Quelle transition énergétique en Polynésie française ?

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Les îles, notamment celles d’outre-mer, sont fréquemment désignées dans les discours médiatiques et scientifiques comme des « laboratoires » de la transition énergétique (Roche et al., 2018). D’une part, l’insularité créerait un système de contraintes – absence d’interconnexion avec d’autres réseaux électriques, dépendance aux hydrocarbures importés, taille des marchés limitant les économies d’échelle – qui encourageraient l’émergence d’innovations locales. D’autre part, la présence de ressources naturelles valorisables et la faiblesse de la demande constitueraient autant d’atouts pour le développement de micro-productions renouvelables (Roche, 2018). Pourtant, les outre-mer français demeurent toujours lourdement dépendants aux ressources fossiles, et particulièrement pour leur production d’électricité, constituant encore, en 2019, 83,4 % du mix en Guadeloupe, 75,5 % en Martinique, 86,3 % en Nouvelle-Calédonie et 71,2 % en Polynésie française (OPE, 2021).

Restées relativement hermétiques aux approches géographiques, les études de transitions (Transitions studies) connaissent depuis une dizaine d’années un tournant spatial. Les travaux de Gavin Bridge (2013, 2018), Teis Hansen et Lars Coenen (2015) ou de Matthew Huber (2013) ont montré l’importance de l’étude des dynamiques territoriales pour comprendre l’hétérogénéité des transitions énergétiques dans le monde. Si les systèmes énergétiques transforment économiquement, socialement et politiquement les espaces où ils s’intègrent, leurs évolutions sont contraintes en retour par les caractéristiques propres de ces territoires. C’est cette boucle rétroactive qui forme l’encastrement spatial (spatial-embededness) des systèmes énergétiques, inhibant ou dynamisant leur transition.

Dans cet article, on propose d’étudier les dynamiques spatiales de la transition énergétique en Polynésie française, en soulevant d’abord ses spécificités puis les conflictualités qui la freinent. Si de précédents travaux ont déjà abordé la dépendance au pétrole entraînée par le développement urbain peu contrôlé de Tahiti (Bon, 2005), on se cantonnera ici à la question de l’électricité. Comptant 118 îles, dont 76 sont habitées de manière permanente, réparties sur près de 2,6 millions de kilomètres carrés et voyant 69 % de ses 275 918 habitants concentrés sur la seule île de Tahiti, le cas polynésien offre un parfait exemple pour réfléchir aux caractéristiques des transitions énergétiques dans les espaces insulaires. Il s’agira ici d’explorer la manière dont l’extension de la sur-insularité (ou double-insularité) polynésienne (concept théorisé par Philippe Pelletier pour désigner la relation entre îles périphériques et îles principales dans un archipel) à son système énergétique, joue autant le rôle d’inhibiteur que de catalyseur de la transition.

Document 1. Répartition de la population par île en Polynésie française

1. Une transition pour rompre la dépendance aux hydrocarbures

La production électrique en Polynésie dépend à 70 % des importations d’hydrocarbures. Cette situation qui implique des risques de ruptures d’approvisionnement, particulièrement pour les archipels à l’extrémité de la chaîne logistique, et pèse lourdement sur les finances publiques.

1.1. Un système énergétique fortement carboné : analyse multiscalaire

Le statut d’autonomie interne octroyé à la Polynésie française par la loi du 6 septembre 1984 a été graduellement renforcé, étendant ses compétences à l’ensemble des domaines à l’exception des matières régaliennes, et lui déléguant ainsi l’organisation et l’orientation de sa politique énergétique (Venayre, 2011).

