• Q19/ Est ce que l'implantation de la centrale au larivot a une incidence quelconque sur les zones habitées de la chaumière (site classé seveso )?

    FRANCOIS

    Le futur site sera classé seveso seuil bas.

    Un des risques principaux est un incendie se déclarant sur le stockage de combustible. La localisation du projet a été déterminée de manière à ce que les zones d’effet de ces scénario d’incendie n’aient aucun impact sur les habitations de proximité.

    En ce qui concerne les émissions du projet, la conception de la centrale est réalisée de manière à ne générer aucun impact sanitaire sur ces mêmes habitations.

  • Q20/ Quels sont les critères imposés dans le CCTP en terme de nuisances acoustiques?

    ANDRE

    Les équipements de la centrale seront conçus pour limiter les nuisances sonores sur les habitations de proximité. Ils seront tenus de respecter l’arrêté du 23 janvier 1997 limitant l’émergence sonore (augmentation du niveau de bruit ambiant). Il n’y aura ainsi pas de surélévation du niveau sonore de plus de 6dB en période diurne et 4dB en période nocturne.

  • Q21/ Y a-t’il eu concertation avec le projet de la route nationale 2x2 voies? Où sera situé la nouvelle route 2x2 voies et le nouveau pont par rapport à la centrale?

    ANDRE

    Une concertation avec le maître d'ouvrage du projet de la route nationale 2x2 voies est effectivement en cours. Celle-ci a pour but d'éviter que les emprises prévues pour les deux chantiers ne se recoupent et de limiter les nuisances qui seront générées par la concomitance des deux chantiers (notamment l'impact sur le trafic routier). La nouvelle route 2x2 voies sera située au sud de l'emprise de la centrale à l'emplacement actuel de la RN1.

  • Q22/ QUEL EST LE COÛT DE L’OLÉODUC ?

    LAURENT

    Le coût de la pose d’un oléoduc enterré de faible diamètre similaire à celui qui est envisagé pour le projet devrait être compris en moyenne entre 1m€/km et 1,5 m€/km en fonction du milieu sur lequel celui-ci est posé.

    Le tracé final devrait s’étendre sur une distance comprise entre 10km et 15km entre le Grand Port Maritime de Guyane et le site du Larivot.

    En conséquence, le coût d’investissement de l’oléoduc devrait être compris entre 10m€ et 23m€.

  • Q23/ En complément de la centrale du Larivot, près de 140 MW de projets d’énergies renouvelables sont prévus d’ici 2023". EST CE QUE L'INVESTISSEMENT DANS LE PROJET REMETTRA EN CAUSE CET OBJECTIF?

    LAURENT

    La production d’énergie renouvelable a effectivement la priorité dans la production quotidienne d’électricité sur le système électrique guyanais. De ce fait sur les périodes où la production d’énergie renouvelable sera maximale, la centrale aura une production plus basse. A l’opposé, la nuit lorsque le photovoltaïque ne produit pas où lorsque hydraulicité est très faible (peu de pluie), la centrale produira à un haut niveau pour compenser la baisse de disponibilité des énergies renouvelables.

    Le projet apporte de la puissance garantie au système. Il est donc un moyen de production complémentaire au développement des énergies renouvelables pour apporter une continuité dans la production d’électricité.

    L’investissement dans la centrale n’est aucunement de nature à remettre en cause les cibles de développement des énergies renouvelables prévues dans la PPE qui font partie des objectifs de la transition énergétique.

  • Q24/ en quoi est-ce une centrale hybride? Pourquoi ne pas installer moitié renouvelable et moitié diesel?

    DominiqUe

    Il s’agit d’un projet de centrale hybride car le projet rassemble sous la même entité industrielle et économique une partie d’origine thermique et une autre d’origine photovoltaique. Les 10 MW de capacité solaire correspondent à ceux indiqués dans la PPE Guyane. Une centrale de 10 MW représente une puissance très importante pour une installation photovoltaique en Outre-mer. La puissance unitaire maximale des installations solaires du territoire est à ce jour de 5MW. De la même manière les appels d’offres de la Commission de Régulation de l’Energie (CRE) dans les ZNI (Zones Non Interconnectées dont fait partie la Guyane) permettent à ce jour une puissance maximale de 5 MW pour chaque centrale.

