Le réseau de transport moyenne et haute tension tel que l'envisage la TEP sur l'île de Tahiti à l'horizon 2020.
PAPEETE, 30 janvier 2017 - La SAEM TEP, concessionnaire de service public pour le transport d’énergie électrique à Tahiti, prévoit de réaliser 9,15 milliards Fcfp d’investissements sur son réseau à l’horizon 2027. Près de la moitié de cet investissement est mobilisé par le bouclage de son réseau par le Nord de Tahiti.
Maillon essentiel du paysage énergétique, la société d’économie mixte Transport d’énergie électrique en Polynésie gère actuellement un réseau de 250 kilomètres de lignes de moyenne (20 000 et 30 000 volts) et haute tension (90 000 volts) sur l’île de Tahiti. En 2016, ce maillage a servi au transport de 475 gigawattheures (GWh), depuis les unités de production électrique vers les réseaux de distribution EDT ou Secosud et via 24 postes comprenant 7 postes sources, 4 de concentration et 13 de raccordement.
Ce réseau, valorisé à 13 milliards Fcfp aujourd’hui, se trouve au cœur du plan de transition énergétique initié par le Pays en 2015. Ce plan prévoit qu’en 2020 l’électricité fournie à Tahiti soit issues à 50 % d’origine renouvelable et que ce taux soit porté à 75 % en 2030, alors que la part des énergies vertes varie entre 30 à 35 % actuellement.
D’ici à l’échéance de la concession qu’elle exploite, le 31 décembre 2027, la société d’économie mixte prévoit de réaliser 9,15 milliards Fcfp d’investissement sur son réseau. Le plan de transition énergétique est sa feuille de route. "Il fixe la cible que l’on doit atteindre et dirige l’ensemble de nos investissements", explique Thierry Trouillet, directeur général de la TEP. "L’objectif est d’avoir plus d’énergies renouvelables sur notre réseau avec un service toujours aussi fiable pour l’ensemble des usagers (…)". Selon ce spécialiste de l’énergie, les 15 à 20 % d’énergie d’origine renouvelable supplémentaires pourraient, d’ici quatre à cinq ans, être obtenus par un accroissement de 5 % du photovoltaïque, 4 % avec le développement d’un nouveau Swac, et le restant par nouveau site de production hydroélectrique (qui sera vraisemblablement celui de la Vaiiha, bien qu’il ait pris un peu de retard).
"Le potentiel hydroélectrique sur l’île de Tahiti pourrait être doublé", souligne aussi Thierry Trouillet. "Mais pour autant, le photovoltaïque ne se substituera pas au thermique (…) ; on ne peut pas mettre des énergies intermittentes sur le réseau de manière non contrôlée".
Centre de stockage et boucle électrique
Pour l’instant, le réseau électrique ne peut accueillir plus de 30 % d’énergies aléatoires. Un préalable incontournable au développement des énergies renouvelables, et notamment du photovoltaïque, est donc l’implantation d’un dispositif de stockage d'énergie centralisé et de compensation. Le Pays envisage l’installation courant 2017 d’une unité de stockage d’une capacité de 5 mégawattheures (MWh). Ce dispositif devrait permettre de substituer un groupe électrogène de la Punaruu, avec une capacité de 8 MWh. Un investissement de 500 millions est programmé cette année : "Aujourd’hui, il existe des solutions viables chez les principaux fournisseurs mondiaux, à des coûts intéressants. Et cela était juste impensable il y a à peine 5 ans. Aujourd’hui, ces technologies sont éprouvées et fonctionnent", souligne Thierry Trouillet. Un deuxième centre de stockage pourrait être installé en 2019. Il sera également géré par la TEP
L’autre grand chantier de la SAEM est celui du bouclage de ses réseau sur Tahiti, pour sécuriser l’approvisionnement électrique de la zone urbaine, désenclaver la côte Est et favoriser le développement du pôle d'activités de la Presqu'île. Le vecteur de ce projet est un réseau 90 000 volts en cours d'installation, entre du PK 17 au PK 40 sur la côte Est. La société a initié fin 2016 cet investissement estimé à 4,2 milliards Fcfp pour "boucler" son réseau haute tension par le Nord de Tahiti. Cette "boucle Nord" offrira, d’ici 2019, un réseau continu entre Punaauia (Punaruu) et Faaone (Vaiiha), via le littoral et avec une jonction de part et d’autre vers les installations de Marama Nui, au cœur de l’île. Cela permettra aussi de garantir un meilleur écoulement de l’hydroélectricité produite dans la vallée de Papenoo et d’accueillir la production des futures installations de la Vaiiha.