Le mix électrique polynésien demeure fortement carboné. En 2018, sur les 689 GWh d’électricité produite, 47,9 % provenaient de la combustion de fioul et 22,9 % de gazole, pour seulement 23,7 % de l’hydroélectricité et 5,4 % du photovoltaïque. Représentant moins de 0,1 % du mix, l’éolien est presque inexistant. Ces statistiques régionales cachent toutefois d’importantes disparités entre les cinq archipels polynésiens ((Les îles du Vent, les îles Sous-le-Vent, les Tuamotu-Gambier, les Marquises et les îles Australes)) ainsi qu’entre les îles, qui constituent chacune un système électrique indépendant, rendant d’autant plus difficile l’élaboration d’une politique énergétique commune à l’échelle du fenua ((Fenua, signifiant « territoire », « terre » ou « pays » en tahitien, est utilisée pour désigner la Polynésie française en Polynésie.)).

Document 2. Le mix électrique de la Polynésie française en 2017

Concentrant les trois quarts de la production d’électricité en Polynésie, l’île de Tahiti a un rôle clé dans la transition. 61 % de l’électricité y est produite par la centrale thermique de la Punaruu à Punaaruia ainsi que par la centrale de secours de Vairaatoa à Papeete. Parallèlement, 16 barrages hydroélectriques, construits de 1981 à 1998, fournissent 172 GWh, soit 33,5 % de la production de l’île. Enfin, si on dénombre 1924 panneaux solaires sur Tahiti, la moitié des 17,5 GWh produits proviennent d’une vingtaine de parcs installés en toiture de supermarchés, de bâtiments de service public ou d’usines. L’île de Tahiti centralise déjà 95 % de la production renouvelable de la Polynésie française. Les autres archipels présentent une dépendance bien plus forte aux hydrocarbures, fournissant 98,6 % de l’électricité des îles Sous-le-Vent, 99 % aux Australes, 99 % aux Gambier, 76 % aux Marquises et 91 % aux Tuamotu. La prépondérance statistique de Tahiti en Polynésie et l’évolution des renouvelables sur l’île risquent alors d’invisibiliser le poids écrasant des ressources fossiles dans le reste du fenua.

Document 3. La production d’électricité à Tahiti

Sur les 76 îles habitées de manière permanente, 18 ne sont pas électrifiées et ne disposent pas de réseau de distribution. L’électricité y est produite par des générateurs au gazole et marginalement par des panneaux photovoltaïques. Les 58 îles électrifiées disposent toutes d’une centrale thermique, appuyée par des panneaux solaires isolés. Sur les 22 îles hautes habitées, où les reliefs et les cours d’eau sont aménageables, seules 6 disposent de barrages hydroélectriques en dehors de Tahiti (Hiva Oa, Nuku Hiva, Fatu Hiva, Moorea, Tahuata et Raiatea), dont la production reste marginale à l’exception de Fatu Hiva où elle fournit les trois quarts de l’électricité. En dehors de quelques génératrices installées pour l’autoconsommation à Hao, Takaroa et Tahuata, ainsi que des projets abandonnés de Makemo et de Rurutu, la production éolienne est presque nulle. Enfin, 12 atolls disposent de centrales hybrides combinant un parc photovoltaïque à des batteries et une centrale thermique chargées de compenser l’intermittence.

Document 4. La production d’électricité en Polynésie française

Si les profils de production divergent, il en va de même pour la consommation. Tandis que l’industrie reste marginale dans l’économie polynésienne (constituant seulement 9 % du PIB) et presque exclusivement concentrée à Tahiti, le tourisme augmente l’intensité énergétique de certaines îles. Il en va particulièrement de Bora Bora, dont la consommation totale (44,7 GWh) est la deuxième plus grande de Polynésie et le volume par habitant (4 220 kWh/hab) est deux fois plus important qu’à Tahiti.

1.2. Les vulnérabilités emboîtées de la dépendance aux hydrocarbures

Le taux de dépendance de la Polynésie aux importations énergétiques est élevé, atteignant 93,7 % en 2018. La fourniture d’hydrocarbures pour la production d’électricité ((Environ 70 000 tonnes de fioul et 61 000 tonnes de gazole par an. Le fioul ne sert qu’à la centrale de la Punaruu.)) est assurée par deux entreprises, la Pacific Petroleum and Services et la PétroPol, appartenant toutes deux à des investisseurs polynésiens, respectivement en charge de l’approvisionnement des centrales de Tahiti pour la première et de celles des autres îles pour la seconde. Depuis 2004, ces produits sont entièrement importés des raffineries d’Onsan en Corée du Sud et de Singapour jusqu’au port de Papeete, avant d’être transvasés dans des fûts ou des conteneurs et transportés par goélettes jusqu’aux archipels.

