 13 décembre 2000 d’orientation pour l’outre-mer (dite loï LOOM) : La reconnaissance des spécificités énergétiques des outre-mer s’est accompagnée de la création de compétences propres. Ainsi chaque région de Guadeloupe, Guyane, Martinique et de la Réunion se sont-elles vues confier par l'article 50 de la loi « LOOM » du 13 décembre 2000 une forte compétence en matière d’énergie. Incombe notamment à la Région, la réalisation et la mise en œuvre d’un plan énergétique régional pluriannuel de prospection et d’exploitation des énergies renouvelables et de l’utilisation rationnelle de l’énergie (PRERURE). L'actuel PRERURE a été approuvé en Assemblée plénière du Conseil régional de Guyane le 24 juillet 2012. e La loi n° 2005-781 du 13 juillet 2005 de programme fixant les orientations de la politique énergétique (dite loi POPE) : La loi du 13 juillet 2005 précise les objectifs de politique énergétique dans les DOM : « La diversification énergétique doit tenir compte de la situation spécifique des zones non interconnectées.[… ]L'Etat veille donc, en concertation avec les collectivités concernées, à mettre en œuvre une politique énergétique fondée sur une régulation adaptée permettant de maîtriser les coûts de production, de garantir la diversité de leur bouquet énergétique et leur sécurité 4 Directive 2003/54/CE du Parlement européen et du Conseil du 26 juin 2003 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité 5 A Mayotte, le gestionnaire de réseau n’est pas EDF mais d'Electricité de Mayotte (EDM). Texte 5 sur 155 <!-- page 23 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE d'approvisionnement et de maîtriser les coûts économiques correspondants. En outre, il encourage, avec le renforcement des aides dans ces zones, les actions de maîtrise de l'énergie et de développement des énergies renouvelables, notamment de l'énergie solaire » e La loi n° 2009-594 du 27 mai 2009pour le développement économique des outre- mer (dite LODEOM) : La loi pour le développement économique des outre-mer fait des énergies renouvelables un secteur prioritaire (au même titre que l’environnement et le tourisme). La loi prévoit notamment la création par l’Etat d’un fonds exceptionnel d’investissement outre-mer pour soutenir le financement de projets d’équipements publics collectifs « /participant] de façon déterminante au développement économique, social, environnemental et énergétique local. » Les aides peuvent être attribuées aux projets réalisés par la Région, le Département, les communes ou leurs groupements. e Le Grenelle de lEnvironnement: loi n° 2009-967 du 3 août 2009 de programmation relative à la mise en œuvre du Grenelle de l'environnement (dite « Grenelle I ») et loi n° 2010-788 du 12 juillet 2010 portant engagement national pour l'environnement (dite « Grenelle IT ») La loi de programmation relative à la mise en œuvre du Grenelle de l’Environnement reconnaît la spécificité des territoires d’outre-mer et la nécessité d’une gouvernance locale pour la mise en œuvre d’actions spécifiques aux collectivités ultramarines. Au travers du Grenelle de l’Environnement, l’Etat, conscient de la contribution essentielle que peuvent apporter les territoires d’outre-mer dans la réalisation de la politique énergie-climat française, affiche une grande ambition pour les collectivités ultramarines, notamment l’autonomie énergétique à l’horizon 2030, le développement de programmes de maîtrise de l’énergie des consommations (plans climat-énergie territoriaux, réglementation thermique adaptée), la mise à l’étude d’un programme de maillage du territoire par des modes de transports collectifs en site propre dans une perspective de désenclavement, de préservation des espaces naturels et de développement durable. e La programmation pluriannuelle des investissements de production d’électricité sur la période 2009 à 2020 Le déploiement des lois Grenelle s’est accompagné d’une révision des programmations pluriannuelles des investissements de production d'électricité pour tenir compte des nouvelles orientations et objectifs à suivre en matière de développement des énergies renouvelables, de moyens conventionnels de production électrique, de contribution de l’efficacité énergétique et du développement de nouveaux usages (voiture électrique notamment). Des orientations spécifiques sont également définies pour les zones non interconnectées. e La loi n° 2015-992 du 17 août 2015relative à la transition énergétique pour la croissance verte (dite LTECV) La LTECV fixe comme objectif aux départements d’outre-mer de parvenir à l'autonomie énergétique à l'horizon 2030, avec, comme objectif intermédiaire, 50 % d'énergies renouvelables à l'horizon 2020. L'article 203 de la LTECV précise que «L'État, les collectivités territoriales et les entreprises prennent en compte les spécificités des zones non interconnectées au réseau Texte 5 sur 155 <!-- page 24 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE métropolitain continental, notamment l'importance des économies d'énergie et du développement des énergies renouvelables, afin de contribuer à l’approvisionnement en électricité de toutes les populations, à sa sécurité, à la compétitivité des entreprises, au pouvoir d'achat des consommateurs et à l'atteinte des objectifs énergétiques de la France ». 1.2.2 Habilitation énergie Prévu par l’article 73 de la Constitution et réservé aux outre-mer, le dispositif de l’habilitation permet aux régions ultramarines qui en font la demande d’envisager d’adapter les lois et règlements nationaux aux spécificités de leur territoire. Si l’exercice de l’habilitation est très encadré pour ne pas aller à l’encontre des orientations de la politique nationale, il ouvre de nombreuses possibilités pour adapter la réglementation aux spécificités locales. L’habilitation législative fait l’objet d’une demande adressée par la Région au Parlement qui en accepte la mise en œuvre via l’adoption d’une loi. L’habilitation législative porte nécessairement sur un objet spécifique et est accordée pour une durée de deux ans renouvelable une fois. A ce jour, la Région n'a pas mobilisé cette faculté prévue par la loi. 1.2.3 Cadre d'intervention des acteurs de l'énergie électrique Différents acteurs exercent une compétence dans le secteur énergétique tant sur le littoral que dans les communes de l’intérieur. Cette organisation spécifique implique une bonne coordination des acteurs dans l’exercice de leurs compétences respectives, de la planification à la commercialisation de l’énergie. e Planification : La loi du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l'électricité institue une programmation pluriannuelle des investissements (PPT) de production d'électricité s'appuyant notamment « sur un bilan prévisionnel pluriannuel établi au moins tous les deux ans, sous le contrôle de l'État, par le gestionnaire du réseau public de transport ». Ce bilan prévisionnel a pour objet de vérifier que l’objectif de sécurité d’approvisionnement est respecté. Il permet de confronter les prévisions de consommation d'électricité avec les perspectives connues d’évolution des moyens de production. En Guyane, l’élaboration de la planification des objectifs et des moyens pour répondre aux besoins en matière de production et de distribution est partagée entre l’État, via la PPL et la Région au travers du PRERURE et du schéma régional climat-air-énergie (SRCAE). L'application de la LTECV conduit à substituer la PPE à la PPI et à renforcer la compétence de la Région en matière de planification au travers de l’élaboration conjointe avec l'Etat de la PPE. La PPE constituera le volet énergie du schéma régional du climat, de l'air et de l'énergie. En l’absence de syndicat mixte d’électrification, les communes (ou, dans le cas des communes de l’Ouest, la CCOG) sont en charge de l’électrification des zones rurales. Elles disposent pour cela de crédits du fonds d'amortissement des charges d'électrification (FACE) gérés par le Département. La Région, le Département, l'ADEME et EDF, par l’intermédiaire du Plan Régional de Maîtrise de l’Energie (PRME), participaient également à la maîtrise de l’énergie sur le territoire. Texte 5 sur 155 <!-- page 25 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE e Production : La production d’énergie électrique en Guyane est ouverte aux opérateurs du secteur. Zone littorale : Sur le littoral, la production d’énergie électrique est assurée par deux types de producteurs : o principalement EDF qui produit l’électricité par le biais d'une centrale hydroélectrique, de centrales thermiques, et de turbines à combustion (TAC) ; o les autres producteurs qui développent des centrales ou des moyens de productions individualisés ou collectifs à partir de sources renouvelables. Communes de l’intérieur : Les communes dites de l’intérieur non raccordées au réseau de transport sont : o Maripasoula, Papaïchton, Grand Santi (ainsi que l’écart Apagui Ecole) et Saül qui ont confié leur compétence en matière d’énergie à la communauté de communes de l’ouest guyanais (CCOG'), l’autorité concédante. o Saint-Georges, Camopi, Ouanary et Régina (bourg de Kaw) pour lesquelles l’autorité concédante reste la commune. Dans ces communes isolées, l’approvisionnement en électricité est assuré à partir de systèmes électriques autonomes exploités par EDF. Ainsi, les bourgs et leurs écarts sont le plus souvent alimentés par des moyens de productions autonomes thermiques diesel construits par les communes avec l’aide du FACE et dont l’exploitation est confiée à EDF. Certains bourgs disposent de moyens autres que thermiques comme la centrale hydroélectrique de Saut Maripa à Saint-Georges de l’Oyapock, les générateurs photovoltaïques individuels de Saül, la centrale hybride photovoltaïque-diesel de Kaw. e Transport: Le réseau de transport électrique guyanais relie les trois principales zones de consommation d'électricité du littoral (Cayenne, Kourou et Saint-Laurent-du-Maroni) et les principaux moyens de production d'EDF. Sa longueur est de l'ordre de 414 km, avec une tension de service de 90 KVA. L’exploitation du réseau de transport d’électricité est gérée exclusivement par le gestionnaire, qui doit dans ce cadre assurer l’équilibre entre l’offre et la demande, ainsi que la sûreté du système électrique. En Guyane, comme en métropole, la limite technique d'acceptabilité des sources d'énergie intermittentes raccordées sur le réseau électrique est fixée par l'arrêté ministériel du 23 avril 2008 à 30 % de la puissance appelée, pour permettre de respecter les exigences de stabilité du réseau. Il peut être noté que la commune d’Apatou a été raccordée au réseau électrique du littoral au deuxième semestre 2015. En l'absence de maillage complet du réseau de transport vers les bourgs, les communes de l'intérieur non raccordées doivent prendre à leur charge les moyens de production. Cette situation, qui perdure depuis plusieurs décennies, accentue leur situation de précarité énergétique. Texte 5 sur 155 <!-- page 26 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE e Distribution : En Guyane, la loi du 11 juillet 1975 a désigné EDF comme gestionnaire des réseaux publics de distribution. La loi prévoit que les autorités concédantes peuvent déléguer à EDF la gestion et la maintenance des installations dans le cadre de contrats de concession. A ce jour ces contrats de concessions n’ont été formalisés que pour une partie des communes. L'urbanisation actuelle, sous l'effet de la pression démographique, génère des contraintes fortes sur le réseau de distribution de l'électricité liées à : o des distances de raccordement importantes dues à l’étalement urbain ; o l'augmentation du nombre de consommateurs (déclarés ou non), de l’usage des équipements et de la demande en électricité. Ces contraintes rendent difficile la garantie d’accès à l'électricité pour tous. e Commercialisation Le principe de la péréquation tarifaire s’applique et EDF assure la commercialisation de l’électricité sur la base de tarifs réglementés nationaux. La différence entre les coûts de production (plus élevés en Guyane que la moyenne nationale) et le tarif de vente réglementé est compensée par la contribution au service public de l'électricité (CSPE). EDF est l’acheteur unique d’électricité produite pour réinjection dans le réseau à destination des clients dits finaux. 1.3 Contexte européen et international, engagements de la France L’article 1” de la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte fixe les objectifs suivants au processus de transition énergétique : e réduire les émissions de gaz à effet de serre de 40% entre 1990 et 2030, conformément aux engagements pris vis-à-vis de l’Union européenne, et diviser par quatre les émissions de gaz à effet de serre entre 1990 et 2050 ; e porter le rythme annuel de baisse de l’intensité énergétique finale à 2,5% d’ici à 2030, en poursuivant un objectif de réduction de la consommation énergétique finale de 50% en 2050 par rapport à l’année de référence 2012 ; e réduire la consommation énergétique totale des énergies fossiles de 30% en 2030 par rapport à l’année de référence 2012 en modulant cet objectif par énergie fossile en fonction du facteur d'émissions de gaz à effet de serre de chacune ; e porter la part des énergies renouvelables à 23 % de la consommation finale brute d’énergie en 2020 et à 32 % de cette consommation en 2030 ; à cette date, cet objectif est décliné en 40% de la production d’électricité, 38% de la consommation finale de chaleur, 15% de la consommation finale de carburants et 10% de la consommation de gaz ; e réduire la part du nucléaire dans la production d’électricité ; 6 L'intensité énergétique est un indicateur désignant le rapport entre la consommation énergétique d’un pays et son produit intérieur brut (PIB). Elle dépend entre autres de la structure de l’économie considérée (poids des industries et des services), de l'efficacité énergétique des transports et des bâtiments, des politiques de maîtrise de la consommation mises en œuvre mais aussi de facteurs climatiques ou du niveau de vie de la population. Texte 5 sur 155 <!-- page 27 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE e contribuer à l’atteinte des objectifs de réduction de la pollution atmosphérique du plan national de réduction des émissions de polluants atmosphériques ; e disposer d’un pare immobilier dont l’ensemble des bâtiments sont rénovés en fonction des normes “bâtiment basse consommation” ou assimilées, à l’horizon 2050, en menant une politique de rénovation thermique des logements dont au moins la moitié est occupée par des ménages aux revenus modestes ; e multiplier par cinq la quantité de chaleur et de froid renouvelables et de récupération livrée par les réseaux de chaleur et de froid à l’horizon 2030. 14 Coûts de production de l'électricité en Guyane En France, selon le principe de péréquation tarifaire, l’Etat a mis en place des tarifs réglementés de vente de l'électricité sur l’ensemble du territoire. Toutefois, en raison des contraintes spécifiques aux ZNI, les coûts de production de l'électricité y sont nettement supérieurs à ceux observés en métropole continentale. Par conséquent, les tarifs réglementés de vente s'avèrent insuffisants pour rémunérer la production d'électricité dans ces zones. Pour assurer la péréquation tarifaire nationale, une compensation des surcoûts est nécessaire. Celle- ci est calculée par la Commission de régulation de l'énergie (CRE) et est financée par la contribution au service public de l'électricité (CSPE) instituée par la loi n° 2003-8 du 3 janvier 2003 relative aux marchés du gaz et de l'électricité et au service public de l'énergie. Les coûts de production sont particulièrement élevés dans les ZNI et atteignent en moyenne 225 €/MWh en 2013. Les coûts moyens de production par zone dépendent fortement des caractéristiques du parc installé. Ils s’échelonnent, en 2013, entre 172 €/MWh en Corse, 206 €/MWh à La Réunion, 243 €/MWh en Guyane, 247 €/MWh en Guadeloupe et 259 €/MWh en Martinique. 250 200 : 150 Ed 100 50 0 + T T 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Figure 8 : Coût de production moyen en €MWh dans les ZNI entre 2002 et 2013 (source : CRE) Texte 5 sur 155 <!-- page 28 --> 1 avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 5 sur 155 Figure 98. Volume d'électricité produit ou acheté en Guyane entre 2002 et 20143 1000 ? %0 + HBiomasse Pebte hydraulique 1 Solaire || A Thermique (achats d'EDE SE1) BHydraulique (Parc historique EDF SE1) | |. I h L I | | h h I | A Thermique {Parc historique EDF SE) 200 20 20Œ 200Œ 206 200 208 20@ 2010 201 2012 201 Figure 9: Volume d'électricité produit ou acheté en Guyane entre 2002 et 2013 (source : CRE) La demande en électricité croit régulièrement compte tenu de la croissance démographique. Cette augmentation devient moins importante à partir de 2010. 160 & un À 120 1000 D Dicmasse #00 D Petit e hydraulique 600 =. Solaire 400 mm Thermique (achats d'EDF SE) r 200 A2 Tharenique at Hydraulique (Parc historique EDF SE1) Fr * Coût moyen en Guyane 2008 2009 2010 201 2012 2013 Figure 10: Coût de production ou d'achatunitaire en Guyane entre 2008 et 2013 (source : CRE) Pour ce qui est de la grande hydraulique qui ne supporte pas de coût de combustible, son amortissement est lissé sur 75 ans. Son coût varie dans une fourchette allant de 60 à 90 €/MWh, influencé essentiellement par un seul facteur, les apports en eau, qui peuvent fluctuer sensiblement d’une année sur l’autre. Les coûts de production d’une centrale thermique varient d’une année sur l’autre principalement en raison des évolutions de prix des produits pétroliers. Concernant la biomasse, l'information mentionnée dans le graphique repose sur l’unique centrale existante, d’une puissance de 1,7 MW et dont l’approvisionnement se fait à des coûts très faibles (collecte des connexes dans les scieries de Guyane). Cette information ne peut donc pas être représentative des coûts réels de la filière concernée. <!-- page 29 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Concernant le photovoltaïque, le coût mentionné est basé majoritairement sur les tarifs d’achat qui prévalaient avant 2010, situés à l’époque entre 400 et 600 €MWh ce qui explique que la filière photovoltaïque apparaît comme la filière la plus coûteuse. Pour ce qui est des turbines à combustion, les coûts sont essentiellement des coûts de combustibles, donc liés aux volumes de production (peu de coûts fixes et de coûts de personnel, faible coût d’amortissement). Il est à noter que la tendance d’évolution du coût moyen de l’énergie en Guyane a été relativement stable depuis 10 ans dans la mesure où le mix énergétique n’a presque pas évolué, à l’exception du photovoltaïque, qui avec des coûts supérieurs à 400€/ MWh et une pénétration de 5% en volume, a fait monter le coût moyen de l’électricité de 10 €MWh environ sur la période. Les sites isolés non raccordés au réseau du littoral affichent les coûts de production les plus élevés. Les difficultés liées à l’éloignement et à l’accessibilité engendrent des coûts d’approvisionnement en combustible fossile élevés, compris entre 1200 €/MWh et 1300 €/MWh. De par leur enclavement, certains sites ne sont accessibles que par voie fluviale ou aérienne. En période d’étiage, d’autres sites ne peuvent être approvisionnés que par hélicoptère ce qui entraîne un renchérissement des coûts de transport et un risque de rupture d’approvisionnement. Développer le mix énergétique à partir de sources renouvelables dans ces sites permettrait d’obtenir des coûts de production plus compétitifs. M€ 250 200 sam Surcoût de production 150 —— Coût de production 100 Recettes de production 50 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Figure 11 : Evolution 2010-2015 du surcoût de production en Guyane en ME (source : CRE) Le graphique ci-dessus montre que l’évolution des coûts de production en Guyane (+ 41% en 5 ans) n’est pas liée à l’augmentation des volumes d’électricité consommée (+ 4%) mais bien à l’augmentation du prix des combustibles sur la même période. Toute action visant à économiser de l’énergie ou à substituer la production d’un kWh électrique issu du parc thermique par un kWh d’origine renouvelable permet de réduire les émissions de GES, de participer à l’autonomie énergétique du territoire et peut aussi permettre, selon l’énergie renouvelable de substitution, d’économiser de la CSPE. Sur la période 2010-2015, les recettes des ventes d’électricité augmentent de 23% pour passer de 41 ME à un peu plus de 50 ME en estimation 2015. Texte 5 sur 155 <!-- page 30 --> 1 avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 5 sur 155 Le coût de production se compose de la façon suivante pour atteindre 192 M€ en 2015 (prévisionnel) : mm Frais de structure, de siège et de support mm Amortissements 192 sm Charges financières mn Coûts d'acquisition des quotas de co2 mx Coûts de commercialisation sm Impôts et taxes Ba Personnel, charges externes et autres achats mm Achats de combustibes HT 2011 2012 2013 2014 2015 Total Figure 12 : Composition du coût de production en Guyane en ME (source : CRE) En 2015, les achats de combustible devraient compter pour 35% des coûts de production pour un montant de 67 M€. Viennent ensuite les charges de personnel, 21%, pour un montant de 39,5 ME et les charges financières avec 18% des coûts, pour 34 ME. Entre 2010 et 2015, la part des achats de combustibles évolue entre 26% et 35% des coûts de production. Le graphique ci-dessous illustre pour la Guyane l’évolution de la part de dépenses engagées par EDF au titre des contrats d’achat d’énergie produite par des tiers. Le poids du photovoltaïque correspond aux projets bénéficiant des conditions tarifaires d’avant fin 2010. M€ 35 32,3 30 25,7 25 22,6 21,5 20 m Biomasse m PV 15 11,4 10 | 8,6 | = 0 7 T T T T T 2010 2011 2012 2013 2014 2015 = Hydraulique Figure 13 : Montant des achats d’énergie réalisés par EDF en Guyane en ME (source : CRE) <!-- page 31 --> 1 avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 5 sur 155 2 La demande d'énergie Synthèse des objectifs demande en électricité Evolution de la demande selon deux scénarios : scénario MDE volontariste hors projets miniers : +46 GWh en 2018 et +106 GWh en 2023 scénario MDE référence hors projets miniers : +106 GWh en 2018 et +257 GWh en 2023 Les actions de maîtrise de l’énergie prévues dans les secteurs résidentiels, tertiaires et professionnels seront mises en œuvre afin d’atteindre les objectifs de réduction de la consommation. Objectifs de réduction de la consommation : - 60 GWh (-7%) en 2018 et -151 (-17%) GWh en 2023. Dans le secteur résidentiel, les objectifs de réduction de la consommation portent notamment sur : - la climatisation : - 3GWh en 2018 et -7 GWh en 2023 - l'eau chaude sanitaire : - 15 GWh en 2018 et -27 GWh en 2023 Dans les secteurs tertiaire et industriel, les objectifs de réduction de la consommation portent notamment sur : - la climatisation : - 22 GWh en 2018 et -39 GWh en 2023 - l'eau chaude sanitaire : - 4 GWh en 2018 et -9 GWh en 2023 La PPE retient la nécessité : - d’établir un schéma régional des infrastructures de recharge de véhicules électriques ou hybrides rechargeables d’ici 2018. Une étude préalable déterminant les conditions de déploiement des infrastructures de recharge devra être menée. - de développer cinq bornes de recharge, alimentées par des énergies renouvelables, pour les véhicules électriques ou hybrides électriques. - de réaliser des études, essais et aides à la diffusion pour l’utilisation de carburants alternatifs : biocarburants, résidus de production d’hydrogène, etc. Les ressources industrielles disponibles sur le territoire notamment l’hydrogène devront être valorisées dans le cadre de ces études et essais sur le stockage d’hydrogène et sa conversion au sein de piles à combustible. - de caractériser l’ampleur, la nature et les causes de la précarité énergétique d’ici 2018. <!-- page 32 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE 2.1 Evolution passée de la demande d'énergie 2.1.1 Evolution de la consommation d'énergie finale 3 200 3 000 2 800 2 600 2 400 2 200 2 000 2000 2009 2012 2013 2014 Figure 14 : Evolution de la consommation d’énergie finale en Guyane de 2000 et 2014 en GWh (source : GEC) La baisse constatée pourrait s’expliquer par le ralentissement économique précité, combiné à une augmentation plus modérée de la croissance démographique qui est passée de 3,9 % à 2,4 % selon les chiffres de l'INSEE, une meilleure sensibilisation grâce aux étiquettes énergie entre autres et à la réalisation d’actions en matière de maîtrise de l’énergie notamment l’utilisation de la climatisation performante, l’installation de chauffe-eau solaires, l’utilisation d’équipements pour le froid domestique plus performants, l’isolation et le déploiement massif des lampes basse consommation. 2.1.2 Evolution de la demande électrique La courbe suivante montre que la demande électrique augmente de façon très modérée à partir de 2011 avec une augmentation annuelle avoisinant les 0,5 % en 2013 et 2014. Le taux de croissance moyen annuel est évalué à 2,4% entre 2004 et 2014. Le tassement dans la croissance de la demande énergétique, observé depuis 2011 peut être pour partie attribué aux politiques de maîtrise de l’énergie développées au cours des années précédentes, en l'absence de ralentissement de la croissance démographique à la même période. Il peut également être en partie lié au ralentissement de la croissance économique consécutif à la crise. 1000 900 830 836 8353 856 863 749 75° 800 PP — 664 677 700 600 £L Æ 500 O 400 300 200 100 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 # Production Petit-Saut Production thermique = Autres énergies renouvelables Texte 5 sur 155 <!-- page 33 --> 1 avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 5 sur 155 Figure 15 : Livraisons d’électricité au réseau sur la période 2003 à 20 14 (source : GEC) Au cours d’une année, la Guyane, située près de l’équateur, connaît peu de variations de température. On distingue deux types de saisons, saison sèche et saison des pluies qui s’alternent sur des périodes plus ou moins courtes tout au long de l’année. La saison sèche se caractérise par une consommation plus élevée qu’en saison des pluies (11% en 2012). Cette hausse de la consommation est partiellement compensée par une production solaire très importante en milieu de journée (première pointe journalière). La saison des pluies se caractérise par une consommation plus faible (moindre recours à la climatisation) et une plus faible production solaire. Durant ces périodes de l’année où l’essentiel de la production est assuré par le l’usine hydroélectrique de Petit Saut, les moyens thermiques sont utilisés afin d’assurer les compléments à la pointe, ainsi que les services système (tenue de tension, stabilité et sûreté du réseau). 2.1.3 Evolution de la consommation des carburants Les quinze dernières années ont été marquées par une augmentation régulière de l’importation de gazole due à la diesélisation du parc de véhicules et une stagnation de celle de l’essence. 90 000 70 000 60 000 50 000 40 000 30 000 20 000 10 000 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 BGazole 40129 44369 48356 58881 61155 63091 67071 70070 68398 72723 75941 77376 81449 82133 81981 MEssence 23676 26389 30556 33026 35473 35935 35631 34912 31910 33195 33957 25111 32998 33218 32145 Figure 16 : Evolution des consommations 2000-20 14 de gazole et d’essence en Guyane (source : GEC) 2.1.4 Evolution de la consommation d'énergie finale par secteur La consommation d’énergie finale est marquée par la prédominance du secteur du transport qui représente près de 55 % à 60 % des consommations. La baisse de la consommation d’énergie finale est essentiellement supportée par le secteur professionnel et en moindre mesure pour le secteur résidentiel comme le montre la figure 17. <!-- page 34 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE 2 000 1 800 1715 1604 1 600 1477 1515 1400 1044 805 782 637 627 2000 2009 2012 2013 2014 Tr. ts mProfessi ls mRésid iel "Agriculture-Pêche Figure 17 : Evolution sectorielle 2000-2014 de la consommation finale d’énergie en Guyane {source : GEC) Points forts: La croissance de la demande énergétique est en stabilisation pour une grande partie en lien avec les actions de MDE et les politiques réglementaires de maîtrise de l’énergie. La consommation électrique par habitant est en diminution ces dix dernières années. La Guyane représente un cas quasi-unique d’un mix électrique comportant plus de 50% d’énergies renouvelables (64% en 2014). Néanmoins certains points d’attention demeurent : La pénétration grandissante des énergies renouvelables intermittentes découlant des objectifs visés par la loi transition énergétique peut conduire à atteindre rapidement les limites techniques du réseau : atteinte du seuil de 30 % des énergies intermittentes, nécessité d’assurer un niveau suffisant de services système (régulation fréquence/puissance active, régulation tension/puissance réactive, passage de pointe, etc.) afin de garantir la sûreté du système électrique. Les perspectives de développement des filières (aurifère, pétrolière, spatiale...) et la croissance démographique pourraient engendrer une forte hausse de la demande énergétique après 2020 qui ne pourrait être assurée par les moyens de production et le réseau actuels. Les communes de l’intérieur par leur très forte croissance démographique et par l’augmentation de l’acquisition des équipements électrodomestiques de ses habitants vont subir une augmentation moyenne de la demande en électricité d’au moins un facteur 2 par rapport au reste de la Guyane d’ici 2030. Texte 5 sur 155 <!