Les nouvelles du front énergétique.
Rappel du calendrier :
- 23 avril 2021 : lancement du 1er Appel à Projets (AAP)
- 23 août 2021 : clôture de l’AAP
- 28 février 2022 : annonce des lauréats
- Dernier trimestre 2024 : essais de raccordement et mise en service progressive, avec à peine quelques mois supplémentaires par rapport au planning initial
Plus de 3 ans et demi séparent donc le lancement de l’APP et la mise en service des installations.
L’ensemble des quatre fermes solaires permet de porter la part du renouvelable électrique à 5 % pour la Polynésie et à 7 % pour Tahiti. Malheureusement cette avancée est rognée par l’augmentation de la consommation électrique sur le territoire, +5 % annoncés sur les trois dernières années…Un gros effort à faire en termes de sobriété et d’efficacité par tous les consommateurs ! D’ailleurs, qu’en est-il des préconisations proposées par l’étude du Pays menée en 2024 sur la maîtrise de la demande d’énergie ?
Le 2e AAP, initialement lancé en octobre 2023, a été retiré trois mois plus tard à la demande des professionnels qui réclamaient – avant même sa publication – une révision du cahier des charges, notamment concernant l’exigence de moyens de stockage sur site et la facilitation pour une utilisation de surfaces en toitures.
Le 2e AAP a finalement été lancé début mars 2025, soit quatre années d’attente entre les deux lancements d’AAP. Que de temps perdu pour le Pays et les nombreux investisseurs sur les rangs !
Ces délais peuvent s’expliquer, sans doute, en partie, par l’insuffisance des moyens humains de la Direction Polynésienne de l’Energie (DPE). Mais surtout, les échanges entre la DPE, d’une part, et les autres acteurs du secteur, d’autre part, afin de définir un nouveau cahier des charges et, même de manière plus générale, semblent bien problématiques selon ces derniers : manque de transparence, communication défaillante, argumentation souvent peu détaillée…Ces mésententes, toujours d’actualité semble-t-il, se sont révélées aussi au sujet de modifications annoncées par le gouvernement, non discutées avec les installateurs, sur les tarifs de rachat de l’électricité des petits producteurs : voir notre article de novembre 2024. Depuis, le Ministère semble avoir heureusement mis de côté ce dossier.
Les nouveaux projets de fermes solaires devront concerner le seul réseau Nord de Tahiti. Cela résulte du fait que la presqu’île ne peut recevoir à nouveau autant de puissance installée sans un renforcement préalable des lignes de transport, voire l’installation d’un dispositif de stockage centralisé. Travaux réclamés au Pays, actionnaire à 70 % de la TEP, depuis plusieurs années par les investisseurs.
Toutefois, la rareté et le coût du foncier en zone Nord peuvent compromettre la rentabilité de certains projets. D’autant plus que le Pays a conservé la nécessité de disposer de capacités de stockage.
La puissance de chacune de ces installations sera au minimum de 500 kWc, ce qui représente, tout de même, une superficie de panneaux de l’ordre de 4 000 m² : difficile à trouver en toiture ! Ce deuxième AAP concerne 25 MWc contre 30 MWc pour le premier.
Un autre sujet de débat est celui des tarifs pratiqués sur le réseau SECOSUD. Les élus du Sud de Tahiti réclament une révision du mode de calcul du prix d’achat du kWh. En effet, les infrastructures en énergies renouvelables, hydroélectricité et solaire, sont situées sur ce territoire et leur coût de production est inférieur de 7,5 à 11 F/kWh par rapport à la production thermique située plus au Nord. L’enjeu serait un renforcement de l’attractivité du Sud de l’île, ce qui irait dans le sens du programme du gouvernement. EDT évoque, en contrepoint, l’équité entre les usagers d’un même réseau.
Comparatif des fermes solaires[1]
Quelques remarques :
- Comparativement aux batteries Li-ion-FP, les batteries Li-ion-NMC sont moins onéreuses à l’achat, possèdent une meilleure densité énergétique et ont un état de charge plus facile à déterminer. Mais elles présentent une moindre stabilité thermique d’où la nécessité pour l’installation d’un système de sécurité renforcé, ainsi qu’une moindre durée de vie. De plus, l’extraction des minéraux nécessaires à leur fabrication est problématique sur les plans écologique et éthique.
- Les deux plus grandes fermes ont intégré, dès leur conception, des coactivités agricoles : élevage de bovins pour O’Hiupe et de nombreux types d’exploitations en mode expérimental pour ManaSolar. En revanche, Ito Nui (Engie) semble vouloir verdir leurs projets a posteriori. Compte tenu de l’écart entre les tarifs de vente du kWh, favorable à Engie, cette dernière devrait avoir les moyens de se rattraper !
Nouvelles futures et probables installations photovoltaïques
A Tahiti, d’après les arrêtés n°12608 à 12610 du 18/12/2024 et les arrêtés n°4836 et 4839 du 3/06/2025, la société Eco Energy, filiale du groupe Carrefour, est autorisée à exploiter une centrale photovoltaïque :
- sur les toitures de la grande surface Champion à Mahina, 789 kWc avec un stockage électrochimique de 315 kVA – 977 kWh,
- sur le site de la SCI Tupapa, à Punaauia, zone industrielle de la Punaruu, 2 049 kWc avec un stockage électrochimique de 4 885 kWh,
- sur les toitures des bâtiments de Wan D, à Punaauia, zone industrielle de la Punaruu, 647 kWc,
- sur les toitures de Carrefour Arue, 1 422 kWc couplés à un stockage électrochimique de 2 150 kWh/1 080 kWc,
et à ajouter à Carrefour Punaauia une unité de stockage de 2 580 kWh/1 296 kWc à la centrale existante de 1 649 kWc.
