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La future centrale d’énergie électrique sera « Pays »

Mercredi 24 Janvier 2018

Le gouvernement de la Nouvelle-Calédonie a examiné un avant-projet de loi du pays relatif au financement de la future « centrale Pays ». La construction de cette centrale de production d’énergie électrique est indispensable aux besoins en électricité du pays et au fonctionnement de l’usine de la SLN de Doniambo. Ce projet s’intègre dans le cadre du schéma de transition énergétique (STENC), adopté par les élus du Congrès le 23 juin 2016.



Projet Centrale C 2015
Projet Centrale C 2015

Comme l’ont montré la COP 21 et l’Accord de Paris, les enjeux économiques, sociaux et environnementaux du secteur de l’énergie sont aujourd’hui particulièrement cruciaux.

La Nouvelle-Calédonie, qui présente un taux de dépendance énergétique exceptionnellement élevé, est directement concernée par ces enjeux et c’est pourquoi elle s’est dotée, par délibération n° 135 du 23 juin 2016, d’un schéma pour la transition énergétique (STENC).

Par ce schéma, la Nouvelle-Calédonie s’est assignée trois grands objectifs quantitatifs, qui lui permettront de contribuer aux efforts attendus, à l’échelle mondiale à l’horizon 2030, pour prévenir les dérèglements climatiques :

1. La réduction de ses consommations d’énergie : - 20 % en énergie primaire (incluant mine et métallurgie) et – 25 % en énergie finale (hors mine et métallurgie).
2. L’accroissement de la part des énergies renouvelables dans son mix électrique : production, sur la grande terre et sur chaque île, égale à la consommation publique.
3. La réduction de ses émissions de gaz à effet de serre (GES) : - 35 % dans les secteurs résidentiel et tertiaire, - 10 % dans le secteur mine et métallurgie et - 15 % dans le secteur du transport.
  
 I. Le remplacement de la centrale au fioul lourd ...
L’un des projets les plus stratégiques pour la mise en œuvre du STENC est celui du remplacement de la centrale au fioul lourd située à Doniambo. Cette centrale est aujourd’hui en fin de vie. Elle s’avère polluante et coûteuse et doit rapidement être remplacée par une centrale propre, économique et fiable, qui réponde à la fois aux besoins du réseau de la distribution publique, au sein duquel les énergies renouvelables vont considérablement se développer, et à ceux de la SLN.
La technologie la plus appropriée pour atteindre ces objectifs de propreté, de coût, de disponibilité et de complémentarité avec les énergies renouvelables repose sur un combustible qualifié de « combustible de la transition énergétique » : le gaz naturel liquéfié (GNL).
Le projet de future centrale est prévu pour satisfaire intégralement aux besoins de la SLN (160 MW) et venir compléter la fourniture en énergie de la distribution publique (40 à 60 MW).
La mutualisation des besoins de la distribution publique avec ceux de la SLN dans la future centrale « pays » permet également de réduire les coûts d’investissements et d’optimiser la taille des moyens de production (c’est le choix qui a été fait par Enercal et Vale avec la centrale de Prony Energie).
Enfin, l’électricité de la centrale « pays » sera achetée par le réseau public à un prix inférieur au prix actuellement payé à la SLN pour l’énergie de l’actuelle centrale au fioul, ce qui permettra donc des économies par rapport à la situation actuelle.

... un enjeu de santé publique
Le gaz naturel est un combustible qui émet significativement moins de polluants que le fioul. Comparé à la situation actuelle, il y aurait :
- une annulation totale des émissions de SO2 (- 100 %) ;
- une division par 14 des émissions de NOX – oxyde d’azote (- 93 %) ; - une division par 14 des émissions de poussières (- 93 %).

Ces progrès considérables bénéficieront prioritairement aux populations des quartiers Nord de Nouméa.

... un enjeu environnemental fort
Les émissions de CO2 passerait, du fait du remplacement de la centrale actuelle par une centrale au gaz naturel, de 950 000 t par an, à 440 000 t par an, soit une baisse de 54 %.
Le gaz naturel permet également d’adapter plus facilement la production en temps réel de la centrale pour pallier les aléas des énergies renouvelables, soumises aux variations du vent et de l’ensoleillement. À terme, avec la progression de la part des énergies renouvelables dans le réseau de distribution électrique, le temps moyen d’utilisation des différents moteurs de la centrale diminuera, ce qui induira un impact financier moindre.