-- page 35 --> 1 avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 5 sur 155 2.2 Principaux déterminants de l’évolution de la demande 2.2.1 Démographie Evolution de la population 500 000 - Z 400 000 300 000 200 000 100 000 0 2000 T 1 2020 2030 —Historique ——Projections INSEE ——BP 2015 Figure 18 : Evolution de la population utilisée par EDF à l’horizon 2030 dans le cadre de sa programmation (source : EDF) Ces éléments de modélisation mis à disposition par l'INSEE, et tirés de son étude de janvier 2011, ont été utilisés par EDF et adaptés au regard des tendances récentes observées pour servir de base à l’élaboration des scénarios d’évolution de la demande d’électricité sur le territoire. Evolution du nombre de logements 2000/ 2010/ 2020/ 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2010 2020 2030 Population (en milliers) Nombre de 162 199 229 267 313 364 419 352% 316% 297% personnes par 3.33 3.47 3.54 3.48 3.45 3.43 3.40 062% -0.26% -0.15% ménage Nombre de logements 48 57 (en milliers) 106 123 303% 3.43% 3.12% Figure 19 : Projections en matière du nombre de logements suivant la croissance démographique (source : EDF) Cette approche basée sur des observations est réaliste mais s’écarte de certaines perspectives d'évolution démographique comme celles retenues pour le projet de schéma d’aménagement régional (SAR) en cours d'élaboration. Ce dernier a en effet retenu le doublement de la population à l’horizon de la décennie 2030-2040, correspondant au scénario haut de l’INSEE (515 000 habitants à l’horizon 2030). Selon les prévisions du SAR, l'essentiel de la dynamique de développement de la Guyane sera tiré par six bassins de vie, sur lesquels la demande en énergie et les besoins d’accès à l’énergie seront donc accrus : <!-- page 36 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE e Centre Littoral: 184000 habitants en 2030 (+58 000), 19 000 logements à construire, correspondant à la Communauté d’Agglomération du Centre Littoral (CACL), soit les communes de Cayenne, Rémire-Montjoly, Matoury, Roura, Montsinéry- Tonnégrande et Macouria ; e Bas Maroni: 192000 habitants en 2030 (+120 000), 26 000 logements à construire, c’est le territoire qui connaîtra la plus forte évolution, composé de la partie aval du Maroni : la partie Nord de la Communauté de Communes de 1l’Ouest Guyanais (CCOG), soit les communes de Saint- Laurent, Mana, Awala-Yalimapo, Apatou et Grand Santi ; e Haut Maroni: 71000 habitants en 2030 (+54000), 10 000 logements à construire, composé de la partie amont du Maroni : la partie Sud de la CCOG, soit les communes de Maripasoula et Papaïchton ; e Savanes: 51000 habitants en 2030 (+18 000), 5 000 logements à construire, correspondant à la Communauté de Communes des Savanes (CCDS), soit les communes de Kourou, Saint-Elie, Sinnamary et Iracoubo ; e Est: 17000 habitants en 2030 (+9000), 2000 logements à construire, correspondant à la Communauté de Communes de l’Est Guyanais (CCEG), soit les communes de Régina, Ouanary, Saint-Georges et Camopi ; e Cœur de Guyane : 350 habitants en 2030 (+ 200), 100 logements à construire, composé de la Commune de Saül. En tout état de cause, quel que soit le scénario retenu, la population croit fortement à l’horizon 2030. La carte ci-après permet de visualiser à la fois la localisation mais également les dynamiques de développement envisagées. Texte 5 sur 155 <!-- page 37 --> 15 avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 5 sur 155 de la 2030 de Lisisons structurantes Pôles de l'armature urbaine régionale F Laésons fluviales us Liaisons rourières © o si Liaisons aésiennes © e LT Pôle Pôle Pôle Pèle Gpiak crefour ressource febis de promié Figure 20 : Perspectives d'organisation temitorialisée de la Guyane en 2030 (source : SAR) <!-- page 38 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Le territoire de l’Ouest guyanais, qui ne comptait que 38 000 habitants en 1999, constitue aujourd’hui un bassin de vie de 95 000 habitants, soit une multiplication par 2,5 en 15 ans. Il concentre des communes où le taux de croissance moyen annuel est d’environ 10 %. Selon les projections de l’INSEE, la population de 1’Ouest pourrait atteindre 276 000 habitants en 2030, soit un peu plus de la population de l’ensemble de la Guyane actuelle. La population de la seule commune de Saint-Laurent du Maroni devrait tripler à l’horizon 2030 en passant de 38 367 à 129 033 habitants. De même, les communes de l’intérieur guyanais devraient connaître dans les prochaines années une forte croissance démographique. Cette croissance démographique pose la question de la capacité à répondre à l'accroissement de la demande en besoins énergétiques, en particulier électriques, de l'Ouest guyanais y compris dans les communes non-connectées au réseau de distribution publique d'électricité. 2.2.2 Croissance économique Le PIB par habitant en Guyane progresse de 2,6% en 2013 mais ne représente encore que la moitié du PIB par habitant au niveau national. Agriculture 4% Tertiaire non marchand 37% Tertiaire marchand 43% Construction Source : Insee 7% Figure 21 : Répartition de la valeur ajoutée en 2010 (source : INSEE, IEDOM) Energie Industrie 2% 7% Le tableau suivant donne une indication des principaux indicateurs guyanais comparés à ceux de l’ensemble de la France. L'emploi dans les secteurs non marchands reste prédominant avec 50,1 % du total de l’emploi salarié contre 32,6 % en métropole. Texte 5 sur 155 <!-- page 39 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Les secteurs des services et de l’industrie ont été les plus dynamiques en termes de créations d’emplois depuis 2000. Principaux indicateurs économiques Guyane France © PIB (milliards d’€ courants, 2013) 3,90 2 113,7 Taux de croissance du PIB (%, € constants, 2013) 2,90 0,3 PIB par habitant (€ courants 2013) 15 820 © 32 190 Taux de chômage (%, au sens du BIT, 2014) 22,3 8,9 ©) (1) Estimation CEROM ; (2) Chiffres de 2013 sauf mention contraire ; (3) En moyenne sur l’année 2014 Figure 22 : Principaux indicateurs économiques de la Guyane (source : INSEE, CEROM, Douanes, IEDOM) Le secteur spatial est un vecteur important du dynamisme économique. Il tire les exportations à la hausse et influence les autres composantes de la demande, en particulier l’investissement. La filière du BTP reste fragile en 2014, mais de par son potentiel de développement (forte demande de logements et d’infrastructures), il constitue l’un des moteurs de la croissance guyanaise, alors que la plupart des filières traditionnelles sont en difficulté depuis plusieurs années. La filière minière pourrait connaître une croissance notable avec les projets miniers annoncés sur le territoire. Quant à la filière bois, qui bénéficie d’une demande soutenue, elle se développe de même que le tourisme qui dispose de perspectives favorables. Le développement de ces filières est susceptible d’engendrer des besoins énergétiques et de contribuer au développement de la filière bois-énergie. 2.2.3 Evolutions et transferts d'usages 2.2,3.1 Véhicules électriques Compte tenu de fortes incertitudes sur ce nouveau marché dont les perspectives restent incertaines, le gestionnaire de réseau n’a pas tenu compte du développement du véhicule électrique en Guyane lors de l’élaboration du bilan prévisionnel de l’équilibre offre-demande réalisé en juillet 2015. Le constat de l’arrivée sur le marché des Antilles et de la Guyane de véhicules dans les circuits de vente ainsi que la multiplication d’actions visant à promouvoir leur développement, laisse entrevoir un développement progressif de la flotte. Un transfert de 10 % du parce de véhicules vers les véhicules électriques d’ici 2030 entraînerait une consommation de 10 GWh/an, soit moins de 1 % de la consommation d’électricité. La promotion des véhicules électriques pourra être encouragée en veillant à : e réaliser la recharge des batteries avec une énergie non fossile afin que le contenu carbone global du kilomètre parcouru reste in fine inférieur à celui d’un véhicule thermique ; e permettre, par un système de pilotage, que ces recharges ne s’effectuent pas aux heures de pointe de consommation du système électrique afin d’éviter d’avoir à Texte 5 sur 155 <!-- page 40 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE investir dans des moyens de production de pointe qui sont, par construction, les plus onéreux et les plus carbonés ; e favoriser les dispositifs de recharge lente afin de limiter les renforcements à opérer sur les réseaux de distribution d’électricité. Des travaux et études seront engagés d’ici 2018 pour à la fois suivre le développement du véhicule électrique sur le territoire guyanais et anticiper le développement d’infrastructures adaptées, notamment au travers de l’établissement d’un schéma régional des infrastructures de recharge de véhicules électriques ou hybrides rechargeables. Une étude préalable devra être menée pour évaluer la faisabilité, déterminer les conditions technico-économiques de déploiement des dispositifs de recharges et caractériser les impacts sur le réseau. Texte 5 sur 155 <!-- page 41 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE 2.2.3.2 Evolutions dans le bâtiment Pour satisfaire la demande en logements, il faudrait produire entre 3 900 et 4 600 logements supplémentaires chaque année soit 82 000 à 96 000 logements au total à l’horizon 2030. Près de 9 000 demandes de logements sociaux restent en attente. Le territoire fait aujourd’hui face à un phénomène généralisé d’urbanisation spontanée non maîtrisée, dont l’une des conséquences est la « production » de plus de 1 000 logements insalubres chaque année. Sur le plan qualitatif, selon l’INSEE, 73% des 63 000 logements en résidence principale sont des maisons ou des immeubles en dur et 18 % des habitations en bois. Le reste des logements (6000) se partage de manière homogène entre les habitations de fortune et les cases traditionnelles. Ces dernières regroupent des habitations créoles, bushinengués ou amérindiennes, dont le mode de construction est spécifique et ancien. Les habitations de fortune sont des constructions de mauvaise qualité, généralement construites avec des matériaux de récupération et de manière illicite. C’est particulièrement le cas dans les communes connaissant une forte croissance démographique telles que Saint-Laurent-du- Maroni ou Matoury où, selon les années, les constructions autorisées peinent à atteindre 1% du nombre de nouveaux logements. En 2011, sur l’ensemble du territoire guyanais, une habitation principale sur cinq ne possède ni toilettes, ni salle d’eau. Au-delà de l’absence de confort de base, 8 600 logements (12,7 %°) n’ont pas l’électricité contre 12 % en 2009 et 10 % en 1999. 58 % des logements ne disposent pas d’eau chaude, 17% des logements ont des réseaux électriques intérieurs mal protégés et 8% ne sont pas équipés de prise de terre. Si cette situation est beaucoup moins marquée dans la zone littorale et de Cayenne en particulier, elle est très fréquente dans les communes de l’intérieur. En particulier, cette situation prédomine dans les sept communes de l’intérieur éloignées du réseau routier que sont Camopi, Ouanary, Grand-Santi, Maripasoula, Saül, Saint- Elie et Papaïchton. Face à cette véritable explosion des besoïns, la PPE donne, dans la continuité des orientations définies dans le PRERURE et le SRCAE, la priorité au déploiement des mesures de maîtrise de la demande d’énergie et la programmation de moyens de production adaptés En effet, la montée en qualité du parc ainsi que le déploiement d’infrastructures et des moyens d’accès à l’énergie se traduiront nécessairement par le développement de nouveaux usages. Ces orientations sont en cohérence avec la déclinaison pour la Guyane du plan logement outremer signé le 28 août 2015 ; cet accord régional a fait l’objet d’une concertation entre les parties prenantes (notamment l'ADEME, EDF, les bailleurs sociaux, la Caisse de dépôts et de consignation, les services de l’État.) Le plan logement comporte en effet des orientations en faveur de la transition énergétique, dont un principe directeur destiné à « engager la transition énergétique dans le secteur du bâtiment ». 7 Sources : Insee, RP2011 exploitations principales Texte 5 sur 155 <!-- page 42 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE La PPE prévoit ainsi de renforcer, d’ici 2018, la programmation des moyens d’actions en matière de : - règles constructives applicables en Guyane : elle étudiera l’opportunité de mettre en œuvre d’une réglementation adaptée, de diagnostics énergétiques, etc. ; - exigences accrues de la performance énergétique des équipements d’importation utilisés sur le territoire, par exemple en ayant recours à un renforcement des normes européennes à l’aide de l’habilitation législative tout en respectant les conditions de marché ; - sensibilisation, accompagnement et formation continue des populations en faveur de la maîtrise de la demande d’énergie. Pour accompagner ces actions, les études nécessaires permettant d’affiner la connaissance des enjeux (suivi des impacts sur les consommations d’énergie, caractérisation des modes constructifs et des systèmes, caractérisation des usages ...) seront réalisées. 2.24 Actions de maîtrise de la demande d'énergie La maîtrise de l'énergie (MDE) est une des priorités de la politique énergétique. Les principaux potentiels de réduction énergétique dans le bâtiment résident dans les actions suivantes : l’isolation et l’amélioration de l’enveloppe, la climatisation et l’électroménager performant, la production d'eau chaude sanitaire solaire, l’optimisation de l'éclairage et des différents usages énergétiques des bâtiments, sans oublier l’éclairage public . Les partenaires locaux de la maîtrise de l’énergie (conseil régional, conseil général, EDF, ADEME, DEAL, GENERG) ont su développer un nombre important d’actions de sensibilisation mais aussi techniques de maîtrise de l’énergie sur le territoire auprès des particuliers et entreprises. Les premiers résultats sont très encourageants et participent pour une part substantielle à la stabilisation de la croissance de la demande énergétique dans un contexte de forte poussée démographique. Le respect de la RTAA (ventilation naturelle et isolation des toitures) sur les logements neufs constitue également un enjeu. Un contrôle a priori strict doit être effectué par les communes lors du dépôt de permis, en s’appuyant sur une notice à joindre et un outil de calcul facilitant la vérification. Les gros consommateurs (CNES, CARREFOUR, ARIANESPACE, REGULUS, Ciments Guyanais, Hôpital de Cayenne, AIR LIQUIDE, SUPER U...), incités par EDF, sont entrés dans une démarche d’amélioration de l’efficacité énergétique de leurs installations. Au cours des années 2012 à 2014, cet effort important a permis de réduire la consommation d’environ 5% sur l’ensemble du territoire. Le bilan cumulé des actions d’efficacité énergétique fait état d’une économie cumulée de l’ordre de 90 GWh d’énergie finale en 2014 : Texte 5 sur 155 <!-- page 43 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Bilan cumulé des actions d'efficacité énergétique en Guyane Période 20062014 selon données PRME/EDF/Douanes/DGEC 100 100 90 + 90 80 r 80 70 . L 70 Energie annuelle © << [® , 50 L 50 économisée en GWh/an #0 TT F +0 30 D - 30 20 L 20 10 + 10 0 r 0 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 D Froid domestique 0 0,5 1,3 2,3 3,5 5,3 7,8 11,8 Dm | 5C 5 8 10 11 13 19 20 23 25 D CES 0 0,2 0,6 1,1 1,9 2,9 3,9 4,9 6,6 Eu (lim performante 0,5 1,25 2,25 3,75 5,75 8,75 12,75 17,75 23,75 DM |solation 0 0,5 1,5 3 5,5 8,5 12,5 17,5 24,5 = Scénario GENERG 2005 6 14 23 33 42 52 63 74 88 Figure 23 : Cumul des actions d’efficacité énergétique menées en Guyane sur la période 2006-20 14 {source : GENERG) Ce bilan montre que la climatisation et l’isolation constituent les postes pour lesquels les potentiels de réduction des consommations sont les plus élevés et sur lesquels les actions de sensibilisation et d’incitation doivent se renforcer. Les travaux d’isolation contribuent à lutter contre l’installation de la climatisation ou à réduire leur consommation. Ils sont d’autant plus nécessaires dans le secteur professionnel où les climatiseurs sont les appareils les plus énergivores en représentant près de 76% de la consommation électrique, loin devant les équipements bureautiques (11%) et l’éclairage (10%). La mise en place d’une réglementation thermique dans les secteurs tant tertiaire que professionnel revêt toute son importance dans ces conditions. Les besoins en logements et bâtiments vont s'accroître (3 900 à 4 600 logements/an d’ici 2030) et il est essentiel que les bâtiments neufs soient construits avec des prescriptions de performance énergétique. La réglementation thermique en vigueur en Guyane est la RTAA DOM (réglementation thermique acoustique aération) non applicable au secteur tertiaire. Pour être effectivement appliquée, la réglementation doit tenir compte des usages et pratiques. Elle ne doit pas conduire à des surcoûts trop importants qui rédiraient les marges de progrès des acteurs. C'est pourquoi un chantier de refonte de la RTAA DOM a été mené en partenariat avec la DHUPet le CEREMA pour prendre en compte les spécificités de la région. Parmi les évolutions réglementaires intervenues en Guyane courant 2016, il est à noter l'obligation d'installation de chauffe-eau solaires déjà appliquée dans les autres DOM (Martinique, Guadeloupe, Réunion). Ces évolutions permettront d’accentuer le ralentissement de l'évolution de la consommation d’électricité. L’évaluation du surcoût évoqué doit être caractérisée en Guyane. Texte 5 sur 155 <!-- page 44 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Compte tenu des besoins en construction dans le secteur du bâtiment, les réflexions et travaux engagés en faveur de la mise en place d’une filière sur les éco-matériaux devront se poursuivre sur le territoire. Par ailleurs, les formations RGE («Reconnu garant de l’environnement ») à destination des professionnels doivent être développées pour répondre à l’obligation d’éco-conditionnalité des aides. Le plan logement précité contribuera à renforcer la démarche d’efficacité énergétique dans le secteur du bâtiment. Les mécanismes de financement de la MDE s’appuient essentiellement sur le dispositif de certificat d’économies d'énergie (CEE) mis en place par la loi n° 2005-781 du 13 juillet 2005 de programme fixant les orientations de la politique énergétique, et également sur des aides commerciales adossées à la CSPE évitée. Les CEE sont attribués aux particuliers, entreprises, collectivités qui réalisent des travaux d’économie d’énergie (installation de climatiseurs plus performants, réalisation d'isolation pour les murs ou la toiture, achat de chauffe-eau solaires.….). Ils sont « rachetés » par les fournisseurs d’énergie (appelés «les obligés») sous forme d’offre de service ou de primes. Depuis avril 2014, ce dispositif a été renommé dans les DOM sous le label « Agir plus ». Toutefois, les mécanismes de financement de la MDE restent encore insuffisants et il est à noter quelques difficultés dans leur déploiement : e certains dispositifs, tels que la prime d’aide à la rénovation énergétique, ne sont pas déployés dans les DOM ; e le réseau bancaire en Guyane n'est pas mobilisé pour distribuer l'éco-prêt à taux zéro. Un seul établissement de crédit propose cette avance alors qu'elle est nécessaire pour inciter et compenser la faible capacité de financement des ménages ; e les aides de l'ANAH et les crédits de la Ligne budgétaire unique (LBU) sont prioritairement consacrés aux travaux de lutte contre l'insalubrité et la sécurité des logements. 2.2.5 La mobilité durable Pour ce qui est de la mobilité durable, comme il a été évoqué, le secteur du transport est le premier poste consommateur d’énergie finale. Les difficultés de circulation en Guyane et en particulier autour de Cayenne, Matoury et Rémire-Montjoly, handicapent le développement des activités économiques et la mobilité des personnes. En effet, conséquence du dynamisme démographique du territoire, une forte hausse de la mobilité est attendue : +70% à +100% de flux de voyageurs sur la bande littorale en 2025 par rapport à la situation actuelle et +70% à 80% (en tonnage) de flux de marchandises. La mise en place d'infrastructures structurantes majeure sur le plan des transports en commun en Guyane apparaît donc nécessaire (fluidification, réduction des vitesses…). A cet effet, le projet de développement des transports en commun en site propre (TCSP) porté par la CACL, lauréat de l’appel à projets " Transports collectifs et mobilité durable", devrait contribuer à diminuer la part du transport dans le bilan d’énergie finale. Le projet consiste en la création de deux lignes de bus à haut niveau de service (BHNS) allant de l'hypercentre de Cayenne (place des Palmistes) au rond-point des Maringouins au sud (ligne A) et à Mont Lucas à l'est (ligne B) afin de soulager le trafic des points clés du réseau routier. Ce projet de Texte 5 sur 155 <!-- page 45 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE TCSP devrait permettre une économie en énergie finale de 13 GWh/an et un évitement d'émission de 3 359 tCO2eq/an. Pour ce qui est du développement des véhicules électriques, des projets sont à l’étude pour étudier la faisabilité d’un couplage du système d’autoconsommation à la recharge de véhicules électriques. Avec une gestion intelligente de la recharge de batteries, le potentiel d’autoconsommation du système pourrait être optimisé et être donc utilisé pour d’autres usages électriques que ceux pour le bâtiment. Cette gestion contribuerait à minimiser l’impact de la recharge des véhicules électriques sur le réseau. 2.3 Objectifs de renforcement des mesures d'efficacité énergétique 2.3.1 Scénarios d'évolution de la demande d'électricité: MDE référence, MDE volontariste et prise en compte des projets miniers Le développement de l’activité (principalement dans les services), la démographie, la croissance du nombre de ménages et l’évolution des modes de vie (taux d’équipement des ménages et baisse du nombre de personnes par foyer) contribuent à l’augmentation de la demande d’électricité. Les perspectives de développement des filières pétrolière, spatiale et aurifère y contribueront également. Toutefois, il est à noter que le bilan prévisionnel de l’équilibre offre-demande d'EDF (BPEOD) de juillet 2015 ne prend pas en compte ces perspectives de développement. Dans ce bilan prévisionnel, EDF évoque plusieurs scénarios en matière de demande d'électricité et de puissance maximale dont les deux scénarios suivants : e un scénario de référence (appelé scénario « référence MDE ») qui intègre les hypothèses les plus probables de croissance démographique et économique, ainsi que poursuite des actions de maîtrise de l’énergie engagées depuis plusieurs années sur le territoire ; Texte 5 sur 155 Scénario référence MDE 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030 Energie annuelle moyenne (GWh) 879 | 911 | 939 | 969 | 1000 | 1026 | 1 158 1 280 Taux de croissance annuel moyen par période de 5 ans 3,2% 2,4% 2,0% Pointe annuelle moyenne (MW) 130 | 135 | 139 | 144 149 154 175 197 Taux de croissance annuel moyen par période de 5 ans 3,4% 2,6% 2,3% Figure 24 : Scénario de référence du BPEOD 2015 e un scénario « MDE renforcée » qui reprend le contexte macro-économique du scénario référence MDE mais avec une accélération de la maîtrise de la demande d’électricité liée à des actions volontaristes et économiquement responsables. Scénario MDE renforcée 2015 2016 | 2017 | 2018 | 2019 | 2020 | 2025 Energie annuelle moyenne (GWh) 879 | 906 | 928 | 952 | 976 | 995 1 078 1 142 Taux de croissance annuel moyen par période de 5 ans 2,5% 1,6% 1,1% Pointe annuelle moyenne (MW) 130 | 134 | 138 | 142 | 146 | 150 | 165 180 Taux de croissance annuel moyen par 2,9% 1,9% 1,8% <!-- page 46 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 5 sur 155 [période de 5 ans | | | Figure 25 : Scénario « MDE renforcée » du BPEOD 2015 Il est décidé de retenir pour la présente PPE le scénario de référence MDE d’EDF pour définir les moyens de production à puissance garantie nécessaires et les besoins d’investissement associés. Ce scénario est équivalent aux scénarios médians du SRCAE et PRERURE. Il est important de préciser que le fait de retenir les prévisions du « Scénario Référence MDE » du bilan prévisionnel ne signifie pas pour autant que tout ne doit pas être fait pour conduire des actions en matière d’efficacité énergétique allant au-delà des hypothèses prévues par ce scénario. Aussi, les actions préconisées pour le renforcement des mesures d’efficacité énergétique visent-elles à atteindre les objectifs du scénario MDE volontariste du PRERURE, lequel scénario est plus volontariste que celui d'EDF. Les projections de la demande selon les scénarios du bilan prévisionnel et du PRERURE conduisent aux résultats suivants : Scénarios d’évolution de la demande d’électricité 2015-2018 2015-2023 2015-2030 Référence MDE (BPEOD 2015) 969 GWh 1120 GWh 1 280 GWh MDE Volontariste (PRERURE) 909 GWh 969 GWh 1061 GWh Figure 26 : Scénarios d’évolution de la demande d’électricité L'évolution de la demande peut ainsi être modélisée comme suit, résultats à mettre en parallèle des hypothèses d’évolution de la population et du nombre de logement déjà évoqués plus haut au chapitre 2.2.1. Scénarios de croissance de la demande d’électricité (hors projets miniers) 2015-2018 2015-2023 2015-2030 Référence MDE A 0 0 (BPEOD 2015) +106 GWh (+12,3%) [+257 GWh (+29,8%)| +417 GWh (+48,3%) MDE Volontariste o 0 0 (PRERURE) +46 GWh (+5,3%) | +106 GWh(+12%) | +198 GWh (+23%) Figure 27 : Hypothèses de croissance de la demande d’électricité Il est important de préciser que le scénario Référence MDE ne prend pas en compte d'éventuels développements très structurants en matière de demande énergétique. En particulier, la filière minière pourrait changer sensiblement la donne, avec des projets très consommateurs d'énergie, envisageables d’ici la fin de la décennie. Le projet le plus avancé est le projet COLUMBUS GOLD - NORDGOLD), localisé sur le site de Paul Isnard dans le nord-ouest de la Guyane. A lui-seul, sous-réserve de réunir les conditions optimales (environnementales, sociales et économiques, en particulier du point de vue de l’impact induit sur les charges de service public de l’électricité) à son éventuel raccordement au réseau de transport d'électricité, il pourrait ainsi nécessiter 20 MW de production électrique continue supplémentaire (soit 160 GWh, ce qui représenterait, dans ce dernier cas, près de 20% de la consommation actuelle de la Guyane). D’autres projets sont également annoncés tels que le projet NEWMONT, situé lui aussi à l’ouest, et qui pourrait <!-- page 47 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE également nécessiter 20 MW de puissance électrique, ou le projet HARMONY, situé sur les montagnes de Kaw, qui lui pourrait nécessiter de l’ordre de 10 MW de puissance électrique (80 GWh). Les projets NEWMONT et HARMONY, à leur niveau de développement actuel, ne sont pas encore certains (recherches insuffisamment avancées pour confirmer le potentiel par exemple). Le tableau ci-dessous présente l’impact de la prise en compte estimée des projets miniers dans les scénarios du bilan prévisionnel et du PRERURE. Scénarios d'évolution de la demande (projets miniers 2015-2018 2015-2023 2015-2023 LU) Fourchette basse Fourchette haute Référence MDE +106 GWh (+12,3%) +417 GWh (+48%) | + 660 GWh (76%) MDE Volontariste +46 GWh (+5,3%) +266 GWh (+31%) | +506 GWh (59%) Figure 28 : Impact des projets miniers sur la demande La PPE retient le scénario Référence MDE d’EDEF, hors projets miniers, pour définir les moyens de production à puissance garantie nécessaires et les besoins d’investissement associés au littoral. Le taux de croissance annuelle moyen de la demande électrique est de 2,5%. 2.3.2 Objectifs de baisse de la consommation d'électricité L'objectif en matière MDE sur la période 2015-2023 est de réduire la consommation totale d'électricité de 60 GWh° (-7 %) en 2018 et de 151 GWh° (-16%) en 2023 pour atteindre le scénario MDE volontariste. Les besoins structurants en matière de consommation sont pris en compte. C’est par exemple le cas du futur hôpital de Saint-Laurent, de la construction de plusieurs lycées, et de la mise en place d’infrastructures nouvelles telles que des stations d’épuration ou de pompage. Pour compenser de tels besoins supplémentaires, il est envisageable de s’inscrire dans des actions collectives fortes (dans le tertiaire et l’industrie en intégrant le système de management de l’énergie) et de tirer parti d’évolutions technologiques programmées. Ainsi le déploiement du compteur numérique auprès de l’ensemble des clients avant fin 2024 comme demandé par le législateur permettra d’agir plus efficacement en matière de MDE grâce notamment à une meilleure connaissance des consommations énergétiques. Par ailleurs, un renforcement de la gouvernance de l’énergie permettra d’atteindre les objectifs du scénario volontariste de maîtrise de la hausse de la consommation, en mettant en œuvre les actions de MDE par segments de marché, avec leurs écosystèmes spécifiques. Cette approche par segment de marché est essentielle : secteur résidentiel (importance des programmes de rénovation tant dans le logement individuel que collectif, de l’application de la RTAA et de son évolution) et secteur tertiaire avec une évolution vers la mise en place d’une réglementation thermique spécifique. La production d’eau chaude sanitaire dont 50% devront être couvertes par une production à partir d'énergie solaire dans les nouveaux logements est désormais rendue obligatoire par le décret n°2016-13 du 11 janvier 2016. L’eau chaude sanitaire constitue l’usage pour lequel le 8 Résultat obtenu par la différence entre le scénario Référence MDE (969 GWh) et le scénario MDE volontariste (909 GWh) 9 Résultat obtenu par la différence entre le scénario Référence MDE (1 120 GWh) et le scénario MDE volontariste (969 GWh) Texte 5 sur 155 <!