Générosité de la nature tropicale oblige, le potentiel est là, quasiment à portée de main. En Guyane par exemple, l'Ademe estime à 20 MW le potentiel annuel de production électrique à partir de la biomasse ligneuse et à 182 MW la puissance hydroélectrique réalisable, pour 115 MW générés actuellement. Aux Antilles et à La Réunion, un important potentiel micro-hydraulique et géothermique est identifié. Un panorama incomplet, sinon trompeur. Ces régions doivent composer avec plusieurs difficultés qui entravent le développement des énergies renouvelables. Elles sont d'abord d'ordre technique et logistique : en Guyane, l'éloignement entre les zones forestières et la zone d'habitat électrifiée pénalise la filière biomasse émergente. Le critère environnemental pèse aussi dans les décisions : à La Réunion, les forages d'exploration géothermique ont mauvaise presse. Dernier obstacle, et non des moindres, les aléas climatiques. Si les panneaux solaires tiennent généralement le coup lors des cyclones, les éoliennes sont, par nature, beaucoup plus exposées. « Cela limite le déploiement de grosses capacités et nécessite des équipements adaptés et rabattables en cas d'alerte, dont seule la société Vergnet maîtrise les atouts. Fermé et trop contraignant, ce marché n'en vaut pas la chandelle à nos yeux », regrette Christian Blanchard, directeur zone Caraïbes de Séchilienne-Sidec. Selon le Syndicat des énergies renouvelables (SER), l'énergie éolienne fournira à peine 2 % des besoins domestiques en 2011 dans les DOM, et 12 % dans les TOM. Conséquence, le levier tarifaire (EDF y achète 11 centimes le kilowattheure éolien, pour 8,2 centimes en métropole) ne suffit plus à attirer des opérateurs. Afin que de nouvelles perspectives s'ouvrent, un sérieux coup de pouce s'imposerait. « D'ici là, il reste possible d'optimiser la productivité des fermes existantes, en améliorant la prévision météo et celle de la puissance délivrée quasiment en temps réel par les aérogénérateurs », assure Jérôme Billerey, à la tête de la commission outre-mer du SER et d'Aérowatt, qui y produit 70 MW d'électricité éolienne. En Guadeloupe, un laboratoire universitaire, le Groupement de recherche sur les ENR (Grer), planche justement sur le sujet. Il vise une prédictibilité au quart d'heure près, soit le temps nécessaire pour activer les machines lorsque le vent se lève. Affiner les prédictions permettrait d'adapter en conséquence la production des fermes et de mieux l'intégrer au mix énergétique de l'archipel. Le tout en facilitant les choix de gestion du réseau car, in fine, tout repose sur la capacité de celui-ci à absorber ces apports, par nature intermittents et décentralisés. « Or, à l'instar du réseau ferroviaire français, les réseaux électriques insulaires ont été conçus en étoile, afin de recevoir une production avant tout centralisée », souligne Fabrice Juquois, ancien expert en photovoltaïque à l'Ademe et actuel directeur de Photeïs, une start-up qui développe dans cette zone des projets de centrales solaires au sol et en toitures. D'ores et déjà, un effort certain a été déployé pour « lisser » ces apports intermittents en fonction des besoins identifiés par territoire. Mais reste un problème de taille : plus le réseau de distribution est petit, moins il est robuste et plus le volume d'électricité renouvelable qu'il tolère est limité. S'impose en effet la règle des 30 % d'apport d'énergie dite « fatale », mais qu'entre eux les professionnels préfèrent rebaptiser « variable » ou « fluctuante ». Cette règle autorise EDF à déconnecter du réseau les fermes éoliennes et les installations photovoltaïques lorsque « la somme des puissances actives qu'elles injectent atteint 30 % de la puissance active totale transitant sur le réseau ». « À certaines heures, le seuil de pénétration est atteint sur certains réseaux ; il faut donc délester ou stopper les éoliennes », confirme Jérôme Billerey. S'esquisse alors un chantier d'avenir : revoir ce seuil que certains disent « plus théorique qu'empirique », voire « factice » selon Pierre-Alain Roche, chargé de préfigurer l'an dernier le projet « Grenelle de l'environnement à la Réunion : réussir l'innovation » (Gerri). Autre enjeu : accroître la capacité des réseaux à accueillir plus de productions intermittentes. Même le gestionnaire de Réseau de transport d'électricité (RTE), pourtant peu présent outre-mer, appelle de ses voeux un tel changement. « Il ne s'annonce pas si rude en Guadeloupe : il ne s'agit pas de tout chambouler, mais d'adapter le réseau à cette nouvelle donne du plein essor du photovoltaïque. Déjà, il sature et ne saurait tolérer les