1Le modèle d’organisation des services électriques, fondé sur la centralisation des flux électriques à travers une infrastructure reliant producteurs et consommateurs (Coutard, Rutherford, 2009), a longtemps incarné la solution technique optimale pour assurer un service public égal pour tous, tant en matière de sécurité énergétique que de financement collectif des infrastructures de transmission de l’électricité. Au cœur de ce modèle se trouve le gestionnaire de réseau électrique, légalement tenu de satisfaire à tout moment la demande des consommateurs en régulant la production (en quantité et en stabilité). Son modèle économique est historiquement fondé sur un monopole de distribution et une rémunération issue principalement de la vente d’électricité (Pilo, 2022). Au cours des deux dernières décennies, de nouvelles technologies de production (panneaux photovoltaïques, éoliennes, etc.) et de stockage de l’électricité (batteries, hydrogène) sont venues remettre en question cette organisation centralisée des flux électriques. Ces évolutions interrogent simultanément les rapports de pouvoir que cette organisation sous-tend (Gross, Mautz, 2014 ; Kuzemko, 2019 ; Rumpala, 2013), et en particulier le rôle des gestionnaires de réseau électrique. Comment les gestionnaires de réseau électrique s’adaptent-ils à la reconfiguration des systèmes électriques induite par l’introduction des énergies renouvelables ?
2L’article analyse l’adaptation des gestionnaires des flux électriques à l’introduction des énergies renouvelables (EnR) à travers une approche comparative des cas guadeloupéen et barbadien, où les secteurs de l’électricité sont structurés autour d’entreprises en situation de quasi-monopole : Barbados Light and Power Inc. à la Barbade et Électricité De France-Systèmes Electriques Insulaires en Guadeloupe. Ces entreprises sont chargées à la fois de la production et de la distribution d’électricité, qui se fait quasi exclusivement à partir de ressources fossiles importées, selon un « métabolisme fossile » (Harrison, Popke, 2018). Or, leur monopole est remis en question alors que les gouvernements se sont fixés des objectifs ambitieux de transition énergétique : atteindre 100 % d’EnR d’ici 2030 à la Barbade, et viser l’autonomie énergétique à l’horizon 2030 en Guadeloupe. Ces objectifs s’appuient sur le fort taux d’ensoleillement et le potentiel éolien des îles (Shah, Niles, 2016) et visent à faire de ces territoires des vitrines de la transition énergétique (Bérard, 2025). L’introduction massive de sources intermittentes, comme l’énergie solaire et éolienne, dans un contexte insulaire soulève néanmoins dans les deux cas des interrogations sur les « fragilités matérielles » (Denis, Pontille, 2023). En effet, la Guadeloupe et la Barbade disposent de réseaux isolés et autonomes, non interconnectés à des systèmes voisins, qui doivent répondre à la demande énergétique par leurs propres moyens de production électrique
- 1 Dans la théorie de l’acteur‑réseau (ANT), le terme « acteurs » n’est pas limité aux êtres humains (...)
3Au-delà de ces points communs entre les deux cas d’étude, les stratégies d’adaptation des gestionnaires de réseaux électriques sont susceptibles de varier en fonction des configurations sociopolitiques, qui diffèrent fortement d’un cas à l’autre. La Guadeloupe, en tant que territoire d’outre-mer, est intégrée au modèle de gouvernance énergétique français, qui repose sur une approche top down (Rivière, Ducastel, 2024) et dans lequel les services publics ne sont pas pensés de manière indépendante des entreprises nationales (Viallet-Thévenin, 2015). Ce modèle s’est historiquement traduit par une mise sous la tutelle d’EDF du réseau électrique guadeloupéen (Schnakenbourg, 2011). À l’inverse, à la Barbade, le développement des chauffe-eau solaires dans les années 1970 (Rogers, 2016), puis le développement de l’énergie photovoltaïque, ont été portés par des initiatives entrepreneuriales citoyennes (Ince, 2013), donc de manière bottom up. Ces initiatives se concrétisent politiquement à travers l’objectif phare de la démocratisation des investissements dans les infrastructures énergétiques (Barbados National Energy Policy 2017-2037). La comparaison entre ces deux îles permet donc d’explorer l’influence de chaque contexte territorial sur les traductions sociales et politiques des risques (Chailleux, 2016) et sur les stratégies que les gestionnaires de réseaux développent pour enrôler les acteurs1 des systèmes électriques.
4Cet article participe au débat sur la gouvernance de l’hybridation des systèmes électriques (Furlong, 2014 ; Jaglin, 2019 ; Lawhon, Nilsson, Silver, Ernstson, Lwasa, 2018 ; Pilo, 2022), en montrant que, malgré des trajectoires sociopolitiques contrastées, les gestionnaires de réseaux électriques insulaires disposent d’une capacité importante à résister aux transformations technologiques (Aykut, Evrard, 2018 ; Poupeau, 2013a). Pour montrer comment les gestionnaires de réseau électrique parviennent à maintenir leur centralité face à une hybridation croissante des services électriques susceptible de reconfigurer leur rôle, nous procédons en différentes étapes.