-- page 48 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE potentiel de réduction des consommations est le plus élevé. Ce levier réglementaire contribuera à atteindre les objectifs de réduction fixés. L'appel à projet « Améliorer la qualité de la construction dans les territoires ultra-marins » de mars 2016 va également dans le sens de la confortation des initiatives en faveur de la transition énergétique. Le programme d’action pour la qualité de la construction et la transition énergétique (PACTE 2015-2018) permettra d’accompagner la montée en compétence des professionnels du bâtiment et l’amélioration de la connaissance des bâtiments, matériaux et filières. Il contribue ainsi à soutenir des actions de MDE proposées ci- après. 2.3.3 Actions de MDE dans le secteur résidentiel collectif et individuel e Les objectifs de réduction dans le secteur résidentiel : Objectifs de réduction de la consommation en GWh par usage 2015-2018 2015-2023 2015-2030 (résidentiel) Climatisation -3GWh -7GWh -14 GWh Eau chaude sanitaire -15 GWh -27 GWh -36GWh Total -18GWh -37 GWh - 50 GWh Pour atteindre ces objectifs, les actions suivantes visent à permettre une amélioration de l’efficacité énergétique et une baisse de la consommation d’électricité : la professionnalisation des acteurs qui vendent et/ou posent des matériels relatifs à l’efficacité énergétique et ce, notamment à travers la mise en place du label « Reconnu garant de l’environnement » (RGE) sur le territoire, le développement de partenariats en faveur de la lutte contre la précarité énergétique permettant de réduire la consommation des ménages concernés : diagnostic, eau chaude solaire, isolation, petits équipements et en généralisant le comptage énergétique et la sensibilisation, la promotion des travaux d’économies d’énergie en réhabilitation de l’habitat, notamment les travaux touchant à l’eau chaude solaire, l’isolation solaire, la protection solaire, l’éclairage performant externe, interne des logements et des dispositifs de financement existants (CEE, CITE, écoPTZ, etc), la poursuite de l’accompagnement des bailleurs sociaux et propriétaires dans le cadre du Plan Logement Outre-Mer précité sur l’isolation thermique des logements existants (individuels et collectifs). 2.3.4 Actions de MDE dans les secteurs tertiaire et industriel e Les Objectifs objectifs de réduction dans le secteur tertiaire et industriel : de réduction de la consommation en GWh par usage2015-2018 2015-2023 2015-2030 (tertiaire et industriel) Climatisation -22GWh - 39 GWh - 66GWh Texte 5 sur 155 <!-- page 49 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Eau chaude sanitaire - 4 GWh -9GWh -15GWh Total -26GWh - 48 GWh -81GWh Plusieurs actions sont à engager ou à poursuivre sur la durée de la PPE : 2.3.5 mise en place d’une réglementation thermique spécifique au secteur tertiaire à l'horizon 2017 ; promotion du management de l’énergie chez les plus gros consommateurs d’électricité sur les bases de l’ISO 50 001 et du système de management de l'énergie (SME) ; définition d’un cadre et soutien à l’autoconsommation/autoproduction et montage de projets pilotes et exemplaires sur l’autoconsommation/autoproductionen tenant compte de l’équilibre offre demande sur le territoire (concomitance des besoins clients avec la production EnR du site). incitations à aller au-delà des diagnostics énergétiques portés par l'ADEME et la CCIG. Il est important que ces diagnostics donnent lieu à des plans d’actions concrets, la raison principale de l’absence de mise en œuvre de préconisations avancées par les acteurs économiques étant le manque de capacités d’investissement. Une action majeure pourrait être la mise en place de mécanismes de tiers investisseur. Ce tiers- investisseur pourra s’appuyer sur la CSPE, les CEE et le FEDER ; mise sur pied d’un programme de réhabilitation du parc tertiaire avec optimisation des bâtiments, des systèmes énergétiques avec une double mission : promouvoir la réhabilitation bioclimatique, installer les équipements techniques les plus performants gérés de manière adaptée. L'objectif est de généraliser les bonnes pratiques en matière de réhabilitation dans le tertiaire et d'améliorer les procédés dans l'industrie ; mise en place d’un mécanisme de tiers investisseur. Ce tiers investisseur pourra s’appuyer sur la CSPE, les CEE et le FEDER, des prêts de la BPIL de l’AFD, de la CDC pour sensibiliser et accompagner les propriétaires de bâtiments publics ou privés et réaliser les investissements à leur place, se rémunérant sur les économies générées. montage de projets exemplaires fondés sur les principes bioclimatiques en milieu tropical humide (référentiel QEA, déclinaison local de la HQE) avec mobilisation de l’expertise en amont de bureaux d’études spécialisés ; action sur l’éclairage public (voirie et sportif), qui constituerait 40 à 50 % de la facture des communes. Plusieurs communes ont d’ores et déjà engagé des diagnostics de leurs installations. Ces démarches seront incitées afin qu’elles ne s’arrêtent pas au niveau du diagnostic. Des économies d’énergie peuvent être générées rapidement tout en installant du comptage énergétique. Actions de MDE transversales Plusieurs actions sont à engager ou à poursuivre dans la durée de la PPE : les actions à destination du grand public en particulier pour sensibiliser un plus grand nombre de personnes, tout en développant des approches spécifiques selon les territoires et problématiques notamment les communes de l’intérieur. Outre les aspects techniques, il semble important également d’intégrer dans ces actions grand public les aspects relatifs aux financements et/ou aux dispositifs réglementaires. Le Texte 5 sur 155 <!-- page 50 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE développement de solutions innovantes de sensibilisation, lors de la pose des compteurs numériques doit être mis en œuvre ; e la limitation de la vente d’équipements aux appareils les plus performants en s’appuyant sur l’étiquette énergie, comme cela a été fait par l’Europe sur le froid et l’éclairage, et par la Guadeloupe sur la climatisation ; e l’accompagnement de filières locales proposant des matériaux ou matériels en faveur de l’éco-construction. Ces actions pourraient être relayées par les organisations professionnelles. C’est le cas par exemple de briques en terre crue ou cuite, d’isolants de toitures ou de tôles pré-isolées ; e la mise en place de diagnostics de performance énergétique d’ici 2017 ; e la montée en compétence des professionnels du bâtiment, à la fois pour accompagner les évolutions réglementaires, mais aussi pour faire évoluer les pratiques constructives, très classiques et en retard par rapport aux autres DOM, afin de trouver des facteurs d’économie rendant acceptables ces évolutions ; e le développement d’outils d’observation et de suivi des actions et de leurs impacts, la mise en place de référentiels adaptés avec obligation de résultats et de méthodologie d'évaluation d’impact des politiques publiques et des financements afférents. A ce titre, le développement d’une meilleure visibilité sur les coûts de production et de consommation évitée et les impacts en ce qui concerne l’utilisation de la CSPE semble une nécessité ; e le soutien financier doit également être amélioré en rendant accessible de nouveaux outils de financement. Au vu du faible niveau de revenu moyen des particuliers et la logique de rattrapage existante dans le domaine du logement social, la mise en place d’un opérateur régional d’accompagnement et de tiers-financement semble incontournable, en complémentarité avec d’autres outils de financement existants (aides ADEME, fonds européens pour le développement régional 2014-2020, crédits ANAH, etc.). 2.3.6 Accompagnement des projets « TEPCV » Un appel à projet national du ministère en charge de l'énergie « Territoires à énergie positive pour la croissance verte » (TEPCV) a été lancé au second semestre 2014. Cet appel à projet visait à engager les territoires dans une transition énergétique au travers d’actions concrètes de court et long termes et de partenariat avec les acteurs économiques, les associations et les citoyens, et à accélérer les économies d’énergie et le développement des énergies renouvelables. Quatre projets implantés en Guyane ont été retenus dans le cadre de cet appel à projet national. Les porteurs de projets étaient la CACL, la commune de Montsinery-Tonnegrande, la commune de Papaïchton et le PNRG. Les deux premiers ont alors été classés dans la catégorie « TEPCV en devenir » tandis que les deux autres dans la catégorie « Contrat local de transition énergétique ». Pour faire suite aux résultats de l’appel à projets national, la commune de Montsinery- Tonnegrande et la CACL, dont les projets avaient été classés en « TEPCV en devenir », ont consolidé leurs candidatures et élaboré des programmes d’actions sur une durée de 3 années. Texte 5 sur 155 <!-- page 51 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Ceux-ci ont fait l’objet d’une convention signée avec la ministre Ségolène Royal en mai 2016 et disposent ainsi de subventions pour la mise en oeuvre de leurs conventions. Ces deux programmes mettent l’accent sur plusieurs des priorités définies au niveau national pour les TEPCV, et en particulier celles concernant l’énergie (réduction des consommations, énergies renouvelables), le développement des transports propres et l’éducation à l’environnement. Des opérations exemplaires reproductibles sur le territoire seront réalisées. Les deux «contrats locaux de transition énergétique », ainsi que les nouveaux territoires candidats au dispositif TEPCV, qui a été prolongé sur le début de l’année 2017, peuvent bénéficier d’un accompagnement technique par la communauté de travail régionale (DEAL, CTG, ADEME, Préfecture) et d’un accompagnement financier par les dispositifs déjà existants d’aide à la décision et d’aide à l’ingénierie. Dans cette optique, les collectivités doivent détailler leur projet et décrire les actions qui seront mises en œuvre et déployées sur leur territoire. 24 Objectif de réduction de la précarité énergétique La réduction de la précarité énergétique est un des enjeux sociaux forts du développement de la Guyane. La précarité énergétique est notamment liée à : e la faiblesse des revenus d’une grande partie des ménages de la Guyane, en situation de précarité globale (chômage, revenus sociaux...) ; e l'absence de nécessité sanitaire de la climatisation comme peut l'être le chauffage en métropole, qui conduit les ménages les plus pauvres à s'en passer, mais qui constitue un enjeu social de confort thermique ; e le manque de logements sociaux et de constructions nouvelles, conduisant à des solutions de quartiers spontanés, type bidonville ou favella, hors réseau public d'électricité, où le courant peut être soutiré de façon illicite (le taux de pertes techniques et non techniques est de 11,8% selon le bilan prévisionnel de 2015 d’EDF avec une absence de sécurité des installations électriques intérieures) ; e l'augmentation significative du taux de foyers non électrifiés avec un doublement de leur nombre en 20 ans, traduisant un manque de moyens pour l’électrification rurale, (absence de syndicat d’électrification, mobilisation insuffisante des crédits du FACE) ; e la faiblesse des moyens de transports en commun et leur insuffisante fiabilité, et la cherté des taxis collectifs et individuels, alors qu’à peine plus d’un foyer sur deux dispose d’une automobile, entraînant notamment une difficulté d’accès à l’emploi pour les actifs en recherche d’emploi ne possédant pas de voitures. Les actions de MDE peuvent apporter une contribution décisive à la réduction de la précarité énergétique : accompagnement des ménages en vue de limiter leurs charges en matière énergétique ; nouvelles méthodes constructives dans le logement social : eau chaude solaire systématisée, construction bioclimatique permettant d'éviter ou de réduire les besoins en climatisation, éclairage naturel. L'obligation «précarité énergétique » du dispositif des certificats d’économie d’énergie (CEE) entrée en vigueur le 1er janvier 2015 au bénéfice des ménages en situation de précarité énergétique pour les années 2016 et 2017 pourrait contribuer à réduire cette précarité. Texte 5 sur 155 <!-- page 52 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE En matière de mobilité, le développement des transports en commun et le projet de TCSP de la CACL sont non seulement des enjeux de MDE pour le territoire mais aussi des outils de réduction de la précarité énergétique. En parallèle à la sensibilisation et l’accompagnement des populations précaires à la MDE, la sécurité électrique devra faire l'objet d'actions spécifiques, comme cela a été fait entre 2007 à 2015 sur le fleuve Maroni. Il sera nécessaire de caractériser l’ampleur, la nature et les causes de la précarité énergétique en Guyane d’ici 2018. 2.5 Objectifs de baisse de la consommation d'énergie primaire fossile Bien que le secteur du transport constitue un enjeu important de par son impact carbone et sa part dans le bilan d’énergie finale, cette première PPE a été consacrée prioritairement au système électrique. Le volet transport fera l’objet de mesures plus développées dans le cadre de la prochaine révision de la PPE en 2018 sur la base des éléments collectés et des projets. Les actions à engager ou à poursuivre d’ici 2023 dans le domaine du transport consistent principalement à favoriser les modes de transport des personnes alternatifs à la voiture : e soutenir le projet de TCSP de la CACL ; e améliorer le transport de carburant sur les fleuves (sécurité, conditions, équipements, etc) ; e élaborer des plans de déplacements urbains comme celui initié par la CACL ; e améliorer l’offre de transports en commun existante sur les trois grands bassins de vie : agglomération de Cayenne, Kourou, Saint-Laurent-du-Maroni ; e améliorer l’offre de transport inter-urbain ; e aménager des voies protégées pour les deux roues permettant de faire la promotion des modes doux (marche à pied, vélos) et proposer un transport multi-modal associant modes doux et transport en commun ; e réaliser une étude pour le déploiement des infrastructures de recharge pour la mobilité électrique (condition de déploiement, faisabilité, bénéficies/coûts, impacts sur les réseaux, notamment impact de la rapidité de recharge). La promotion des véhicules électriques ne sera à encourager que dans la mesure où la recharge des batteries serait réalisée avec une énergie propre non fossile (type photovoltaïque par exemple), et où des moyens et modalités de recharge adaptés au réseau, ne mettant pas en péril sa sécurité, seraient définis (seront par exemple à étudier : les dispositifs de recharge lente pour éviter des renforcements majeurs du réseau de distribution, le pilotage de la recharge pour qu’elle ne s’effectue pas lors des heures de pointe des consommations électriques. ). Une gestion intelligente de la recharge de batteries couplée à de la production solaire via l’autoconsommation pourrait contribuer à minimiser l’impact de la recharge des Texte 5 sur 155 <!-- page 53 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE véhicules électriques sur le réseau. Un cadre doit être élaboré pour l’autoconsommation Des travaux et études seront engagés d’ici 2018 pour à la fois suivre le développement du véhicule électrique sur le territoire guyanais et anticiper le développement d’infrastructures adaptées, notamment au travers de l’établissement d’un schéma régional des infrastructures de recharge de véhicules électriques ou hybrides rechargeables. La PPE fixe l’objectif de développer cinq bornes de recharge, alimentées par des énergies renouvelables, pour les véhicules électriques à l’horizon 2018. Les objectifs sur la période 2018-2023 seront fixés à la suite des conclusions de l’étude susmentionnée. Il est également nécessaire de réaliser des études, essais et aides à la diffusion pour l’utilisation de carburants alternatifs : biocarburants, résidus de production d’hydrogène, etc. Le transport collectif, les flottes captives pourraient être des cibles à privilégier. Les ressources industrielles disponibles sur le territoire, notamment l’hydrogène, devront être valorisées dans le cadre de ces études et essais sur le stockage de l’hydrogène et sa conversion au sein de piles à combustibles. Les sites isolés nécessitent une réflexion spécifique pour répondre aux besoins de mobilité durable compte-tenu de leur faible accessibilité, de leur éloignement et de leur accès limité à l’énergie. Des mesures spécifiques devront être proposées dans le cadre de la prochaine révision de la PPE. Texte 5 sur 155 <!-- page 54 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE 3 Les objectifs de sécurité d’approvisionnement Synthèse des propositions : la sécurité d’approvisionnement Les mesures proposées sont les suivantes : - l’évolution du seuil de déconnexion des énergies intermittentes avec l'objectif de porter ce seuil ce seuil à 35 % en 2018 ; - la nécessité de réaliser à l’horizon 2018 une étude technico-économique sur l’extension du réseau à l’est jusqu’à la commune de Saint-Georges de l’Oyapock ; - la nécessité de définir un critère spécifique permettant de dimensionner la sécurité d’alimentation de ces petits systèmes électriques adapté aux communes de l’intérieur. 3.1 Sécurité d’approvisionnement en carburant et autres énergies fossiles La Guyane s’approvisionne uniquement par voie maritime dans les ports de Cayenne et de Kourou pour l’ensemble des produits pétroliers et pour une partie de l’électricité. En 2014, 36% de l’électricité consommée en Guyane est produite à partir de produits pétroliers. La distribution de gros s'effectue auprès du Groupement Pétrolier Avitaillement Rochambeau (GPAR), des acteurs de la pêche et des autres utilisateurs. La distribution au détail est assurée par un réseau de 31 stations-service auprès des automobilistes localisées essentiellement le long du littoral. Les communes de l’intérieur, y compris la commune d’Apatou, situées le long des fleuves du Maroni et de l’Oyapock sont dépourvues de toute structure réglementée pour l’approvisionnement et la distribution au public. La population est donc contrainte soit de recourir au marché informel n’apportant aucune garantie de sécurité et de protection de l’environnement soit de s’approvisionner depuis Saint-Laurent-du-Maroni par voie fluviale. Cette situation crée nécessairement des surcoûts liés au transport. Identification des importations énergétiques, des capacités de stockage et du circuit de distribution des carburants en Guyane Importations : Les produits pétroliers importés en Guyane sont recensés dans le tableau suivant : Texte 5 sur 155 <!-- page 55 --> 1 avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 5 sur 155 Quantités Produits Importateurs Lieu d'approvisionnement importées en 2014 en tonnes Essence SP95 SARA* Martinique 25 454 Essence aviation GPAR * Martinique / Rotterdam 173 Gazole SARA Martinique 102 192 Carburéacteur (kérosène) SARA Martinique 32 163 - . Panama — Ste Croix — Ste Fioul domestique EDF Eustache — Ste Lucie 33 826 Panama — Ste Eustache — Ste Fioul lourd EDF . 31 222 Lucie Butane SARA Trinidad / République 4 429 Dominicaine XSARA : Société anonyme de raffinerie des Antilles ; GPAR : Groupement Pétrolier Avitaillement Rochambeau Figure 29 : produits pétroliers importés en Guyane (source DEAL) Stockage : e Capacités : Les capacités de produits pétroliers en Guyane sont recensées dans le tableau suivant : Capacités de stockage (en tonnes) Produits JImportateurs Ps ñ Lieu d'approvisionnement one Na 2 . Fe a pan Stockage Cayenne | Kourou | Matoury | Cayenne | Kourou RD Martinique * Essence SP95 | SARA (raffinerie SARA) 7 600 | 4000 11 600 Essence GPAR* Rotterdam 36 36 aviation Martinique Gazole SARA (raffinerie SARA) 16 000! 8 000 24 000 Martinique SARA . 15 700 15 700 Carburéacteur (raffinerie SARA) (Kérosène) Martinique / Curaçao / GPAR Maritime Aruba / Trinidad 419 #19 - Panama (10%) / Ste Croix Fioul - EDF (10%)/ Ste Eustache 6483 | 4967 | 11 450 domestique . (24%)/ Ste Lucie (56%) Panama (37%) / Ste Fioul lourd EDF Eustache (33%)/ Ste Lucie 17 204 17 204 (30%) République Dominicaine Butane SARA (20%) / Trinidad (80%) 2 000 2 000 XSARA : Société anonyme de raffinerie des Antilles ; GPAR : Groupement Pétrolier Avitaillement Rochambeau <!-- page 56 --> 1 avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 5 sur 155 Figure 30 : capacités de stockage de produits pétroliers en Guyane (source DEAL) <!-- page 57 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE e Stocks stratéoiques : L’autonomie du territoire, en cas de problème d’approvisionnement extérieur, tient exclusivement à la quantité de produit disponible sur place (stockée dans les dépôts de la SARA, de GPAR et d'EDF). La quantité de produits est limitée par les capacités maximales de stockage, qui sont indiquées dans le tableau précédent. L'évolution des stocks constitués dépend de la gestion des dépôts, notamment du rythme d’approvisionnement. L'arrêté du 13 décembre 1993 relatif à la constitution des stocks stratégiques pétroliers dans les départements d’outre-mer fixe les règles de sécurité d’approvisionnement et notamment prévoit la constitution de stocks stratégiques d’hydrocarbures. La Guyane sera considérée à partir de 2016 comme faisant partir d’un territoire logistique unique avec la Martinique et la Guadeloupe, c’est-à-dire que le calcul des obligations tout comme les stocks de produits disponibles seront mutualisés. La direction de l’énergie a réalisé une étude pour réformer le mode de calcul des obligations de stock stratégique. Cette étude calcule les niveaux de stocks nécessaires pour pallier à des ruptures d’approvisionnement locales conduisant à des déficits d’offre de produits pétroliers. Pour obtenir ces niveaux, une marge d’erreur de 20% a été ajoutée au déficit d’offre, afin de prendre en compte la volatilité de la situation logistique de chaque département ainsi que des aléas imprévisibles. Retenir comme en 1993 une valeur unique pour tous les produits et tous les départements est aujourd’hui hors de portée tant du point de vue économique que logistique. L’étude réalisée conduit ainsi aux besoins suivants pour la zone Antilles-Guyane, exprimés en jours par catégorie: 47 pour l’essence, 40 pour le gazole, 26 pour le carburéacteur, 38 pour le fioul lourd et 48 pour le butane. Ces stocks devront être conservés dans les dépôts de la zone avec un minimum de 25 jours de produits finis dans chaque département y compris la Guyane. Le tableau suivant présente les obligations de stockage stratégique par catégorie calculées à partir des mises à la consommation de l’année antérieure : Figure 31 : détail de l’obligation de stockage stratégique en tonnes par catégorie en Guyane (source DEAL) Texte 5 sur 155 <!-- page 58 --> 1 avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 5 sur 155 Le niveau de stockage actuel ne permet pas de constituer une réserve stratégique satisfaisante comme le montre le tableau suivant pour l’année 2014 toutes catégories confondues : Stocks 22 288 25 792 22 354 19 483 15 893 14 329 24 454 21 037 26 402 26 852 25 225 0 obligation 42 710 42 710 42 710 | 42 710 42 710 42 710 42 333 42 333 42 333 42 333 42 333 42 333 Var. 2014/2013] -47,82% | -39,61% | -47,66% | -54,38% | -62,79% | -66,45% | -42,23% | -50,31% -37,63% -36,57% -40,41% -100,00% Figure 32 : déclaration de stocks stratégiques (source DEAL) De nouvelles capacités de stockage sont nécessaires. Cependant, l’installation de nouvelles capacités reste très coûteuse. L'inscription d’un niveau de stock à minima de 25 jours de produits finis devrait correspondre au niveau de stockage actuel en Guyane. Le stockage complémentaire pourrait être constitué en Martinique ou en Guadeloupe. Distribution : Le département compte 31 stations réparties sur les communes de Cayenne (11), Matoury (3), Rémire-Montjoly (5), Kourou (5), (Mana (1), Macouria (1), Roura (1), Saint-Laurent-du- Maroni (2), Sinnamary (1) et Saint-Georges (1). 3.1.1 Définition des enjeux et des contraintes pour les carburants, ainsi que des éventuels critères de sécurité d’approvisionnement <!-- page 59 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Enjeux Contraintes Observations Sécurisation mode d’approvisionne ment (exclusivement maritime) du Rupture dans l’acheminement L’approvisionnement en carburants à partir de navires est soumis à des aléas (conditions de mer, pannes, grève, ...) susceptibles de générer des situations de crises. Le stock stratégique permettrait de pallier toute rupture ou pénurie d’où l’importance du respect de son niveau. Le transport des biens et personnes sera le premier secteur impacté par toute pénurie majeure : e Le transport routier de personnes et de marchandises Le transport routier est le premier moyen de transport en Guyane. Plus de la moitié des ménages dispose d'un moyen de locomotion. La bande littorale, principalement la RNI1 et la RN2, reliant Saint-Laurent du Maroni à Saint- Georges de l'Oyapock est principalement concernée, ainsi que les déplacements sur l'ile de Cayenne. e Le transport fluvial Il concerne les communes au bord des fleuves Oyapock et Maroni dont le transport se fait par pirogues. Le transport scolaire dans ses sites isolés est également concerné. La distribution en carburant peut se faire hors cadre réglementaire et environnemental dans des sites éloignés et difficilement accessibles. e Le transport aérien Ce type de transport dessert comme le fluvial les communes du sud de la Guyane. Certains sites ne sont accessibles que par voie aérienne ou fluviale. L'activité économique du département se retrouverait paralysée si l'approvisionnement en carburant rencontrait des difficultés majeures. Envasement des ports Les ports de Guyane sont très envasés et ne permettent pas l'accès à de gros bateaux. Ce sont les navires à faible tirant d'eau qui peuvent y accoster. La venue de bateaux de plus grandes capacités, qui permettrait un approvisionnement plus conséquent, est conditionnée par le développement des infrastructures portuaires. Le projet de plate-forme offshore multi-usages (POMU) porté par le Grand Port Maritime de Guyane, contribuera à la sécurité d’approvisionnement. Capacités de stockage des hydrocarbures Capacité de stockage limitée Le niveau de stockage actuel ne permet pas de constituer une réserve stratégique satisfaisante. Une augmentation des capacités de stockage renforcerait la sécurité d’approvisionnement. Toutefois, l’inscription d’un niveau de stock à minima obligatoire de 25 jours devrait correspondre au niveau de stockage actuel en Guyane. Diversifier sources d’approvisionne ment les des au la Exploration gisements large de Guyane Des permis exclusifs de recherches de mines d’hydrocarbures sont en cours d’instruction. Texte 5 sur 155 <!-- page 60 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Respect normes européennes des par les pays voisins L’approvisionnement auprès du Surinam est une perspective souhaitée par la Région Guyane. Le Président de Région a réaffirmé sa volonté de mettre en place une filière d’approvisionnement en carburants depuis le Surinam, afin d’obtenir une baisse significative des prix à la pompe. Les normes européennes ont évolué courant septembre 2014 et sont passées à Euro 6. Or le Suriname s'est mise aux normes Euro 5. Une situation qui impliquera pour la Guyane d’obtenir une dérogation aux normes environnementales en vigueur pour pouvoir importer les carburants de son voisin surinamais. Approvisionneme nt en combustibles (électricité) Approvisionneme nt en combustibles (transport) Sécurisation de l'acheminement Absence d'infrastructure de distribution * Approvisionnement des communes du littoral Les combustibles sont achetés directement par EDF. C'est la SARA qui met à disposition d'EDF ses pipelines pour assurer le transfert du produit du bateau aux cuves d'EDF. * Approvisionnement des communes de l'intérieur L'acheminement se fait par voie routière puis fluviale sur des pirogues. Un arrêté du 12 août 2014 réglemente le transport des matières dangereuses sur les fleuves de Guyane et prévoit des dispositions spécifiques. La sécurité d'approvisionnement y est difficile lors des périodes d'étiage où le niveau de l'eau baisse et où la traversée des sauts n'est pas facilitée. Il conviendrait donc de mettre en place une vraie organisation de l'approvisionnement de façon à éviter une trop grande fréquence de transport pendant la période sèche. Des travaux d’aménagement des sauts sont engagés pour faciliter le transport fluvial. * Approvisionnement des communes de l'intérieur En l’absence d’infrastructure de distribution, les prix des carburants sont élevés et variables (2,5 à 3,5 €/1), et sont pratiqués dans le cadre d’un marché informel ne garantissant pas le respect des règles de sécurité et de protection de l’environnement. Le déploiement de véhicules électriques dans les conditions actuelles est susceptible d’accentuer la consommation d’énergie fossile dans la mesure où la production électrique est majoritairement d’origine fossile dans les communes de l’intérieur. La mobilité électrique ne saurait donc constituer une solution alternative à court terme compte tenu de son impact inconnu sur le réseau de ces communes déjà fragile et de la recharge avec une source non renouvelable. Une réflexion devra être initiée en vue de proposer des mesures lors de la révision de la PPE. Figure 33 : Tableau de synthèse des enjeux, contraintes et critères de sécurité d’approvisionnement en carburants (source : DEAL) Texte 5 sur 155 <!-- page 61 --> 1 avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 5 sur 155 3.2 Sécurité d’approvisionnement en électricité La faible taille des systèmes électriques conjuguée à la non interconnexion des réseaux, induit une plus grande fragilité que celle des réseaux interconnectés et nécessite une approche spécifique. 