Pourtant, la plupart des articles de ce projet de loi ainsi que le projet d’arrêté associé, bien accueillis par les acteurs de l’énergie, nous semblent également favorables au consommateur et au citoyen  : obligations techniques et administratives de l’installateur précisées, obligations du gestionnaire de réseau relatives au raccordement renforcées, suppression de toute démarche sous 1 kWc, facturation possible par le gestionnaire de réseau du surplus qui lui est vendu, pas de contrat d’abonnement pour les producteurs exclusifs, suppression des études techniques de raccordement sous 10 kWc, augmentation de la durée de l’autorisation préalable d’exploiter de 1 an à 2 ans pour les plus grosses installations…

Toutefois, certaines propositions semblent poser questions et soulèvent même une certaine incompréhension, notamment au regard des enjeux climatiques !

Le Conseil économique, social, environnemental et culturel (CESEC) a ainsi émis un avis favorable mais avec certaines réserves (avis n°63-2025 du 27/06/2025 avec texte de loi inclus). Nous soutenons ces réserves et espérons que celles-ci seront bien prises en compte à la hauteur de leurs conséquences néfastes pour le secteur énergétique, l’usager et la planète !

La réserve la plus importante est celle relative à la tarification du surplus injecté par les auto-consommateurs. (Voir notre encadré en fin d’article pour des explications techniques) Après l’adoption de cette loi du Pays, les autorités du Pays envisagent, semble-t-il toujours, malgré des alertes de la société civile, une baisse importante de ces tarifs : celle-ci ne nécessite qu’un simple arrêté pris en conseil des ministres.

Par un courrier du ministère de l’Energie en date du 27 août 2024, il a été proposé de passer de 15,98 F/kWh (pour Tahiti) et 23,68 F/kWh (pour les autres îles) à 5 F/kWh lorsque la puissance installée est supérieure à 3 kWc. Lors d’une réunion d’information du gouvernement en novembre 2024, il a été question à nouveau de ces tarifs, ce qui a provoqué un tollé parmi les représentants du secteur solaire. Ces derniers ont, à nouveau, alerté, lors des auditions du CESEC sur ce point.

Ce tarif de 5 F/kWh est scandaleusement bas ! Les tarifs actuels de rachat de surplus sont déjà actuellement inférieurs au coût de production en centrale thermique.

De plus, la grande majorité des habitations et, a fortiori des petites entreprises, ont un abonnement égal ou supérieur à 6,6 kVA (ou 30 A). Rappelons enfin que l’électrification des besoins est en constante augmentation : appareils domestiques, climatiseurs, véhicules électriques… C’est donc faire fi de cette évolution nécessaire à une décarbonation de nos usages !

Les conséquences attendues d’une baisse de la tarification de rachat, quelque soit son niveau, sont le renoncement à l’investissement ou sa réduction ou encore, pour ceux qui en auront les moyens, l’acquisition de moyens de stockage par batteries au lithium. Cette dernière éventualité conduit à encore moins de kWh achetés au gestionnaire de réseau et également à la dissémination de déchets dangereux pour l’environnement et la sécurité depuis leur fabrication jusqu’à leur fin de vie. Si le stockage doit être favorisé, nous préférons qu’il soit centralisé afin de garantir un recyclage efficient des ces déchets dangereux et un pilotage en faveur du réseau dans son ensemble.

Cette proposition de baisse de la tarification de rachat est présentée comme visant à compenser le manque à gagner des gestionnaires de réseau du fait des kWh autoconsommés. Toutefois, aucun chiffrage n’a été présenté par les autorités !

Selon le syndicat du solaire, Synergie, un doublement de la puissance solaire autoconsommée d’ici 2030 conduirait à une augmentation “de l’ordre de 1,7 % sur le prix courant des consommateurs non solarisés”, ceci en considérant stable le prix du gazole brûlé dans nos centrales thermiques. Cette dernière hypothèse est loin d’être acquise compte tenu des tensions géopolitiques actuelles !

Toute évolution à la hausse des hydrocarbures milite en faveur du développement des énergies renouvelables, gage d’économies sur le moyen terme, de souveraineté énergétique améliorée ainsi que de sécurité. En Polynésie française, le gouvernement préfère toujours réduire l’effet de ces hausses favorable aux EnR en abondant le FRPH, puits sans fond de plusieurs milliards de FCFP chaque année !

Rappelons que la Polynésie française, tous secteurs confondus, est tributaire des énergies fossiles à hauteur de 93 % et que la population de nos îles est parmi les plus menacées par le réchauffement climatique !