Document 5. Part des hydrocarbures dans le fret entre Papeete et les archipels

Cette dépendance fragilise la Polynésie à différentes échelles. D’une part, les finances publiques, qui subventionnent le prix de vente du pétrole, sont vulnérables aux fluctuations du cours mondial du pétrole. Alors que le système de tarification de l’électricité interdit aux producteurs d’ajuster les prix aux variations des charges (voir partie 2.2), l’augmentation du baril entre 2016 et 2019 a entraîné une perte de 20,9 millions d’euros pour les principaux énergéticiens du fenua. Dans les archipels, cette situation pèse lourdement sur les finances municipales en charge d’assurer l’approvisionnement. Ainsi, les achats de gazole de la centrale thermique de la commune d’Arutua (Tuamotu) représentaient 78% du budget municipal annuel en 2018. 

D’autre part, cette dépendance fait planer le risque de rupture dans la chaîne d’approvisionnement. Les importations jusqu’à Papeete sont assurées par deux pétroliers faisant en moyenne sept voyages par an. Considérant sa position, la Polynésie se trouve à l’extrémité de la route maritime, après des étapes aux Fidji, aux Samoa, en Nouvelle-Calédonie et au Vanuatu. S’il n’y a eu aucune rupture jusqu’à présent, ce n’est pas le cas des livraisons finales vers les archipels. Ces transports dépendent des rotations des goélettes, dont certaines desservent les plus petites îles des Tuamotu moins de dix fois par an. Tout retard pose alors un risque pour l’approvisionnement des centrales, comme cela a déjà été le cas à Rurutu en 2017 ou à Vahitahi en 2019. L’électrification des îles ayant augmenté le recours aux congélateurs pour conserver les aliments frais entre les rotations de bateaux, les coupures électriques viennent compromettre les stocks de denrées. De plus, même si cette technique reste marginale, l’alimentation en eau potable de neuf atolls (Hikueru, Marauko, Amanu, Hao, Tatakoto, Anaa, Faaite, Fakarava ou Makemo) repose partiellement sur le dessalement de l’eau de mer et de lagon grâce à l’électricité. L’île de Bora Bora a ainsi été équipée d’une usine de désalinisation alimentée par des panneaux solaires en 2017.

1.3. Les politiques de transition énergétique en Polynésie française

Comme la plupart des territoires insulaires du Pacifique, la Polynésie française est fortement exposée aux conséquences du changement climatique : risque de submersion par la remontée du niveau des océans, occurrence augmentée des cyclones et des tempêtes tropicales, ou encore blanchissement des coraux (Walker et al., 2014). Pour peser sur les négociations internationales sur le climat, le gouvernement polynésien s’est investi dans différentes instances de coopération régionale, à l’image du Polynesian Leader Group, qui réunit les Samoa, les Tonga, les îles Cook, la Polynésie française, Niue, Tokelau, Tuvalu et les Samoa américaines, dont elle a accueilli les discussions sur le climat en juillet 2015 quelques mois avant la COP21. En dépit de cet engagement politique dans la lutte contre le changement climatique, les mix énergétiques des pays du Pacifique restent fortement carbonés, à l’exception des Fidji.