3.2.1 Définition des enjeux Il est à noter que dans un système isolé, les coupures peuvent résulter de causes diverses, parfois multiples, au niveau de la production, du transport ou de la distribution. Le parc de production doit permettre d’alimenter l’ensemble des clients au moment du pic de consommation, même en cas d’indisponibilité de certains moyens de production. La pointe du soir principalement liée à la consommation des clients résidentiels est généralement plus élevée que celle de midi plutôt liée à la consommation des entreprises. 140 120 EE 100 À LES D PR 80 } == sp 2 L 60 ++ pen 20 0 ++ L + + a Q e a e e e e e e e e Q © © o © e © So 9 e e 2 Q [ai + © a © N + © © Q a Oo Le} Oo [=] © LS Lei Lai æ La] — Jour où la pointe max a été atteinte Jour où la puissance min a été atteinte — Jour Type saison seche — Jour Type saison humide Figure 34 : Structure de la demande, jours extrêmes et jours typiques (source : EDF ) 3.2.1.1 Réseau du littoral La sécurité de l’approvisionnement en électricité est classiquement caractérisée par le seuil de défaillance. Jusqu’à présent, la valeur de ce seuil retenue dans les bilans prévisionnels est une durée moyenne de défaillance annuelle maximale de trois heures pour des raisons de déséquilibre entre l'offre et la demande d'électricité. Ce critère est identique à celui utilisé par Réseau de transport d’électricité (RTE). Ces bilans prévisionnels pluriannuels sont élaborés par le gestionnaire du système électrique. A partir d’hypothèses de consommation construites par ENERDATA, celui-ci établit, grâce à la construction de scénarii probabilistes, les besoins en production garantie permettant de ne pas dépasser la durée moyenne de défaillance annuelle de trois heures. Ce critère est conservé pour l’élaboration de la présente PPE. Au-delà du seuil de défaillance, la sécurité d’approvisionnement doit aussi être regardée sous l’angle de la sûreté du système électrique. <!-- page 62 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Le système électrique est l’ensemble composé du réseau électrique et de ses utilisateurs, producteurs et consommateurs. La sûreté du système électrique doit permettre l’alimentation de l’ensemble des consommateurs, à tout moment, avec une qualité de fourniture satisfaisante, dans le respect de la sécurité des personnes et des biens. La maîtrise de la sûreté de fonctionnement du système électrique, qui est la principale responsabilité du gestionnaire de système électrique, se définit, en maîtrisant les coûts associés, comme l’aptitude à : e garantir le fonctionnement normal du système électrique ; e limiter le nombre des incidents et éviter les grands incidents ; e limiter les conséquences de ces incidents lorsqu'ils se produisent. En Guyane, elle nécessite de prendre en compte les points suivants : e le faible maillage du réseau de transport en HTB, notamment l’alimentation de l’ouest du territoire ; e la disponibilité et la spatialisation des moyens de production ; e l’existence toujours possible d’un « aléa hydraulique », susceptible de faire fortement varier la contribution à l’équilibre offre-demande de l’ouvrage hydroélectrique de Petit Saut entre les années de sécheresse et les années de forte hydraulicité ; e enfin la perspective d’un taux de pénétration croissant des énergies renouvelables intermittentes dans le mix électrique du territoire. Dans ce cadre, les « services système » “ont pour but d’assurer le maintien de la fréquence, de la tension et, de façon plus globale, la stabilité du réseau électrique. L’ensemble des utilisateurs raccordés à ce réseau sont bénéficiaires de ces services qui permettent non seulement le bon fonctionnement de leurs matériels électriques et de leurs processus de consommation ou de production mais aussi le maintien de conditions d’exploitation sûres du réseau électrique. De fortes instabilités sur la fréquence ou la tension peuvent en effet entraîner des incidents de grande ampleur, type «black out », privant d’électricité les utilisateurs du réseau pendant des durées de plusieurs heures. Les services système sont fournis par les moyens de production au travers de la capacité à contribuer au réglage de la fréquence (réserve primaire, réserve secondaire et tertiaire) et au réglage de la tension (régulation primaire et secondaire de tension), mais également au travers d’autres capacités qui contribuent à la sûreté du système électrique (s’îloter pendant à minima une heure, démarrer en mode autonome, réaliser un renvoi de tension et une reprise de charge.…..). Ces services système sont actuellement assurés par les moyens de production thermique (Dégrad-des-Cannes et turbines à combustion) et hydraulique (Petit Saut). Les moyens de production thermiques disposent d’une réserve primaire importante et rapidement libérable même quand ils sont au minimum technique. 10 Les services système rémunérés regroupent deux catégories de services : . les services système fréquence/puissance qui intègrent les réglages primaire et secondaire de la fréquence ; . les services système tension qui regroupent les réglages primaire et secondaire de la tension, ainsi que le traitement spécifique de la compensation synchrone. (définition RTE). Texte 5 sur 155 <!-- page 63 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Cette réserve primaire peut être libérée en quelques dixièmes de secondes par la production thermique et quelques dizaines de secondes pour la production hydraulique de Petit Saut. La capacité des moyens de production à fournir et garantir ces services système, dans un contexte où la part des énergies intermittentes devrait croître, est un enjeu important de la PPE. 3.2.1.2 Communes de l'intérieur Compte tenu de la petite taille des systèmes électriques des communes de l’intérieur, de l’absence, sauf dans le cas de Saint-Georges de l’Oyapock, de redondance des moyens de production et de l’absence de bouclage par le réseau, le critère basé sur le seuil de défaillance de trois heures est inadapté à la caractérisation de la sécurisation de leur approvisionnement. Un critère spécifique permettant de dimensionner la sécurité d’alimentation de ces petits systèmes électriques adapté à ce contexte sera élaboré par le gestionnaire de réseau conjointement avec les autorités et les parties prenantes. Au-delà des exigences de sécurisation évoquées ci-dessus, il est à noter que dans certaines communes de l’intérieur, les contraintes d’acheminement tant du combustible que des équipes en charge des interventions sur les moyens de production et de distribution impactent de façon significative la sécurité d’approvisionnement en électricité. Seul le développement de moyens de production et de distribution décentralisés, en réduisant autant que possible la consommation d’hydrocarbures, permettra de réduire le niveau d’exposition au risque d’approvisionnement par voie fluviale ou aérienne, ainsi que leurs coûts, et les enjeux associés de sécurité des biens et des personnes. 3.2.2 Contraintes Cinq contraintes peuvent être identifiées : e Contrainte 1 : la spatialisation des moyens de production et de la consommation On distingue trois zones de consommation électrique sur la bande littorale de Guyane : l’une autour de l’Ile de Cayenne, l’autre autour de Kourou, la troisième autour des deux principales agglomérations de l’ouest, Mana et St Laurent du Maroni. La répartition spatiale est illustrée comme suit. Texte 5 sur 155 <!-- page 64 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE 3Zones de Consommation Figure 35 : Localisation des zones de consommation en Guyane (source : EDF ) Les études du réseau de transport réalisées par le gestionnaire du système électrique indiquent que pour assurer l’alimentation des trois zones de consommation dans les conditions de sûreté optimales du système électrique, deux conditions doivent être réunies à l’horizon de la PPE : e la zone de l’île de Cayenne, principale zone de consommation du Guyane, nécessite la présence de puissance garantie (base et pointe confondues) ; e la zone de Saint-Laurent-du-Maroni, en forte croissance démographique, nécessite la sécurisation de son alimentation. Le renforcement de la ligne de transport entre Kourou et Saint-Laurent-du-Maroni ne permettra pas de répondre, seul, à cette problématique du fait des contraintes techniques importantes qui seront générées sur le réseau à cet horizon, par l’augmentation de la demande (maintien de la tension sur la ligne). Il est ainsi nécessaire, à horizon 2025, de disposer d’une puissance garantie dans l’ouest, pour répondre aux nouveaux besoins (hors besoin lié au développement des activités minières dans l’ouest). Il est à noter que la zone de Kourou ne rencontre pas de contrainte particulière notamment en raison de la présence d’une capacité de production garantie constituée par l’usine hydroélectrique de Petit-Saut et par la turbine de combustion de Kourou. Une étude de faisabilité technique et économique d'extension vers l’est guyanais du réseau de transport HTB devra être menée à l’horizon 2018. e Contrainte 2 : la variabilité des apports hydrauliques La pluviométrie en Guyane est très contrastée selon les années. Le graphique ci-dessous illustre la production annuelle enregistrée sur le barrage de Petit Saut depuis sa mise en service : Texte 5 sur 155 <!-- page 65 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Production annuelle barrage de Petit Saut (MWh)} 600000 - 535.000 500000 +460 000 400000 + VE = 2 300000 - £ 200000 + 100000 | EE D D SE M » HS À SE PS S & LE D LA LE EL © NO D HO © ® D S D PP S $ S S PSS PIS SIL ESS Année Figure 36 : Production annuelle du barrage de Petit-Saut (source : EDF ) La variabilité de l'hydraulicité se traduit par une production hydroélectrique très dépendante de cet aléa météorologique. Ainsi, si le productible moyen estimé du barrage de Petit Saut est de 460 GWh, on observe : e en 2009, une production de 352 GWh (-108 GWh par rapport à la moyenne, soit - 23%): e en 2012, une production de 535 GWh (+75 GWh par rapport à la moyenne, soit +16%). Dans le système électrique guyanais, où le barrage de Petit Saut a un rôle prédominant, la capacité à compenser ses fluctuations annuelles de production est un facteur clé de sécurisation. Cette sécurisation est actuellement assurée par les moyens de production thermique (centrale thermique de Dégrad-des-Cannes et les turbines à combustion). Les deux graphiques ci-dessous illustrent l’impact de l’aléa hydraulique. La sécheresse de l’année 2009 a conduit à un recours massif aux turbines à combustion (TAC) pour compenser la production hydraulique très faible. Ainsi, sur tout le second semestre 2009, l’équilibre offre-demande a reposé à près de deux tiers sur les moyens thermiques. En revanche en 2012, un tel niveau de contribution du parc thermique à l’équilibre offre-demande n’a été nécessaire qu’au cours du dernier trimestre de l’année. Texte 5 sur 155 <!-- page 66 --> 1 avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 5 sur 155 80 BTAC et secours Diesel M Petit Saut Photovoltaïque à EL ES EE LE SE EE SE Se SE € SES SP É # & Figure 37 : Mix énergétique en 2009 au pas de temps mensuel en GWh/mois (Source : EDF / Bilan Prévisionnel Juillet 2015)) MTAC et secours Diesel BPetit Saut Photovoltaïque Figure 38 : Mix énergétique en 2012 au pas de temps mensuel en GWh par mois (Source : EDF / Bilan Prévisionnel Juillet 2015) Pour l’avenir, dans une vision globale de la sécurisation en approvisionnement de l’électricité de la Guyane, la capacité à faire face à la variabilité de Petit Saut mais également de la petite hydraulique, renforce la nécessité de disposer de moyens de production à puissance garantie importants. La mise à l'arrêt de la centrale de DDC à l’horizon 2020-2023 doit ainsi impérativement être compensée par la mise en service de nouveaux moyens à puissance garantie de base. <!-- page 67 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE e _ Contrainte 3 : la situation des moyens thermiques classiques de la centrale de Dégrad-des-Cannes La centrale thermique de Dégrad-des-Cannes équipée de neuf moteurs diesels, semi-rapides, a été mise en service en 1982. Dans le cadre de l’arrêté du 26 août 2013, compte tenu de sa date d’autorisation de mise en exploitation, antérieure au 6 janvier 2011, la centrale de DDC bénéficie jusqu’au 31 décembre 2019 du maintien des normes fixées à l'époque en matière de valeurs limites d'émission. Entre le 17 janvier 2020 et le 31 décembre 2023, elle pourra bénéficier du maintien de ces dispositions pour 18 000 heures au maximum, compte tenu de la dérogation accordée à EDF. Passé cette date, l’installation devra être mise définitivement à l'arrêt. Le programme pluriannuel des investissements (PPI) de 2009 soulignait que le renouvellement de la centrale de Dégrad-des-Cannes était indispensable pour assurer l’équilibre offre-demande électrique en Guyane à court et moyen terme. Au regard des enjeux de sécurisation de l’approvisionnement en électricité de la Guyane, précisés dans les paragraphes précédents, le renouvellement des moyens de production en base, sur l’île de Cayenne, doit être mis en œuvre à l’horizon 2020, et au plus tard avant la fin 2023. e Contrainte 4 : l’évolution du seuil de déconnexion des énergies intermiftentes Le développement des EnR intermittentes peut poser une contrainte supplémentaire pour assurer la sûreté du système électrique guyanais. En effet, une augmentation de la part de production photovoltaïque ou éolienne dans la production totale peut conduire à diminuer l'inertie du système électrique et donc sa stabilité. En outre, son caractère intermittent conduit à augmenter la réserve primaire. Le seuil de déconnexion des EnR intermittentes injectées dans le réseau est actuellement de 30 %. Le gestionnaire du système électrique mène des réflexions pour augmenter l'inertie du système via de nouvelles solutions, et identifier les conditions techniques mais également économiques à réunir afin d’augmenter progressivement ce seuil. L’objectif envisagé dans le cadre de la PPE est d’augmenter le taux de pénétration des EnR intermittentes à 35% en 2018. Dans cette perspective, il est nécessaire de prendre en compte l’impact du développement potentiel de l’autoconsommation. Dans le cadre de la PPE, le gestionnaire du système électrique réalisera d’ici fin 2017 au plus tard les études système nécessaires pour définir les solutions les moins coûteuses pour la collectivité dans l’objectif d’améliorer le seuil de déconnexion. Ces études porteront sur les axes suivants : amélioration des prévisions de production des ENR intermittentes ; développement d’infrastructures de stockage centralisées ou diffuses ; développement des smart grids!! : pilotage de la demande ; règles dynamiques de définition du seuil et d’adaptation des services système ; règles techniques de déconnexion des moyens de production photovoltaïques ; 0 O0 O0 0 O0 0 11 L'intégration des nouvelles technologies de l’information et de la communication aux réseaux (smart grids) rendra communicants les réseaux électriques et permettra de prendre en compte les actions des acteurs du système électrique, tout en assurant une livraison d’électricité plus efficace, économiquement viable et sûre (définition CRE). Texte 5 sur 155 <!-- page 68 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE o fourniture de services système par les EnR stables. e Contrainte 5 : la nécessité de s'assurer d’une contribution suffisante des futurs moyens de production d'électricité aux « services systèmes » qui sont essentiels à la sûreté du système électrique. La sécurité d’approvisionnement consiste pour le gestionnaire de réseau à réaliser à chaque instant l’équilibre entre la puissance appelée (la consommation) et la puissance fournie (la production). Afin d’assurer en permanence la sûreté du système électrique, ce dernier doit pouvoir compter sur un certain nombre de « services système » qui sont délivrés par tout ou partie des moyens du parc de production. L'un des «services système » les plus fondamentaux s’appelle la «régulation primaire fréquence/puissance active ». Dans le cas d’un déclenchement l?d’un moyen de production, la consommation devient instantanément supérieure à la production et la fréquence du système électrique chute brusquement. Afin d’éviter une rupture partielle ou totale de l’alimentation électrique, une régulation par l’ensemble des autres moyens de production est nécessaire afin qu’ils puissent augmenter instantanément leur puissance et ainsi compenser la perte du groupe qui a déclenché. Il est impératif que cette réaction des moyens de production soit suffisamment rapide pour éviter d’aller jusqu’à la coupure de la clientèle. La production thermique a pour caractéristique un temps de réponse rapide de par la faible inertie des mécanismes d’admission d’énergie primaire, ce qui confère à Dégrad-des-Cannes et aux turbines à combustion un rôle essentiel dans la sûreté du système électrique. La production hydraulique présente quant à elle des temps de réponse supérieurs. Enfin, les autres moyens du parc de production guyanais (biomasse, fil de l’eau, photovoltaïque) ne contribuent pas à ce «service système » fondamental car leur délai de mobilisation est aujourd’hui trop important. D’autres «services système » sont tout aussi nécessaires pour la sûreté : régulation tension/puissance réactive, capacité à s’îloter pendant une heure, à démarrer en mode autonome, à réaliser un renvoi de tension, une reprise de charge, à fonctionner en réseau séparé, etc. Il est donc fondamental que les moyens de production d’électricité prévus dans le cadre de la PPE soient en capacité de délivrer un niveau suffisant de «régulation primaire fréquence/puissance active » mais également d’autres «services système » sous peine de fragiliser la sûreté du système électrique. Les différentes filières de production d’électricité n’offrant par construction pas les mêmes caractéristiques de ce point de vue, il est essentiel que le mix électrique permette de satisfaire en permanence ces critères de sûreté. 12 Réactions du système électrique face aux différents aléas dont il est l'objet (courts-circuits, évolution imprévue de la consommation, indisponibilités fortuites d’ouvrages de production ou de transport, ..} pouvant conduire à une coupure de l'alimentation électrique généralisée ou touchant de vastes zones. Texte 5 sur 155 <!-- page 69 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE 4 L'offre d'énergie (hors communes de l'intérieur) Synthèse des objectifs de développement de l’offre d’énergie (hors communes de l’intérieur) Les objectifs de développement des énergies renouvelables sont : - biomasse énergie : +15 MW en 2018 et +25 MW en 2023 - hydraulique au fil de l’eau : +4,5 MW en 2018 et +12 MW en 2023 - incinération des déchets : +8 MW en 2023 - photovoltaïque sans stockage : +8 MW en 2018 et + 18 en 2023 - photovoltaïque avec stockage : +15 MW en 2018 et +10 MW en 2023 - éolien avec stockage : +10 MW en 2018 et +10 MW en 2023 Compte tenu de l’augmentation régulière de la demande et de l’arrêt programmé de la centrale de Dégrad-des-Cannes, les actions à engager pour assurer la sécurité et la sûreté du système électrique sont : - le remplacement sur la région de Cayenne des capacités installées de la centrale thermique et des deux turbines à combustion situées à Dégrad-des-Cannes d’ici la fin de l’année 2023, par des capacités thermiques dont la puissance totale sera de l’ordre de 120 MW (base + pointe). La centrale sera conçue pour être en mesure de fonctionner au fuel léger ou au gaz naturel. Une étude évaluera les conditions techniques, économiques et environnementales d’approvisionnement en gaz naturel pour permettre de prendre une décision quant à l'intérêt d'une alimentation au gaz naturel de ces capacités thermiques. Cette puissance de 120 MW (base +pointe) est issue de l’étude de défaillance (cf. supra 3.2.1.1) réalisée par le gestionnaire de réseau dans le cadre de l’élaboration du bilan prévisionnel équilibre offre demande de 2015. Une centrale photovoltaïque sans stockage d’une puissance de 10 MW sera associée à cette centrale afin de contribuer à l’atteinte des objectifs de développement de la production électrique à partir d’énergies renouvelables de la Guyane. Par ailleurs, le gestionnaire de réseau devra prendre les dispositions nécessaires pour compenser la baisse du régime de fonctionnement de la centrale actuelle de Dégrad-des Cannes conformément à la directive européenne dite IED. - le renouvellement de la turbine à combustion située à Kourou d’une puissance de 20 MW entre 2021 et 2025 ; - et enfin la mise en service d’un moyen de base à puissance garantie de 20 MW dans l’ouest (hors besoins miniers) entre 2021 et 2023 en privilégiant les moyens de production à partir de sources renouvelables de puissance garantie fournissant des services système. Les moyens devront être renforcés de +10 MW en 2030 pour répondre aux besoins de développement notamment portés par la commune de Saint-Laurent-du-Maroni. Dans l’attente de la mise en place de ces moyens de production d’électricité pérennes, et suite aux coupures d’alimentation électriques observées, des moyens complémentaires ont été installés au poste de Margot afin de disposer, dès janvier 2017, d’une puissance totale installée de 20 MW dans l’ouest. Texte 5 sur 155 <!-- page 70 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Conformément à la réglementation, le gestionnaire de réseau réalisera en 2017 une actualisation complète de son BPEOD, qui sera prise en compte lors de la révision de la PPE en 2018. Ainsi, les évolutions potentiellement très rapides de l'ouest Guyanais seront bien intégrées dans la révision de la PPE. Pour ce qui concerne les 20 MW restant pour répondre au besoin des 140 MW sur l’Ile de Cayenne à l’horizon 2030, devront être privilégiés les moyens de production à partir de sources renouvelables à puissance garantie fournissant des services système. Une étude d’opportunité sur le second grand barrage est à conduire ainsi que des études d'évaluation du potentiel hydraulique sur les fleuves de la Mana et l’Approuague (avec une priorité pour la Mana) dont les résultats seront pris en compte dans le cadre de la révision de la PPE. Une étude technico-économique portant sur le doublement de la ligne de transport HTB entre Kourou et Saint-Laurent-du-Maroni est à conduire à l’horizon 2018. Cette étude sera réalisée par le gestionnaire du réseau. Texte 5 sur 155 <!-- page 71 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE 4.1 Enjeux de développement des différentes filières, de mobilisation des ressources énergétiques locales et de création d'emplois En 2014, les énergies renouvelables ont représenté plus de 20% des consommations d’énergie finale de la Guyane, dont une large part provenant de l’hydraulique. Malgré le caractère significatif de ce pourcentage, l'atteinte de l’objectif de 50% dans les consommations finales d'énergie d’ici 2020 nécessite d'engager une véritable transition. En dehors de la «bulle » solaire de la fin des années 2010, les énergies renouvelables autres que l'hydroélectricité sont restées marginales. Compte tenu de l’évolution à la hausse des besoins, tout déficit de production à partir des énergies renouvelables doit être compensé par une production conventionnelle complémentaire. A l'inverse, l’augmentation de la pénétration des énergies renouvelables dans le mix énergétique devra s’accompagner du développement du réseau, des capacités à puissance garantie ainsi que d’infrastructures de stockage de l’énergie. La poursuite de la stratégie de développement des énergies renouvelables devra prendre en compte le contexte de situation économique, de capacité de financement publique contrainte, et des exigences croissantes de la réglementation environnementale. Si les objectifs affichés apparaissent ambitieux, ils répondent avant toute chose à la volonté d’engager la Guyane sur la voie de la transition énergétique. Au-delà de la PPE, il s’agit désormais pour la Région, l’Etat, et leurs partenaires institutionnels et industriels de tout mettre en œuvre pour lever les contraintes et offrir des opportunités de croissance forte pour le territoire, notamment par la valorisation des ressources locales en biomasse. 4.2 Objectifs quantitatifs de développement des énergies renouvelables mettant en œuvre une énergie stable Il est rappelé la volonté de promouvoir les ressources énergétiques locales importantes présentes sur le territoire guyanais : l’hydraulique, notamment au fil de l’eau, la biomasse, le photovoltaïque en autoproduction-autoconsommation, avec stockage ainsi que les autres EnR. Les développements suivants précisent les objectifs de puissances installées par filières, qui traduisent la volonté d'avancer sur la voie de la transition énergétique. 4.2.1 Biomasse énergie Le terme biomasse est à prendre au sens large d’une ressource naturelle d’origine végétale quelle qu’elle soit servant à produire de l’énergie via des procédés divers (méthanisation, gazéification, combustion.….). Etat des lieux : En Guyane, une seule centrale biomasse, d’une puissance installée de 1,7 MW, est opérationnelle. Elle fonctionne à partir des connexes de scierie de la zone Cayenne/Kourou. Enjeux : La biomasse énergie constitue un axe majeur de développement énergétique en Guyane et est appelée à avoir un effet structurant pour le développement de la filière de l'exploitation Texte 5 sur 155 <!-- page 72 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE forestière, de celle du bois d’œuvre ou pour l'agriculture. La valorisation de la défriche agricole pour la production d’électricité, couplée à un aménagement agricole durable est en effet un fort enjeu pour le territoire. La filière bois énergie est créatrice d’emplois locaux surtout à l’amont pour la collecte, le transport et le broyage du bois (ratio de 8 à 10 emplois par MW électrique). Ainsi, un plan de développement de la biomasse énergie, annexé à la PPE, détaille les modalités de mise en œuvre des actions envisagées pour atteindre les objectifs de structuration et de développement des filières régionales de valorisation de la biomasse. Les modes de gestion foncière les plus adaptés devront être définis pour optimiser l’exploitation de la ressource, offrir la lisibilité nécessaire aux investisseurs pour permettre la structuration des filières et assurer la création d’emplois locaux et pérennes. Ce plan de développement s’articule autour de quatre axes: e axe 1 : poursuivre l’amélioration des connaissances (impacts, contraintes d’exploitation et de mise en valeur de la biomasse, études sur les ressources potentielles), notamment réaliser une étude de l’évaluation du potentiel de la Guyane en terme de développement de la production d’électricité à partir de biomasse issue de cultures énergétiques. » e axe 2: poursuivre la prospective concernant l’aménagement du territoire notamment l’aménagement agricole ; e axe 3 : poursuivre l’accompagnement des acteurs ; e axe 4 : créer des conditions tarifaires favorables au développement de la filière. Depuis plus de cinq ans, de nombreux acteurs du territoire (ONF, EPAG, DAAF, DEAL, ADEME, opérateurs forestiers, opérateurs énergétiques) se sont concertés pour élaborer plusieurs schémas d’approvisionnement : défriche, exploitation mixte bois d’œuvre/bois énergie, plantation. et ont engagé de nombreuses démarches et études. Une cellule biomasse a été créée en Guyane par un arrêté préfectoral de mars 2015 avec les mêmes missions qu’en métropole : valider les plans d’approvisionnement, éviter les conflits d'usage, conseiller le préfet et être l’interlocuteur de la CRE concernant l’aspect approvisionnement des projets. Les coûts de production des projets biomasse sont fortement influencés par le coût de la ressource, qui peut varier selon sa typologie (défriche, plantation, exploitation forestière), son éloignement par rapport à la centrale, mais aussi l’éloignement de la centrale vis-à-vis du réseau littoral (coûts de raccordement). Les projets de biomasse doivent mobiliser d’importants investissement (10 M€/MWe). Aïnsi, la filière biomasse énergie doit bénéficier d’une politique de soutien en matière de tarif de rachat et d’investissement. Sans ce soutien, les projets ne pourraient émerger. Certaines actions peuvent permettre de maîtriser son coût : taille minimale des centrales (économies d’échelles), optimisation des approvisionnements (développement de mix entre défriche/plantation et exploitation forestière...). La maîtrise de l’approvisionnement est un facteur déterminant pour bénéficier de l’appui des organismes financiers, mener le projet à son terme, assurer sa rentabilité financière et pérenniser les investissements, généralement prévus pour une durée de 25 ans. Perspectives : En 2012, le SRCAE évaluait le potentiel énergétique en biomasse à 40 MW à l’horizon 2030, et ce en se basant essentiellement sur la biomasse d’origine forestière. Depuis lors, d’autres modes d’approvisionnement (plantations spécifiques destinées à une valorisation Texte 5 sur 155 <!