Plan de financement "bouclé"
Un prolongement du réseau sur Taiarapu est également envisagé en 30 000 volts. Il doit desservir la Presqu'île par l'Est jusqu'à Pueu et côté Ouest jusqu'à Vairao.
"Notre rôle est de prévoir des capacités de raccordement, que ce soit pour EDT-Engie, pour Marama Nui ou tous les nouveaux opérateurs", explique Thierry Trouillet. "Parmi ceux-ci, il y a le projet de la Vaiiha. A l’heure actuelle, ce projet est empêché parce que la TEP ne dispose pas de réseau dans la zone. Il nous faut poursuivre l’installation de notre réseau pour demain être en mesure de raccorder ce nouvel opérateur". Le projet hydroélectrique de la Vaiiha est aujourd’hui en phase d’étude et ne devrait pas être opérationnel avant 2020.
D'ici à 2027, la TEP envisage 9,15 milliards Fcfp d’investissements. Ce plan de financement "est bouclé", indique Thierry Trouillé. Il repose sur les fonds du Contrat de projet 2015-2020, la participation du Fonds européen d’investissement (FEI), les recettes supplémentaires attendues de la hausse de coût de transport de l’énergie électrique (+ 400 millions Fcfp en année pleine à compter de 2018) et sur une économie de charges de 272 millions Fcfp par an obtenue dès 2017 grâce à la suppression d’un contrainte fiscale, l’amortissement de caducité.
Maillon essentiel du paysage énergétique, la société d’économie mixte Transport d’énergie électrique en Polynésie gère actuellement un réseau de 250 kilomètres de lignes de moyenne (20 000 et 30 000 volts) et haute tension (90 000 volts) sur l’île de Tahiti. En 2016, ce maillage a servi au transport de 475 gigawattheures (GWh), depuis les unités de production électrique vers les réseaux de distribution EDT ou Secosud et via 24 postes comprenant 7 postes sources, 4 de concentration et 13 de raccordement.
Ce réseau, valorisé à 13 milliards Fcfp aujourd’hui, se trouve au cœur du plan de transition énergétique initié par le Pays en 2015. Ce plan prévoit qu’en 2020 l’électricité fournie à Tahiti soit issues à 50 % d’origine renouvelable et que ce taux soit porté à 75 % en 2030, alors que la part des énergies vertes varie entre 30 à 35 % actuellement.
D’ici à l’échéance de la concession qu’elle exploite, le 31 décembre 2027, la société d’économie mixte prévoit de réaliser 9,15 milliards Fcfp d’investissement sur son réseau. Le plan de transition énergétique est sa feuille de route. "Il fixe la cible que l’on doit atteindre et dirige l’ensemble de nos investissements", explique Thierry Trouillet, directeur général de la TEP. "L’objectif est d’avoir plus d’énergies renouvelables sur notre réseau avec un service toujours aussi fiable pour l’ensemble des usagers (…)". Selon ce spécialiste de l’énergie, les 15 à 20 % d’énergie d’origine renouvelable supplémentaires pourraient, d’ici quatre à cinq ans, être obtenus par un accroissement de 5 % du photovoltaïque, 4 % avec le développement d’un nouveau Swac, et le restant par nouveau site de production hydroélectrique (qui sera vraisemblablement celui de la Vaiiha, bien qu’il ait pris un peu de retard).
"Le potentiel hydroélectrique sur l’île de Tahiti pourrait être doublé", souligne aussi Thierry Trouillet. "Mais pour autant, le photovoltaïque ne se substituera pas au thermique (…) ; on ne peut pas mettre des énergies intermittentes sur le réseau de manière non contrôlée".
