Défiscalisation au bénéfice des chauffe-eaux solaires

Une information assez peu relayée : au 1^er janvier 2024, les chauffe-eaux solaires ont perdu le bénéfice de la défiscalisation métropolitaine. Cela a conduit à une augmentation significative des tarifs de vente. Les professionnels du secteur demandent que la défiscalisation locale prenne le relais. Cela ne semble pas être envisagé par le gouvernement…

Maîtrise de la demande en énergie (MDE)

Le Pays souhaite mettre en place un dispositif incitatif à la MDE. A cet effet, une mission a été confiée en février dernier à un bureau d’études dont le périmètre d’intervention comprend :

– consommation d’énergie électrique : secteurs résidentiel, tertiaire et industriel ;

– eau chaude sanitaire ;

– consommation d’hydrocarbures en milieu industriel ;

– toutes îles.

Celui-ci a réuni un grand nombre d’acteurs en mai dernier puis des groupes de travail se sont constitués selon les sujets. A l’issue de ces travaux, sera établi une liste d’actions avec, pour chacune d’elles, description, coût estimatif, potentiel de réduction de la demande, faisabilité et proposition de mesures ou d’aides.

La réduction de notre demande énergétique est absolument nécessaire, au risque de voir nos efforts en matière d’EnR effacés par la hausse de nos besoins.

Du côté du photovoltaïque

Fonds de Transition Énergétique (FTE) – 1ère tranche

En décembre 2023, huit projets photovoltaïques étaient bénéficiaires du Fonds de Transition Énergétique, 1ère tranche.

En juin dernier, Électricité de Polynésie (filiale Engie) obtenait pour Tikehau l’autorisation préalable d’exploiter (nécessaire avant tous travaux) une centrale photovoltaïque de 1 MWc, couplée à un stockage sur batteries de 1 MVA – 3MWh. Il s’agit d’une hybridation de la centrale thermique existante pour un coût total selon la Direction Polynésienne de l’Energie (DPE) de 693 MF dont 360 MF financés par le FTE. Voir notre article de juin 2024

Quatre autres projets, tous sur toiture, avancent également et viennent d’obtenir leur autorisation préalable d’exploiter, par arrêté du 19/08/2024.

Trois projets de la SPL Te Uira Api no Raromatai, nouvel acteur dans le domaine de la gestion des concessions d’énergie électrique depuis le 01/04/22 :

– salle omnisports de Vaitoare, à Tahaa, 150 kWc avec batteries de 152 kWh, raccordement sur le réseau HT, ainsi que les écoles primaire et maternelle de Patio, à Tahaa, 254 kWc avec batteries de 276,5 kWh, raccordement sur le réseau HT, financement partiel de 52 MF par le FTE ;

– salle omnisports d’Avera, à Taputapuatea, île de Raiatea, 211 kWc avec batteries de 228 kWh, raccordement sur le réseau HT, financement partiel de 27 MF par le FTE ;

– salle omnisports de Hauti, à Rurutu, 113 kWc avec batteries de 124 kWh, raccordement sur le réseau BT, financement partiel de 15 MF par le FTE.

Selon la SPL :

– pour Tahaa, le taux d’EnR passera ainsi de 1,3 % à 8,1 % de la production totale ;

– pour Taputapuatea, le taux d’EnR passera de 1,1 % à 6 % de la production totale ;

– pour Rurutu, le taux d’EnR passera de 0,3 % à 5,8 % de la production totale.

La production sera entièrement injectée sur le réseau. Les batteries électrochimiques permettront un lissage de la production de ces centrales.

Les équipements des toitures communales constituent une première étape d’investissement qui sera suivie par une hybridation de toutes les concessions (Taputapuatea, Tumaraa, Tahaa, Huahine et Rurutu). L’objectif est un taux de pénétration des EnR de plus de 50 % à moyen terme.

Pour Tahuata, la Communauté de Iles Marquises (CODIM) obtient également le même type d’autorisation pour une hybridation de la centrale thermique par un équipement photovoltaïque sur la toiture de la salle omnisports de Hanamiai, 260 kWc avec batteries de 700 kWh, financement partiel de 154 MF par le FTE. Le reste du financement est assuré par la CODIM grâce à un prêt de 160 MF auprès de l’AFD, signé le 12 septembre dernier. Rappelons que la CODIM gère directement la délégation de service public pour la production et la distribution d’énergie électrique sur l’ensemble des îles Marquises depuis le 1er janvier 2024.Elle est accompagnée depuis 2022 par la société métropolitaine, Occelia, spécialisée dans l’assistance à maître d’ouvrage. 

