La CTC a analysé les actions du Pays à travers le prisme du Plan de transition énergétique 2015/2030 (PTE) et du projet de programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) 2022/2030 (voir le rapport). Le PTE ayant été clos en février 2022, le PPE prend le relais. Précisons que le document du PPE, établi par le gouvernement local, n’a toujours pas été rendu publique, et, pire, certains acteurs essentiels du système énergétique tahitien n’en ont pas été destinataires !

Depuis 2019, l’objectif très ambitieux, et très difficilement réalisable, de « 75 % d’énergies renouvelables dans la production électrique en 2030 »[1] a été maintenu. Depuis 2020, le Pays s’est rangé à la volonté nationale de réduire de 50 % ses émissions de gaz à effet de serre entre 2013 et 2030 : passage de 11 t équivalent CO₂ à 5,5 t.

La CTC note une autoévaluation insuffisante en cours de mise en œuvre du PTE : seuls trois comités de suivi ont été réunis et aucun entre juillet 2016 et février 2022. Rajoutons qu’à notre connaissance, aucun débat de nos institutions – Assemblée de Polynésie française ou CESEC – n’ont eu lieu sur cette thématique si essentielle. On retrouve ici une défaillance commune des autorités du Pays : le défaut ou l’insuffisance des suivis et mises en œuvre des plans ou autres schémas directeurs, et plus généralement, le manque de transversalité et de transparence.

L’évaluation de la CTC a porté sur la mise en œuvre des trois grands objectifs du PTE : « Changer de modèle énergétique », « Changer nos comportements » et « Changer de modèle économique ».

« Changer de modèle énergétique » 

Concernant la production d’électricité, la part des énergies renouvelables (EnR) a peu évolué depuis 2017. Elle est d’environ 29 % en 2021. On rappelle qu’elle était de 50 % en 1998 !

Hydroélectricité 

La CTC indique que l’objectif de 75 % en 2030 est inatteignable sans un développement conséquent de l’hydroélectricité. Celle-ci représente 23 % de la production sur un total de 29 % environ en 2021. Le PPE prévoit à l’horizon 2030 l’ajout de 13 MW aux 48 MW déjà installés à Tahiti.

Les freins majeurs au développement de nouvelles centrales hydroélectriques, opposition des populations et indivision foncière, n’ont pas été réduits malgré l’adoption, par le Pays, de principes directeurs et d’un processus de concertation. Le projet le plus important, Vaiihia, est, semble-t-il, enterré. On reconnaît ici la prudence politicienne de nos gouvernants, bien mal placée compte des enjeux et de l’intérêt général.

Selon la CTC, le Pays semble avoir laissé la main aux investisseurs privés qui pourraient être associés aux populations des vallées via une SEMOP (société d’économie mixte à opération unique). Les projets de plus faible envergure et donc de plus faible impact environnemental, et impliquant davantage les populations, seraient ainsi socialement mieux acceptés. Marama Nui, dont le Pays est actionnaire à 35 % environ, a transmis des propositions de nouvelles installations au Pays. Mais aucune avancée décelée par la CTC du côté du secteur privé pour le moment !

Seul le programme d’augmentation de capacité des installations existantes de Marama Nui, nommé Hydromax, est en cours de réalisation. Une première phase a concerné le doublement d’une conduite forcée à Papeari et la mise en place de deux micro turbines à Papenoo. Reste le projet « cote 95 » dans la vallée de la Papenoo qui consiste en un gain de 10 m de chute. La CTC indique que ce projet est en cours d’instruction… Déjà, dans un article du 28/04/2021, La Dépêche de Tahiti précisait que « le dossier est sur la table du gouvernement, mais voilà près de sept ans que ce projet est à l’étude ».

La puissance supplémentaire totale attendue du programme Hydromax est seulement de 5 MW contre les 18 MW souhaités par le PPE pour 2030. La CTC indique que le coût élevé du kWh produit par les équipements Hydromax nécessite un soutien financier publique important (défiscalisation et Fonds Transition Energétique dit Macron), faute de quoi le prix du kWh serait conduit à la hausse. Nous pensons que l’argent ainsi dépensé aurait été mieux utilisé dans la construction de nouvelles centrales hydrauliques. A l’heure de l’urgence climatique, on peut s’interroger sur la prise de conscience de nos gouvernants de la nécessité d’agir efficacement et rapidement !