Une vue à court terme n’est pas de mise en matière d’énergie !

Y aurait-il trop de production photovoltaïque en Polynésie française ? Le taux d’équipement photovoltaïque par habitant est en Polynésie française bien inférieure à la quasi-totalité des collectivités d’outremer français. Selon l’Observatoire de l’Energie en Polynésie, en 2023, 210 Wc/habitant au fenua contre, par exemple, 598 en Nouvelle-Calédonie ou 305 à La Réunion.

En outre, l’autoconsommation avec injection du surplus réduit les pertes et les investissements en lignes de transport HT car les lieux de production sont plus proches, en général, des lieux de consommation.

Et, enfin, elle participe, bien sûr, à l’effort de réduction des gaz à effet de serre.

Le plan Climat de Polynésie française, adopté en décembre 2024, annonce un objectif de 75 % d’énergie décarbonée à l’horizon 2030. Comment atteindre ces objectifs très ambitieux en décourageant les investissements en matière d’énergie photovoltaïque ? Nous osons espérer que ce plan n’est pas qu’un affichage !

Dans sa sagesse, le CESEC“recommande de maintenir un tarif de rachat incitatif pour préserver l’attractivité des installations photovoltaïques et d’instaurer un cadre tarifaire évolutif, réévalué chaque année en concertation avec les collectivités et les acteurs de la filière”. Il propose aussi “d’instaurer des abonnements spécifiques pour les producteurs consommateurs de grande taille, ou des mécanismes différenciés prenant en compte la puissance installée et la contribution potentielle aux infrastructures collectives, qu’ils soient raccordés ou non au réseau public”.

Cerise sur le gâteau ! Un avis de l’Autorité polynésienne de la concurrence (APC), avis n°2025-AO-04 du 30/06/2025, propose de supprimer le principe même de l’autoconsommation !

L’autoconsommation contribue à hauteur de la moitié de toute la production photovoltaïque du Pays et se développe régulièrement : pouvons-nous négliger cette source d’énergie verte ?

L’autoconsommation, c’est-à-dire la satisfaction d’une partie des besoins en énergie électrique par une source d’énergie, propre en l’occurrence, sur le lieu même de sa consommation, induit un gain collectif conséquent et indéniable. Tout d’abord, ce gain se réalise grâce à l’économie engendrée par la réduction des pertes en ligne inhérentes à la production d’électricité centralisée ainsi que des coûts de développement de réseaux requis pour satisfaire cette demande électrique éloignée. Ensuite, ce gain est augmenté de l’économie réalisée sur les montants considérables qui sont aujourd’hui alloués pour subventionner le gazole utilisé par les groupes électrogènes de EDT, alors même que l’équité économique (et une cohérence basique avec les objectifs affichés relatifs aux enjeux climatiques et à la nécessaire transition énergétique) voudrait au contraire que l’on taxe l’utilisation d’énergie carbonée pour compenser les externalités négatives que celle-ci induit.

Plus simplement, l’autoconsommation peut être assimilée à une économie d’énergie pour le réseau dans son ensemble, au même titre qu’un appareil domestique de classe A. Doit-on renoncer aux économies d’énergie ?

Contrairement à ce qu’affirme l’APC, l’auto-consommateur raccordé au réseau ne se soustrait pas totalement au principe de solidarité. Par ses frais d’abonnement, il contribue au financement des infrastructures de distribution et de commercialisation. Ces frais d’abonnement sont loin d’être négligeables : par exemple, sur Tahiti-Nord, 2 937 F/mois pour un abonnement de 30 A.

De plus, l’effort d’investissement consenti par l’auto-consommateur est récompensé sur le moyen terme par une baisse de ses charges pour lui-même ou, dans le cas d’une entreprise, qui peut être répercutée à ses clients. L’entretien et la maintenance de ces équipements photovoltaïques contribuent également à l’économie locale. N’est-ce pas positif pour l’activité économique ?

Pour rappel, le transfert (partiel, notamment hors hydrocarbures…) de la régulation de l’énergie à l’APC s’est fait fin 2024. Le CESEC avait émis un avis défavorable, avis n°23-2024. Le texte proposé suscitait “des interrogations et des craintes quant aux capacités techniques de l’Autorité compte tenu de la complexité et de la technicité élevée des secteurs électrique et gazier”.

