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En Guadeloupe, les acteurs demandent plus de visibilité pour atteindre les objectifs de la PPE

L’île des Antilles s’est fixé pour objectif d’ajouter 67 MWc de capacités photovoltaïques en 2023 et pourrait adopter dans sa nouvelle Programmation pluriannuelle de l’énergie, actuellement en cours de révision, des chiffres encore plus ambitieux. Pour cela, la mobilisation de tous les acteurs, publics et privés, reste indispensable.

Depuis 2006, la filière photovoltaïque en Guadeloupe connaît une très forte croissance. Ainsi, en 6 ans, plus de 60 MWc ont été ajoutés, en partie grâce à la politique de revalorisation des tarifs d’achats. A l’heure actuelle, environ 82 MWc de capacités PV sont installées sur cette île des Caraïbes qui bénéficie de près de 3000 heures d’ensoleillement par an. Selon les données compilées par la DEAL (Direction de l’Environnement, de l’Aménagement et du Logement) de Guadeloupe, les installations photovoltaïques connectées au réseau sont disséminées sur tout l’archipel mais de façon hétérogène. En effet, 66 % de puissance installée est concentrée sur 4 communes de l’île : Baie-Mahault, Petit-Canal, le Moule et Saint-François. En 2020, ces installations ont fourni au réseau 104 GWh, soit 6 % de la production électrique locale ce qui en fait la 2ème énergie renouvelable de la Guadeloupe, après la biomasse (dont la bagasse). Cependant, son mix énergétique reste encore dominé par les sources fossiles (fuel et charbon).

Production d’électricité à partir d’énergie solaire photovoltaïque depuis 2005 en MWh. Image : EDF-OREC

Malgré cette progression, la Guadeloupe reste donc en deçà des objectifs fixés par la Programmation pluriannuelle de l’énergie, adoptée le 19 avril 2017. La PPE fixe un ajout de 15 MWc de PV sans stockage en 2023, de 52 MWc de PV avec stockage, divisé en deux catégories : les installations PV avec stockage de grande taille (> à 100 kWc): + 37 MW issus pour l’essentiel des appels d’offres CRE pour les ZNI ; et le PV en autoconsommation avec stockage : +15 MW destinés essentiellement aux particuliers. Cela représente une puissance installée cible de 133,9 MWc, bien au dessus des chiffres actuels.

Par ailleurs, la nouvelle PPE, en cours de révision, devrait, aux dires de plusieurs solaristes, afficher des chiffres « encore plus ambitieux et prometteurs ». Tout comme dans les autres ZNI, les énergies renouvelables devront en effet couvrir 50 % du mix énergétique en 2023 (contre 23 % pour 2020), pour arriver à l’autonomie énergétique en 2030. Pour y parvenir, une étude de l’Ademe datant de 2019, a établi que le potentiel de l’île en capacités EnR totales potentielles à l’horizon 2030 pouvait se situer à 1,5 GW, largement dominé par le photovoltaïque (à 68 %), suivi de loin par l’éolien (11 %), la géothermie et l’hydraulique. L’île en est encore loin.

Deux ans entre chaque appel d’offres

Comment parvenir à lever les freins pour exploiter tout le potentiel photovoltaïque du territoire ? « L’une des principales difficultés est le manque de visibilité sur les politiques publiques, pointe du doigt Anna Lafont, responsable Agence Antilles Guyane chez TotalEnergies. Les précédents appels d’offres ont eu lieu en 2015, 2017 et 2019. Il faut jusqu’à un an entre la publication du cahier des charges et celui de l’appel d’offres. C’est compliqué de ne pas connaître les caractéristiques techniques pour réaliser les prospections ». Le prochain appel d’offres pluriannuel, dont l’arrêté tarifaire devrait être bientôt publié, semble donc aller dans le bon sens, car les projets devront s’étaler jusqu’en 2026. « Il faut maintenant que ça se pérennise », conclut Anna Lafont.

La centrale de 5 MWc de Saint-François de EDF Renouvelables. Image : EDF Renouvelables

Problématique commune à de nombreuses ZNI, le foncier est également très contraint, en raison d’une conjonction de facteurs comme la Loi Littoral, la forte urbanisation et la préservation des terrains agricoles. « La recherche foncière difficile freine le développement du photovoltaïque et l’atteinte des objectifs de la PPE », regrette David Augeix, directeur régional Sud et Outre-Mer chez EDF Renouvelables. Sur l’île, l’installation de projets photovoltaïques au sol et éoliens est soumise à l’obtention d’une décision favorable du conseil régional, qui a créé en 2011 la « Commission Photovoltaïque-Eolien (CPV-E) » chargée d’arbitrer l’implantation des grandes infrastructures énergétiques renouvelables tout en préservant les espaces naturels et agricoles. De plus, en 2020, le poids de l’avis rendu par la région dans le processus d’autorisation a été renforcé dans le but de contenir la consommation foncière.