-- page 73 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE énergétique...) ont été étudiés par les opérateurs et par les services de l’Etat (ONF, DEAÏ, ADEME). Ces autres modes viennent accroître le potentiel du territoire et font de cette filière, bien plus que dans d’autre DOM, la filière EnR d’avenir. Par ailleurs, c’est une vraie filière industrielle, créatrice d’une activité économique et d’emplois à haute valeur ajoutée pour le territoire. Ainsi, depuis la validation du SRCAE, environ 40 MW de projets ont été étudiés par des opérateurs, incluant une analyse approfondie de l’approvisionnement. Ils sont localisés sur l’île de Cayenne, Mana, Iracoubo. Au-delà de deux projets (10 MW au total) déjà fortement engagés (fixation des tarifs d’achat en cours), de nouveaux projets sont en cours d’émergence sur les communes de Saint-Laurent-du-Maroni et de Kourou. La possibilité de développer l’utilisation de la biomasse en complément des autres énergies renouvelables devra être étudiée (fourniture de services système et un fonctionnement plus important en saison sèche avec un arrêt prolongé quand l’hydraulique produit à plein). La rémunération de ces services devra alors être étudiée. Objectifs à 2018 et 2023 pour la biomasse énergie : La PPE fixe les objectifs de +15 MW supplémentaires en 2018 et de +25 MW en 2023 pour une capacité totale portée à 41,7 MW raccordée au réseau de transport d'électricité. On notera que le développement de la biomasse après 2023 dépendra de la création d’une ligne d’extension vers l’Est permettant de mobiliser plus de 100 000 tonnes de connexes résultant de l’exploitation forestière qui se développe entre Régina et Saint-Georges. Cette ligne devra être étudiée avant 2018. 4.2.2 Valorisation énergétique des déchets Etat des lieux : A ce jour, il n’y a pas d’installation de valorisation des déchets en Guyane. Enjeux : L’enjeu est d’identifier et de quantifier le potentiel de production d’énergie notamment à partir des procédés d’incinération et de méthanisation, et d’améliorer la connaissance, la maîtrise du gisement et de toute la logistique associée. Perspectives : Des projets de déchetterie et de stockage des déchets ménagers sont en cours d’étude en Guyane, au niveau des principales agglomérations, en particulier dans le cadre du plan déchet de la CACL. Il est possible d’intégrer dans ces projets une valorisation des déchets basée sur l'incinération. Une étude d’évaluation du potentiel et des gisements pour la création d’une centrale de valorisation énergétique des déchets a été lancée par l'ADEME le 18 janvier 2017. Cette étude intégrera l’opportunité de l’usage des Combustibles solides de récupération. Texte 5 sur 155 <!-- page 74 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Une première évaluation effectuée par l'ADEME conduit à une centrale d’une puissance installée de 8 à 10 MW. Le tarif d’achat actuel (70 €/MWh) n’est pas suffisant et nécessiterait un taux d’aide publique à l’investissement de 80 % difficilement soutenable. Pour inciter les collectivités à s’engager dans cette voie et donner une visibilité et un signal, un tarif d’achat spécifique à la Guyane, incitatif, basé sur une démarche gagnant/gagnant, doit être mis en place : il visera à induire un coût de traitement pour l’incinération légèrement moins élevé que la mise en décharge, afin de compenser les risques techniques (défaillances) et politiques (acceptabilité de l’ouvrage). Une première estimation de l'ADEME Guyane donne un tarif d’achat à 150 €/MWh. Objectifs à 2018 et 2023 pour la valorisation énergétique des déchets : Une étude d’évaluation du potentiel et des gisements pour la création d’une centrale de valorisation énergétique des déchets sera engagée. Par ailleurs, la mise en place d’un tarif d’achat adapté à la Guyane est nécessaire. L’objectif est de développer une installation de 8 MW à partir de la valorisation énergétique des déchets d’ici 2023. 4.2.3 Hydraulique Ressources et installations actuelles/contexte : Deux filières hydrauliques sont actuellement présentes en Guyane : e la production au fil de l'eau repose principalement sur un ouvrage, la centrale de Saut Maman Valentin sur la Mana qui dispose d'une faible capacité de stockage et d'une capacité de production qui varie en fonction des contraintes d’étiage ou de crue : 2,5MW en moyenne pour 4,5 MW installés, avec des baisses allant jusqu’à moins de 1 MW en période d’étiage ou de crue ; e la production du barrage de Petit Saut (113,6 MW installés) qui s'appuie sur une gestion de stock. Les apports principaux de la retenue s’effectuent durant la période des pluies (février-juillet), les apports en période sèche étant très inférieurs. La sécurité d’approvisionnement peut cependant être fragilisée lors d’années exceptionnellement sèches (comme en 2009). Gisement : Il existe de nombreux sites naturels exploitables, tant pour la petite hydraulique au fil de l’eau que pour la grande hydraulique avec retenue. La loi du 19 octobre 1919 relative à l’utilisation de l’énergie hydraulique a confié à l’État la propriété de la force motrice des cours d’eau, avec pour corollaire le soin de valoriser cette ressource commune au mieux de l’intérêt général. Ainsi, afin d’aménager au mieux le domaine public fluvial et d’assurer le meilleur choix conjuguant performance énergétique, optimisation économique et environnementale, des études préalables d’évaluation du potentiel hydraulique sur la Mana et l’ Approuague seront lancées dès 2016. La priorité sera à accorder à la Mana compte tenu de l’absence de réseau de transport électrique à l’est. Ces études permettront de fixer des objectifs en adéquation avec le potentiel hydraulique lors de la prochaine révision de la PPE. Elles contribueront à la définition d’une stratégie pour optimiser Texte 5 sur 155 <!-- page 75 --> 1 avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 5 sur 155 pleinement l’utilisation du potentiel hydraulique de la Guyane et organiser des appels d’offre adaptés. <!-- page 76 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE e Petite hydraulique : En ce qui concerne la petite hydraulique, le gisement a été identifié dans le cadre du schéma directeur d'aménagement et de gestion de l'eau (SDAGE) mais également dans le cadre d’un travail réalisé par l’Office de l’eau de Guyane ainsi que par des industriels. Les gisements existent mais restent à être confortés par des études complémentaires. Si l’on se base sur les ouvrages existants, le coût de la petite hydraulique est extrêmement compétitif. L’ouvrage de Saut Maman Valentin sur la Mana délivre une électricité à un tarif d’achat proche du tarif réglementé de vente aux particuliers. Les projets connus se situent sur la Mana sur des sauts consécutifs (Belle étoile, Tamanoir et Bon espoir, Dalles). Leur potentiel hydraulique nécessite d’être réévalué. C'est l’objet des études d’évaluation mentionnées précédemment. Cependant, pour répondre à l'objectif de la PPE pour sa première période, l’instruction du premier projet de 4,5 MW sous le régime de l’autorisation sera poursuivie au titre de la loi sur l’eau. Bien que trois autres projets d’une puissance unitaire de 4,5 MW sur la Mana aient été identifiés, l’Etat a d’ores et déjà pris le parti d’une potentielle exploitation des gisements identifiés via le régime de la concession. La CTG estime que le processus engagé aujourd’hui par l’Etat jusqu’à la mise en place de projets n’est pas compatible avec les délais de fin de la PPE. A plus long terme, d’autres projets pourraient voir le jour si un signal fort était donné sur la sécurisation des conditions de développement du gisement au fil de l’eau en Guyane, notamment sur l’Approuague avec 40 MW de gisement estimé. L’éloignement du réseau de transport ou de distribution et les impacts environnementaux des projets sont autant d'obstacles à leur mise en œuvre. Aïnsi, au-delà des projets cités précédemment, d’autres projets, localisés sur le fleuve Approuague représentant un potentiel de 40 MW de puissance installée, nécessiteraient qu’une ligne de transport d'électricité soit construite entre Cayenne et Regina. e Grande hydraulique: Un avantage de la grande hydraulique sur la petite hydraulique est sa flexibilité d’exploitation. Les apports en eau importants du territoire, conjugués à une capacité de stockage conséquente et une réactivité d'exploitation, permettent de la situer dans la catégorie des productions de base comme de pointe et donc de procurer au système électrique un service proche de celui des centrales thermiques. Le principal frein au développement de la grande hydraulique réside dans ses impacts environnementaux et son acceptabilité sociale. En effet, l’ennoiement d’un barrage en Guyane est important au regard de son productible du fait de la topographie relativement plane du territoire. La question du bilan carbone et de la perte de biodiversité associée à ce type de projet est donc fondamentale. Objectifs à 2018 et 2023 pour l’hydraulique : La PPE retient les objectifs de développement de l’hydraulique au fil de l’eau de +4,5 MW en 2018 et +12 MW en 2023 pour porter la capacité totale installée à 21 MW en 2023. Pour ce qui est d’un second grand barrage hydroélectrique, la PPE fera procéder aux études complémentaires indispensables dès 2016. Il s’agira notamment d’étudier l’opportunité d’un Texte 5 sur 155 <!-- page 77 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE tel équipement au regard de la dynamique de développement du territoire et de ses impacts environnementaux, Sociaux et économiques. Des études préalables d’évaluation du potentiel hydraulique sur la Mana et l’Approuague devront être réalisées par les pouvoirs publics notamment l’Office de l’eau dès 2016 avec la priorité sur la Mana. Elles permettront d’effectuer les meilleurs choix d’aménagement et d’envisager des appels d’offres. 4.2.4 Autres sources d'énergie Ressources et installations actuelles/contexte : Le développement actuel des technologies d’énergies marines ne laisse pas entrevoir de possibilité de disposer d’unités productrices à l’horizon 2023. L’énergie thermique des mers n’a jamais été envisagée car les hauts-fonds guyanais s’étendent jusqu’à 100 km du littoral. Les ressources de la houle ou des courants marins n’ont pas non plus été étudiés. La caractérisation de la ressource serait un axe de recherche à favoriser. 4.3 Objectifs quantitatifs de développement des énergies renouvelables mettant en œuvre une énergie fatale à caractère aléatoire 4.3.1 Photovoltaïque Ressources et installations actuelles : Le gisement solaire moyen annuel de la Guyane est important (1 222 KWh/m?/an). Une puissance de l’ordre de 34 MWc est en service fin 2014. Cette énergie est intermittente et sa productivité est limitée, mais les perspectives de solution avec stockage (appels d’offres nationaux) pourraient permettre une poursuite de son développement en étant moins dépendant du seuil des 30% d’énergies intermittentes qui est actuellement presque atteint. Aüïnsi, deux installations solaires photovoltaïques avec stockage de 5 MWc chacune ont été mises en service en 2015 (Dégrad-des-Cannes et Montsinery). Évolution du contexte à l'horizon 2018/2023 : Par ailleurs, le développement de l’autoconsommation et la valorisation qui pourrait en être faite en tant que service pour le réseau, seront aussi déterminants pour l'avenir de la filière. Les systèmes avec stockage restent très coûteux. Ils sont donc à optimiser, sur la base des premiers retours d’expérience. Du fait de l’ouverture de la CSPE à son financement, le stockage centralisé, installé aux postes sources, piloté par le gestionnaire de réseau, est à étudier. Diverses études montrent sa pertinence technique et économique par rapport au stockage décentralisé. Selon les éléments issus des travaux d’élaboration du projet de schéma régional de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3RER) et révélant des capacités d’accueil des énergies renouvelables limitées sur le réseau de transport de l’ouest, il convient de réserver les capacités aux énergies renouvelables garanties qui fournissent des services système. Ainsi, la production photovoltaïque ou éolienne, y compris avec stockage, est à raccorder de préférence au plus près des poches de consommation. Texte 5 sur 155 <!-- page 78 --> 1 avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 5 sur 155 Objectifs à 2018 et 2023 pour le photovoltaïque : La PPE retient les objectifs de développement du photovoltaïque - sans stockage de +8 MW en 2018 et +18 MW en 2023. - avec stockage de +15 MW en 2018 et +10 MW en 2023 pour porter la capacité totale installée à SOMW sans stockage en 2023 et à 30 MW avec stockage en 2023 soit 80.MW en 2023 au total. 4.3.2 Eolien Le schéma régional éolien a permis de définir les zones de développement potentiel de l’éolien terrestre (moyen à grand) en tenant compte du gisement identifié qui se situe exclusivement sur la bande proche littoral, des contraintes techniques, des servitudes et des enjeux environnementaux. D True "y Figure 39 : Carte de localisation du potentiel éolien de Guyane (Source : SRE 2012 Actuellement, aucun projet éolien n’est officiellement à l’étude. Le seul projet abouti est situé au niveau du secteur de Matiti près de Kourou (5 éoliennes de 150 m pour une puissance de 9 MW). Abandonné en 2013 du fait que la Guyane ne soit pas couverte par les tarifs de rachat spéciaux dédiés aux zones cycloniques, il est actuellement dans un processus de reprise pour une mise en service en 2018. On note également le développement de plusieurs projets de micro-éoliennes, principalement situées dans les secteurs agricoles autour du centre (Macouria, Montsinery) et de l’ouest (Iracoubo, Sinnamary, Mana) dont la production devrait cependant être marginale. Le potentiel d’éoliennes offshore n’est actuellement pas connu mais ne présente pas de pertinence compte tenu des difficultés probables d’ancrage des machines mais surtout de l’acceptabilité du réseau pour des projets dont la capacité minimale devra être de 50 MW. Ressources et installations actuelles/contexte : Il n’existe pas de pares éoliens en Guyane. <!-- page 79 --> 15 avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 5 sur 155 Évolution du contexte à l'horizon 2018/2023 : Comme pour le photovoltaïque, la question du stockage est importante. La maîtrise des technologies off-shore (et notamment flottantes) pourrait, à moyen-long terme, ouvrir des perspectives. Objectifs à 2018 et 2023 pour l’éolien : La PPE retient les objectifs de développement de l’éolien à +10 MW en 2018 et +10MW en 2023 pour un total de 20 MW en 2023. 44 Evolution du seuil de déconnexion Le développement des EnR intermittentes (essentiellement l’énergie photovoltaïque et l’éolien sans stockage) pose une contrainte supplémentaire pour assurer la sûreté du système électrique guyanais. En effet, le caractère intermittent de ces énergies conduit à augmenter la réserve primaire afin d’être en capacité de compenser à tout moment une baisse de production due à une baisse de l’ensoleillement ou de la vitesse du vent. 4.5 Objectifs résultants en matière de développement des EnR dans le mix électrique Guyanais Les objectifs en matière de développement des énergies renouvelables sont les suivants (hors communes de l’intérieur) : Puissance Objectifs Objectifs Objectifs Total installée en 2016- 2019- 2024-2030 Territoire MW 2018 2023 2030 <!-- page 80 --> 1 avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 5 sur 155 Figure 40 : Objectifs de développement des EnR dans la PPE de Guyane Il est à noter que les objectifs à l’horizon 2023 sont définis sur la base du potentiel identifié et qu’il convient de le confirmer par des projets ou études. L’atteinte de ces objectifs est également conditionnée par la capacité à lever un certain nombre de contraintes qui tendent à freiner le développement des énergies renouvelables : - réseau de transport ne couvrant pas l’est de la Guyane, ce qui ne permet pas l’exploitation du potentiel d’énergies renouvelables de cette partie du territoire ; - éloignement des ressources des zones de consommation et difficultés d’accès à ces ressources dont l’exploitation nécessite des investissements supplémentaires ; - contexte tarifaire insuffisamment attractif, soutien financier aux énergies renouvelables en diminution, rentabilité des projets conditionnée au soutien financier des pouvoirs publics ; - faiblesse du nombre de porteurs de projets, capacité d’investissement des porteurs de projets limitée, rallongement du délai de mise en œuvre des projets après l’obtention des autorisations en raison des difficultés liées au montage financier des projets. 4.6 Objectifs de développement de l'offre conventionnelle de production d'électricité Les résultats du BPEOD de juillet 2015 laissent apparaître les besoins de puissance garantie suivants : 2021- 2026- 2025 2030 En MW 2016 2017 2018 2019 2020 référence MDE Pointe 20 20 DOM 20 Figure 41 : Besoins de puissance garantie du BPEOD 2015 (Source : EDF ) bleu — renouvellement vert = ajout Les études du réseau de transport réalisées par le gestionnaire du système électrique indiquent par ailleurs que pour assurer l’alimentation des trois zones de consommation dans de bonnes conditions de sûreté du système électrique, certaines exigences doivent être satisfaites : e La zone de l’île de Cayenne, principale zone de consommation de Guyane nécessitent la présence a minima de 140 MW de puissance garantie (base et pointe confondues) à l’horizon de 2030.Pour conforter la stabilité du système et maximiser les possibilités d'insertion des énergies renouvelables, la centrale devra être particulièrement flexible. Des moteurs diesel biénergie fonctionnant au fioul léger ou au gaz naturel permettront d’atteindre un optimum au titre environnemental, économique et en terme de service rendu au système. e La zone de Kourou ne rencontre pas de contrainte particulière en raison de la capacité de production garantie constituée par l’usine hydroélectrique de Petit-Saut et de la TAC de Kourou ; e En revanche, la zone de Saint-Laurent-du-Maroni, en forte croissance démographique, nécessite d’accroître la sécurisation de l’alimentation électrique de ce secteur. Le renforcement de la ligne de transport entre Kourou et Saint-Laurent-du-Maroni ne permet pas à lui seul de répondre à cette problématique, et il est nécessaire, à horizon 2023, de disposer d’une puissance garantie de base de 20 MW installée dans l’ouest <!-- page 81 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Pour assurer la sûreté du système électrique (hors besoin lié au développement des activités minières dans l’ouest). L'étude des besoins et évolutions à l’échéance 2030 des communes de la CCOG montre que le besoin de la commune de Saint-Laurent-du-Maroni est évalué à 30 MW en 2030 soit un besoin supplémentaire de +10 MW pour permettre de répondre au triplement de la consommation en 2030. En effet, la commune mène une politique d’aménagement du territoire comprenant plusieurs zones d’activités économiques destinées à accueillir des entreprises, artisans et un grand centre commercial. En complément, une zone industrielle est prévue au Nord, elle regroupera les activités de production et de transformation (bois, agro- alimentaire, matériaux de construction, hydrocarbures...). La zone industrielle pourrait être connectée à un futur port équipé d’un terminal pétrolier. Le développement de moyens de production à puissance garantie sur l’île de Cayenne et dans l’ouest de la Guyane doit ainsi être engagé et mis en œuvre. Des projets de production à partir de sources renouvelables pourraient être mis en œuvre dans l’ouest pour éviter le recours à des moyens conventionnels, sous réserve que ceux-ci soient à puissance garantie et capables d’assurer les services système appropriés. Il est également important de noter que le recours à un moyen thermique pour répondre au besoin de base de l’ouest soulèverait la question de la logistique associée à l’acheminement du combustible, Saint-Laurent n’étant à ce jour pas équipée d’infrastructures portuaires adaptées. Dans l’attente de la mise en place de ces moyens de production d’électricité pérennes, et suite aux coupures d’alimentation électriques observées, des moyens complémentaires ont été installés au poste de Margot afin de disposer, dès janvier 2017, d’une puissance totale installée de 20 MW dans l’ouest. Conformément à la réglementation, le gestionnaire de réseau réalisera en 2017 une actualisation complète de son BPEOD), qui sera prise en compte lors de la révision de la PPE en 2018. Ainsi, les évolutions potentiellement très rapides de l'ouest Guyanais seront bien intégrées dans la révision de la PPE. Les moyens conventionnels envisagés dans la cadre de la PPE ont pour objectif de permettre d’assurer la sécurité de l’approvisionnement électrique du territoire mais également le développement des filières énergies renouvelables dans le mix électrique de la Guyane. Compte tenu de l’augmentation régulière de la demande et de l’arrêt programmé de la centrale de Dégrad-des-Cannes, les actions à engager pour assurer la sécurité et la sûreté du système électrique sont : - le remplacement sur la région de Cayenne des capacités installées de la centrale thermique et des deux turbines à combustion situées à Dégrad-des-Cannes d’ici la fin de l’année 2023, par des capacités thermiques dont la puissance totale sera de l’ordre de 120 MW (base + pointe). La centrale sera conçue pour être en mesure de fonctionner au fuel léger ou au gaz naturel. Une étude évaluera les conditions techniques, économiques et environnementales d’approvisionnement en gaz naturel pour permettre de prendre une décision quant à l'intérêt d'une alimentation au gaz naturel de ces capacités thermiques. Cette puissance de 120 MW (base + pointe) est issue de l’étude de défaillance (cf. supra 3.2.1.1) réalisée par le gestionnaire de réseau dans le cadre de l’élaboration du bilan prévisionnel équilibre offre demande de 2015. Texte 5 sur 155 <!-- page 82 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Une centrale photovoltaïque sans stockage d’une puissance de 10 MW sera associée à cette centrale afin de contribuer à l’atteinte des objectifs de développement de la production électrique à partir d’énergies renouvelables de la Guyane. Par ailleurs, le gestionnaire de réseau devra prendre les dispositions nécessaires pour compenser la baisse du régime de fonctionnement de la centrale actuelle de Dégrad-des Cannes conformément à la directive européenne dite IED. - le renouvellement de la turbine à combustion située à Kourou d’une puissance de 20 MW entre 2021 et 2025 ; - et enfin la mise en service d’un moyen de base à puissance garantie de 20 MW dans l’ouest (hors besoins miniers) entre 2021 et 2023 en privilégiant les moyens de production à partir de sources renouvelables de puissance garantie fournissant des services système. Les moyens de base devront être renforcés de +10 MW en 2030 pour répondre aux besoins de développement notamment portés par la commune de Saint-Laurent-du-Maroni. Pour ce qui concerne les 20 MW restant pour répondre au besoin des 140 MW sur l’Ile de Cayenne à l’horizon 2030, devront être privilégiés les moyens de production à partir de sources renouvelables à puissance garantie fournissant des services système. Il est souhaitable que les nouveaux moyens de production soient modulables, c'est-à-dire fractionnables et extensibles par ajout de modules complémentaires pour contribuer à une meilleure sécurité du système. Une étude technico-économique portant sur le doublement de la ligne de transport HTB entre Kourou et Saint-Laurent-du-Maroni est à conduire à l’horizon 2018. Cette étude sera réalisée par le gestionnaire du réseau. Texte 5 sur 155 <!-- page 83 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE 5 Les communes de l’intérieur non raccordées au réseau de transport Synthèse des propositions : communes de l’intérieur Afin d’accompagner le développement des communes de l’intérieur et de réduire l’impact environnemental de la production d’électricité, les principaux enjeux de la PPE sur ces territoires sont de renforcer l’accès à l’électricité et de favoriser le développement de moyens de production d’électricité à base d’énergie renouvelable. Les énergies renouvelables doivent devenir les sources principales de production d'électricité dans les communes de l’intérieur. Les mesures retenues sont les suivantes : - renforcer les actions de sensibilisation aux économies d’énergie au travers du partenariat associatif ; - améliorer l’accès à l’électricité tout en veillant à ce que celui-ci se fasse dans un cadre d’une politique d’aménagement du territoire décidée par la collectivité ; - faire évoluer le cadre réglementaire afin de faciliter les investissements en prenant en compte les spécificités des communes de l’intérieur : contribution du gestionnaire de réseau, dans la limite de la part non financée par le FACE, et au plus à 20% du total de l’investissement, pour l’ensemble des projets sous maîtrise d’ouvrage des autorités organisatrices de la distribution d’électricité. - adapter le cadre réglementaire relatif aux installations électriques afin de tenir compte de spécificités, notamment sur la délivrance des certificats de conformité des installations électriques intérieures, la mise en place de tarifications spécifiques, et les modalités techniques et financières spécifiques de raccordement. - poursuivre le programme d’électrification des écarts et l’étendre à de nouveaux écarts tels que le village Wetiston d’Apatou et les villages Bali Kampou et Anakondé de Grand Santi. Des études devront être lancées pour permettre le dimensionnement technique et financier des installations de production à partir de sources renouvelables d’ici 2018. - pour ce qui est du développement des énergies renouvelables, une solution 100 % EnR sera recherchée pour tout nouveau projet d’électrification d’écart. - accompagner la démarche participative pour l’électrification de près de 190 foyers répartis sur les communes des fleuves du Maroni et de l’Oyapock. Une évaluation de ce premier déploiement devra être menée avant de généraliser la démarche à d’autres écarts. - engager des actions d’expérimentation et d’innovation : développement de moyens adaptés aux conditions humides tropicales, nouveaux systèmes combinés de production et de stockage d’énergie, optimisation des besoins d’entretien et de maintenances, services innovants d’information et de formation des populations locales adaptés aux nouveaux usages numériques en développement. Ces actions devront être engagées pour permettre une prise de décision des solutions à retenir lors de la prochaine PPE. Texte 5 sur 155 <!-- page 84 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE - réaliser une étude de faisabilité technico-économique par le gestionnaire de réseau visant à la réalisation de l’interconnexion entre Maripasoula et Papaïchton d’ici 2017, compte tenu de la possibilité d’arrivée d’une centrale hydraulique au fil de l’eau à l’horizon 2019/2021 .Cette étude devra définir les solutions techniques, évaluer leurs impacts environnementaux et déterminer les investissements nécessaires à la réalisation de l’interconnexion. - réaliser une étude pour définir les conditions de renforcement de la pénétration des énergies renouvelables dans les réseaux autonomes existants par le gestionnaire de réseau d’ici 2017. - en l’absence de porteurs de projets, engager les travaux d’élaboration d’un cahier des charges dès 2017 pour le lancement d’un appel d’offres en 2018 visant à instaurer et exploiter de nouveaux moyens de production à partir de sources renouvelables complémentaire au moyen de production thermique, et le cas échéant à la future installation hydraulique pour la commune de Maripasoula. Les modalités de cet appel d’offres devront être définies au niveau régional en concertation avec la CRE et la DGEC. - réhabiliter la centrale hydroélectrique de Saut Maripa à Saint-Georges. - en l'absence de porteurs de projets, lancer des appels d’offres d’ici 2020 pour permettre la construction et l’exploitation de moyens de production d’électricité à partir d’énergies renouvelables sur les communes de Grand-Santi, Régina et Papaïchton. Les modalités des appels d’offres devront être définies au niveau régional en concertation avec la CRE et la DGEC. Les objectifs de développement des énergies renouvelables dans les bourgs des communes de l’intérieur à l’horizon de 2018 sont portés essentiellement par : le projet biomasse à Saint- Georges del’Oyapock (3,6 MW) et le projet hydroélectrique à Maripasoula (environ 3,3 MW) avecraccordement aux réseaux autonomes existants. Les études retenues pourront être rendues éligibles au dispositif des coûts échoués. 5.1 Les communes de l’intérieur Plusieurs communes de Guyane sont très éloignées des centres urbains du littoral et ne sont, la plupart du temps, accessibles que par voie aérienne ou par voie fluviale. Elles présentent pour autre caractéristique d’avoir un habitat très dispersé, généralement réparti le long des fleuves, lieu principal de formation des zones d’habitation. Enfin, du point de vue de l’organisation du service public de l’électricité, les communes de l’intérieur ont pour caractéristique de ne pas être raccordées au réseau de transport d’électricité du littoral. Ainsi chacun des communes de l’intérieur dispose de son propre «système électrique isolé », et parfois même plusieurs lorsque certains de ses « écarts » en sont également pourvus. Chaque système électrique est constitué de ses propres moyens de production et d’un réseau de distribution public d'électricité. Texte 5 sur 155 <!-- page 85 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Ces communes qui rassemblent 29 086 habitants !? (soit 12 % de la population guyanaise), sont approvisionnées en électricité à partir de systèmes électriques autonomes appartenant aux autorités concédantes et exploités par EDF. La commune de Saint-Elie est un cas à part : la commune exploite elle-même un groupe électrogène et un mini-réseau. La commune d’Apatou, n’a pas été prise en compte dans la mesure où sa connexion au réseau de transport public d'électricité est effective fin 2015. Elle ne relève plus des communes de l’intérieur à compter de 2016 et n’apparaît ainsi plus dans le bilan prévisionnel 2015 d'EDF. Elle représentait près de 13 % de la consommation totale des communes de l’intérieur et compte 7 291!