    Il s’agira donc d’un des plus grands sites photovoltaiques d’Outre-mer. Une puissance trop importante de production solaire localisée à un seul endroit empêche le foisonnement de l’énergie solaire sur le territoire et provoque une chute trop brutale de la production sur le réseau en cas de baisse d’ensoleillement.

  • Q25/ POURQUOI EDF PEI s'ESTIME ETRE LE SEUL A POUVOIR REPONDRE A CE BESOIN?

    DOMINIQUE

    EDF PEI propose un projet pour répondre à la commande formulée dans la PPE Guyane validée par décret en Mars 2017. Comme en Métropole, le secteur de la production d’énergie est ouvert à la concurrence suite à la loi de février 2000. Tous les acteurs de l’Energie sont donc libres de proposer eux aussi un projet répondant à la PPE. La Commission de Régulation de l’Energie choisira alors le projet le plus économique répondant au besoin de la PPE.

  • Q26/ QUEL EST LE COUT DU PROJET?

    DOMINIQUE

    EDF PEI n’a pas communiqué dans ses présentations le coût définitif du projet car les appels d’offres pour la construction sont toujours en cours. Nous avons seulement indiqué que le projet dépasserait le seuil des 300 m€. Le coût final ne pourra être communiqué qu’une fois les appels d’offres réalisés et les contrats de construction connus.

  • Q27/ La PPE indique 120 MW à construire, mais en précisant 80 MW de base et 40 MW de pointe, comment comptez vous répondre à cet équilibre?

    DOMINIQUE

    EDF PEI a choisi de répondre aux besoins de pointe (40 MW) et de base (80 MW) inscrits dans la PPE au moyen de 7 moteurs d’une puissance unitaire de l’ordre de 17 MW. Les moteurs au fioul léger sont les moyens usuellement adaptés à la fourniture de base dans les ZNI et ont les caractéristiques qui leur permettent de satisfaire les besoins de pointe :

    • Ils ont des durées de démarrage similaires à celles des Turbines à Combustion.
    • Ils possèdent des rendements supérieurs aux Turbines à combustion et donc permettront d’économiser du combustible et de baisser les émissions de CO2 par rapport à ces moyens.

  • Q28/ La PPE indique également que la centrale devrait pouvoir fonctionner au gaz naturel dès le début, ce n'est pas prévu dans votre projet, POURQUOI?

    DOMINIQUE

    L’Autorisation Ministérielle reçue de la part du Ministère de la Transition Ecologique et Solidaire en Juin 2017 et présentée dans le dossier du projet précise que la centrale fonctionnera au Fioul léger et qu’elle doit être convertible au gaz naturel.

  • Q29/ Expliquez nous D'OU PROVIENT LE chiffre de 120 MW issu de la PPE?

    DOMINIQUE

    La puissance de 120 MW issue de la PPE correspond aux besoins de nouvelles capacités électriques à puissance garantie nécessaires à l’horizon 2023 sur la presqu’île de Cayenne. Le remplacement de Dégrad-des-Cannes représente à lui seul une puissance de 108 MW. Les 12 MW restant correspondent à la croissance attendue de la consommation sur la zone.

  • Q31/ POURQUOI EDF PEI NE PREVOIT PAS UN PROJET ALTERNATIF A CELUI INSCRIT A LA PPE ?

    DOMINIQUE

    La mission d’EDF PEI est de répondre à la commande formulée dans la PPE afin d’assurer la continuité d’approvisionnement de l’électricité en Guyane. Il serait irresponsable de la part d’EDF PEI de choisir de ne pas répondre à la PPE et de mettre ainsi potentiellement en péril l’approvisionnement en électricité du territoire.

    Il n’appartient pas à EDF PEI de proposer des projets alternatifs à la PPE. L’échéance de 2023 impose de commencer au plus tôt la construction du projet qui évolue dans un planning déjà contraint.

  • Q32/ POURQUOI LA CENTRALE n'EST PAS CONSTRUITE SUR l'EMPLACEMENT DE LA CENTRALE EXISTANTE DE DEGRAD-DES-CANNES ?

    Le site actuel de la centrale thermique de Dégrad-des-Cannes est inadapté à la construction d’une nouvelle centrale. En effet un PPRT (Plan de Prévention des Risques Technologies) a été réalisé pour le dépôt pétrolier de la SARA situé à proximité de la centrale. Celui-ci définit les zones de danger liées au stockage de combustibles sur le dépôt (butane, produits pétroliers). Les zones de danger s'étendent sur les parcelles avoisinantes. Les prescriptions associées à ce PPRT interdisent la construction de nouveaux projets sur le site de la centrale existante.