Energie photovoltaïque 

Le PTE prévoyait une prime pour les installations des ménages raccordés au réseau ou en site isolé. Celle-ci adoptée en 2017 a été abandonnée en 2019 : difficultés de constitution administrative des dossiers et caractère chronophage de l’instruction des dossiers d’aide justifient ce revirement. Il aura fallu attendre janvier 2023 pour qu’un nouveau dispositif soit mis en place : les ménages peuvent bénéficier d’un crédit d’impôt foncier sur plusieurs années jusqu’à hauteur de 30 % de leur investissement et avec un plafond de 1 MF. La CTC considère que « la maturité du marché ne rend pas nécessaire le recours à des aides à l’installation quels que soient leur forme ».

Il est vrai que le prix des installations photovoltaïques a fortement baissé sur la dernière décennie (entre 60 et 80 %) : exonération de TVA sur le matériel, baisse du coût des équipements sur le marché mondial et concurrence accrue entre les installateurs du fenua. D’où un temps de retour sur investissement de l’ordre de seulement quelques années. Néanmoins, nous pensons que la mesure adoptée n’a pas d’effet d’aubaine et que le Pays, avec cette aide mesurée et facile à gérer, participe à la promotion d’une énergie de mise en œuvre rapide et aisée, d’une énergie décarbonée, décentralisée et à très faible impact environnemental.  

Par contre, avec cette mesure, le Pays ne vient pas en aide aux ménages en site isolé : souvent, ces ménages vivent sur des terres indivises ou contribuent très faiblement à l’impôt foncier. De plus, la nécessité de batteries conduit à un doublement de l’investissement, ce qui est, très souvent, prohibitif pour ces ménages à faibles revenus. La CTC ne dit rien à ce sujet. L’équité sociale doit pourtant être un leitmotiv de la transition énergétique.

Nous aurions souhaité que la CTC se prononce également sur le niveau des tarifs d’achat du kWh photovoltaïque produit par les petites installations : 15,98 F à Tahiti et 23,64 F ailleurs. Ces tarifs sont bloqués depuis 2011 !

Enfin, la CTC ne relève pas que le tarif forfaitaire de raccordement des installations photovoltaïques de puissance inférieure à 10 kWc a été augmenté très discrètement, par EDT, de 50 % au 1^er mai 2022, passant d’environ 60 000 F à 90 000 F. Ce montant devient dissuasif pour les plus petites centrales. De plus, EDT demande un paiement au comptant, met actuellement environ deux mois pour installer un nouveau compteur et autoriser le raccordement. Le Pays est-il impuissant devant cette situation qui nous apparaît abusive ?

Le PTE prévoyait, pour 2020, un programme d’équipement des plus grands bâtiments de l’administration, porté par le service des énergies (SDE). Objectif non atteint selon la CTC : des bâtiments n’appartenant pas au Pays et un suivi des installations défaillant en guise d’explications. Un peu court pour un projet relativement simple à mettre en œuvre ! La CTC indique que le SDE « a réorienté son action vers un rôle de conseil et d’accompagnement » et que « le repositionnement du SDE en seul accompagnement des projets des services n’est peut-être pas de nature à favoriser le développement des projets sur les bâtiments du Pays ». La CTC invite le Pays à adopter une nouvelle organisation administrative afin d’être exemplaire quant à l’équipement de ses bâtis en centrales photovoltaïques. C’est le moins que l’on puisse attendre de l’administration publique !

L’axe majeur de la PPE est le développement des centrales photovoltaïques et notamment de fermes solaires : contribution à hauteur de 30 % dans le mix énergétique en 2030. La CTC attire l’attention sur les « difficultés récurrentes et bien connues en matière de disponibilité et de sécurité juridique des propriétés foncières ». Elle révèle que, lors de l’appel à projets lancé en 2021, six candidatures sur 17 ont été rejetées pour des difficultés foncières. En outre, la CTC regrette que le Pays n’ait pas lancé de projets sur des terrains lui appartenant : « le Pays n’a pas pris le temps d’étudier l’implantation du projet sur l’un de ses terrains ». Là encore, est évoqué un manque de ressources humaines par le Pays. 