Ile de Bora-Bora

EDT a également obtenu une autorisation préalable d’exploitation pour un générateur virtuel de 5 MW et 6 MWh, adjoint à sa centrale thermique de Faanui, à Bora-Bora. Il s’agit du même type d’installation que celle dénommée Putu Uira sise à Punaruu. L’objectif est de limiter l’usage de groupes électrogènes tournant en réserve en les substituant par des batteries électrochimiques.

Le projet ne bénéficie pas d’un financement par le FTE.

D’ailleurs, à quand un bilan détaillé du fonctionnement de Putu Uira, en service depuis octobre 2023 ?

Ile de Huahine

Dans notre article de juin 2023, nous évoquions le projet porté par la SARL Hine-Ra d’une centrale agrivoltaïque couplée à du stockage par batteries. Il obtenait alors son autorisation préalable d’exploitation.

Par arrêté du 2 septembre 2024, la SARL est autorisée à installer et exploiter au titre des établissements de deuxième classe pour la protection de l’environnement.

On apprend ainsi que l’installation comprend :

– 9 serres Agrinergie (marque déposée de Akuo) et 3 hangars agricoles ;

– 5 940 panneaux photovoltaïques bifaciaux sur toiture, de puissance unitaire 545 Wc, soit 3,24 MWc ;

– 2 onduleurs de 1 043 kW ;

– Batteries lithium-fer-phosphate pour une énergie stockée de 9,2 MWh.

De nombreuses dispositions de sécurité sont imposées, notamment en termes de lutte contre l’incendie.

Le taux de pénétration des EnR sur Huahine passerait subitement de quelques pourcents à 70 %.

Ce projet devrait pouvoir bénéficier de la deuxième tranche du FTE.

Les grandes fermes solaires

Les quatre grandes fermes solaires, 30 MW, issues du premier AAP (voir notre article de mars 2022) sont toutes sur le point d’être raccordées pour une période d’essais débutant mi-septembre puis seront probablement en service régulier de production fin octobre. Les travaux n’auront duré qu’environ 14 mois, comme annoncé.

Tahiti Infos nous révèle des détails sur les deux fermes solaires de la société Ito Nui, groupe Engie :

– Fare Meri, proche du lycée de Taravao, 6 MWc, 11 020 panneaux photovoltaïques sur 6 ha, batteries de 9,7 MWh, prix de vente du kWh 20,50 FCFP ;

– Fare Gouwe, 3 MWc, 5 488 panneaux sur 3 ha, batteries de 4,9 MWh, prix de vente du kWh 20,70 FCFP.

Les panneaux photovoltaïques d’environ 540 Wc sont bifaciaux, c’est-à-dire qu’ils récupèrent aussi le rayonnement réfléchi par le sol, ce qui permet d’améliorer le rendement global de quelques pourcents.

Ils sont posés sur des plots en béton et se situent entre 50 cm et 1 m du sol herbeux.

Le raccordement se fait directement sur le réseau de distribution de 20 kV.

L’entretien des espaces et leur usage agricole ne semblent pas être encore bien définis : entretien par du personnel en insertion et/ou par des moutons, plantation de plantes mellifères et installation de ruches…

Les deux autres fermes solaires :

– Hiupe du groupe Siu, situé à Afaahiti, non loin du lycée de Taravao, 11 MWc, en co-activité avec un élevage de bovins, onduleurs du leader allemand SMA, batteries d’origine chinoise de capacité 10 MWh, prix de vente du kWh voisin de 17,50 FCFP. L’inauguration est prévue le 30 octobre ;

– Manasolar du groupe Moux, situé à Mataiea, 10 MWc, en co-activité avec des cultures, onduleurs du leader allemand SMA, batteries d’origine chinoise de capacité 10 MWh, prix de vente du kWh voisin de 19 FCFP.

Où en est le deuxième AAP fermes solaires ? Pourquoi autant de temps écoulé entre les deux AAP ?

Quelles seront les modifications finales apportées au cahier des charges ? N’y a-t-il pas lieu de démarrer simultanément des projets de stockage centralisé par batteries (BESS), sans doute nécessaires à la stabilité du réseau ?

Le Plan Climat de Polynésie française ne mentionne pas de projets de BESS, pourquoi ?

Attend-on une nouvelle étude du type ZNI (Zone Non Interconnectée) financée par l’ADEME et déjà réalisée dans certains départements d’outre-mer : potentiels et demande énergétique, trajectoire d’investissement optimisée, distribution des moyens de stockage et de production, analyse économique ? Un appel d’offres pour une telle étude a été déclaré infructueux en juillet. Un nouvel appel d’offres a été relancé, l’attribution du marché se fera en fin d’année et le rendu sera pour mi-2025.

Jean-Claude Foglia

Jean_claude_foglia@yahoo.fr