Ainsi, tous les scénarios élaborés pour contenir le réchauffement climatique dans la limite des 2°C, tels que ceux émanant des experts de l’Agence Internationale de l’Energie (AIE), de l’Agence de l’environnement et de la maitrise de l’énergie (ADEME) ou de l’association Négawatt, font largement appel au gaz naturel.

... un enjeu de sécurité énergétique
Comme l’a montré l’étude remise en août 2017 au gouvernement par la commission de régulation de l’énergie (CRE), à défaut de réaliser avant cette échéance un nouveau moyen de production non aléatoire, l’équilibre du réseau public sera extrêmement tendu jusqu’à la mise en service de la centrale pays.
À contrario, après cette mise en service, le risque de « black-out » sera ramené à un niveau très faible, et considérablement inférieur à ce qui est constaté dans de nombreux systèmes insulaires, notamment ceux de l’ensemble de l’outre-mer français.

... un enjeu pour la SLN
La Centrale B de la SLN, mise en service en 1972, ne répond plus aux standards industriels et environnementaux. Elle fournit depuis plus de 45 ans l’énergie électrique nécessaire au fonctionnement de l’usine métallurgique de la Société Le Nickel (SLN) de Doniambo. Son arrêt est en outre prévu pour 2023.

Depuis plus de 10 ans, les études se sont succédé pour tenter de finaliser un projet fiable techniquement et financièrement pour remplacer cette Centrale B :
  • En 2006, la SLN arrêtait son choix sur l’option d’une centrale au charbon ;
  • En 2010, ERAMET et EDF étudiaient conjointement, à la demande du président du gouvernement de la Nouvelle-Calédonie, la possibilité de réaliser une centrale thermique au gaz naturel sur le site de Doniambo ;
  • En 2013, faute de disponibilité d’une fourniture de gaz garantie sur la durée de vie de la centrale, la SLN confirmait le choix d’une centrale fonctionnant au charbon pulvérisé ;
  • En octobre 2015, confrontée à de sérieux problèmes de financement, le conseil d’administration d’ERAMET décidait de « limiter ses investissements industriels à la sécurité et à la stricte maintenance » et de ce fait, de mettre en suspens son projet de nouvelle centrale, en dépit des contraintes réglementaires qui s’imposaient à elle.
  • En 2016, d’importants changements surviennent dans le secteur de l’énergie, les données sur les combustibles varient, et les décisions prises dans le cadre de la COP 21 influent sur le choix à opérer. Alors que la SLN est confrontée à l’effondrement des cours du nickel et à des coûts de production de plus en plus élevés, la nécessité d’une nouvelle centrale s’impose. Il est alors demandé par les représentants de la Nouvelle-Calédonie au sein du conseil d’administration d’ERAMET que l’option d’une centrale au gaz soit réétudiée, et c’est finalement bien celle-ci qui, in fine, est retenue.   
 ... un enjeu de développement économique
La création d’une unité de stockage et de regazéification de gaz naturel en Nouvelle-Calédonie va permettre à une nouvelle filière énergétique de s’installer sur le territoire, ouvrant ainsi de nouvelles perspectives de développement économique et de nouveaux métiers :

- Les véhicules de transport en commun (SMTU, SMTI) pourraient privilégier des motorisations au GNL, en lieu et place de moteurs alimentés au gazole nettement plus polluants. Il sera également possible d’avitailler certains navires en GNL (éventuel nouveau bateau pour la desserte des îles, bateaux de croisières de nouvelle génération),
- Des unités de méthanisation (déchets, boues de STEP, méthanisation agricole, etc.) ou de valorisation de micro-algues pourront être créées pour vendre du gaz naturel,
- Le froid généré par l’unité de regazéification pourra être vendu à des entreprises installées près de la centrale permettant d’envisager la construction d’un réseau de froid (data center, entrepôts frigorifiques, etc.),
- certaines entreprises industrielles envisagent, à l’occasion du remplacement de leurs chaudières au fioul, l’option du gaz naturel ;
- Ces diverses réalisations pourraient éventuellement faire l’objet d’incitations financières dès lors qu’elles permettraient, pour le pays, et comme attendu par le STENC, de nouvelles diminutions d’émissions de gaz à effets de serre.

