Centrale électrique pays : le choix entre deux solutions avant la fin de l’année

Nouvelle-Calédonie énergie (NCE), l’organisme en charge de la gestion du projet de centrale électrique pays de Doniambo, a fait un point sur l’avancée des études de faisabilité. Le choix de la technologie utilisée, thermique au gaz (avec diesel en secours) ou hybride incluant aussi du photovoltaïque, devrait être arrêté avant la fin de l’année.

Les études actuellement menées par une série d’experts de Métropole et d’Australie* visent à examiner en détail ces options. L’objectif de NCE a été rappelé : la future centrale devra répondre aux besoins en électricité du réseau public et de la SLN (200 MW de puissance installée par jour et 1 150 GWh d’électricité produits par an). Elle devra avoir plus précisément, « la capacité à assurer la stabilité de tout le réseau calédonien dans le cas d’un black-out total de l’île » et « à alimenter intégralement la SLN en cas d’incident ou de maintenance. »

L’énergie devra être produite « au prix le plus compétitif possible et avec un impact environnemental bien plus faible que l’existant », ajoute NCE. Dans le détail, l’objectif est de réduire le coût de production du kilowatt de 30 % par rapport à celui de l’actuelle centrale au fuel de Doniambo. Il est aussi prévu de réduire de 50 % les émissions de CO2 et de « sept à dix fois » les émissions de poussières, d’oxyde d’azote ou encore de dioxyde de soufre.

La solution retenue combinera plusieurs énergies, au moins le gaz et le diesel, et « devra avoir la capacité de s’effacer en présence des énergies renouvelables pour entrer dans les objectifs du schéma pour la transition énergétique de la Nouvelle-Calédonie qui vise 100 % d’énergies renouvelables pour la demande publique à l’horizon 2030 ». On notera le paradoxe avec le dimensionnement de la centrale qui repose sur le niveau maximal de consommation enregistré actuellement alors que le schéma pour la transition énergétique, pris en référence pour ce projet, a pour premier objectif une baisse de 20 % des consommations primaires totales, comprenant la mine et la métallurgie. Dimensionner ainsi la centrale est, d’une certaine façon, l’aveu que cet objectif ne sera pas atteint…

Gaz liquéfié

Sur la base de ces critères économiques et environnementaux, deux grandes options se sont donc dégagées : celle d’une centrale thermique au gaz avec diesel en secours et une solution hybride fonctionnant avec deux unités de production séparées, l’une fonctionnant comme la première grâce à l’énergie thermique, l’autre grâce aux énergies vertes (photovoltaïque et batteries).

L’étude la plus aboutie concerne la centrale thermique. Celle-ci vise à produire de l’électricité à partir d’une source de chaleur, transformée soit par détente des gaz de combustion (par turbine ou moteur) soit par un cycle eau vapeur ou encore par un cycle combiné.

On utilisera ici principalement du gaz naturel liquéfié (GNL), un combustible fossile composé de méthane (95 %) et issu de la décomposition de matières organiques telles que le plancton ou les algues. Ce GNL obtenu en abaissant la température du gaz naturel à – 163 °C a l’avantage, selon NCE, d’être « non corrosif, non toxique et ininflammable ». Sous sa forme liquide, il a de plus un volume « 600 fois moins important que sous sa forme gazeuse ». Et il pourra donc être plus simplement stocké avant d’être regazéifié et transporté jusqu’à la centrale par un grand tuyau. Ce gaz génère 30 % de dioxyde de carbone (CO2) de moins que le fioul et 45 % de moins que le charbon. Il diffuse « moins d’oxyde d’azote et très peu de dioxyde de soufre ».

La future centrale au gaz devrait être construite sur l’ancien terrain de foot de la SLN. Sont ensuite imaginées plusieurs structures de stockage (pour 50 000 à 90 000 m3 de gaz en moyenne gamme et entre 110 000 m3 à 150 000 m3 en grande gamme) et unité de regazéification. On évoque ainsi une structure posée sur le fonds marin, dans la rade de Doniambo, à proximité de la verse à scorie de la SLN ; un système « Yoke », un bateau non fixe tournant autour d’un axe arrimé ou encore une unité flottante (un méthanier) installée au même endroit ou à l’anse N’Bi, voire à Freycinet pour la grande gamme.

La centrale thermique pourra produire jusqu’à 1 664 GWh par an.

Hybride

En ce qui concerne la solution hybride incluant donc aussi les énergies vertes, les études sont moins abouties. Elles envisagent néanmoins pour l’instant une ferme photovoltaïque produisant 350 GWh par an ainsi que des batteries sur une surface totale de 200 ha. Le peu de foncier disponible à Doniambo pour les fermes obligerait les acteurs du projet de trouver d’autres solutions plus loin et en particulier sur la zone de Païta. Cela impliquerait de développer un réseau haute tension et de raccorder les fermes directement à ce réseau plutôt qu’à la centrale thermique et d’ajuster au besoin avec des équipements pour garantir la stabilité du réseau.

Selon NCE, sans la défiscalisation, cette solution paraît peu viable économiquement. Il faudra encore attendre les résultats de quelques études, mais les regards sont surtout tournés vers Bercy. Actuellement, ce type de montage ne peut être pris en charge par la défiscalisation. Il s’agirait d’une première mondiale pour une centrale de cette dimension. Tout l’enjeu sera donc de savoir si l’État consent à défiscaliser cet investissement et à quel niveau. Plus le niveau de défiscalisation sera important, plus les administrateurs de NCE auront intérêt à retenir cette solution. Le timing serré du projet pourrait toutefois compromettre cette option de centrale hybride.

La décision sera prise en fin d’année par le comité directeur de NCE. Les offres de contrats d’assistance maîtrise d’ouvrage seront ensuite négociées, les appels d’offres d’opération seront lancés fin 2019 et peu à peu attribués en 2020. Le planning de la phase de construction dépendra ensuite du choix de la technologie. Mais quelle que soit la solution, NCE vise un raccordement de la centrale pays au réseau et la fermeture de l’actuelle centrale au fuel « fin 2023. »

*Les unités de Lorient et Pau de la Sofresid Engineering, pour la maîtrise d’œuvre, et Poten & Partners, pour le conseil achat et approvisionnement.


Répartition du capital

NCE est détenue à 50 % par l’Agence calédonienne de l’énergie, 40 % Enercal et 10 % la SLN.


Soixante fournisseurs de gaz approchés

Une demande d’intérêt pour le gaz a été envoyée à une soixantaine d’entreprises sur le marché Asie- Pacifique. La centrale devra s’adapter à une qualité de gaz très disparate selon les pays de provenance. Il est estimé qu’il faudra effectuer des chargements toutes les six semaines si l’on reste sur un volume moyenne gamme dans la rade, et tous les deux ou trois mois pour du plus gros volume si le stockage est installé à Freycinet.

C.M.

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