* habitants. La mise en service courant 2016 de la centrale hybride diesel- photovoltaïque du village de Providence d’Apatou permettra à 60% de la population d’avoir accès au service public de l’électricité. Le prochain écart devant faire l’objet d’une étude de dimensionnement est le village de Wetiston. Le raccordement du bourg entraînera un fort rattrapage de l’équipement des ménages susceptible de multiplier la demande actuelle par 45°. Les quatre communes du sud-ouest (Grand Santi, Papaïchton, Maripasoula, Saül) sont accessibles uniquement par pirogue ou moyen aérien. Les quatre communes de l’est sont accessibles soit par la route (Régina, Saint-Georges), soit uniquement par pirogue ou moyen aérien (Ouanary, Camopi). Les communes membres de la CCOG ont transféré leur compétence en matière de service public de distribution d’électricité à l'EPCI En 2003, dans l’objectif de définir un cadre contractuel des relations, la CCOG, autorité concédante, et EDF, le concessionnaire, ont conclu un contrat de concession sur le modèle de 1992. Pour tenir compte du contexte spécifique de ces territoires, des dispositions particulières ont été convenues, en particulier : - l'obligation de desserte est limitée à des « zones d’habitat permanent » ; - les moyens de production, considérés en substitution de réseau de distribution, sont intégrés au contrat de concession ; - la possibilité d’adjoindre au contrat de concession, sur des critères, d’autres zones d’habitat permanent. Les communes de l’est n’ont pas transféré leur compétence à la CCEG. Un contrat de concession, sur le même modèle que décrit pour la CCOG, a été conclu avec chacune des communes, autorité concédante. Saint-Elie est la seule commune qui n’a pas de contrat de concession avec EDF. Elle est accessible par les voies aériennes ou terrestres. L’exploitation des groupes et la distribution de l’électricité y sont assurées exclusivement par la commune en régie. La population bénéficie d’une électricité dont l’accès est limité et financé totalement par les fonds propres de la 13 Chiffres Insee — population au 1/01/2012 14 Les autorités concédantes de la distribution d'électricité peuvent aménager, exploiter directement où faire exploiter par leur concessionnaire de la distribution d'électricité toute installation de production d'électricité de proximité d'une puissance inférieure à un seuil fixé par décret, lorsque cette installation est de nature à éviter, dans de bonnes conditions économiques, de qualité, de sécurité et de sûreté de l'alimentation électrique, l'extension ou le renforcement des réseaux publics de distribution d'électricité relevant de leur compétence. En Guyane, le décret n°2004-46 du 6 janvier 2004 fixe ce taux à 2 MW. 15 Chiffres Insee — population au 01/01/2012 16 Selon étude des besoins en électricité et évolutions à l'échéance 2030 des communes de la CCOG - mars 2016 Texte 5 sur 155 <!-- page 86 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE commune. La consommation moyenne annuelle de l’ensemble du bourg s’élève à 5 100 kWh. La production actuelle permet d’alimenter 34 maisons. La livraison du carburant est effectuée par moyen héliporté tous les deux mois. Les données de la commune affichent un coût de production avoisinant les 19 000 €/MWh soit un coût 15 fois supérieur à celui à Maripasoula. S’agissant du transport, la pirogue constitue le mode de déplacement de la grande majorité de la population des communes de l’intérieur (excepté Saül) en l’absence de réseau routier reliant les communes du sud à Cayenne et faute de pistes reliant les bourgs aux villages. Aucune structure réglementée n’existe pour assurer l’approvisionnement et la distribution du carburant au public. La population doit recourir au marché informel n’apportant aucune garantie de sécurité et de protection de l’environnement ou s’approvisionner depuis Saint- Laurent-du-Maroni par voie fluviale pour les communes de l’ouest. La question du transport apparaît donc comme un enjeu énergétique pour ces territoires comme pour le littoral et elle devra faire l’objet de mesures développées dans le cadre de la révision de la PPE. 5.2 Les enjeux de l’électrification des communes de l’intérieur De façon globale, le développement économique et l’aménagement des territoires des communes de l’intérieur constituent un vrai enjeu pour la Guyane, notamment au regard des prévisions démographiques. En effet, la croissance démographique dans ces communes est largement plus importante que sur le littoral : 7,8% contre 2,2% en moyenne par an, engendrant des besoins croissants en moyens de production et de distribution dans des proportions qu’elles ne peuvent assumer. Améliorer l’accès à l’électricité est essentiel pour leur développement ainsi que l’accès à d’autres services (accès à l’eau potable, télécommunications, télé-enseignement, etc.). Les communes de l’intérieur sont marquées par les particularités suivantes : - Un taux d’électrification des logements quatre fois plus faible que la moyenne régionale : 48,5 des logements ne sont pas électrifiés. Cette situation est susceptible de générer un phénomène de rattrapage potentiel dont l’ampleur est difficile à appréhender. - Une consommation marquée par la prépondérance du secteur résidentiel : le secteur résidentiel est un poste de consommation majoritaire, la part de consommation du secteur professionnel restant minoritaire. Le développement d’équipements publics et des services collectifs (établissements scolaires, établissement de santé...) et l’installation de commerces pourraient faire évoluer ce ratio et modifier la courbe de charge journalière, en particulier de jour. L’électrification solaire s’accompagne d’une forte campagne de maîtrise de la demande, et celle-ci est limitée selon les solutions de 1 à 1,7 MWh/foyer/an, divisant par deux cette demande pour les foyers concernés. - Des capacités de production limitées : dans le domaine de la production, plus particulièrement dans l’ouest guyanais et depuis la signature des contrats de concession, la collectivité, maître d’ouvrage sur les installations de production, a fait évoluer son parc de production. Elle a ainsi construit deux petites unités de production, chacune, en remplacement des installations existantes sur les communes de Grand Santi et Papaïchton, qui permettent de répondre aux besoins présents. Texte 5 sur 155 <!-- page 87 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Toutefois, et de façon générale sur tous les sites, la faible capacité de ces installations (dont les puissances de pointe, fonction des sites, vont de 300 kW à près d’1 MW) ne permet pas le raccordement d’installations de fortes puissances non programmées. Aïnsi les centrales thermiques comme celle de Maripasoula sont dans l’incapacité de répondre à des demandes individuelles trop fortes, susceptibles de perturber la qualité de l’énergie distribuée aux autres clients. Cela implique qu’aucune entreprise nouvelle (scierie, menuiserie, centrale à béton, etc.) ne peut s’implanter sur le territoire des bourgs-centres sans que cela ne dérègle le système électrique, avec un risque de black-out. Pour créer une activité sur place, une nouvelle entreprise devra disposer de son propre système de production électrique, en dehors de la péréquation tarifaire. Cette situation freine fortement le développement économique de ces communes, où l’emploi des jeunes est crucial. - Des coûts de production cinq fois supérieurs au coût moyen de production de la Guyane : l’éloignement de ces sites et la difficulté d’accès induisent des coûts de transport et de maintenance importants. Les communes accessibles par voies fluviales ne peuvent être approvisionnées que par pirogue, ce qui représente un coût important pouvant atteindre 1 300 €/MWh soit un niveau cinq fois supérieur au coût moyen de production en Guyane et dix fois supérieur au prix de vente. Par ailleurs l’approvisionnement en carburant est soumis à une variabilité saisonnière et est rendu notamment plus difficile en saison sèche, ce qui crée un risque supplémentaire sur la continuité du fonctionnement des centrales thermiques. Par l’arrêt de la progression de la consommation de gazole qu’il engendre, le développement des EnR dans les communes de l’intérieur présente non seulement un intérêt environnemental mais également un intérêt économique. L’intégration des EnR dans ces petits systèmes électriques isolés devra cependant être étudiée au cas par cas afin de s’assurer que les conditions de sûreté du système sont garanties. Il conviendra également de compenser certaines limites techniques de ces systèmes électriques par le recours à l’innovation, tant en termes de stockage de l’énergie que de pilotage des consommations ou des flux d’énergie (smartgrids). - Un cadre réglementaire relatif au FACE non adapté : le développement (première installation et renforcement) des moyens de production sur les communes de l’intérieur bénéficie principalement de fonds FACE (sites isolés) et FEADER. Le développement des réseaux (premier établissement et renforcement) est assuré pour partie (à hauteur de 80% environ) par le FACE (tranche A). Les moyens financiers restent toutefois insuffisants pour réaliser les investissements nécessaires à l’électrification des communes et de leurs écarts. Contrairement à la métropole, les besoins exprimés pour le développement des réseaux concernent des problématiques de premier établissement (extension). L’étendue des zones à équiper et les difficultés d'intervention (acheminement matériel, mise en œuvre du chantier...), génèrent des coûts importants et la part restant à la charge de la collectivité représente des sommes très élevées qu’elles ne peuvent couvrir. Ainsi la charge financière de l’extension du réseau pour le raccordement des écarts est difficilement supportable pour ces collectivités. Les règles de répartition et le niveau de l’enveloppe du FACE sont à adapter aux besoins de la Guyane. Les besoins en extension du réseau sont importants alors que l’enveloppe du FACE est essentiellement déterminée pour le financement des renforcements de réseau. Le processus d’allocation du FACE devra prendre en compte ces besoins d’évolution. Enfin, l’absence de syndicat mixte d’électrification ne permet pas une optimisation de l’allocation du FACE. Texte 5 sur 155 <!-- page 88 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE - Des lacunes en matière de compétences de certaines autorités concédantes : les ressources humaines et la compétence manquent pour gérer, suivre et mettre en œuvre les projets en faveur de l’électrification. - Un besoin de développer des approches innovantes : leurs particularités incitent à trouver de nouveaux modèles de développement d’offres de l’énergie et à encourager une production d'électricité de proximité si le raccordement au réseau de transport n’est pas rendu possible dans des conditions technico-économiques et environnementales satisfaisantes. Des approches innovantes doivent y être expérimentées pour identifier les solutions adaptées au contexte des communes de l’intérieur et celles qui permettraient des économies de la CSPE dans la perspective de les intégrer lors de la prochaine révision de la PPE. Les enjeux de l’électrification dans ces communes sont donc multiples et nécessitent une approche spécifique afin de : e favoriser l’accès à l'électricité dans des conditions technico-économiques satisfaisantes ; e anticiper la croissance démographique par la réalisation des extensions ou par le renforcement des réseaux électriques et les moyens de production ; e répondre aux besoins tant domestiques qu’économiques et atténuer la carence énergétique pour permettre un développement de ces communes ; e développer des moyens de production d’électricité complémentaires à base d’énergie renouvelable afin de réduire l’impact environnemental et sur la CSPE ; e développer la compétence locale et la formation pour permettre une appropriation et une maintenance des moyens de production décentralisés ; e réduire la vulnérabilité induite par les aléas d’approvisionnement conséquents de l’hydraulicité, des coûts de transports, de la disponibilité des moyens humains et matériels ; e désenclaver les villages du fleuve (200 villages) et permettre le développement des services indispensables (accès à l’eau potable, télécommunication, télé-enseignement, etc.). 5.3 L'offre de production dans les communes de l’intérieur 5.3.1 Le parc de production La situation de peuplement et les réponses d’alimentation électrique qui y sont apportées peuvent être classées en quatre catégories. On distingue : e les gros bourgs alimentés par une centrale thermique qui, selon les sites, disposent de 3 ou 4 moteurs de type diesels dont la puissance unitaire varie et qui peuvent être couplés entre eux. Ces installations de production injectent leur énergie sur un réseau de distribution publique d’électricité moyenne tension ou basse tension suivant les communes ; la maîtrise d’ouvrage de construction sur ces installations de production Texte 5 sur 155 <!-- page 89 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE et réseaux de distribution est assurée par les communes ou EPCI. L’exploitation est assurée par EDF. des écarts de 20 à 100 foyers (une douzaine) dont un seul est à ce jour alimenté par une centrale hybride photovoltaïque-diesel exploité par EDF depuis 1984 ; six autres installations de ce type sont prévues d’être mises en service et exploitées par EDF en 2016 (écarts du Haut Maroni et Providence) ; des écarts de un à dix foyers (environ 200 identifiés), non alimentés ou alimentés par des installations solaires privées grâce à l’intervention d’une association ; des sites d’attrait économique (sites touristiques, camps militaires, mines), alimentés pour les plus petits par des générateurs solaires et pour les autres par leur propre moyen de production diesel. Le tableau suivant présente la situation actuelle des moyens de production électrique des communes de l'intérieur et de certains écarts, et les évolutions prévues ou potentielles par le gestionnaire de réseau : Sites Maripasoula Puissance Evolutions prévues ou potentielles par le installée Détails gestionnaire de réseau (KVA) Diesel : 250 et Evolutions prévues : production de 400 KVA et rajout d’un moyen de production de 400 KV A par la Communauté de Communes de l'Ouest Guyanais Evolutions potentielles : MWec 3x400 KkVA Renforcement du groupe 250 KVA par un moyen de Centrale hydroélectrique au fil de l’eau de 3,2 MW (4 turbines de 800 kW }sur la crique de l’Inini en projet. Une centrale 100% solaire photovoltaïque de 1,2 Un système de stockage piloté par le gestionnaire de réseau afin de faciliter l’insertion du photovoltaïque Texte 5 sur 155 Papaïchton 1 050 Diesel : 250 et Evolutions prévues : 2x400 KVA Etude d’opportunité sur le raccordement de Papaichton et Maripasoula. Evolutions potentielles : Une centrale 100% solaire photovoltaïque de 5S00kWe Un système de stockage piloté par le gestionnaire de réseau afin de faciliter l’insertion du photovoltaïque Grand Santi 605 Diesel : 165 et Evolutions prévues : kVA acté par la Communauté de Communes de 2x220 kKVA Rajout d’un moyen de production en 2016 de 400 <!-- page 90 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE l'Ouest Guyanaïis, Evolutions potentielles : Une centrale 100% solaire photovoltaïque de 450kWc Une centrale hydraulique Un système de stockage piloté par le gestionnaire de réseau afin de faciliter l’insertion du photovoltaïque Saint-Georges 2130 Diesel : 250, 450, Evolutions prévues : 630 et 800 KA Passage du groupe de 250 KVA à un moyen de production de 650 KVA différé Centrale biomasse de 3,1 MW à venir Un système de stockage piloté par le Gestionnaire de réseau afin de faciliter l’insertion du photovoltaïque Saint-Georges 1125 Hydraulique : 3x375 [Evolutions prévues : (saut Maripa) KkVA Rénovation centrale hydraulique d’ici 2019. Régina (bourg) 665 Diesel : 165 et Evolutions potentielles : 2x250 kVA Demande de renforcement du groupe de 250 KVA. Une centrale 100% photovoltaïque de 500kW. Travaux de rénovation sur la centrale. Un système de stockage piloté par le gestionnaire de réseau afin de faciliter l’insertion du photovoltaïque Sail 161 Diesel : 100 KVA Evolutions potentielles : Photovoltaïque : 61 [Projet de création de centrale hybride, kWe ou d’installations individuelles 100% photovoltaïque + batterie suite à étude technico-économique à mener en 2017 Kaw 260 Diesel : 2x80 KV A Photovoltaïique : 100 kWe Camopi 295 Diesel : 60, 100 et [Evolutions potentielles : 135 KVA Nouveau moyen de production à envisager Ouanary 180 Diesel : 80 et 100 [Evolutions prévues : kVA Une nouvelle centrale (hybride) est prévue Apagui 40 Diesel : 2x20 kKVA [Evolutions prévues : Renouvellement moteurs effectués : moteurs reconditionnés et alternateurs neufs Monfina 40 Diesel : 2x20 kKVA [Evolutions potentielles : Renouvellement des moteurs Diesel : 6 715 KVA Hydraulique : 1 125 KVA Texte 5 sur 155 <!-- page 91 --> 1* avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 5 sur 155 Photovoltaïque : 161 kWc Apatou 1350kVA |Diesel : 400, Interconnexion au réseau littoral en 2015 200,250 et 500 S'aint-Elie 110KVA [Diesel : 2x110 KVA |Evolutions prévues : Mise en place d’une centrale hybride photovoltaïque- diesel pour une alimentation de 100 foyers supplémentaires. Construction d’une nouvelle centrale électrique (coût des travaux estimé à 400 K€). Ecarts : Twenké, Taluen, Evolutions prévues : Haut et Bas Elae, Cayode, Installation de centrales hybrides groupes Maroni Antecume-Pata et |électrogènes +solaire photovoltaïque+Batteries et Pidima solaire photovoltaïque +batteries (Pidima) : mise en (Maripasoula) + services avant fin du premier semestre 2017 Providence (Apatou) Il est cependant important de rappeler que dans son bilan prévisionnel 2015, le gestionnaire du réseau indique qu’un certain nombre de facteurs (la dynamique démographique, le taux des habitations qui ont accès à l’électricité, le taux d’équipement des ménages, et la connaissance des équipements d’aménagement prévus) génère d’importantes marges d’incertitude sur l’exercice de prévision de la demande et donc des moyens de production. Le ratio de la production par habitant à Saint-Georges de l’Oyapock est 2,5 fois plus élevé que celui de Maripasoula. D’une commune à l’autre, ce ratio, même corrigé du taux d’électrification, varie très fortement (de 0,3 MWh/an/habitant à Papaïchton à 1,7 à Régina). Les énergies renouvelables doivent devenir les sources principales de production d'électricité dans les communes de l’intérieur. Les objectifs de développement des énergies renouvelables dans les bourgs des communes de l’intérieur à l’horizon de 2018 sont portés essentiellement par : le projet biomasse à Saint- Georges de l’Oyapock (3,1 MW) et le projet hydroélectrique à Maripasoula (environ 3,2 MW) avecraccordement aux réseaux autonomes existants. Au regard de la petite taille de ces systèmes électriques, l’intégration de ces EnR devra prendre en compte les questions de sûreté système pour chaque bourg. Ces questions devront faire l’objet d’études spécifiques à mener par le gestionnaire de réseau d’ici fin 2017 et dont les résultats seront communiqués à l’Etat et la CTG. Il est également nécessaire d’engager des actions d’expérimentation et d’innovation : développement de moyens adaptés aux conditions humides tropicales, nouveaux systèmes combinés de production et de stockage d’énergie, optimisation des besoins d’entretien et de maintenances, services innovants d’information et de formation des populations locales adaptés aux nouveaux usages numériques en développement. Ces actions devront être engagées pour permettre une prise de décision des solutions à retenir lors de la prochaine PPE. <!-- page 92 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE 5.3.2 Le potentiel hydraulique Une étude visant à identifier les gisements en petite hydroélectricité sur le fleuve du Maroni a été menée par l’Office de l’eau de Guyane (OEG). La carte ci-après montre l’emprise des acquisitions de données altimétriques (LIDAR) réalisées par l’OEG : Grand-Santi Saint-Laurent-du-Maroni Papaïchton Awala-Yalimapo | LIDAR 2013 - 2014 UM LIDAR 2015 - 2016 Sinnamary Mana CPI Kourou AMacouria LE EMontsinéry 7 Élie Roura ) D 4 À sou re JCamopi Figure 42 : Emprise des acquisitions LIDAR réalisées par l’Office de l’Eau (mise à jour février 2016) L'analyse des données altimétriques produites sur le Maroni combinée avec les historiques de débit produits par la DEAL a permis d’identifier les sites du Maroni qui présentent des gisements susceptibles de satisfaire les besoins des bourgs et principaux écarts situés entre Maripa — Soula et Langa Tabiki (commune d’Apatou). Texte 5 sur 155 <!-- page 93 --> JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 5 sur 155 Le tableau suivant présente trois sites du Maroni susceptibles de couvrir les besoins en électricité des lieux de vie situés à une distance à moins de 15 km : Puissance Hauteur de chute : . sans potentielle Distance Statut dans mobilisable entre Nomdusite Localisation du site aménagement . Débitrequis[m3/s] . le SAR N } pour couvrir gisement et {d'après données . . LIDAR) les besoins besoin [kW] Providence Pole de 1.7m en hautes 2.2km (APATOU) proximité KOUMAROU eaux 150 10 | Grand Santi Pole relais MANKABA >6m 1000 30 14km Bourg ABOUNAMI pk15 9.6 m sur 10 km 1000 14(BV > 3000 km?) 15 km Ban 3.8msur2kmen Fou Pole relais hautes eaux (à 500 20 11.5 km de E APANTA PACHI SOULA renforcer) Boniville Figure 43 : Gisement hydraulique sur trois sites (source OEG - données 2015) Par ailleurs, l'OEG a engagé, à la demande de la CCOG, de la commune de Saül et d'EDF, une caractérisation du gisement hydroélectrique de la cascade du mont Galbao sur la commune de Saül. Cette caractérisation conduit à la réalisation en 2017-2018, d’une étude de préfaisabilité technique pour la mise en place d’une station hydroélectrique sur le site du mont Galbao. 54 Le cadre d'intervention sur Maripasoula- Papaïchton, Saint-Georges de l’Oyapock et Grand Santi Maripasoula et Saint-Georges de l’Oyapock se démarquent des autres communes de l’intérieur en concentrant en moyenne 65 % de la production totale. Les perspectives de développement économique de Maripasoula et Saint-Georges conduisent à apporter une attention particulière sur ces deux communes. Par ailleurs, les projections montrent que les besoins en production électrique des communes de Maripasoula, Papaïchton, Grand Santi et Saint-Georges pourrait doubler en 2030 par rapport à 2014. Les importantes évolutions de la demande exigent d’anticiper sur les nouveaux moyens de production à mettre en place dans ces communes. 5.4.1 La situation des bourgs de Maripasoula et Papaïchton La part de la consommation de Maripasoula, qui compte 10 025!’habitants, représente en moyenne 30% de la consommation totale des communes de l’intérieur. 55% de la population vivent dans le bourg et les villages périphériques alors que 45% vivent dans la forêt et le haut Maroni. Cette commune est lauréate d’un appel à manifestation d’intérêt national relatif à la revitalisation des bourgs centres. 17 Chiffres INSEE — population au 01/01/2012 <!-- page 94 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Quant à la commune de Papaïchton, elle compte 6 102 habitants dont 70% vivent dans le bourg et les villages périphériques. Elle a une consommation en moyenne 2,8 fois inférieure à celle de Maripasoula. Les travaux de renforcement de la centrale thermique prévus d’ici 2016 auront pour effet de porter sa puissance installée proche des 2 MW. Ce renforcement permettra de satisfaire aux besoins du bourg jusqu’en 2023. Il devient donc nécessaire de prévoir un nouveau moyen de production à cette échéance pour éviter toute rupture de service public de l’électricité. La limite des moyens de production exploités par les communes à 2MW ne permettra plus à la commune d’exercer sa compétence de distribution de l’électricité et de procéder au remplacement de la centrale par une nouvelle de capacité supérieure à 2 MW ou de poursuivre les travaux de renforcement ou d’extension. Le seul projet d’installation de production électrique connu sur la commune est le projet hydroélectrique de 3,3 MW en phase de développement. Il est susceptible de fournir près de 12 GWh/an qui représentent près de 2,5 fois la production de la commune en 2014. Sa mise en service est prévue en 2018 par le porteur de projet. Son fonctionnement en complément de la centrale thermique devra être étudié, notamment afin de garantir la stabilité et la sûreté du système électrique ainsi créé. Ce projet permettra de satisfaire aux besoins énergétiques du bourg de la commune et de lui faire bénéficier de conditions de consommation et de développement au moins équivalentes à celles de Saint-Georges. Ce projet permettra une réduction significative de la consommation en énergie fossile comme le montre les figures c1- dessous sur le mix électrique, une diminution du risque de rupture d’approvisionnement et un impact positif significatif sur la CSPE au regard des besoins croissants en électricité du bourg. Néanmoins, ce projet ne permettra pas de répondre aux besoins en période d’étiage. Un moyen complémentaire au moyen de production thermique est donc nécessaire pour combler le déficit de production pendant deux à quatre mois. Une étude stratégique sur les besoins en production électrique des communes de Maripasoula et Papaïchton, co-financée par la CCOG et l'ADEME, a été menée en 2015-2016 pour définir le mix énergétique adapté à ces deux territoires. Les perspectives démographiques issues de cette étude conduisent à une croissance démographique moyenne annuelle de Maripasoula et Papaïchton respectivement de +2,7% et +4,0% entre 2012 et 2030, soit une population respectivement de 16 100 et 12 300 habitants en 2030. Texte 5 sur 155 <!-- page 95 --> 1 avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 5 sur 155 Cette étude de l'ADEME et la CCOG présente également des scénarios d’évolution des besoins en production électrique et le mix électrique pour chacune des communes : A) Scénario d’évolution e Maripasoula : Projection des besoins en production électrique à Maripasoula en 2030 (en MWh) 2014 sc 1 tendanciel sc 2 sc3 industriel EDF BPI 2015 (+50%) développement (+217%) (+106%) (+142%) Figure 44 : Scénarios d’évolution des besoins en production de Maripasoula {Source : étude CCOG-ADEME 2016) Evaluation des puissances de pointe — Maripasoula : Pointe maxi 2014 2020 2025 2030 Sci —tendanciel 800 950 1 070 1 190 Sc2 - développement 800 1 190 1 520 1 840 Sc3 — industriel 800 1 340 1 800 2 250 EDF BPI 2015 800 1141 1 457 1 689 Sel - tendanciel : évolution selon la tendance actuelle pour les secteurs. Les besoins sont multipliés par 1,5 en 2030. Sc 2 — développement : développement volontariste des infrastructures publiques et du secteur professionnel, modes de vies des ménages évoluant vers la moyenne de la Guyane. Les besoins sont multipliés par 2,4 en 2030. Ce scénario est assez proche de celui d'EDF. Sc 3 — industriel : développement volontariste selon le scénario 2 intégrant des activités industrielles. Les besoins sont multipliés par 3 en 2030. La PPE retient le scénario développement pour l’évolution des besoins en production pour la commune de Maripasoula. <!-- page 96 --> 1 avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 5 sur 155 e Papaïchton Projection des besoins en production électrique à Papaïchton en 2030 (en MWh)} 2014 sc 1 tendanciel sc 2 EDF BPI 2015 (+79%) développement (+97%) (+246%) Figure 45 : Scénarios d’évolution des besoins en production de Papaïchton (Source : étude CCOG-ADEME 2016) Evaluation des puissances de pointe -Papaïchton : Pointe maxi 2014 2020 2025 2030 Scl —tendanciel 320 430 520 610 Sc2 - développement 320 580 790 1010 EDF BPI 2015 320 469 572 663 Sel - tendanciel : évolution selon la tendance actuelle pour les secteurs. Les besoins sont multipliés par 1,8 en 2030. Ce scénario est assez proche de celui d'EDF. Sc 2 — développement : développement volontariste des infrastructures publiques et du secteur professionnel, modes de vies des ménages évoluant vers la moyenne de la Guyane. La PPE retient le scénario développement pour l’évolution des besoins en production pour la commune de Papaïchton. La mise en service de la centrale hydroélectrique conjuguée à l’interconnexion entre Maripasoula et Papaïchton devrait permettre de satisfaire ce scénario. B) Mix électrique e Mix électrique thermique-hydraulique à Maripasoula en l’absence d’interconnexion : Le mix électrique thermique-hydraulique permet une diminution significative des besoins en énergie fossile : -80% en 2020, -70% en 2025 et -30% en 2030. <!-- page 97 --> 1 avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 5 sur 155 Evolution du mix de production pour une demande selon le sc2 - développement de Maripasoula 1560 12000 330 440 5 1040 D 2014 2020 2025 2030 Sn Hydraulique fil de l'eau EM Thermique diesel =fll= Besoins en combustible en m3 Figure 46 : Scénarios d’évolution des besoins en production de Papaïchton (Source : étude CCOG-ADEME 2016) e Mix thermique-hydraulique combinée à de l’interconnexion entre Maripasoula et Papaïchton : L’interconnexion combinée à un mix thermique-hydraulique permet également une diminution significative des besoins en énergie fossile pour les deux communes : -70% en 2020, -35% en 2025. En revanche, la consommation en 2030 tend à dépasser celle de 2014. L’interconnexion présente plusieurs avantages : amélioration de la stabilité du réseau par son extension, fourniture d’une meilleure qualité d’électricité, sécurisation par mutualisation des moyens de production, satisfaction des besoins des professionnels des deux bourgs, réduction de la consommation en énergie fossile des deux bourgs. 