Le 1^er appel à projets a sélectionné en février 2022 quatre projets totalisant 30 MWc avec pour chacun un dispositif de stockage par batteries (voir notre article de mars 2022). La mise en service pourrait intervenir au plus tôt au deuxième semestre 2024. Notons que les quatre fermes solaires sont toutes situées au Sud de Tahiti, loin des centres principaux de consommation. Les pertes de transport en seront accrues et la nécessité d’un renforcement du réseau de transport du Sud s’impose pour le développement ultérieur de cette énergie dans cette zone géographique. La mise à disposition de terrains du Pays aurait sans doute permis de mieux répartir géographiquement ces lieux de production.

Sur cinq pages, la CTC évoque des « manquements aux principes d’égalité de traitement et de liberté d’accès » qui ont conduit à l’élimination de la société Akuo (voir notre article de juin 2023) dont les projets étaient classés en première et troisième position. Les deux projets prévoyaient d’utiliser des terrains gérés par le CAMICA (Conseil d’Administration de la Mission catholique de Tahiti). Mgr Cottenceau avait fourni des attestations sur l’honneur favorables aux projets mais le CAMICA, par une réunion du 9/02/2022, constatant l’absence de projet de bail, n’a pas pu prendre de décision. Le Pays a rejeté ces offres au motif d’une emprise foncière incertaine. Selon la CTC, le cahier des charges prévoyait que « le candidat disposait de quatre mois à compter de l’autorisation d’exploiter pour fournir une promesse de bail ». Akuo a agi en justice mais a été finalement déboutée sur l’ensemble de ses recours. Akuo est-elle allée au bout des procédures judiciaires possibles sachant qu’elle se préparait à être candidate au deuxième appel à projets photovoltaïques ?

On voit, à travers cet incident, que la problématique du foncier constitue un réel frein pour les fermes solaires.

A noter qu’un deuxième appel à projets a été lancé le 17 octobre dernier portant également sur 30 MWc mais situés exclusivement sur la partie Nord du réseau. La pondération relative au type d’implantation (sol et/ou toiture) a été renforcée, passant de 25 à 50 points sur 100, le reste allant au prix de vente du kWh. Ce dernier, hors taxes, a été abaissé de 21 F à 20 F CFP. Ces nouvelles dispositions devraient permettre de favoriser les installations sur toitures de tous types (bâtiments, serres agrivoltaïques, hangars, ombrières agrivoltaïques ou non…) au détriment des installations au sol. Rappelons que, pour le premier appel à projets, le tiers des puissances concerne, tout de même, deux projets au sol, c’est-à-dire sans aucune valorisation conjointe du sol, et qu’ils sont portés par…EDT, pour un prix du kWh supérieur aux deux autres lauréats et pour des raccordements sur le réseau de distribution et non de transport !

Pour les installations sur toitures de bâtiments existants, en général de taille inférieure, le frein le plus important pour les investisseurs semble être les coûts de raccordement prohibitifs imposés par EDT ou TEP. Autre nouveauté : ces projets appelés par le Pays peuvent bénéficier, de manière limitée, du Fonds « Macron » mais toujours pas de la défiscalisation locale.

Nous pensons que, compte tenu de la géographie de Tahiti et de la problématique du foncier, il est essentiel de trouver des moyens supplémentaires de favoriser le développement des centrales sur toitures existantes.

Saluons une avancée récente : le conseil des ministres du 31 octobre dernier a adopté une simplification administrative permettant de réduire les délais de mise en service d’installations photovoltaïques. Le seuil de puissance pour une autorisation d’exploiter sans passer en commission de l’énergie passe de 100 kWc à 500kWc sur Tahiti (inchangé à 50 kWc dans les autres îles). Deux à trois mois seront gagnés.

SWAC

Une des avancées récentes du Pays consiste au déploiement en 2022 de la climatisation par eau de mer (SWAC) au bénéfice du Centre Hospitalier de Pirae. Le SWAC a permis de réduire de 2 % les besoins en électricité de toute l’île de Tahiti. Néanmoins, la CTC note les « quatre années de retard par rapport aux dates prévisionnelles du PTE, et encore davantage par rapport à la date de construction de l’hôpital, la construction du SWAC ayant été prévue dès sa construction ».