Document 6. Les mix énergétiques des îles du Pacifique (2018)

Alors que 39 % des émissions de CO² de la Polynésie française provenait en 2018 de la production d’électricité, le gouvernement polynésien s’est engagé dès 2008 à atteindre 50 % d’énergie renouvelable en 2020 et 75 % en 2030 après la signature du premier « Plan climat-énergie » en 2015 (SDE, 2015a). Les initiatives en faveur des énergies alternatives sont en réalité plus anciennes. Dès 1978, le gouvernement polynésien signa un accord avec le Commissariat à l’énergie atomique permettant de déployer un millier de panneaux solaires sur les atolls, tandis que le programme « Photom », initié en 1997, finança 1 500 nouvelles installations pour les ménages isolés (Bouvier et Pehlivanian, 2017). Les subventions et la mise en place de tarif fixe de rachat ont permis de multiplier par 15 la production solaire entre 2010 et 2018 (Notton et al., 2019).

Les efforts de transition ont stagné dans les années 2000 en Polynésie française, la part des énergies renouvelables baissant de 20 % entre 1998 et 2013. Un moratoire sur les aménagements hydroélectriques à Tahiti a été décidé, motivé tant par l’augmentation des conflits soulevés par la construction des barrages que par l’augmentation du prix de l’électricité. En dépit de la fin du moratoire, la part des énergies renouvelables n’a pas augmenté depuis 2010.

Document 7. Évolution de la production électrique en Polynésie française par type de source

Si la Polynésie française ne possède aucune ressource fossile, hormis quelques traces de lignite à Rapa dans les Australes, elle dispose de gisements renouvelables bien identifiés. Les conditions climatiques contraignent le développement de l’éolien. D’une part, le potentiel de couverture de la consommation des îles par l’éolien ne dépasse que rarement les 5 %, en raison d’une vitesse de vent relativement faible, à l’exception des îles hautes où les potentiels d’installation se concentrent sur les reliefs escarpés difficilement accessibles (Sauvage et Garbet, 2012).

D’autre part, le risque cyclonique limite les choix technologiques à de grandes éoliennes peu adaptées à la demande (Blanc et Biton, 2012). À Tahiti, l’équipement des bassins versants restants (26,4 MW) pourrait augmenter de moitié la production hydroélectrique (SDE, 2015b). Le bouclage en cours du réseau électrique à haute tension devrait favoriser les nouveaux projets hydroélectriques en augmentant les capacités de transport depuis le sud et l’est où se trouvent les barrages, jusqu’à l’agglomération de Papeete au nord-ouest, rendant obsolète la centrale de secours de Vairaatoa. Les études menées sur les autres îles hautes montrent de larges disparités. À Raiatea, l’équipement hydroélectrique ne pourrait couvrir qu’un cinquième de la demande contre plus de la moitié à Nuku Hiva aux Marquises. Plusieurs études envisagent la combustion d’huile de coprah pour remplacer le gazole des centrales thermiques, sans toutefois chiffrer ce potentiel. Utilisée dans les centrales hybrides solaires/thermiques, cette technique pourrait permettre à certains atolls d’atteindre une autosuffisance énergétique, à l’image du système mis en place sur les îles Tokelau (Nouvelle-Zélande) en 2012. Le coprah est l’albumen de la noix de coco, c’est donc un sous-produit qui n’est utilisé que marginalement dans l’alimentation humaine (pour fabriquer de la margarine). Cette précision est importante car la transition énergétique ne peut pas se faire au détriment de la production alimentaire.

Le différentiel de température des eaux océaniques entre la surface et la profondeur, qui alimente déjà quelques systèmes de climatisation, dont un en construction au Centre Hospitalier de la Polynésie, pourrait être mis à profit dans des centrales d’énergie thermique marine (Roche, 2019). Plus marginale, l’implantation d’hydroliennes utilisant les courants marins qui animent les passes des atolls est testée sur les îles d’Hao et Takaroa. Enfin, si des travaux exploratoires sont à nouveau menés sur Tahiti depuis 2020 afin de réévaluer le potentiel géothermique de l’île, une première étude réalisée en 1983 par le Bureau de Recherches Géologiques et Minières (BRGM) en Polynésie n’avait identifié des gisements qu’à Hiva Oa dans les Marquises (BRGM, 1983).