quelques centaines de mégawatts que les développeurs comptent y injecter si leurs projets de centrales sont retenus », ajoute Gilles Apatout, P-DG de JSA Technology. Il s'est donc engagé entre « solaristes » une course à deux niveaux ; en hauteur, une chasse aux meilleurs toits à recouvrir de panneaux et, au sol, une quête des derniers postes sources de moyenne et haute tension à investir en priorité, avant qu'ils ne tolèrent plus un mégawatt supplémentaire d'énergie « variable ». Problème : le nombre croissant de prétendants. En effet, le double effet d'aubaine constitué par l'instauration d'un prix de rachat bonifié (0,40 à 0,55 euro le kilowattheure) et d'un dispositif de défiscalisation qui a fait ses preuves a engendré un allongement de la file d'attente. « C'était là l'objectif du mécanisme de défiscalisation : libéraliser le marché, en finir avec l'aide au compte-gouttes et appuyer un gros volume de projets », resitue Fabrice Juquois. Mais l'afflux est aujourd'hui tel qu'il ralentit l'étape de traitement des demandes de raccordement, laquelle se joue en deux temps. Une fois scellée l'entente entre l'installateur et le propriétaire de la toiture, la première étape consiste en une série d'études de faisabilité, durant laquelle il vaut mieux montrer patte blanche à EDF, réputé dur en affaires. « Juste avant l'entrée en file d'attente en vue de décrocher la fameuse proposition technique et financière (PTF), qui seule garantit le délai dans lequel le gestionnaire proposera la convention définitive de raccordement, il faut aussi obtenir auprès de la mairie un certificat de non-opposition à la déclaration de travaux préalable », précise Charly Bell, dont l'entreprise Ciel et Terre monte des projets clés en main à La Réunion pour Samsolar. Quant à la procédure de défiscalisation prévue par la loi Girardin sur l'investissement immobilier, elle prend en moyenne six mois. Tant et si bien qu'il faut compter au bas mot un an - et au moins deux pour les centrales au sol - avant qu'un porteur de projet soit fixé sur son sort... Sur le terrain, l'accueil que réservent les élus aux projets photovoltaïques est réputé favorable. « Néanmoins, un choix de politique d'aménagement s'impose et ce sont les projets adossés à une exploitation agricole qui ont le plus de chance de sortir des tuyaux », glisse Gilles Apatout. À la Réunion, la crainte de voir des panneaux envahir les champs a incité les acteurs locaux à signer en juillet dernier un protocole d'encadrement du développement du solaire en terres agricoles. Celui-ci stipule que « la facilité à implanter des panneaux sur ce type d'espace ne doit pas amener à surconsommer celui-ci » et qu'il est exclu d'en installer dans « les périmètres irrigués et irrigables » à moins que « l'activité agricole y soit intégralement préservée ». « Pérenniser la culture de la canne à sucre est en effet primordial et, en ce sens, l'amendement qu'a adopté le Sénat en vue de valoriser le prix du kilowattheure produit à partir de la bagasse est une bouffée d'oxygène », renchérit Laurent Gautret, directeur technique de l'Agence régionale de l'énergie Réunion (Arer). L'éclosion de fermes à la fois agricoles et solaires est selon lui possible, « mais il s'agira avant tout de projets agricoles auxquels on annexe du solaire, et non l'inverse ». Exemple à l'étude : le développement de cultures adaptées (vanille) sous serres ou ombrières recouvertes au préalable de panneaux solaires. Pour cogérer les deux activités, un nouveau métier alors apparaîtrait, celui d'« agriculteur solaire », lequel aura besoin d'être formé en conséquence. En outre-mer, une autre nécessité se fait pressante : stocker et mobiliser à la demande l'électricité d'origine renouvelable. Seul à même de compenser les fluctuations de production, le stockage y fait l'objet de travaux de R & D misant soit sur l'hydrogène (l'Arer s'est dotée d'un groupe de travail sur le sujet), soit sur des batteries lithium-ion (projet de Tenesol). À la Réunion, Aérowatt vise à développer une capacité de stockage de 3 MW produite par l'une de ses fermes éoliennes. « Mais stocker a un coût et nécessite des interfaces complexes, conclut Jérôme Billerey. Avec EDF, on mise donc sur les technologies existantes, comme le stockage hydraulique qu'il suffirait d'adapter aux dénivelés réunionnais pour nettement progresser. Vaste, le chantier est aussi réglementaire car il faudrait fixer un tarif pour le kilowatt stocké. Historiquement, l'outre-mer a agi comme un laboratoire des ENR, où la métropole a su piocher de bonnes idées. À travers ce volet du stockage, il va à nouveau remplir un rôle de précurseur. »