Soit un total de 4 907 kWc nouvellement installés au bénéfice du groupe Carrefour, soit environ la moitié d’une des deux plus grandes fermes solaires de Taravao.
A noter que compte tenu d’une puissance installée supérieure à 500 kWc pour chacun des projets (hors appel à projets), le prix de rachat du kWh est fixé au cas par cas par le conseil des ministres, ici 5 F/kWh.
A Moorea, sur les toitures de Jus de Fruits de Moorea, seront installés également 388 kWc (arrêté n°4840 du 3/06/2025).
Aux Iles Sous-le-Vent
A Bora Bora, d’après les arrêtés n°12602 à 12607 ainsi que n°12611 du 18/12/2024, des autorisations préalables d’exploitation de centrales photovoltaïques sans stockage sur les toitures d’immeubles communaux, ont été accordées à Ito Nui, filiale de Engie spécialisée dans la production photovoltaïque :
- à Nunue, 399,75 kWc au stade Pago Pago, 160,29 kWc à l’atelier Povai 1 et même puissance pour l’école Namaha 1,
- à Faanui, 199,68 kWc au centre d’enfouissement technique, 99,84 kWc à l’atelier Haamaire et 79,95 kWc à la salle de sports,
- et à Anau, 89,7 kWc à la salle de sports.
Soit un total de 1 189,5 kWc au bénéfice de la commune de Bora Bora.
Ces autorisations sont, semble-t-il, un renouvellement des autorisations accordées en juillet 2023. Voir notre article d’août 2023. En effet, les autorisations d’exploitation deviennent caduques si les travaux n’ont pas été achevés dans un délai d’un an. Ce délai vient tout récemment d’être porté règlementairement à deux ans.
Pourtant, ces investissements sont bien plus faciles à mettre en œuvre que les autres projets ambitieux de la commune :
- Sweet 1 : agrivoltaïsme avec Akuo sur le motu Tevairoa,
- Sweet 2 : centrale “Energie Thermique des Mers”,
- Ou encore production d’hydrogène à destination des navettes maritimes au centre d’enfouissement technique (CET).
Toutefois, sur ces projets, des avancées se font jour :
– la commune a lancé en mars un appel d’offres pour l’étude d’une centrale solaire et hydrogène sur le site du CET,
– et un récent arrêté d’autorisation préalable d’exploitation, publié le 3 juin dernier, pour une unité de 2 500 kWc au sol et sous forme de serres a été délivrée à la SARL Sweet.
A Uturoa, le projet de centrale hybride obtient enfin l’ensemble de ses financements : prêt de 1,1 milliard FCFP auprès de l’Agence Française de Développement, subvention de 410 millions FCFP du Fonds de Transition Énergétique et aide technique de la Délégation au Développement des Communes. La mise en service est prévue pour fin 2026.
La centrale photovoltaïque sera composée d’un champ de 4,1 MWc et d’un stockage par batteries de 5,5 MWh. La production annuelle attendue en EnR sera de 5,37 GWh, soit 51 % de la production totale, le reste étant assuré par la centrale thermique en cours de rénovation et d’automatisation.
Un projet envisagé il y a vingt ans qui se concrétise : les administrés d’Uturoa, victimes d’un service dégradé depuis de nombreuses années, voient enfin le bout du tunnel !
A Huahine, l’arrêté n°1517 du 27 février porte autorisation préalable d’exploiter une unité de 3,5 MWc avec un stockage de 4 MVA – 6 MWh en faveur de la SPL Te Uira Api no te Mau Motu.
Pour Rapa, le Fonds Intercommunal de Péréquation (FIP) a attribué, par arrêté du 18 octobre dernier, une dotation de 12 MFCFP afin de financer les études d’hybridation de sa centrale thermique, ce qui couvre 80 % du montant total.
Aux Tuamotu
Bémol pour la centrale hybride de Manihi
L’arrêté n° 2123 CM du 14 novembre 2024 refuse l’octroi du concours financier de la Polynésie française en faveur de la commune de Manihi pour le renouvellement du parc batteries de sa centrale hybride. En effet, plusieurs sujets posent question : sous-dimensionnement du parc photovoltaïque conduisant à une usure prématurée des batteries au plomb, sous-qualification des techniciens d’exploitation, choix de nouvelles batteries au lithium…Une étude lancée par la commune devrait y répondre.
A Tikehau, l’arrêté n°1513 du 27 février porte autorisation préalable d’exploiter une unité de 1 MWc avec un stockage de 1 MVA – 3 MWh en faveur d’Électricité de Polynésie.
Tandis qu’à Hao, l’arrêté n°1514 du 27 février porte autorisation préalable d’exploiter une unité de 560 kWc avec un stockage de 500 kVA – 1 200 kWh en faveur d’Électricité de Tahiti (sic).
Note :
[1] Nous n’avons pas eu de réponse à nos courriels de demande de renseignements.