Document 8. Le gisement éolien et hydroélectrique à Tahiti

2. Les conflictualités d’une transition énergétique

En plus des limites posées par la disponibilité des gisements renouvelables, la transition énergétique est contrainte par l’organisation actuelle du système d’acteurs dans le marché de l’électricité ainsi que par des conflits environnementaux et fonciers.

2.1. Un système de concession qui limite l’émergence de nouveaux acteurs

Si le droit polynésien considère la production d’électricité comme un marché ouvert à la concurrence ((La Polynésie étant considérée comme un pays et territoire d'outre-mer de l’Union Européenne (PTOM), son marché de l’électricité n’est pas soumis aux législations européennes.)), la situation est plus contrainte et entrave l’arrivée de nouveaux acteurs potentiellement porteurs de projets renouvelables. La fourniture d’électricité s’inscrit dans un double régime de concession, dévolue à l’Assemblée territoriale polynésienne pour les communes les plus peuplées du nord-ouest de Tahiti ((Papeete, Faaa, Arue, Mahina, Paea, Papara, Pirae et Punaauia)) ou aux conseils municipaux pour les autres. Sur le terrain, cette différenciation a abouti à une répartition complexe, divisée en deux systèmes distincts avec, d’une part, Électricité de Tahiti (EDT), filiale d’Engie, qui exploite les concessions des territoires les plus peuplés et, d’autre part, 20 régies municipales gérant l’électricité sur 35 îles. Dans certains cas, une même commune peut être sous deux régimes, comme à Moorea où l’île principale est sous concession d’EDT tandis que l’île de Maiao est en régie municipale. Une même île peut aussi connaître deux systèmes, à l’image de Raiatea où une des trois communes (Uturoa) demeure en régie.

À Tahiti, le gouvernement polynésien a attribué à EDT la concession du nord-ouest dès 1960, renouvelée jusqu’en 2030, rejoint en 1988 par les autres communes de l’île réunies dans un syndicat intercommunal. EDT a progressivement étendu son contrôle sur la totalité des îles Sous-le-Vent (à l’exception de la commune d’Uturoa sur Raiatea), des Australes (sauf Rapa) et des Marquises (sauf Tahuata et Fatu Hiva), ainsi que dans quelques îles peuplées des Tuamotu (Rangiroa, Tikehau, Mataiva, Makatea et Hao), totalisant 96 % de la fourniture d’électricité de la Polynésie française. Cette situation quasi monopolistique a été acceptée par le gouvernement polynésien en échange de l’instauration d’une péréquation tarifaire inter-îles, permettant aux communes sous concession d’EDT de profiter du même prix que celui pratiqué à Papeete sans devoir porter la charge budgétaire induite par la différence avec le coût de production réel, bien plus élevé dans les îles. Ce système donne un avantage décisif à EDT face à l’émergence de concurrents, étant le seul à pouvoir contrebalancer les pertes des concessions insulaires déficitaires avec les bénéfices de celle de Tahiti. La position hégémonique d’EDT s’est renforcée avec le rachat en 2001 de la société Marama Nui qui exploite le parc hydroélectrique de Tahiti et des Marquises, ainsi qu’avec la création de la société Transport d'Énergie électrique en Polynésie (TEP), en charge du transport d’électricité sur l’île détenue à 39 % par EDT.

Document 9. Coût de production et prix de vente de l’électricité dans les concessions d’électricité de Tahiti

En dehors de Tahiti, les renégociations des contrats de concession arrivant à échéance en septembre 2020 ont pu constituer, pour les municipalités, des moments privilégiés pour avancer des projets de décarbonisation en imposant des quotas de renouvelables aux cahiers des charges, comme l’a fait la commune de Moorea en intégrant un objectif de 30 % d’électricité photovoltaïque. Toutefois, la menace d’un retrait d’Électricité de Tahiti des négociations face à l’augmentation des coûts induits et l’absence de repreneurs alternatifs ont freiné ces initiatives.