De fait, la majorité des projets approuvés se trouve exclusivement sur terrain dégradé. Outre une extension de 3 MWc de son site de Saint-François (5 MWc), EDF Renouvelables travaille par exemple à l’association solaire-éolien sur le parc éolien de Petit Canal. « Nous avons environ une trentaine d’hectares de terrain consommé par les éoliennes au pied desquelles nous comptons installer 10 MWc de photovoltaïque », précise David Augeix. De son côté, TotalEnergies possède actuellement 14 MWc installés, qui se répartissent entre 8 MWc au sol et 6 MWc en toiture. Au dernier appel d’offres de 2019, l’énergéticien a remporté 11 MWc au sol à construire et à mettre en service d’ici 2022-2023. Ils seront construits sur une ancienne décharge, au pied d’éoliennes ou encore sur un site dégradé ICPE à construire.

« Il faut également arriver à sensibiliser les collectivités sur la nécessité de faire du solaire et de mettre en place des appels à projets sur du foncier public », poursuit par ailleurs Anna Lafont. C’est le cas par exemple de la centrale de de Sainte-Rose de 3,278 MWc d’Albioma, placée sur un terrain appartenant au centre de traitement et de valorisation des déchets de l’Espérance. Inaugurée en juillet 2019, sa construction s’est inscrite dans le cadre du projet Territoire à Énergie Positive pour la Croissance Verte (TEPCV) pour lequel la communauté d’agglomération du Nord Basse-Terre a été lauréate.

La centrale Agrinergie de 2,5 MWc d’Akuo Energy à Sainte-Marguerite. Image : Akuo Energy

Autre axe de développement pour de nombreuses sociétés : l’agrivoltaïsme, à l’instar de Akuo Energy, qui a installé en 2010 sa première centrale solaire au sol de 2 MWc, associée à un volet Agrinergie à Marie-Galante. En 2011, l’entreprise a mis en service une deuxième centrale PV Agrinergie de 2,5 MWc à Sainte-Marguerite, à Grande Terre. Une zone plane non exploitée de 2 hectares a été mise à disposition d’un producteur de tomate, pour lui permettre de s’agrandir et de disposer d’un foncier difficilement mobilisable sur cette zone. L’autre parcelle de 3 hectares occupée par la centrale photovoltaïque est quant à elle utilisée par un agriculteur pour l’élevage de ses moutons qui évoluent ainsi dans un espace clôturé et sécurisé, ce qui lui a permis d’agrandir son exploitation. « Le soutien à ces activités agricoles est d’autant plus important en Guadeloupe que la production locale ne couvre qu’une part limitée des besoins de l’archipel », souligne par ailleurs Akuo Energy.

La difficulté de recherche d’espaces disponibles concerne également les toitures. « Les grandes toitures appartiennent à une petite minorité de propriétaires fonciers qui ne veulent pas forcément les mettre à disposition, constate Fabien Pigaiani, responsable de la Martinique, de la Guadeloupe et de la Guyane chez Corsica Sole. Il y a une certaine réticence en raison de problèmes qu’il y a pu avoir sur les tout premiers systèmes en toiture en raison de problèmes d’étanchéité et d’infiltrations dues au climat tropical et à la très forte pluviométrie. Cela a créé des litiges entre propriétaires et développeurs ». Pourtant, Corsica Sole assure que la situation s’améliore progressivement et entend présenter des dossiers PV sol et en toiture aux prochains appels d’offres de la CRE. De même qu’au sol, le rôle des instances publiques a également valeur d’exemple. Ainsi, selon EDF Renouvelables, « le Conseil régional réfléchit actuellement à équiper en toitures PV certaines de ses installations, comme le vélodrome ou les bâtiments administratifs ou techniques », assure David Augeix.

Dans son rapport de mission publié en 2018, la CRE fixait comme axe prioritaire le développement du stockage centralisé. « Ainsi, des installations de stockage centralisées, pilotées par EDF SEI, permettront, à la différence des petites unités de stockage décentralisées déployées dans le cadre des appels d’offres photovoltaïques avec stockage, d’offrir une certaine flexibilité dans les services rendus, adaptée aux besoins évolutifs du système et à un coût moindre pour la collectivité eu égard aux économies d’échelle dont peuvent bénéficier des dispositifs plus importants », souligne la Commission de régulation de l’énergie. L’instance préconise également de prioriser certaines zones en fonction des contraintes sur le réseau ou du plan de délestage, et, d’être ouvert, si la Région le souhaite, à des installations de plus de 5 MW.

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