Une étude de faisabilité de 2020 pour la zone urbaine de Papeete a montré la difficulté d’atteindre l’équilibre économique : étendue importante du réseau – il aurait fallu anticiper lors de la création du réseau d’assainissement de Papeete – et appels de charges contrastés entre jour et nuit. La CTC conclue : « la contribution future du SWAC à la transition énergétique semble donc, à ce stade, limitée ». Nous ajouterons toutefois que certains envisagent un tel projet pour le futur aéroport de Faaa ou pour des hôtels.

Centrales hybrides 

« En juillet 2016, la collectivité avait relancé un plan d’équipement de centrales hybrides (solaire/gazole) exploitées en régie » pour 7 atolls et Rapa. Seule la commune de Manihi a pu bénéficier de ce programme. Le financement et la volonté communale semblent avoir manqué pour certains projets. Plus d’excuses depuis février dernier avec la signature d’une convention-cadre entre l’Etat et le Pays pour la gestion du Fonds Macron de 7 milliards de Francs qui prévoit le financement de telles centrales. Le Haut-Commissariat, en relation avec le Pays et les communes, épluche actuellement les très nombreuses demandes reçues : on parle de 200 projets ! Il faudra patienter encore un à deux mois pour connaître les projets retenus pour la première tranche ! Rappelons que le Fonds Macron a été annoncé en juillet 2021 lors de la visite du Président de la République en Polynésie française.

La CTC insiste sur les difficultés liées à la maintenance de ces équipements au vu des expériences passées. « La seule existence de contrats de maintenance, la mobilisation de cellules d’experts ou d’assistance à maîtrise d’ouvrage ponctuelles (…) ne semblant pas constituer une garantie suffisante ». La CTC préconise la mutualisation de moyens de maintenance et gestion par le syndicat intercommunal mixte à vocation multiple des Tuamotu-Gambier.

Conclusion : La CTC constate que « la cible de 75 % d’EnR à horizon 2030 paraît désormais peu réaliste ». Elle indique que le Pays, lui-même, a tablé sur un taux de 44 % pour réaliser des simulations des besoins de renouvellement du parc de production thermique.

« Changer de modèle économique »

La CTC « s’attache à évaluer les objectifs de transparence des coûts et des prix ainsi que les mesures prises afin de développer la concurrence ».

Hydrocarbures

Les achats d’énergie, essentiellement des hydrocarbures, représentent environ 37 % du prix de l’électricité. La centrale thermique de Punaruu est passée en 2021 de l’utilisation du fioul au gazole, afin de satisfaire à de nouvelles normes en teneur de soufre. La CTC indique que cela a permis à EDT de mieux faire jouer la concurrence entre les fournisseurs, même si ses effets ne se sont pas fait sentir compte tenu du contexte du marché mondial.

L’utilisation du gazole permet également aux groupes thermiques de fonctionner plus facilement de manière intermittente et à faible puissance, une nécessité pour l’introduction à terme de davantage d’énergie renouvelable ou d’énergie stockée dans des batteries. Néanmoins, la CTC s’étonne que le Pays ait souhaité, malgré les réticences d’EDT, une consultation pour un lot de fioul lourd. « Afin d’approfondir ce sujet, EDT/ENGIE a commandé en décembre 2022 une étude d’opportunité portant sur un éventuel retour au fioul de la centrale de la Punaruu ». Les riverains de la Punaruu apprécieront !