Plusieurs expériences échouées de projets renouvelables portés par des acteurs privés tendent également à décourager les nouvelles initiatives, et en particulier celle de la commune de Makemo. En 2006, la concession de fourniture d’électricité sur l’atoll est octroyée à une entreprise privée planifiant la construction d’une centrale hybride composée de six éoliennes. Confrontée à des difficultés financières, la société n’arrive pas à financer l’entretien du parc et impose des restrictions de consommation à la population. Suite à la faillite de l’entreprise, la régie d’électricité a été reprise directement par les services de l’énergie polynésiens et les éoliennes ont été abandonnées sur place.

2.2. Le prix de l’électricité comme enjeu politique en Polynésie française

La transition énergétique apparait comme une question consensuelle dans l’espace politique polynésien, partagée par les trois principaux partis, le Tavini (indépendantiste-gauche), le Tapura (autonomiste-centre droit) et le Tahoeraa (autonomiste-droite). Toutefois, la fragilité des majorités gouvernementales successives, quatorze en dix-sept ans, a freiné le déploiement d’une politique énergétique cohérente. De plus, la conduite de la transition énergétique a souffert de l’éparpillement des responsabilités pour des raisons d’équilibre politique dans le gouvernement polynésien. À titre d’exemple, de 2011 à 2013, la transition énergétique a été divisée en quatre ministères différents, entre l’agriculture pour la biomasse, les ressources marines pour les autres sources renouvelables, les finances pour la tarification et le ministère de l’Énergie pour le reste.

La sensibilité des débats sur le coût de l’électricité constitue un frein politique à la transition en Polynésie, ayant déjà mené au moratoire sur l’hydroélectricité de 1998. Sachant que les prix de vente aux consommateurs sont imposés à tous les producteurs par le conseil des ministres en fonction de ceux pratiqués à Papeete et s’appliquent identiquement sur toutes les îles ((Une part du prix effectivement payé par les consommateurs repose également sur le taux de la taxe communale sur l’électricité, voté par les conseils municipaux.)), la baisse des tarifs est un enjeu récurrent des campagnes électorales. Fixé en 2019 à 0,25 €/kWh, le prix moyen pour les consommateurs domestiques polynésiens est plus important qu’en métropole (environ 0,16 €/kWh) ou que dans les autres collectivités d’outre-mer (proche de 0,15 € en Martinique et en Guadeloupe), mais reste dans la tranche basse par rapport aux territoires insulaires du Pacifique. Les relations avec EDT et sa possible renationalisation par le gouvernement polynésien constituent alors un objet de tension entre les trois partis.

La construction du tarif de l’électricité en Polynésie participe à l’inertie des ressources fossiles. D’une part, les hydrocarbures ont profité de subventions gouvernementales baissant artificiellement leur poids dans le prix de production de l’électricité. Ainsi, abrogé en 2016, le Fonds de régulation des prix des hydrocarbures (FRPH) a permis de neutraliser la hausse du coût du pétrole, faisant économiser près de 20 millions d’euros par an aux exploitants de centrale thermique. Simultanément, le Fonds de péréquation des prix des hydrocarbures (FPPH), en place depuis 1997, finance la totalité des coûts de transport du gazole de Papeete aux archipels et compense les marges facturées par les distributeurs. D’autre part, l’imposition d’un tarif identique à l’ensemble de la Polynésie basée sur ceux de Papeete, qu’importent les coûts d’exploitation locaux, fragilise les îles où l’électricité est gérée par une régie communale. En absence, au moment de la rédaction de cet article ((L’Assemblée territoriale a adopté le 10 décembre 2020 un ensemble de textes visant à instaurer un dispositif de péréquation devant uniformiser les prix de l’électricité sur l’ensemble de la Polynésie, tout en gardant une marge de tarification de plus ou moins 20 % entre les îles. Le surcoût pour les concessions déficitaires, estimé à 4 milliards de Francs pacifiques par an (environ 33,5 millions d’euros) doit être financé par la création d’une nouvelle redevance alimentant un fond spécial.)), d’une péréquation tarifaire compensant le différentiel entre prix de production et prix de vente, comme celle pratiquée en interne pour les concessions d’EDT, l’équilibrage repose sur les budgets municipaux et grève toute possibilité d’investissement dans des nouveaux moyens renouvelables, mettant également en péril la maintenance des centrales hybrides déjà installées.