Enfin, une autre disposition prévoit d’interdire la vente d’électricité à un usager par un installateur. Certains installateurs de centrales photovoltaïques proposent à leurs clients une formule d’achat de leurs installations via une vente d’énergie sur plusieurs années. Les économies sur la facture d’électricité permettent de rembourser les échéances mensuelles. Cette forme de crédit, utilisée aussi pour les chauffe-eaux solaires, facilite l’accès à ces équipements pour les clients ne disposant pas d’une trésorerie suffisante. L’annonce de cette mesure ne va donc pas dans le sens d’une recherche d’équité sociale devant les dépenses énergétiques, ni du développement des EnR.

Au total, l’adoption de telles mesures serait un mauvais signal pour les entreprises et particuliers, conduirait à une forte réduction des investissements en matière d’EnR, encouragerait la poursuite de la combustion d’énergie fossile et serait en totale opposition avec les objectifs ambitieux affichés par le Pays dans le Plan Climat et la Programmation Pluriannuelle de l’Energie !

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Les modes de production possibles pour une centrale photovoltaïque

1) Installation connectée au réseau public, en autoconsommation et revente du surplus

Les panneaux photovoltaïques, lorsqu’il y a suffisamment de soleil, produisent du courant continu. Ce courant est transformé en courant alternatif par un onduleur afin de pouvoir utiliser les appareils du commerce.

A tout instant, si la centrale produit davantage que la consommation, le surplus est vendu au gestionnaire du réseau. Si la centrale produit insuffisamment, le réseau fournira le complément. La nuit, le réseau fournit entièrement les besoins. Tout ceci automatiquement sans aucune intervention de la part de l’usager.

S’il y a coupure sur le réseau, l’onduleur se déconnecte du réseau et l’usager n’est plus alimenté.

Si la centrale est en panne, le réseau alimentera en totalité les besoins.

Pour une puissance souscrite de 30 A (6,6 kVA), les frais d’abonnement mensuel à Tahiti-Nord pour un usage domestique sont de 2 937 FCFP.

Coût moyen, fourniture et pose : entre 200 F/Wc et 140 F/Wc selon la puissance installée. Soit pour 2 kWc, suffisant pour une habitation confortable hors charge de véhicule électrique, environ 400 000 F. Gain moyen sur sa facture d’électricité : 50 %. Temps d’amortissement : 5 années en moyenne.

NB : la revente du surplus n’est pas obligatoire bien qu’elle soit majoritairement choisie. Ainsi, une part des surplus injectés est cédée gratuitement au concessionnaire, sans compter les producteurs négligents qui ne facturent pas à celui-ci !

2) Installation éloignée de tout réseau électrique : sur un motu, en montagne… : installation dite en site isolé

L’autonomie complète nécessite la mise en place de batteries pour stocker de l’énergie et équilibrer l’offre et la demande d’énergie. Un onduleur assure la bonne gestion des batteries et transforme le courant continu issu des panneaux ou des batteries en courant alternatif.

Afin de pouvoir assurer un service normal en cas de temps peu ensoleillé sur plusieurs jours, la centrale doit comporter un surnombre de panneaux et un volume de batteries en adéquation. Les batteries peuvent être au plomb ou au lithium.

L’autonomie totale a un coût relativement important.

3) Installation dite hybride

C’est une installation connectée au réseau du type 1 mais qui dispose de surcroît de batteries au lithium. Ce stockage permet une autoconsommation en soirée par exemple.

Il peut éventuellement servir de secours pour certains équipements primordiaux en cas de coupure du réseau public.

Le surplus non consommé à un instant donné peut soit recharger les batteries, soit être vendu au réseau public.

Comparativement à l’option1, le coût est approximativement doublé.

4) Production exclusive

Ici, toute la production est vendue au réseau public. Il n’y a pas d’autoconsommation. Cette option est intéressante par exemple pour un propriétaire de biens immobiliers loués et disposant de toitures exploitables. Si le texte de loi proposé est mis en application, le producteur exclusif n’aura plus de prime d’abonnement à payer, ce qui améliore la rentabilité de son investissement.

NB : l’autoconsommation collective n’est pas autorisée actuellement, ni dans le cadre de la loi projetée. Elle l’est en métropole. Elle permet à des producteurs et des consommateurs proches géographiquement de partager une électricité produite localement. Il peut s’agir, par exemple, d’une copropriété de logements, d’un bailleur social ou d’une zone industrielle.

Le gouvernement prévoit seulement la création d’une autoconsommation déléguée entre une société et sa filiale. L’APC voit ici une distorsion de compétitivité au profit des grands groupes qui pourront créer une filiale dédiée à la production photovoltaïque ou acquérir une société existante du même type. « L’Autorité recommande donc le retrait de cette exception d’autoconsommation déléguée ». Cette notion semble avoir été conçue pour régulariser la situation du plus grand groupe de distribution alimentaire…