Autre point abordé par la CTC : le coût du fret des hydrocarbures. L’APC (Autorité Polynésienne de la Concurrence), dans un avis d’avril 2022, a constaté que, pendant cinq ans, les trois importateurs du Pays ont pratiqué un même tarif de fret. Le Pays l’a découvert dans cet avis alors que, dans l’attente d’une nouvelle convention (ancienne convention caduque depuis 2016 !), un arrêté prévoyait l’obligation de l’isolement du coût du fret par rapport au coût CAF (Coût, Assurance Fret). « La Chambre regrette un défaut de contrôle des factures (…) qui a perduré pendant cinq ans ». Compte tenu du coût du fret sur le marché pendant cette période, la CTC évalue à 5 Mds F CFP le cumul des profits indus par les transporteurs sur l’ensemble des hydrocarbures. La CTC ne précise pas la part imputable à ceux utilisés pour la production d’électricité. On peut en avoir une idée sachant que les intrants en combustibles pour la production d’électricité représentent environ la moitié des combustibles importés. Ici, encore, le contribuable a été victime d’insuffisances de contrôle ! Y aura-t-il réparation de cette surfacturation ? Ou le surcoût du fret, observé au 2^ème semestre 2022, et pris en charge par les importateurs, compense-t-il celle-ci ? Qu’on se rassure : une nouvelle convention a été signée en décembre 2022 qui établit un tarif de fret sur la base des indices de marché.

Tarification

La CTC étudie ensuite la tarification de la seule concession du Pays, à savoir Tahiti-Nord. On rappelle que l’autorité concédante pour le sud de Tahiti est le syndicat intercommunal SECOSUD et que pour les autres îles, ce sont les communes. La Chambre constate une augmentation importante des tarifs (20 % pour les tarifs Moyenne tension, entre 10 et 15 % pour la Basse tension), justifiée principalement par l’évolution du prix des hydrocarbures, avec, toutefois, une attention particulière pour les « petits consommateurs » moins impactés et la mise en place de 4 tranches au lieu de 2 pour les usagers domestiques, ce qui est favorable à une meilleure maîtrise de la consommation. La taxe TEP, quant à elle, augmente de 40 % – 2,75 F/kWh au lieu de 1,95 F – par effet de rattrapage, semble-t-il, justifié, et bénéficie « d’une formule tarifaire (…) assise sur des bases rationnelles », ce qui sous-entend que tel n’était pas le cas précédemment ! La CTC recommande au Pays de faire appel à la CRE (Commission de Régulation de l’Energie, organisme national), dans le cadre de la convention en cours, pour une expertise de la tarification.

Dans un précédent rapport, la CTC avait recommandé la mise en place d’une tarification sociale et juge, à nouveau, « qu’il n’y a pas d’équivalence automatique entre le petit consommateur et un consommateur aux revenus faibles ». Nous rappelons que le statut de « petit consommateur » repose uniquement sur la puissance souscrite qui doit être inférieure ou égale à 3 kVA. Elle souhaite un meilleur ciblage à travers une régulation par les services sociaux.

La dernière révision tarifaire à la hausse, intervenue en octobre 2022, est jugée par la CTC, comme par les services du Pays, insuffisante pour couvrir l’évolution des coûts subis par EDT : +7 % au lieu de +20 à 25 % estimés. Aussi, afin de ne pas trop affecter le consommateur, le Pays subventionne-t-il les hydrocarbures destinés à la production d’électricité, via le FRPH (Fonds de Régulation du Prix des Hydrocarbures) et mobilise ses réserves financières dans la concession alimentées par le rétablissement des provisions pour renouvellement. La CTC indique que « ces pratiques récurrentes du Pays consistant à déconnecter le prix de l’électricité de l’augmentation du prix des hydrocarbures sont sources de difficultés d’exécution du contrat de concession et exposent le Pays à des contentieux ». Un avenant, numéroté 20, de la convention avec EDT, semble toujours en discussion depuis 2022 ! « Le lissage des augmentations pourrait au final s’avérer plus coûteux qu’une hausse qui aurait suivi l’évolution du cours des hydrocarbures » et « le bilan global (…) pourrait ne pas être favorable au final pour le consommateur ». Il est déjà défavorable au contribuable qui a financé, en 2022, à fonds perdus l’usage d’hydrocarbures au lieu de participer à un effort de déploiement d’une énergie décarbonée !

Selon la CTC, EDT avait proposé une évolution de 7 % tous les semestres entre le 1/06/2023 et le 1/12/2025, la période pré-électorale ayant été soigneusement évitée. Rien ne filtre des discussions, certainement délicates, entre EDT et le nouveau gouvernement, sur fond de concession qui se termine en 2030. Si le consommateur doit s’attendre à un réajustement des tarifs, à quelle hauteur sera-t-il et quand cela se fera-t-il ?