0 O O O0 O La PPE demande la réalisation de l’étude sur l’interconnexion entre Maripasoula et Papaïchton en 2017, en vue d’une mise en œuvre dans des délais optimisés de la solution préconisée. Cette étude préalable tiendra compte du mix réellement opérationnel à l’horizon 2020-2023. <!-- page 98 --> 1 avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 5 sur 155 Evolution du mix électrique en cas d'interconnexion entre Maripas-Soula et Papaïchton 18000 2260 16000 1380 14000 12000 5 10000 Æ 8000 6000 4000 2000 2014 2020 2025 2030 sn Hydraulique fil de l'eau ER Thermique diesel —#}— Besoins en combustible en m3 Figure 47 : Scénarios d’évolution des besoins en production de Papaïchton (Source : étude CCOG-ADEME 2016) Ce mix électrique ne sera pas satisfaisant en période d’étiage. Il est donc nécessaire d'envisager des moyens de production complémentaires en mobilisant d’autres sources d’énergies renouvelables et les moyens de stockage des énergies intermittentes. Une diversification du mix électrique doit être recherchée. La PPE retient les mesures suivantes pour renforcer l’offre d’énergie de la commune de Maripasoula au-delà du soutien au projet hydroélectrique : - conduite d’une étude technico-économique par le gestionnaire de réseau en vue de l’interconnexion entre Maripasoula et Papaïchton d’ici 2017. Cette étude devra définir les solutions techniques, évaluer leurs impacts environnementaux et déterminer les investissements nécessaires à la réalisation de l’interconnexion. - en cas d’absence de porteurs de projets, élaboration d’un cahier des charges dès 2017 en vue du lancement d’un appel d’offres en 2018 visant à instaurer et exploiter de nouveaux moyens de production à partir de sources renouvelables complémentaires au moyen de production thermique, et le cas échéant à la future installation hydraulique pour la commune de Maripasoula. Les modalités de cet appel d’offres devront être définies au niveau régional en concertation avec la CRE et la DGEC.- 5.4.2 La situation du bourg de Saint-Georges de l’Oyapock La consommation de la commune de Saint-Georges de l’Oyapock représente en moyenne 35% de la consommation totale des communes de l’intérieur. Contrairement aux autres communes de l’intérieur, Saint-Georges (3 959 $habitants) affiche une croissance démographique négative (-1 % entre 2010 et 2012, INSEE). Toutefois, les perspectives de 18 Chiffres INSEE - population au 01/01/2012 <!-- page 99 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE mise en service du pont sur l’Oyapock entre le Brésil et la Guyane et de développement de projets d’urbanisation laissent entrevoir un développement des activités économiques dans cette zone susceptible d’engendrer une demande en électricité plus forte que celle qui est constatée entre 2010 et 2013 (croissance moyenne annuelle de 2,3%). Les équipements primaires de la ville ne sont déjà plus suffisants pour son fonctionnement actuel ° la production électrique actuellement insuffisante provoque des coupures de courant très fréquentes, et ne pourra pas soutenir le développement rapide de la ville ; + le nouvel ouvrage de traitement des eaux usées est en cours de réalisation via une nouvelle lagune et des nouveaux réseaux et des stations de relevages couvrant une bonne partie de la commune, l’ancienne infrastructure étant saturée et polluante, empêchant de ce fait toute nouvelle délivrance de permis de construire. Un projet de biomasse de 3,1 MW, en phase de réalisation, devrait être mis en service d’ici 2018. Il est susceptible de produire 24 GWh qui représente près de quatre fois la production de la commune en 2014. La mise en service de ce projet prévu d’ici 2018 permettra à la commune de disposer de l'énergie suffisante pour accompagner son besoin de développement dans un délai très court. La réhabilitation de l’installation hydroélectrique de Saut Maripa devra être menée pour améliorer la qualité de distribution. 5.4.3 La situation de Grand Santi Le bourg de Grand Santi incluant le village de Grand-Siton est le lieu de peuplement le plus concentré, mais ne regroupe que moins d’un quart de la population de la commune. En effet, les habitants sont dispersés dans les nombreux écarts en amont et en aval du fleuve, un quart vit dans les villages Monfina, Apagui, Bali Kampou et Anakondé et 50% dans d’autres écarts de la commune. La part de la population ayant accès au service public de l’électricité est évaluée à 15%. Grand-Santi n’est pas accessible par voie terrestre, les seules possibilités à partir du littoral sont la pirogue ou l’avion. L’accès aux villages dont certains sont très éloignés, ne peut se faire que par le fleuve depuis le bourg ou les communes de l’intérieur. La commune compte 6 061!° habitants et connaît un taux de croissance démographique annuelle moyen parmi les plus élevés des communes de l’ordre de 6%. Le taux d’électrification est celui le plus faible des communes de l’intérieur de l’Ouest avec 18, 2% des logements électrifiés. La précarité énergétique est particulièrement prégnante à Grand Santi. L'étude des besoins en électricité et évolutions à l’échéance 2030 des communes de la CCOG évalue une demande électrique du bourg cinq fois supérieure à celle de 2015 avec une augmentation de +0,8 GWh en 2018, +2,5 GWh en 2023 et +5,8 GWh en 2030. Cette hausse est tirée par le rattrapage des ménages, le développement périphérique du bourg, des projets de développement tels que la construction de groupe scolaire à Grand Siton, l’extension des services municipaux, la mise en service d’une plateforme de compactage des déchets ménagers, la création d’une zone artisanale et la construction d’un collègue à Anakondé d’un stade et d’une piscine. 19 Chiffre Insee — population au 01/01/2012 Texte 5 sur 155 <!-- page 100 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Un moyen supplémentaire d’une puissance de près de 1 MW sera nécessaire pour répondre aux besoins en 2030. Ces besoins pourront être couverts par l’hydroélectricité d’après le gisement identifié par l’Office de l’eau. La PPE retient la nécessité de développer le gisement hydraulique pré-identifié par l’office de l’eau qui pourrait répondre aux besoins du bourg de Grand Santi et éviter le recours à l’énergie fossile. En cas d’absence de porteurs de projets,un appel d’offres devra être lancé d’ici 2020 pour permettre la construction et l’exploitation d’un moyen de production d’électricité à partir de l’énergie hydraulique et d’autres sources renouvelables sur cette commune. Les modalités de cet appel d’offres devront être définies au niveau régional en concertation avec la CRE et la DGEC. 5.5 L'évolution des besoins en production Les besoins électriques des communes de l’intérieur représente actuellement entre 2 à 3% de celle du littoral. Les projections montrent qu’elle devrait connaître un doublement de ses besoins en 2030 soit une croissance six fois supérieure à celle du littoral (17%) entre 2018 et 2030. L'évolution de la demande en électricité est essentiellement liée à l’évolution démographique, beaucoup plus importante que sur le littoral, et aux phénomènes de rattrapage des taux d’électrification et de développement d’activités économique ou d’équipements publics (écoles, collèges, lycées, etc.). Les graphes suivants sont établis à partir des données des bilans prévisionnels du gestionnaire EDP, de l’étude des besoins en l’électricité et évolutions à l’échéance 2030 des communes de de la CCOG et de l’étude stratégique sur les besoins en production électrique des communes de Maripasoula et Papaïchton. Lorsque des équipements publics sont prévus et de nature à impacter la consommation de façon significative, leur consommation est prise en compte. Texte 5 sur 155 <!-- page 101 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Evolution des besoins en production des communes de l'intérieur en MWh 45 000 40 000 |__| 35 000 30 000 Eu 25 000 D: L 20 000 ee 15 000 == —— = — 10 000 5 000 0 2012 2013 2014 2015 2018 2020 2023 2025 2030 m Maripasoula M Papaïchton M Grand santi M Saûl M Saint-Georges MCamopi Ouanary M Régina Figure 48 : Evolution des besoins en production des communes de l’intérieur (hors Saint-Elie) en MWh (sources : BPEOD 2013, 2014, 2015 et études CCOG-ADEME en 2016) L'évolution des besoins en production dans les communes de l’intérieur est présentée comme suit : Evolution des besoins en 2015-2018 2015-2023 2015-2030 production d’électricité en GWh Communes de l’intérieur (sans prendre en considération Apatou) | +3 GWh(+19%) | +10GWh(+60%) | +23 GWh (+137%) Figure 49 : Projections de l’évolution de la consommation d’électricité des communes de l’intérieur (sources : BPEOD 2013, 2014, 2015 et études CCOG-ADEME 2016) Le taux de croissance annuelle moyen des communes de l’intérieur est de 6%. 5.5.1 Les actions de maîtrise de la demande d'électricité Un programme de sensibilisation à la MDE a été mené par la Région, le Département, l'ADEME et EDF de 2007 à 2013 sur les bourgs du Maroni et Saint-Georges de l’Oyapock avec la présence de médiateurs de l’énergie durant six ans et la diffusion de 10 000 lampes à basse consommation. Ce programme a permis de mettre en évidence un fréquent non-respect des normes électriques de base et une sensibilisation des populations a été menée par les médiateurs. Des gisements de MDE existent encore. Ils sont néanmoins réduits par la jeunesse des foyers qui conduit à un équipement récent, globalement plus performants (appareils de froid) que la moyenne du littoral, un taux d’équipement des ménages plus faible (très peu de climatisation) et le faible poids du tertiaire climatisé. Texte 5 sur 155 <!-- page 102 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Un programme similaire (MDE et sécurité électrique) a été lancé en 2014, accompagné par les mêmes partenaires et la CCOG, pour les six villages du Maroni en cours d’électrification solaire. Le long des fleuves frontaliers, l’approvisionnement en appareils électroménagers se fait encore principalement sur Cayenne pour des raisons de tension de service différentes entre la Guyane et ses voisins brésilien et surinamais. Toutefois les commerçants brésiliens et surinamais s’adaptent très vite et des glissements sont observés, pour acquérir des appareils beaucoup moins performants (éclairage, froid). De par le prix de revient très élevé de l’électricité à l’intérieur de la Guyane, les actions de MDE, même prises en charge à 100 %, s’avèrent très rentables. Une quote-part à définir au cas par cas devra toutefois être laissée à l’usager (effet de valeur donné aux choses). L'orientation des actions de maîtrise de la demande d’énergie du littoral s’appuie sur le mécanisme de CSPE évitée et/ou des certificats d'économie d'énergie (CEE). Des actions plus volontaristes doivent être renforcées pour l’intérieur. Ce plan d’action s’inspire aussi de celui qui a accompagné la mise en service de la centrale solaire de Kaw à Régina. L’enjeu est double : réduire les consommations et les pointes d’appel de puissance. Le jeu d’acteurs est réduit sur l’intérieur, facilitant le montage d’un plan d’actions : e l'isolation des toitures des bâtiments tertiaires et dans certains cas des logements des fonctionnaires appartenant à un nombre limité d’acteurs : les communes (mairies, écoles), le conseil général (bureaux, aéroports, collèges), la collectivité territoriale de Guyane (lycée), l’armée (gendarmeries), la Poste (guichets). Une prise en charge à 100% pourrait être envisageable afin d’accélérer les démarches et simplifier les montages (pas d’attente de délibérations des co-financeurs) ; e l’amélioration de l’éclairage public (pointe du soir) ; e l’isolation des toitures des logements sociaux. Ceux-ci sont gérés par la SIGUY et représentent une part importante du pare de logements (environ 50 % à Maripasoula). Une opération financée à 100 % pourrait être rapidement menée. La pénétration de la climatisation en domestique étant très faible, sa pertinence devra au préalable être étudiée ; e le respect de la RTAA (ventilation naturelle et isolation des toitures) sur les logements neufs. Un contrôle a priori strict doit être effectué par les communes lors du dépôt de permis, en s’appuyant sur une notice à Joindre et un outil de calcul facilitant la vérification. Toutefois s’il ressort que les surcoûts engendrés sur ces communes difficiles d’accès sont importants, une aide pourrait être envisagée en dérogation (par exemple sur l’isolation ou l’eau chaude solaire) dans la limite de sa rentabilité ; e la diffusion d’éclairages performants (LBC et LED). Le montage utilisé, avec des médiateurs culturels en porte à porte et une fourniture directe aux commerces locaux fonctionne très bien, les lampes servant d’ancrage pour un discours MDE plus large (pointe du soir). Texte 5 sur 155 <!-- page 103 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE e la diffusion de chauffe-eau solaires en substitution à ceux électriques, avec une prime conduisant à un coût résiduel pour le consommateur proche d’un chauffe-eau électrique ; e le remplacement des appareils de froid anciens et peu performants existant chez les particuliers (échange avec destruction pour une somme modique) selon une organisation à définir, pouvant s’appuyer sur les filières DEEE ; e la distribution dans les bourgs d’appareils électroménagers performants afin d’éviter les achats transfrontaliers. Ces actions sont réalisables en grande partie sur la période 2016-2018 (appareils, bâtiments tertiaires, premiers logements). Une présence, une organisation « projet » devraient rester en place en permanence, s’appuyant sur un dispositif de médiateurs dont la taille pourrait évoluer avec le projet. La mise en place de médiateurs doit bénéficier d’un appui structurel et financier pour garantir son efficacité. Néanmoins, la maîtrise de l’énergie, aussi volontariste soit-elle, ne contribuera pas à réduire la demande électrique globale en raison de l’évolution démographique et le rattrapage des équipements. 5.6 Le programme d’électrification des écarts A la signature des contrats de concession, en 2003, seules les «zones d’habitat permanent » sur lesquelles était établi un service public de distribution avaient été intégrées au périmètre de la concession. Depuis, deux nouveaux sites (Apagui et Monfina), situés sur la commune de Grand Santi (périmètre de la CCOG) ont été intégrés au contrat de concession conclu avec EDF. Comme le prévoient les dispositions de la convention de concession à laquelle est annexé le contrat de concession, d’autres «zones d’habitat permanent » peuvent être adjointes au périmètre du contrat de concession initial sous réserve de répondre à certaines conditions. C’est dans ce contexte que la CCOG, dans sa politique d’aménagement de son territoire et particulièrement le long du fleuve Maroni, a lancé, dans le prolongement de discussions engagées avec EDF, un programme d’électrification de six sites sur la commune de Maripasoula (Elahé, Taluen, Twenké, Cayodé, Pidima, Antecume Pata) et d’un site sur la commune d’Apatou (Providence). Ces sites sont appelés « écarts » au regard du bourg de la commune. La réception de ces installations est en cours et leur mise en exploitation programmée pour le 4ème trimestre 2016. En revanche, l’avancement de ce programme pour les écarts de l’est est confronté à des difficultés, les communes concernées ne disposant pas de moyens et de compétences internes pour assurer leur mission de maîtrise d’ouvrage des travaux. La création du futur syndicat mixte d’électrification (cf. 6.2.6) constitue un préalable à l’élaboration d’un plan d’électrification des communes de l’intérieur et des écarts ciblant des populations plus larges que celles prévues par le programme d’électrification actuel. Elle constitue également un levier pour permettre une revue à la hausse des fonds FACE et le financement d’un programme d’électrification plus ambitieux et tenant compte des orientations de la PPE. Texte 5 sur 155 <!-- page 104 --> 15° avril 2017 Electrification des villages du haut Maroni %), CCOG (5 %) JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Le financement du programme actuel est le suivant : Montant de Année de : Financement l'opération réalisation 0 12 300 000 € 2015 [FEADER (17 %), FACE (78 Texte 5 sur 155 Figure 50 : Montage financier du programme d’électricification des écarts (source : EDF ). Actualité des projets en cours Rappel : périmètre Providence ÿ le PE EE Haut-Maroni Tos Paétines] Saül Ouanary Ment'=m Trois Sauts Autres sites Trois Palétuviers érals Apagui/Monfina Kaw “<enr La solution technique retenue et mise en œuvre est basée sur un système de production centralisée hybride (photovoltaïque-diesel) selon un ratio prévisionnel de 70% de la fourniture assurée par le photovoltaïque, auquel est raccordé un réseau public de distribution. Le service délivré est basé, après étude des usages et de leurs évolutions, sur un volume maximal d’énergie dont la limitation en puissance (2KW) est assurée par un compteur spécifique. Ainsi et en exemple, à Taluen, petit village à près de deux heures de pirogue du bourg de Maripasoula, a été installée une centrale hybride d'une puissance de 160 kVa qui produira de l'électricité pour tous les habitants, soit un peu plus de 200 personnes. Pour un coût de plus de <!-- page 105 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE 4 ME, elle représente plus de 30 % de l’investissement global du projet d'électrification des villages du Haut-Maroni. Cette électrification va entraîner l’équipement des ménages en appareils électroménagers et nécessite un programme d’accompagnement. Ce programme (sensibilisation, formation, diffusion de matériels) 2015-2017 a été lancé par la CCOG, l'ADEME, le Département et EDF afin d’éviter l’usage d’appareils énergivores, de garantir la sécurité des personne et des biens, de former des intervenants dans la réalisation des installations intérieures et préparer le raccordement et ce dans le respect des cultures amérindiennes. Un médiateur a déjà été recruté et sera encadré par un chargé de mission. De plus les maisons (carbets) doivent être équipées d’une installation électrique intérieure respectant les normes de sécurité, tout en tenant compte des pratiques des populations (pas de pièce d’eau par exemple). En effet, le Consuel applique un certain nombre de normes à respecter avant toute électrification d'une maison individuelle. Il s'appuie sur la norme NF C 15-100 existante et appliquée sur tout le territoire. L’arrêté du 22 octobre 1969 portant réglementation des installations électriques des bâtiments d’exploitation, qui rend obligatoire l'application de cette norme qui impose des exigences devant garantir un niveau de confort, ne correspond pas aux standards de vie que l'on trouve dans les écarts des communes de l'intérieur et doit donc être adaptée à leurs spécificités. Une adaptation du cadre réglementaire prévoyant la mise en place d'un référentiel spécifique pour ces carbets permettrait aux populations des communes de l'intérieur de bénéficier des apports très attendus du service public de l'électricité et la valorisation des investissements publics. Elle ne portera que sur des règles de confort et non de sécurité. Pour ce qui est du développement des énergies renouvelables, une solution 100 % EnR sera recherchée pour tout nouveau projet d’électrification d’écart. Une évaluation du potentiel en petite hydroélectricité pour l’électrification des sites isolés le long du Maroni a été menée par l’Office de l’eau de la Guyane. Elle a permis de pré-identifier des sites potentiels et d’élaborer un référentiel de spécifications technico-économiques et un guide opérationnel pour le montage de projets d’électrification en petite hydroélectricité. Des sites sur Trois-Sauts et Camopi présenteraient un potentiel qu’il conviendrait de confirmer par des études approfondies. Dans l’attente de la mise en œuvre d’une future installation à la mise en place de solutions transitoires s’impose afin de pouvoir répondre aux besoins des habitants de ces écarts. Pour le cas particulier de Trois-Sauts, un projet pilote de mise en place de carbets communautaires dit «carbets de services énergétiques » sera expérimenté. Ces carbets permettront de fournir aux habitants tous les services essentiels à l’énergie tels que la conservation des aliments, télévision, recharges d’appareils électroniques (ordinateurs, portables, etc). L’intérêt de cette solution est multiple : pas de problème de normes liées aux habitations sommaires, pas de conflit entre habitants ayant accès à l’électricité et ceux qui ne le seront pas, réduction des coûts par comparaison à plus de 100 installations solaires établies sur les habitations individuelles. Texte 5 sur 155 <!-- page 106 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Bien que la commune d’Apatou ait été raccordée au réseau littoral fin 2015, le périmètre d’extension du programme d’électrification comprendra les écarts d’Apatou. Afin de faciliter l’électrification des écarts, il est nécessaire d’adapter le cadre réglementaire existant afin de tenir compte de spécificités, notamment sur la délivrance des certificats de conformité des installations électriques intérieures, la mise en place de tarifications spécifiques, et les modalités techniques et financières spécifiques de raccordement. Un travail de réflexion sera notamment entamé afin de définir et rendre applicables des prescriptions minimales de sécurité de l’attestation de conformité pour l’habitat individuel permanent sommaire et isolé dans certaines zones géographiques. Le programme d’électrification des écarts doit être poursuivi pour permettre notamment l’électrification des écarts de Grand Santi (Apagui et Monfina) et de Camopi. Il doit être également élargi à de nouveaux écarts : village Wetiston d’Apatou (500 habitants), villages Bali Kampou et Anakondé de Grand Santi (1600 habitants). L'extension du périmètre d’électrification concernera près de 2 100 habitants soit 7% de la population des communes de l’intérieur. Des études devront être lancées pour permettre le dimensionnement technique et financier des installations de production100% EnR d'ici 2018. Les installations pourront être reprises en concession par EDF et être intégrées au contrat de concession de distribution de l’électricité. 5.6.1 Le développement des compétences et de la formation à l’auto-construction de kits solaires individuels dans les écarts Une association implantée en Guyane (l’association Kwala Faya) a développé depuis 2013 des solutions d’électrification rurale pour les sites isolés éloignés des bourgs grâce à la mise en œuvre de formations à l’autoconstruction de kits solaires, de sensibilisation des usagers à l’utilisation rationnelle de l’énergie et en s’appuyant sur les sources d’énergies renouvelables et les compétences locales. Ces formations sont à destination des habitants des sites isolés afin qu'ils réalisent leur propre système d’alimentation sous forme de kits photovoltaïques individuels. Ces kits dont la puissance varie en fonction des besoins permettent les services de base tels que l’éclairage et l’alimentation d’appareils électriques (ventilateur, ordinateur portable, chargeurs, télévisions, hi-fi) ou, pour les plus puissants, de postes de froid (réfrigérateur ou congélateur). Les sites retenus jusqu’à présent font partie des 200 écarts de petite taille (1 à 10 familles) que les communes ne souhaitent ou ne peuvent pas aménager. L’offre d’énergie répond aux premiers besoins des habitants, en respectant les normes de sécurité des biens et des personnes. Cette solution présente l’avantage d’être simple à mettre en œuvre, peu coûteuse et de donner les moyens aux habitants d’assurer un suivi local des moyens mis à leur disposition (entretien et maintenance des équipements). Elle est toutefois moins pérenne qu’une solution publique, nécessite une organisation de distribution de pièces de rechange et de retour des batteries usagées. S’appuyant sur des interventions bénévoles, des aides publiques sont nécessaires pour réduire la part de l’investissement à la charge des usagers. Cette démarche n’a donc pas vocation à se substituer Texte 5 sur 155 <!-- page 107 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE au développement d’une offre publique d’énergie, mais bien de la compléter dans les petits écarts dépourvus de services publics et difficile à aménager pour les communes. Les actions menées s’inscrivent dans une démarche participative et permettent de répondre aux objectifs suivants : - créer des activités économiques en développant une offre de service énergétique et améliorer l’insertion par ces activités ; - valoriser les économies d’énergie et diminuer les coûts de production ; - accompagner les habitants à l’accès à l’énergie et inciter à un usage raisonné de l’électricité dans l’attente d’un programme d’électrification rurale généralisé dans ces écarts ; - améliorer les conditions de vie ; - développer des compétences techniques sur le solaire pour permettre l’entretien de base des systèmes de manière autonome. La réalisation du programme d’actions prévu par l’association sur les communes des fleuves du Maroni et de l’Oyapock permettra d’équiper 190 familles avant 2018 soit environ 1100 habitants. Les sites seront retenus en concertation avec les pouvoirs publics, en particulier les communes concernées. Une évaluation de ce premier déploiement devra être menée avant de généraliser la démarche à d’autres écarts. D'une façon générale, et en dehors de l’action spécifique menée sur les kits solaires individuels, tout projet de mise en place de nouveaux moyens de production d’énergie dans les communes isolées doit intégrer un volet permettant la montée en compétences techniques des populations de ces territoires. Texte 5 sur 155 <!-- page 108 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE 6 Lesinfrastructures énergétiques et les réseaux Synthèse des propositions : infrastructures énergétiques et réseaux Les infrastructures énergétiques et les réseaux sont actuellement limités à une partie du littoral. Leur développement doit être réalisé afin d’assurer le développement du système guyanais dans son ensemble, sur le littoral comme à l’intérieur. Les mesures retenues sont les suivantes : - adapter les dispositifs de financement des réseaux dans les zones rurales pour répondre à leurs besoins et négocier une enveloppe plus importante du FACE pour tenir compte des besoins importants en extension des réseaux et permettre, en Guyane, la fongibilité des crédits extension et renforcement. - réaliser une étude de modélisation du réseau pour permettre l’augmentation de la part des énergies renouvelables dans le mix énergétique d’ici 2018 (amélioration du dispatching, recours aux moyens de stockage, définition du niveau de services système adapté, pilotage de la consommation et des flux d’énergie (smart grid), etc). Cette étude devra intégrer les réseaux des communes de l’intérieur pour leur permettre de développer des moyens complémentaires de production à partir de sources renouvelables. - réaliser une étude technico-économique d’une extension du réseau de transport à l’est jusqu’à la commune de Saint-Georges de l’Oyapock d’iei fin 2018 au regard des besoins et des opportunités de développement que représente la zone. Cette étude sera réalisée par le gestionnaire du réseau. - mesurer et comparer les avantages et les inconvénients techniques, économiques et environnementaux de chaque option d’approvisionnement des sites miniers à développer en Guyane d’ici 2017. - finaliser la création d’une structure unique de gestion des fonds d’électrification rurale au travers d’un syndicat mixte d’électrification. Les études pourront être rendues éligibles au dispositif de couverture des coûts échoués. Texte 5 sur 155 <!-- page 109 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE 6.1 Etat des lieux du réseau électrique guyanais En Guyane, le réseau public de l’électricité est organisé autour de deux systèmes : l’un qui dessert les territoires situés le long du littoral guyanais ; l’autre, composé de mini-systèmes électriques, qui desservent chacun un site des zones enclavées du territoire, les communes de l’intérieur. 6.1.1 Le réseau électrique du littoral guyanais Il est structuré autour d’un réseau de Transport à Très Haute Tension (90 000 volts), de trois principaux points de production électrique, la centrale thermique de Dégrad Des Cannes, la centrale hydroélectrique de Petit Saut (Petit Saut) et la centrale de Kourou (TAC) et de 11 postes sources (postes de transformation 90 000 V/ 20 000 V). A fin 2014, les autres moyens de production raccordés sont : Une Turbine A Combustion (TAC), (Kourou) Une unité biomasse (bois), (Kourou) Une unité de production au fil de l’eau, (Mana) Deux unités de production photovoltaïque avec stockage, (Montsinery et Dégrad Des Cannes) e Des unités photovoltaïques réparties sur le territoire. 6.1.2 Le réseau de transport Le réseau de transport s’étend, pour la partie la plus à l’est du territoire, de la zone de Dégrad- des-Cannes, à l’entrée de la ville de Saint-Laurent-du-Maroni pour l’extrémité ouest. Il compte 414 km de lignes et est structuré en quatre zones constituées par trois boucles et d’une antenne : une boucle autour de l’île de Cayenne, une boucle entre Cayenne et Kourou, incluant le poste source TDF à Montsinery, une boucle reliant Kourou, les installations du Centre spatial guyanais et le barrage de Petit Saut, e une antenne en direction de Saint-Laurent-du-Maroni. Les évolutions récentes du réseau de transport concernent : e le renforcement de la transformation 90 000 / 20 000 V au poste de Balata (passage de 20 à 36 MVA pour un des transformateurs), e la sécurisation de l’alimentation du réseau de distribution de la zone de Saint-Laurent par la mise en place d’un second transformateur 20 MVA 90 000 / 20 000 V (garantie transformateur) en 2013. Dans l’optique de répondre au besoin d’alimentation en électricité en accompagnement des programmes d’aménagement et de développement urbain, les travaux programmés d’évolution du réseau de transport portent sur : e la création à l’horizon 2020 d’un poste source sur la commune de Macouria, à proximité du bourg de Tonate, Texte 5 sur 155 <!