Une étude interne de Wärtsilä permettant de modéliser les scénarii de développement optimaux du secteur énergétique ivoirien, apporte un éclairage nouveau sur la stratégie gouvernementale visant à porter la part du renouvelable à 16% du mix électrique du pays d’ici 2030. Selon Wärtsilä, cet objectif ambitieux est non seulement possible, mais il serait même optimal d’un point de vue coût-système et stabilité du réseau, à la condition sine qua non que le pays se dote d’1GW de capacité thermique flexible pour contrebalancer l’intermittence du renouvelable.
La demande d’énergie en Côte d’Ivoire, qui reste l’un des pays au potentiel de croissance les plus prometteurs d’Afrique, est en plein essor. Pour y répondre, le gouvernement ivoirien prévoit de presque tripler sa puissance électrique installée pour atteindre 6 000 MW en 2030. L’objectif fixé est de garantir un approvisionnement énergétique suffisant, mais aussi et surtout fiable et bon marché, sur l’ensemble du territoire national.
En particulier, le gouvernement ivoirien vise à décarboner son mix énergétique en portant la part des énergies renouvelables, principalement l’énergie solaire, à 16% de son mix global d’ici 2030, soit presque 1GW. Une ambition affichée qui ne va pas sans poser certaines questions, sachant que le pays ne compte jusqu’à présent que sur les turbines à gaz et l’hydroélectricité pour sa production électrique.
Selon Wärtsilä, qui s’appuie sur une expérience de 74 GW de puissance installée dans 180 pays à travers le monde, le mix énergétique tel qu’il est en train de se dessiner en Côte d’Ivoire manque de flexibilité, ce qui posera des problèmes de performance du réseau à mesure qu’on y intègrera une production croissante d’énergie renouvelable, qui a besoin d’être confortée par une composante pilotable.
Limites du modèle de développement énergétique engagé
Les énergies renouvelables fournissent une électricité bon marché qui doit être maximisée autant que possible. Cependant, elles sont intrinsèquement intermittentes, sans compter que la demande d’électricité varie également selon les moments.
Le fond du problème est simple. L’augmentation de la part des énergies renouvelables dans le réseau nécessite le développement d’une capacité de base très flexible d’environ 1GW, qui viendra compléter la contribution parfois aléatoire de l’hydroélectricité, très dépendante du niveau des précipitations ; le tout permettant de compenser efficacement l’intermittence des futures capacités d’énergie solaire, éolienne et de biomasse, et de fiabiliser le réseau.
Pour tirer le meilleur parti des ressources énergétiques disponibles, les experts de Wärtsilä estiment que la situation idéale en 2030 consisterait en un mix de centrales électriques ultra-flexibles à base de moteurs à combustion interne, de grandes centrales photovoltaïques, ainsi que de solutions de stockage. « C’est la seule stratégie valable en termes de stabilité du réseau et d’efficience des capacités de production. Le suivi de la charge, la réserve de démarrage rapide et la régulation de la fréquence sont nécessaires pour maintenir un réseau stable. Pour ce faire, le gouvernement peut compter sur la flexibilité que des moteurs à gaz, ainsi que sur de nouvelles capacités de stockage. Ne perdons pas de vue que les turbines à gaz (CCGT) n’ont pas cette flexibilité. Seules les centrales électriques à base de moteurs à combustion interne l’ont. Le manque de flexibilité a un cout indirect élevé, car elle limite la quantité d’énergie renouvelable bon marché qui peut être économiquement intégrée au système. », explique Christophe Demay, Responsable de Développement chez Wärtsilä.
L’étude de Wärtsilä révèle notamment qu’il ne reste plus de place pour l’ajout de nouvelles capacités de production thermique de base dans le système électrique actuel. En effet, toute nouvelle centrale CCGT qui serait construite à l’avenir en Côte d’Ivoire n’aurait un facteur de capacité élevé que durant les quelques premières années. Passé cette échéance, le facteur de capacité se stabilisera à environ 60%, et les centrales de base, efficaces seulement sous un facteur de charge élevé n’apporteraient plus aucun bénéfice financier dans un système électrique s’évertuant à s’accommoder d’une forte part de renouvelable.
Notons enfin que les systèmes électriques sont traditionnellement confrontés à plusieurs défis restreignant la distribution, notamment les pannes d’électricité, les pénuries de carburant, la maintenance, les conditions de fonctionnement exigeantes ou encore la disponibilité réduite de l’eau de refroidissement. Ces défis, combinés aux fluctuations de la demande et aux ajouts prévus d’énergies renouvelables, renforcent l’idée que la technologie des moteurs flexibles offre une solution supérieure à la technologie des turbines à gaz pour répondre aux futurs besoins en électricité de la Côte d’Ivoire.
L’alliance du renouvelable et du gaz flexible est une stratégie plus durable à l’avenir, mais elle est également plus rentable. Une analyse détaillée des coûts montre que les énergies renouvelables combinées à des centrales électriques flexibles à moteur sont plus économiques que les solutions énergétiques conventionnelles telles que les turbines à gaz, avec un coût total de l’électricité largement inférieur, de l’ordre de 15%.
C’est en développant un portefeuille thermique équilibré comprenant une part adéquate d’électricité flexible pilotable, que la Côte d’Ivoire parviendra à se doter d’une infrastructure électrique optimale capable de fonctionner efficacement avec une part élevée d’énergies renouvelables.