    Le PPRT de la zone et les prescriptions associées sont disponibles au lien suivant:

    http://www.guyane.developpement-durable.gouv.fr/pprt-degrad-des-cannes-sara-remire-montjoly-a997.html

  • Q33/ QUELLES SERONT LES EMISSIONS DU SITE MOTEUR DE LA CENTRALE ?

    Les émissions estimées du site moteur sont données ci-dessous:

    • CO2: 0,6 t/MWh
    • SO2: 0,3 kg/MWh
    • NOx: 1,5 kg/MWh
    • Poussières: 0,02 kg/MWh
    Celles-ci sont basées sur la centrale équivalente de Haute Corse (Centrale de Lucciana). Ces données seront affinées avec le choix final des constructeurs. Les niveaux d'émissions définitifs feront partie du dossier de demande d'autorisation soumis à enquête publique.

  • Q34/ QUEL EST LE MONTANT TOTAL DU PROJET ?

    Christian R.

    Ce projet sera financé à 100% par la filiale EDF PEI sur ses fonds propres. Comme expliqué durant les différentes réunions et dans le dossier de consultation, il n’est pas possible à ce jour de fournir le budget définitif du projet car aucun appel d’offres portant sur les marchés de construction n’est encore finalisé.

     

    D’autre part, communiquer sur des chiffres à ce stade poserait deux soucis impactants pour la collectivité et le droit concurrentiel :

    • Pour les appels d’offres non commencés : il donnerait une indication aux constructeurs sur le prix cible ce qui fausserait la compétition attendue dans un appel d’offres et pourrait être de nature à surenchérir le prix final au détriment du projet et de la collectivité.
    • Pour les appels d’offres commencés : donner un prix basé sur une des offres fausserait la concurrence et irait à l’encontre du principe de confidentialité des offres.

    Néanmoins, les indications que l’on peut donner sur le coût total du projet est que celui devrait être supérieur à 300 m€.

    Le prix des « petits » lots suivants peut être donné à titre très indicatif:

    • Lot photovoltaique :entre 8 et 12 m€
    • Lot oléoduc : entre 10 et 23 m€ en fonction du tracé

    La décision finale d’investissement dans le projet sera réalisée après validation par la Commission de Régulation de l’Energie des coûts du projet et de la rémunération allouée. Le coût du projet sera donc bien évidemment contrôlé et challengé par les pouvoirs publics à ce stade.

     

    Dès que les chiffres seront connus, le montants des travaux sera bien évidement rendu public.

  • Q35/ Pouvez vous nous DONNER LES EMISSIONS (tonne CO2 / kWh produit) DU PROJET?

    DOMINIQUE

    Les émissions de CO2 seront de l’ordre de 0,6 t/MWh.

  • Q36/ pourquoi le projet n'est pas implanté sur le site de l'actuelle centrale de degrad-des-cannes?

    philippe

    L’implantation du projet sur le site actuel de Dégrad-Des-Cannes a été la première des options étudiées et effectivement elle aurait été une solution avantageuse car permettant de reutiliser certaines installations existantes.

     

    Néanmoins, l’implantation d’un nouveau projet sur le site de Dégrad-des-Cannes est interdit par la réglementation. En effet un PPRT (Plan de Prévention des Risques Technologiques) a été établi en lien avec le dépôt pétrolier de la SARA situé à proximité qui comporte des sphères de butane et des cuves de stockage de combustibles. Celui-ci interdit le développement de nouveaux projets sur certains zonages définis dans le PPRT correspondant aux zones d’effets des scénarios de danger du site de la SARA. Ces zonages incluent l’emprise actuelle de la centrale de Dégrad-des-Cannes. Le zonage du PPRT est fourni ci-dessous.

  • Q37/ QUELLE SERA LA CONSOMMATION DE CARBURANT DU PROJET?

    philippe

    La production annuelle moyenne oscillera entre 420 GWh et 700 GWh en fonction des aléas des autres moyens de production sur le réseau. La consommation annuelle de combustible (fioul léger) sera de l’ordre de 200g/kWh. De ce fait, la consommation annuelle de fioul léger sera comprise entre 84 kt/an et 140 kt/an.