-- page 110 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE ° les travaux de doublement du jeu de barres 90 000 volts du poste source de Kourou dont la fin des travaux est prévue début 2016. Le poste source de Kourou, où convergent la boucle de « Petit Saut » et une « boucle de Cayenne » constitue un nœud électrique important. 6.1.3 Le réseau de distribution Le réseau de distribution est structuré depuis les postes sources (poste de transformation 90 000 Volts /20 000 Volts). Il est constitué de : e 1 150 km de réseau haute tension (HTA) (20 000 V) dont 44% en souterrain, e 1193 km de réseau base tension (BT) (410/227 V) dont 47% en souterrain, ° 1158 postes de transformation HTA/BT. Si dans les grandes agglomérations, et pour la plus grande majorité des clients, les réseaux sont maïillés et donc la continuité de l’alimentation sécurisée, ce maillage est plus fragile dans les zones rurales où le réseau HTA est constitué de structures en antenne. La mise en service fin 2015 du tronçon de réseau à 20 000 volts entre Saint-Laurent-du- Maroni et le bourg d’Apatou va conduire à une amélioration notable de la qualité de la fourniture au bénéfice des 4 000 habitants du bourg et des écarts proches qui étaient jusqu’ici alimentés à partir de groupes électrogènes ou d’une petite unité de production électrique. 6.2 Objectifs en matière de réseaux électriques 6.2.1 Entretien des réseaux : investissement d'amélioration, qualité Les enjeux d’investissement et de maintenance sur le réseau électrique en Guyane se traduisent par un effort soutenu afin de l’entretenir et l’améliorer. Depuis 2008, ce sont en moyenne 15 millions d’euros qui sont investis par EDF chaque année dans le domaine des réseaux. Le résultat sur les cinq dernières années est une diminution significative de 40% du temps moyen de coupure par habitant. Temps Moyen de Coupure (mn) 300 2010 2011 2012 2013 2014 Figure 52 : Temps de coupure moyen par client en Guyane (source : EDF ) Texte 5 sur 155 <!-- page 111 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Des programmes soutenus d’investissement et de maintenance sur les réseaux sont ainsi engagés visant le renforcement des structures d’alimentation, l’amélioration de la qualité de la fourniture par la fiabilisation des ouvrages, la modernisation et en particulier l’automatisation des équipements. Contrairement aux autres territoires constitutifs de la direction des systèmes énergétiques insulaires, la Guyane n’est pas soumise aux aléas climatiques majeurs. Toutefois, le climat équatorial très humide impacte fortement les réseaux électriques (vieillissement prématuré des ouvrages, agression par la faune et la flore). Cela renforce les exigences tant dans les programmes d’entretien (fréquences et types d’intervention) que dans les programmes d’investissement. Dans la perspective de renforcer la structure des réseaux d’alimentation du secteur de Matoury et d’améliorer la qualité de la desserte des secteurs des bourgs de Roura et de Cacao, des travaux de pose de deux câbles souterrains HTA sur une longueur de 20 km, depuis le poste source de Dégrad-des-Cannes en direction de Matoury, ont été engagés par EDF. Toutes les communes, hormis Cayenne, sont placées sous le régime de l’électrification rurale. Dans ce cadre, le développement des réseaux sur ces territoires est de la responsabilité des autorités concédantes qui ont en charge le premier établissement des réseaux d’extension ainsi que leur renforcement. Les principes d’affectation des fonds FACE qui prévalent au niveau national (80% affectés aux travaux de renforcement) répondent mal aux besoins de la Guyane qui, au regard de son développement, sont majoritairement les extensions de réseau. Il existe toutefois des marges d’adaptation de ces règles d’affectation qu'il convient de mobiliser pour répondre aux enjeux du territoire guyanais. Des mesures d’adaptation des dispositifs de financement des réseaux dans les zones rurales où se situent la majeure partie du développement des réseaux de distribution devront être négociées avec le FACE. 6.2.2 Avancement de l'élaboration du Schéma Régional de Raccordement au Réseau des Energies Renouvelables (S3REnR) Comme suite à l’adoption par arrêté préfectoral du SRCAE en juin 2012 et aux débats régionaux sur la transition énergétique qui se sont déroulés de décembre 2013 à juillet 2014, le gestionnaire du réseau a élaboré un projet de schéma régional de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3REnR). A l’instar des autres territoires des zones non interconnectées (ZNT), l’élaboration de ce schéma s’est heurtée à l'inadéquation du dispositif réglementaire aux caractéristiques du territoire, dont l’application aurait pour effet de rompre toute dynamique de développement des EnR. En effet, du fait de la nécessité de créer des ouvrages importants pour exploiter les gisements de biomasse et d’hydraulique situés à l’est de la Guyane non connecté au réseau public de transport d'électricité, le projet de schéma met à la charge des producteurs des quotes-parts élevées pour la réalisation de la connexion au réseau de transport. Ces coûts élevés conduiraient à accentuer les difficultés de financement des porteurs de projet. Il est à noter cependant que la configuration actuelle du réseau de transport offre des capacités d’accueil. Elles sont localisées à proximité des réseaux existants et notamment des postes sources. Plus la puissance de production à raccorder est importante, plus la proximité d’un poste source est nécessaire. Texte 5 sur 155 <!-- page 112 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE L'évolution du cadre législatif en vigueur notamment l’introduction d’un nouveau mécanisme de financement des ouvrages créés dans le cadre du S3REnR dans les ZNI devrait permettre de poursuivre l’exercice d’élaboration du S3EnR après l’adoption de la PPE de la Guyane. 6.2.3 Développement du réseau HTB, impact des orientations de la PPE sur les réseaux Le développement du réseau HTB dépend à la fois de l’évolution des besoins de consommation et du développement du parc de production. Compte tenu des orientations fortes prise en matière de développement des EnR, la PPE prévoit que le gestionnaire de réseau affine d’ici fin 2016, la lisibilité des investissements nécessaires pour garantir la distribution de l’énergie produite. De même, les besoins de renforcement ou d’extension de réseau devront être clairement identifiés et quantifiés afin d’optimiser la mobilisation des ressources publiques et d’accompagner le développement des moyens de production. Une étude de modélisation du réseau pour permettre l’augmentation de la part des énergies renouvelables dans le mix énergétique devra être réalisée d’ici 2018 (amélioration du dispatching, ajout de moyens de stockage, définition de niveau de services système adapté, etc). Cette étude devra intégrer les réseaux des communes de l’intérieur pour leur permettre de développer des moyens complémentaires de production à partir de sources renouvelables. 6.2.4 Extension du réseau de transport en HTB à l’est Les perspectives retenues dans le schéma d'aménagement régional (SAR) plaident pour un renforcement du réseau à l'est jusqu’à la commune de Saint-Georges de l’Oyapock. A l'horizon de 2030, près de 2 000 constructions devraient être érigées pour une population atteignant les 17 000 habitants à Saint-Georges soit 9 000 de plus qu'en 2013. Cette croissance dynamique générera une demande énergétique à satisfaire. Le désenclavement numérique constitue un enjeu majeur de compétitivité et de coopération économique tant avec le Surinam qu'avec l'Amapa (Brésil). L'aménagement numérique contribuera à améliorer la coopération sur le plateau des Guyanes avec des échanges de services, une mise à disposition d'infrastructures (routes, aéroports.) ou d'équipements (hôpitaux, écoles...) et nécessite donc de développer des équipements de production et de transport d'énergie. Le développement des activités touristiques, l'exploitation forestière non seulement pour la production de bois d'œuvre mais également dans la perspective de création d'usines de biomasse, le développement agricole dans la commune de Régina, sont freinés entre autres par l'absence d'équipements de production et de transport d'énergie. Ainsi, une zone d'activités économiques existante à Saint-Georges et ouverte aux pays voisins qui tarde à se développer du fait du manque d'équipements adaptés (électricité en quantité et qualité insuffisantes). Texte 5 sur 155 <!-- page 113 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Dans la perspective de développement d'activités agricole et aquacole dans les zones favorables telles que l'Oyapock à Saint-Georges ou de la Comté à Cacao, les possibilités de desserte et d'accès à l'énergie restent à développer pour permettre le déploiement d'une filière complète et structurée de l'élevage des alevins, des fermes de grossissement et de production, des unités de transformation ou de congélation et de la commercialisation. L'extension du réseau à l’est permettrait de raccorder un potentiel d’énergies renouvelables représentant une puissance installée 50 MW (biomasse pour 10 MW et 40 MW d’hydraulique). Une étude technico-économique d'une extension du réseau de transport à l’est jusqu’à la commune de Saint-Georges de l’Oyapock devra être réalisée d’ici fin 2018 au regard des besoins et des opportunités de développement que représente la zone. 6.2.5 Electrification rurale et dispositif du FACE Le fonds d’amortissement des charges d’électrification (FACE) apporte une aide financière en faveur de l’électrification rurale et permet ainsi aux collectivités territoriales en régime rural de financer des travaux de développement des réseaux en basse tension : travaux d’extension, de renforcement, de sécurisation et d’amélioration esthétique, dont elles assurent la maîtrise d'ouvrage. En l’absence de syndicat mixte d’électrification en Guyane, il appartenait au conseil général d’assurer la gestion de l’enveloppe annuelle. Entre 2010 et 2012, la Guyane a consommé la totalité des crédits alloués (1,3 M€ par an) qui autorisait une fongibilité des dépenses entre les postes extension et renforcement. Ces règles ont changé à partir de 2014 avec la mise en place d’une répartition respective de 20 — 80 entre les sous-programmes d’extension et de renforcement rendus non fongibles. Les critères de répartition des aides entre département sont fondés sur ces objectifs : ils prennent en compte le linéaire du réseau préexistant et sa qualité (nombre de départs mal alimentés). Or en Guyane, le linéaire du réseau de distribution est faible et nécessite d’être étendu. Cette répartition n’est pas adaptée aux besoins de la Guyane où ils concernent majoritairement des travaux d’extension et de renforcement. Le calcul de l’enveloppe apparaît donc défavorable à la Guyane qui doit pouvoir bénéficier d'une règle spécifique de répartition des crédits du FACE plus favorable à l'incontournable extension des réseaux. De plus, cette situation est susceptible d’affecter la consommation de l’enveloppe de renforcement dont la sous- consommation ne doit pas être perçue comme un signe de diminution des besoins sur ces territoires. La situation de la Guyane, marquée par l’immensité des territoires de l’intérieur et une dynamique démographique extrêmement forte, nécessite d’instaurer une approche différente de celle retenue pour la métropole et d’allouer une enveloppe spécifique pour les communes de l’intérieur. Il est indispensable de modifier cette situation en engageant rapidement une démarche en ce sens pour que le territoire puisse, à travers le FACE et le FEADER 2014-2020, disposer des moyens financiers adéquats pour permettre l’accès à l'électricité de l'ensemble des populations. Texte 5 sur 155 <!-- page 114 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 5 sur 155 Les besoins FACE pour la période 2015-2016 s’élèvent à 16 524 115 € : cl TN vw, f- . COMMUNE NATURE DE L'OPERATION CSECIE FACE (euros) MAITRE D'OUVRAGE ccoG Extension ER villages providence Apatou 306 000 € 244 800.00 € Extension ER villages Sud de Grand Santi - n désserte du village Anacondé phase 2 614074€ 491 260,00 € CcoG Desserte des villages du Sud phase 3 511 016,00 € 408 812,80 € DEPARTEMENT Électrification du rural de la route de 17 2 GUYANE Guatémala pk 48 de la RNI 3 la RD1S 320 000,00 € 256 000,00 € MACOURIA Électrification du village KAMUYUNFH ROURA Electrification du secteur Racamont 4658750.00€ 3 727 000,00 € ROURA Electrification du secteur Maripa-Favard 5187500.00€ 4 150 000.00 € ROURA Electrification du secteur Marguerite 6 820030.00€ 5 456 024.00 € ROURA Électrification Beausejour Renforcement du 760 087,00 € 608 069.60 € secteur MATOURY Extension rer KRHI de Cogneau- 629364 07€ 490 903.97 € amirande MATOURY Électrification rurale alimentation Basse 115 73944€ 90 276.76€ ension souterraine « Residence Jari » MATOURY Électrification rurale extension HTA/A-BTA/A 467 633,89€ 364 75443 € secteur Macrabo REMIRE- Secteur rond point ADELAIDE TABLON , € 3 £ MONTJOLY Renforcement et enfouissement du réseau BT 120 000,00 € 93 600.00€ SINNAMARY Extension du volet réseau basse tension du 218 918,70€ 2561349€ bourg de Sinnamary REGINA Extension du résean destrique HTABTA au 150 000,00 € 117 000.00 € rer = = = TOTAL FACE 2015-2016 20 249 740.03 16 524 115.06 ns À Figure 53 : Enveloppe du FACE 2015-2016 (source : Conseil général) 6.2.6 Création d'un syndicat mixte d’électrification Sous l’égide de l’association des maires de Guyane, les collectivités doivent prochainement constituer le syndicat mixte d’électricité de la Guyane. La Guyane est en effet le dernier département français à ne pas disposer d’un tel outil. Il regroupera les communes mais aussi la collectivité territoriale de Guyane (CTG) et la CCOG. <!-- page 115 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Les compétences de maîtrise d’ouvrage et d’autorité concédante des réseaux de distribution (et des moyens de production autonomes) lui seront transférées permettant à la Guyane de disposer d’une autorité organisatrice unique. Le syndicat mixte d’électrification veillera à équilibrer les programmes et les aides entre les communes du littoral et celles de l’intérieur. Le financement du syndicat mixte sera assuré par le versement des taxes R1 (redevance de fonctionnement) et R2 (redevance d'investissement) et de 50% des taxes communales. Ce financement sera suffisant pour assurer son fonctionnement, apporter sa quote-part de 20% aux investissements en complément du FACE et constituer les réserves de trésorerie nécessaires. Les chantiers de ce futur syndicat sont les suivants : e redynamiser l’électrification rurale par l’extension de réseaux ; e négocier avec le FACE un équilibre des budgets extension / renforcement adapté à la Guyane ; e négocier avec EDF les contrats de concession des dix communes n’en disposant pas (Cayenne, Matoury, Rémire-Montjoly, Roura, Montsinéry-Tonnegrande, Kourou, Sinnamary, Iracoubo et Régina ou Ouanary) ; e participer à la montée en compétence et en qualité d’offre d’énergie dans ces territoires. Il est nécessaire de conduire les actions suivantes : - disposer d’une structure unique de gestion des fonds en finalisant la création d’un syndicat mixte d’électrification ; - négocier une envelopper plus importante du FACE pour tenir compte des besoins importants en extension des réseaux et permettre, en Guyane, une fongibilité accrue des crédits extension et renforcement. 6.2.7 Déploiement de dispositifs de charge pour les véhicules électriques et hybrides rechargeables Au regard du mix énergétique, des caractéristiques du réseau et de moyens de production actuels, la promotion du véhicule électrique doit viser une recharge des batteries par une énergie renouvelable ou, en cas d’utilisation du réseau, une recharge pilotée de façon à éviter la pointe de consommation. Elle doit également favoriser les dispositifs de recharge lente (Cf. Chapitre 2.2.3.1). Une étude sera réalisée à la maille régionale, pour définir la stratégie en matière de véhicules électriques et plus généralement pour la mobilité décarbonée. L'objectif à l’horizon 2023 pourra alors être défini sur la base d’éléments concrets. Texte 5 sur 155 <!-- page 116 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE 6.3 Objectifs relatifs aux projets miniers Dans la perspective du développement économique du territoire et dans le cadre de l’exploitation des gisements aurifères, l’aménagement de trois sites miniers est à l’étude (cf. 2.3). La puissance électrique nécessaire à l’exploitation de ces mines est estimée entre 50 et 70 MW à l’horizon 2025. Le tableau ci-dessous illustre le phasage du déploiement des puissances nécessaires à partir de 2018. 4 9 35 45 50 50 57 65 55 65 65 65 65 Puissance en MW Figure 54 : Conférence concertation, 18 juillet 2014 (source : MEDEF Guyane) Si l’exploitation des sites aurifères représente un véritable enjeu économique pour le territoire, elle va engendrer une hausse significative de la consommation énergétique, directement ou via les activités complémentaires associées. La politique d’aménagement du territoire doit intégrer la question de la fourniture de l’énergie nécessaire au développement de cette filière. L’approvisionnement en électricité des sites aurifères peut s’envisager suivant deux modalités : e un fonctionnement autonome à partir d’unités de production installées in situ impliquant un acheminement de combustible sur zone ; e un raccordement au réseau public d’électricité impliquant nécessairement la construction de nouvelles capacités de production de base sur le système électrique (principalement dans l’ouest), ainsi que la construction d’un réseau de transport de grande longueur en forêt. Une étude globale permettant de mesurer et de comparer les avantages et les inconvénients techniques, économiques et environnementaux de chaque option d’approvisionnement des sites miniers à développer en Guyane reste à conduire d’ici 2017 afin de retenir et mettre en œuvre la solution la plus pertinente dans le cadre d’une politique concertée d'aménagement du territoire. Texte 5 sur 155 <!-- page 117 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE 7 Synthèse des mesures Un comité suivi co-présidé par l’Etat et la Collectivité territoriale de la Guyane sera mis en place pour assurer la mise en œuvre, le suivi et l’évaluation de la PPE. Les modalités de fonctionnement et de composition de ce comité restent à définir. Il est rappelé que bien que le secteur du transport constitue un enjeu important de par son impact carbone et sa part dans le bilan d’énergie finale, cette première PPE a été consacrée prioritairement au système électrique. L’enjeu du secteur transport fera l’objet de mesures plus développées dans le cadre de la prochaine révision de la PPE sur la base des éléments collectés et des projets. Synthèse des objectifs de la demande en électricité e Evolution de la demande : Scénario de croissance de la demande d'électricité (hors 2015-2018 2015-2023 2015-2030 projets miniers) Référence MDE +106 GWh(+12,3%) +257 GWh(+29,8%) +417 GWh (+48,3%) e Objectifs de réduction de la consommation : - 60 GWh (-7%) en 2018 et -151 (-17%) GWh en 2023. e Dans le secteur résidentiel, les objectifs de réduction de la consommation portent notamment sur : - Climatisation : - 3GWh en 2018 et -7 GWh en 2023 - Eau chaude sanitaire : - 15 GWh en 2018 et -27 GWh en 2023 e Dans les secteurs tertiaire et industriel, les objectifs de réduction de la consommation portent notamment sur : - Climatisation : - 22 GWh en 2018 et -39 GWh en 2023 - Eau chaude sanitaire : - 4 GWh en 2018 et -9 GWh en 2023 e Développer cinq bornes de recharge, alimentées par des énergies renouvelables, pour les véhicules électriques et hybrides électriques. Synthèse des mesures relatives à la sécurité d’approvisionnement e Faire évoluer le seuil de déconnexion des énergies intermittentes avec l'objectif de porter ce seuil à 35 % en 2018 ; e Définir un critère spécifique permettant de dimensionner la sécurité d’alimentation de ces petits systèmes électriques adapté aux communes de l’intérieur. Texte 5 sur 155 <!-- page 118 --> 1° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 5 sur 155 Synthèse des mesures relatives au développement de l’offre d’énergie (hors communes de l’intérieur) Les objectifs de développement des énergies renouvelables sont : Puissance Objectifs Objectifs Total installée en 2016- 2019- Territoire 2018 2023 2023 Compte tenu de l’augmentation régulière de la demande et de l’arrêt programmé de la centrale de Dégrad-des-Cannes, les actions à engager pour assurer la sécurité et la sûreté du système électrique sont : - le remplacement sur la région de Cayenne des capacités installées de la centrale thermique et des deux turbines à combustion situées à Dégrad-des-Cannes d’ici la fin de l’année 2023, par des capacités thermiques dont la puissance totale sera de l’ordre de 120 MW (base + pointe). La centrale sera conçue pour être en mesure de fonctionner au fuel léger ou au gaz naturel. Une étude évaluera les conditions techniques, économiques et environnementales d’approvisionnement en gaz naturel pour permettre de prendre une décision quant à l'intérêt d'une alimentation au gaz naturel de ces capacités thermiques. Cette puissance de 120 MW (base +pointe) est issue de l’étude de défaillance (cf. supra 3.2.1.1) réalisée par le gestionnaire de réseau dans le cadre de l’élaboration du bilan prévisionnel équilibre offre demande de 2015. Une centrale photovoltaïque sans stockage d’une puissance de 10 MW sera associée à cette centrale afin de contribuer à l’atteinte des objectifs de développement de la production électrique à partir d’énergies renouvelables de la Guyane. Par ailleurs, le gestionnaire de réseau devra prendre les dispositions nécessaires pour compenser la baisse du régime de fonctionnement de la centrale actuelle de Dégrad- des Cannes conformément à la directive européenne dite IED. <!-- page 119 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE - le renouvellement de la turbine à combustion située à Kourou d’une puissance de 20 MW entre 2021 et 2025 ; - et enfin la mise en service d’un moyen de base à puissance garantie de 20 MW dans l’ouest (hors besoins miniers) entre 2021 et 2023 en privilégiant les moyens de production à partir de sources renouvelables de puissance garantie fournissant des services système. Les moyens de base devront être renforcés de +10 MW en 2030 pour répondre aux besoins de développement notamment portés par la commune de Saint-Laurent-du-Maroni. Pour ce qui concerne les 20 MW restant pour répondre au besoin des 140 MW sur l’Ile de Cayenne à l’horizon 2030, devront être privilégiés les moyens de production à partir de sources renouvelables à puissance garantie fournissant des services système. Synthèse des orientations et mesures relatives aux communes de l’intérieur Les énergies renouvelables doivent devenir les sources principales de production d’électricité dans les communes de l’intérieur. Evolution des besoins en production : Evolution des besoins en 2015-2018 2015-2023 2015-2030 production d’électricité en GWh Communes de 1 , intérieur +3 GWh(+19%) À +10 GWh(+60%) À +23 GWh(+137%) Renforcer les actions de sensibilisation aux économies d’énergie au travers du partenariat associatif ; Faire évoluer le cadre réglementaire afin de faciliter les investissements dans de nouveaux moyens de production, l’accompagnement et le développement de ces territoires en adaptant notamment les règles de répartition du FACE entre le sous- programme d’extension et celui de renforcement et en abondant le sous-programme extension à hauteur des besoins ; Adapter le cadre réglementaire relatif aux installations électriques afin de tenir compte de spécificités, notamment sur la délivrance des certificats de conformité des installations électriques intérieures, la mise en place de tarifications spécifiques, et les modalités techniques et financières spécifiques de raccordement. Poursuivre le programme d’électrification des écarts et l’étendre à de nouveaux écarts tels que le village Wetiston d’Apatou et les villages Bali Kampou et Anakondé de Grand Santi. Accompagner la démarche participative pour l’électrification de près de 190 foyers répartis sur les communes des fleuves du Maroni et de l’Oyapock. Une évaluation de ce premier déploiement devra être menée avant de généraliser la démarche à d’autres écarts. Engager des actions d’expérimentation et d’innovation : développement de moyens adaptés aux conditions humides tropicales, nouveaux systèmes combinés de production et de stockage d’énergie, optimisation des besoins d’entretien et de Texte 5 sur 155 <!-- page 120 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE maintenances, services innovants d’information et de formation des populations locales adaptés aux nouveaux usages numériques en développement. Ces actions devront être engagées pour permettre une prise de décision des solutions à retenir lors de la prochaine PPE ; Engager les travaux d’élaboration d’un cahier des charges dès 2017 pour le lancement d’un appel d’offres en 2018 visant à instaurer et exploiter de nouveaux moyens de production à partir de sources renouvelables pour la commune de Maripasoula. Les modalités de cet appel d’offres devront être définies au niveau régional en concertation avec la CRE et la DGEC. Réhabiliter la centrale hydroélectrique de Saut Maripa à Saint-Georges. En l'absence de porteurs de projets, lancer des appels d’offres d’ici 2020 pour permettre la construction et l’exploitation de moyens de production d’électricité à partir d’énergies renouvelables sur les communes de Grand-Santi, Régina et Papaïchton. Synthèse des mesures relatives aux infrastructures énergétiques et réseaux Adapter les dispositifs de financement des réseaux dans les zones rurales pour répondre à leurs besoins et négocier une enveloppe plus importante du FACE pour tenir compte des besoins importants en extension des réseaux et permettre, en Guyane, la fongibilité des crédits extension et renforcement. Finaliser la création d’une structure unique de gestion des fonds d’électrification rurale au travers d’un syndicat mixte d’électrification. Texte 5 sur 155 <!-- page 121 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Synthèse des études à réaliser Texte 5 sur 155 Maîtrise de l’énergie 1 Caractérisation de l'ampleur, la nature et les causes de la précarité Ein 2017 énergétique > Asseoir, quantifier, qualifier une politique de MDE — Mise à jour du PRERURE Réseau et système / communes de l’intérieur Etude sur les scénarios pour la mise en place de nouveaux systèmes 2017 pour électriques dans les bourgs des communes de l’intérieur, maximisant Maripasoula- 3 l'intégration des énergies renouvelables. Papaïchton Cette étude devra inclure l'étude technico-économique par le gestionnaire | et Régina de réseau sur l’intérêt de l’interconnexion entre Papaïchton et Maripasoulapour la garantie de l'équilibre du réseau. Puis 2018 Etude de modélisation du réseau pour permettre l’augmentation de la part des énergies renouvelables dans le mix énergétique (amélioration du dispatching, recours aux moyens de stockage, définition du niveau de 4 | services système adapté, pilotage de la consommation et des flux d'énergie (smart grid), etc). Cette étude devra intégrer les réseaux des communes de 2018 l’intérieur pour leur permettre de développer des moyens complémentaires de production à partir de sources renouvelables. 5 Etude technico-économique d’une extension du réseau de transport à l’est 2018 jusqu'à la commune de Saint-Georges de l'Oyapock. 6 Etude technico-économique portant sur le doublement de la ligne de 2018 transport électrique de l'Ouest entre Kourou et Saint-Laurent-du-Maroni Offre d'électricité 7 Etude d'évaluation du potentiel et des gisements pour la création d’une 2017 centrale de valorisation énergétique des déchets 8 | Etude d'opportunité sur le second grand barrage 2018 Etudes d'évaluation du potentiel hydraulique sur les fleuves de la Mana et | 2017 Mana 9 | l’Approuague (avec une priorité pour la Mana), en intégrant l'impact 2018 environnemental Approuague 10 | Définition d’un cadre pour l’autoconsommation/autoproduction 2017 11 Etude de préfaisabilité technique pour la mise en place d’une station 2017-2018 hydroélectrique sur le site du mont Galbao 12 Evaluation du gisement et du mode de production de la biomasse pour la 2018 production électrique Approvisionnement Mesurer et comparer les avantages et les inconvénients techniques, 13 | économiques et environnementaux de chaque option 2017 d’approvisionnement des sites miniers à développer en Guyane. Evaluer les conditions techniques, économiques et environnementales 14 | d’approvisionnement en gaz naturel de la Guyane en vue de mettre en 2019 place un plan d’approvisionnement en gaz du territoire d’ici 2023. Transport 15 Etude d'opportunité du déploiement des véhicules électriques et hybrides 2018 sur le territoire. <!-- page 122 --> 15° avril 2017 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 5 sur 155 16 Etudes, essais et aides à la diffusion pour l’utilisation de carburants alternatifs: biocarburants, résidus de production d'hydrogène, etc. Les ressources industrielles disponibles sur le territoire, notamment l'hydrogène, devront être valorisées dans le cadre de ces études et essais sur le stockage d'hydrogène et sa conversion au sein de piles combustibles. 2019 17 Mobilité durable 2018