Centre de stockage et boucle électrique
Pour l’instant, le réseau électrique ne peut accueillir plus de 30 % d’énergies aléatoires. Un préalable incontournable au développement des énergies renouvelables, et notamment du photovoltaïque, est donc l’implantation d’un dispositif de stockage d'énergie centralisé et de compensation. Le Pays envisage l’installation courant 2017 d’une unité de stockage d’une capacité de 5 mégawattheures (MWh). Ce dispositif devrait permettre de substituer un groupe électrogène de la Punaruu, avec une capacité de 8 MWh. Un investissement de 500 millions est programmé cette année : "Aujourd’hui, il existe des solutions viables chez les principaux fournisseurs mondiaux, à des coûts intéressants. Et cela était juste impensable il y a à peine 5 ans. Aujourd’hui, ces technologies sont éprouvées et fonctionnent", souligne Thierry Trouillet. Un deuxième centre de stockage pourrait être installé en 2019. Il sera également géré par la TEP
L’autre grand chantier de la SAEM est celui du bouclage de ses réseau sur Tahiti, pour sécuriser l’approvisionnement électrique de la zone urbaine, désenclaver la côte Est et favoriser le développement du pôle d'activités de la Presqu'île. Le vecteur de ce projet est un réseau 90 000 volts en cours d'installation, entre du PK 17 au PK 40 sur la côte Est. La société a initié fin 2016 cet investissement estimé à 4,2 milliards Fcfp pour "boucler" son réseau haute tension par le Nord de Tahiti. Cette "boucle Nord" offrira, d’ici 2019, un réseau continu entre Punaauia (Punaruu) et Faaone (Vaiiha), via le littoral et avec une jonction de part et d’autre vers les installations de Marama Nui, au cœur de l’île. Cela permettra aussi de garantir un meilleur écoulement de l’hydroélectricité produite dans la vallée de Papenoo et d’accueillir la production des futures installations de la Vaiiha.
Plan de financement "bouclé"
Un prolongement du réseau sur Taiarapu est également envisagé en 30 000 volts. Il doit desservir la Presqu'île par l'Est jusqu'à Pueu et côté Ouest jusqu'à Vairao.
"Notre rôle est de prévoir des capacités de raccordement, que ce soit pour EDT-Engie, pour Marama Nui ou tous les nouveaux opérateurs", explique Thierry Trouillet. "Parmi ceux-ci, il y a le projet de la Vaiiha. A l’heure actuelle, ce projet est empêché parce que la TEP ne dispose pas de réseau dans la zone. Il nous faut poursuivre l’installation de notre réseau pour demain être en mesure de raccorder ce nouvel opérateur". Le projet hydroélectrique de la Vaiiha est aujourd’hui en phase d’étude et ne devrait pas être opérationnel avant 2020.
D'ici à 2027, la TEP envisage 9,15 milliards Fcfp d’investissements. Ce plan de financement "est bouclé", indique Thierry Trouillé. Il repose sur les fonds du Contrat de projet 2015-2020, la participation du Fonds européen d’investissement (FEI), les recettes supplémentaires attendues de la hausse de coût de transport de l’énergie électrique (+ 400 millions Fcfp en année pleine à compter de 2018) et sur une économie de charges de 272 millions Fcfp par an obtenue dès 2017 grâce à la suppression d’un contrainte fiscale, l’amortissement de caducité.
Dégâts suite aux fortes pluies
Le réseau de la TEP a été endommagé sur trois points suite aux fortes pluies des 22 et 23 janvier : au pont de Matatia ; pont de Tipaerui et vallée de Papenoo. A Matatia et Tipaerui, des câbles de transport de 30 000 volts ont été endommagés. La réparation devrait prendre 15 jours. Vallée de la Papenoo, un pylône du réseau de transport 90 000 volts a été balayés par un glissement de terrain. Les travaux de réparation prendront 2 mois, vallée de la Papenoo. Le coût de l’ensemble de ces dommages a été estimé à 22 millions Fcfp.
Le réseau de la TEP a été endommagé sur trois points suite aux fortes pluies des 22 et 23 janvier : au pont de Matatia ; pont de Tipaerui et vallée de Papenoo. A Matatia et Tipaerui, des câbles de transport de 30 000 volts ont été endommagés. La réparation devrait prendre 15 jours. Vallée de la Papenoo, un pylône du réseau de transport 90 000 volts a été balayés par un glissement de terrain. Les travaux de réparation prendront 2 mois, vallée de la Papenoo. Le coût de l’ensemble de ces dommages a été estimé à 22 millions Fcfp.