Enfin, un autre élément nouveau est intervenu, au 1^er janvier 2022, dans la tarification du kWh : la Contribution de Solidarité en Electricité (CSE). On rappelle qu’il s’agit d’un système de péréquation entre toutes les îles afin d’obtenir un prix du kWh quasi identique sur tout le territoire. Chaque consommateur contribue par une taxe de 6,30 F/kWh à abonder un fonds, lequel fonds reversé aux communes permet de couvrir les coûts de production. Auparavant, une péréquation était opérée par EDT uniquement sur ses concessions, ce qui excluait de nombreuses petites communes. Nous considérons qu’il s’agit d’une belle avancée en faveur de l’équité des consommateurs. De plus, les communes disposeront de davantage de moyens pour investir dans la maintenance et le renouvellement des équipements ainsi que dans le déploiement d’installations de production d’énergie renouvelable qui protègeront leur environnement et amélioreront leur sécurité. Toutefois, un soutien important sera nécessaire pour la maîtrise des nouveaux projets.

Gouvernance

La CTC passe rapidement sur la création du Code de l’Energie qui est pourtant la pierre angulaire de la nouvelle organisation des métiers de l’énergie. Pour l’île de Tahiti, producteurs, transporteurs et distributeurs deviennent des acteurs distincts dans un modèle dit « non intégré ». « Le Pays voit son rôle renforcé en tant qu’autorité chargée de la régulation » et, surtout, nous pensons que l’emprise sur le système énergétique par EDT est diminuée.

Ainsi, les parts d’EDT, de l’AFD (Agence Française de Développement) et de l’OCI (Océanienne de Capital) dans la TEP ont été rachetées par le Pays, « désormais actionnaire à hauteur de 75 %, les 25 % restants étant détenus par Réseau de Transport d’Electricité international (RTEi) ». Toutefois, le Pays étant décideur du montant de la taxe TEP, concédant et actionnaire, la CTC s’interroge sur les conflits d’intérêt possibles.

Sur le plan technique, les opérations d’équilibre du réseau, sous-traitées à EDT ces dernières années, sont progressivement transférées à la TEP qui a considérablement renforcé ses moyens humains et techniques. De plus, une étude a été commandée à la TEP par le Pays en août 2022 sur les investissements nécessaires au stockage et au renforcement du réseau afin d’assurer la stabilité du réseau. Nous avons appris que cette étude a été transmise au Pays depuis plusieurs mois mais qu’elle n’a toujours pas été rendue publique – a minima ses conclusions – tout comme le rapport de mission sur l’île de Kauai (Etat d’Hawaï), voir les articles de Tahiti Pacifique Magazine de mai 2018 et août 2020. Encore un défaut de transparence !

La CTC alerte aussi sur les conflits d’intérêt pouvant survenir du fait de la position du Pays comme concédant et actionnaire de Marama Nui, certes minoritaire mais disposant d’une minorité de blocage. Les arbitrages sur le placement des énergies provenant de nouveaux importants producteurs, fermes photovoltaïques notamment, pourraient en être affectés.

La CTC suggère également de « renforcer les garanties d’impartialité [par la] création d’une autorité administrative indépendante dans le domaine de l’électricité, ainsi que l’envisageait le PTE ». Nous ajoutons que cette autorité aurait le mérite d’intégrer en son sein des représentants de l’ensemble des acteurs y compris les consommateurs qui n’ont pas voix au chapitre actuellement.

Concernant le coût du développement des énergies renouvelables, la CTC « invite le Pays à être transparent sur ses coûts potentiels », y compris les coûts liés au renforcement du réseau et au développement du stockage. Nous ajoutons qu’il doit en être de même pour l’ensemble des coûts liés à la production thermique.

Prochainement, dans un deuxième article, nous examinerons les observations de la CTC sur le volet « Changer nos comportements » ainsi que ses recommandations.

Jean-Claude Foglia

jean_claude_foglia@yahoo.fr

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Note :

[1] Sauf mention contraire, les guillemets introduisent une citation du rapport étudié.