2.3. L’épineuse question du foncier en Polynésie

La transition énergétique en Polynésie est confrontée à une problématique spécifique sur l’acquisition de terres pour les projets renouvelables. Héritage de la colonisation et du système coutumier de propriétés foncières lignagères, la succession en Polynésie s’est organisée sous le système de l’indivision, où la transmission d’un terrain se fait en intégralité à la totalité des héritiers. Répété sur plusieurs générations, ce régime de succession peut faire qu’une même parcelle appartienne à plusieurs dizaines d’ayants droits, aux intérêts parfois contraires et dont chacun peut bloquer l’implantation d’un projet. Cette situation est renforcée par les lacunes du cadastre ((Le cadastre polynésien est accessible en ligne sur le site https://www.tefenua.gov.pf/ qui rassemble un ensemble de cartes topographiques, de cartes marines ainsi que d’images satellites.)), qui n’a été achevé qu’en 2015, ainsi que par l’absence fréquente de titres de propriété écrits. La multiplication des indivis et l’incertitude des recherches généalogiques nécessaires à leur identification fragilisent les projets d’aménagement. Cette situation concerne particulièrement les barrages hydroélectriques, qui nécessitent de grandes étendues de terre et s’implantent dans l’intérieur des vallées, cadastré tardivement et où l’absence d’habitants a limité la formalisation des actes de propriétés.

Les codes polynésiens de l’environnement et de l’aménagement n’interfèrent que marginalement avec le développement des renouvelables. Sur les 350 000 ha de terres émergés, 4 % sont sous différents statuts de protection environnementale, sans pour autant interdire catégoriquement leur exploitation. Qui plus est, la totalité des communes polynésiennes ne dispose pas encore d’un plan général d’aménagement délimitant les zones à protéger. Toutefois, tandis que près de 46 % de la surface de Tahiti a été répertoriée par la Direction polynésienne de l’environnement comme zone écologique sensible, les projets d’extension du parc hydroélectrique se sont toujours confrontés à une opposition environnementaliste portée par des associations constituées autour de résidents. Aux questions floristiques et faunistiques se superpose alors celle de la protection des vestiges archéologiques, particulièrement nombreux dans les vallées, paepae (fondation de construction en bois) et marae (espace d’activités cérémonielles, sociales et religieuses), souvent rattachées à l’histoire des familles présentes.

Le blocage de l’aménagement de la rivière Vaiiha est emblématique de ces conflictualités multiples. Situé à l’est de Tahiti, le bassin versant de la Vaiiha est le quatrième plus grand de l’île et pourrait fournir jusqu’à 24 GWh d’hydroélectricité par an. Dès 2008, la société Marama Nui a envisagé la construction de trois à cinq barrages sur la rivière, avec le soutien de l’Assemblée territoriale. Le site n’ayant jamais fait l’objet de prospections approfondies auparavant, les études préliminaires identifièrent plus d’une centaine de sites archéologiques, catégorisant la Vaiiha comme « site de conservation important » (Meyer et al., 2007) pour la Polynésie, et amenant alors le ministre de l’Environnement à contester le projet. Les propriétaires terriens se confrontèrent dans deux associations, l’une favorable au projet, attirée par les éventuelles retombées financières de la location des terres, et l’autre opposée à la construction de retenues d’eau, aboutissant au blocage de l’accès à la vallée pendant plusieurs mois par des militants. Face à l’impossibilité de sécuriser l’accès au foncier et devant l’incertitude du coût de production, le projet de Vaiiha fut repoussé sine die. Intégrant les difficultés de construire de nouveaux barrages, le gouvernement polynésien a depuis reporté ses efforts sur un programme visant à optimiser les infrastructures existantes en ne consommant pas de terre supplémentaire.