II. Le montage juridique et financier du projet ... Les acteurs
- L’Agence Calédonienne de l’Energie (ACE), établissement public administratif de la Nouvelle-Calédonie, a été créée en janvier 2017 pour piloter la mise en œuvre des actions découlant du STENC. Elle doit à ce titre contribuer au développement du système électrique dans son ensemble, promouvoir l’utilisation rationnelle de l’énergie et accélérer le développement des énergies renouvelables.
- La SAS Nouvelle-Calédonie Energie (NCE), société par actions simplifiée (SAS), a été créée en octobre 2016. Il s’agit d’une filiale à 100 % d’Enercal.
- L’ACE entrera donc au capital de NCE et deviendra son actionnaire majoritaire à hauteur de 51 %. La SLN fera également partie des autres actionnaires locaux. NCE sera le maître d’ouvrage du projet dans la phase de développement et de construction de la centrale.
   
 ... Le financement du projet
Le financement de ce projet par NCE reposera sur :
- le recours à l’emprunt pour environ 47 milliards de francs, facilité par la garantie de l’État,
- des apports en fonds propres de ses actionnaires, pour 11 milliards de francs, dont 6 milliards à la charge de l’ACE ;
- un apport de l’État sous forme de défiscalisation, pour environ 13 milliards de francs ;
- des aides de l’État et de la Nouvelle-Calédonie pour la phase études, tel que prévu au contrat de développement État-NC 2017/2021, pour 646 millions de francs.

... L’apport de l’ACE
L’adaptation de la fiscalité des produits pétroliers pour financer la construction de la centrale pays est indispensable. Aussi, l’apport en fonds propres de l’ACE, soit 6 milliards de francs, sera financé grâce aux recettes fiscales nouvelles qui lui seront affectées.

Pour rappel, la fiscalité des produits pétroliers se compose de 3 taxes : la Taxe sur les Produits Pétroliers (TPP) ; la Taxe Additionnelle sur les Produits Pétroliers (TAPP) et la Taxe sur les Energies Renouvelables (TER). Ces taxes s’appliquent sur les tarifs de l’essence et du gazole comme suit :
Certains secteurs bénéficient toutefois d’exonérations sur certains tarifs (mines et métallurgie, gendarmerie, aéronefs, établissements hôteliers, boulangeries et agricultures).

    Le projet de loi examiné aujourd’hui propose :
- d’élargir au gazole, alors qu’aujourd’hui cette taxe ne porte que sur l’essence automobile, la taxe
sur les énergies renouvelables (TER),
- de maintenir les exonérations de la TER prévues par la loi du pays n° 2006-5 du 29 mars 2006 portant réforme de la fiscalité des produits pétroliers, à l’exception de la SLN pour qui le projet est déjà profitable ;
- de renommer la TER en « taxe pour la transition énergétique » (TTE).

  Une délibération d’application précisera les taux applicables. 
     
 Le différentiel de taxes entre l’essence et le gazole diminuera donc, ce qui est justifié par des raisons sanitaires.

En effet, depuis 2012, le Centre international de recherche sur le cancer (CIRC) qui dépend de l’Organisation Mondiale de la Santé a classé les gaz d’échappement des moteurs diésel alimentés au gazole dans le groupe des « substances cancérogènes », alors que les gaz d’échappement des moteurs à essence restent dans le groupe des « substances probablement cancérogènes ».

Afin de limiter l’impact de ces mesures pour les particuliers et les entreprises, il sera parallèlement engagé des recherches d’économies sur le prix des carburants.

L’autorité de la concurrence propose notamment d’agir sur la valeur CAF (coût du produit hors taxe + assurance + fret), car celle-ci représente environ la moitié du prix final, en utilisant la même méthode que celle utilisée dans les DOM. Cette méthode consiste à utiliser l’index de cotation de référence augmenté des coûts d’assurance et de fret. Aujourd’hui, le calcul est effectué sur la base des factures transmises par les importateurs qui inclut la “marge amont” de la compagnie pétrolière.
Par ailleurs, l’augmentation de la production photovoltaïque et donc la baisse attendue de la consommation des centrales diesel des îles Loyauté, de Bélep et de l’île des Pins permettra à terme de réduire les coûts d’acheminement des carburants vers ces lieux de distribution.

  

Source gouvernement



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