Document 10. La Vaiiha, des projets hydroélectriques dans une vallée à fort intérêt écologique et archéologique

Conclusion

Les particularités de la Polynésie française semblent, de prime abord, empêcher toute tentative de généralisation. Ses 76 îles habitées, aux profils si différents, appellent à autant de solutions situées de transition et limitent l’élaboration d’une politique globale à l’échelle polynésienne. En dehors de Tahiti, la relative faiblesse des gisements renouvelables en dehors du solaire, le poids du système d’acteurs, les difficultés financières et les contraintes juridiques limitent l’émergence de véritables laboratoires. Seules font réellement exception les petites îles privées dédiées au tourisme, à l’image de l’atoll de Tetiaroa ((Situé au large de Tahiti, l’atoll de Tetiaroa est la propriété des héritiers de l’acteur Marlon Brando qui en a fait acquisition à la suite du tournage des Révoltés du Bounty et abrite, depuis 2014, un complexe hôtelier de luxe, The Brando Resort.)) où l’électricité est entièrement produite par les panneaux solaires et la combustion de l’huile de coprah.

Territoire symbolique de la vulnérabilité face aux changements climatiques, la Polynésie française affiche une politique volontariste de transition énergétique, qu’elle déploie autant dans son action diplomatique régionale et globale que dans la transformation de ses pratiques d’aménagement. Alors qu’elle concentre la population et la consommation, Tahiti focalise l’attention et les projets, au risque d’invisibiliser les besoins des archipels, où la dépendance aux hydrocarbures ne pose pas que des problèmes environnementaux, mais contraint également les finances publiques et fait peser le risque de rupture d’approvisionnement. Pourtant ces efforts viennent encore buter contre les héritages du système foncier polynésien et contre une conflictualité grandissante reposant sur des enjeux environnementaux, culturel et économique, qui limite le déploiement de projets renouvelables.

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• Gilles Notton, Jean-Laurent Duchaud, Marie Nivet, Cyril Voyant, Alexis Fouilloy, « The electrical energy situation of French islands and focus on the Corsican situation », Renewable Energy, n°135, 2019, 1157-1165.
• Etienne Sauvage, Heifara Garbet, Mission d’analyse sommaire de gisement éolien pour l’implantation de 5 mats de mesures de vent, ministère des Ressources marines, en charge de la perliculture, de la pêche et de l’aquaculture et des technologies vertes, 2012,
• Julien Blanc, Stéphane Bitot, Schéma Directeur des énergies renouvelables, ministère des Ressources marines, en charge de la perliculture, de la pêche et de l’aquaculture et des technologies vertes, 2012.
• Jean-Yves Meyer, Marie Fourdrigniez et Ravahere Taputuarai, Évaluation écologique de la vallée de la Vaiiha (Papeiha), Délégation à la Recherche, 2007.
• Philippe Bachimon, Tahiti entre mythes et réalités : essai d’histoire géographique, 1990, Paris, Editions du Comité des travaux historiques et scientifiques
• Bureau de Recherches Géologiques et Minières, Reconnaissance géothermique de la Polynésie française, 1983, Service Géologique National.

Ressources complémentaires

• Tefenua, le géoportail polynésien : https://www.tefenua.gov.pf/

• Observatoire polynésien de l’énergie, Service des énergies, sur service-public.pf

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• Bernadette Mérenne-Schoumaker, « La Scandinavie, un modèle de transition énergétique ? », Géoconfluences, 2019.
• Annaig Oiry, « Développer les énergies marines renouvelables sur la façade atlantique française : entre contestation et planification », Géoconfluences, 2018.
• Bernadette Mérenne-Schoumaker, « Afrique du Sud, les défis énergétiques et miniers d’un pays émergent », Géoconfluences, 2018.