5La première partie présente notre grille d’analyse, qui combine une approche inspirée de la sociologie de traduction (Callon, 1986) et de l’étude de l’action publique, attentive aux ressources de pouvoir (Lambelet, Pflieger, 2016). La deuxième partie compare les processus par lesquels les gestionnaires de réseau électrique enrôlent les acteurs et les flux électriques dans les deux territoires. Dans les deux cas d’étude, ces processus passent par des instruments de régulation technique et financière traduisant un objectif d’égalité d’accès au service public. Néanmoins, le travail d’enrôlement effectué par les gestionnaires de réseau électrique varie en fonction de la configuration sociopolitique des territoires. La troisième partie met en évidence la capacité des gestionnaires de réseau électrique à maintenir une position dominante malgré des transformations politiques et technologiques susceptibles de les déstabiliser. Cette capacité passe par la mobilisation de ressources leur permettant de réguler les risques techniques dans un contexte insulaire qui renforce la « fragilité matérielle » (Denis, Pontille, 2023) des réseaux électriques.
6L’article contribue de cette manière à la discussion sur l’« obduracy » (résistance au changement) des systèmes sociotechniques (Hommels, 2005) en montrant comment certains acteurs puissants, en enrôlant les acteurs autour d’instruments de régulation et de « frames » (cadrage), maintiennent une partie des systèmes sociotechniques, dont notamment les infrastructures de transmission, dans l’immobilisme.
- 2 Il s’agit notamment de maintenir ceux issus des classes moyennes, tout en incitant les populations (...)
7Les débats dans la littérature ont tendance à varier selon les terrains étudiés. C’est notamment à partir de terrains d’étude situés dans les Suds que se développent des travaux en géographie politique et en études des infrastructures urbaines, qui alimentent le débat autour de l’« hybridation » des solutions électriques (Furlong, 2014 ; Jaglin, 2019). L’hybridation des systèmes électriques renvoie à la coexistence de systèmes d’infrastructures constitués d’éléments hétérogènes (Chaplain, Verdeil, 2023), contrastant ainsi explicitement avec l’uniformité de l’idéal moderne en matière d’infrastructures (Jaglin, 2019 ; Lawhon et al., 2018). Dans les pays des Nords, l’un des axes de recherche qui a été largement investi est celui de la résistance aux changements induits par de nouvelles technologies. Annique Hommels mobilise le concept d’« embeddedness » (ancrage), dérivé de la théorie de l’acteur-réseau, qui renvoie à l’idée que l’interdépendance d’éléments hétérogènes entraîne l’« obduracy » (résistance au changement) d’un système sociotechnique (2005). Dans l’analyse de l’action publique, les études sur les changements dans la gouvernance énergétique portent sur la reconfiguration des rapports de pouvoir entre les différentes échelles de l’action publique (Poupeau, 2013a, 2013b) et sur l’ouverture à de nouveaux acteurs (Wokuri, 2021). La plupart de ces travaux aboutissent au constat d’un « sentier de dépendance » qui conduit à une « transition pour que rien ne change » (Aykut, Evrard, 2018 ; Rivière, Ducastel, 2024). La résistance des gestionnaires de réseaux électriques n’a néanmoins que peu retenu l’attention (Tsuchiya, 2017). Or, la gouvernance des réseaux électriques pourrait devenir de plus en plus importante à mesure que des énergies intermittentes sont introduites (Bauknecht, Andersen, Dunne, 2020). A la croisée de ces approches, l’étude de Francesca Pilo analyse comment l’hétérogénéité des services électriques reconfigure les relations entre l’opérateur du réseau électrique et les usagers à partir du cas de Kingston en Jamaïque2 (Pilo, 2022). Notre article s’inscrit dans la continuité de cette discussion sur la reconfiguration des services électriques à travers deux contributions principales.
8Premièrement, d’un point de vue empirique, les îles caribéennes permettent d’articuler les questionnements sur l’hybridation des services électriques et sur la résistance au changement en raison de leur position intermédiaire entre les pays du Nord et du Sud. D’un côté, la Guadeloupe et la Barbade disposent en effet de réseaux électriques centralisés qui desservent l’intégralité de la population, ce qui les rapproche des questionnements qui émergent des territoires du Nord, car les infrastructures déjà en place peuvent avoir un effet de dépendance au sentier (Chailleux, Hourcade, 2021). D’un autre côté, les pouvoirs publics et les régulateurs disposent de ressources limitées à la Guadeloupe et à la Barbade pour traiter un certain nombre de sujets de politiques publiques propres aux îles caribéennes, mais pour des raisons différentes. Dans le cas de la Guadeloupe est souvent souligné le manque d’adaptation des normes métropolitaines aux réalités locales spécifiques, bien que les contours et le contenu de cette spécificité soient le fruit d’une construction (Beauvallet, Célestine, Roger, 2016). Dans le cas de la Barbade se pose plutôt la question des ressources financières et humaines limitées pour gouverner des enjeux techniques comme celui de l’énergie (Shah, Niles, 2016). En déplaçant la focale de l’échelle urbaine (Coutard, Florentin, 2024 ; Pilo, 2022) à celle du réseau électrique insulaire, les deux îles permettent également d’interroger la mise en œuvre concrète de l’imaginaire de l’autonomie énergétique, dans la mesure où l’introduction des énergies renouvelables s’effectue dans le contexte de réseaux électriques autonomes (Roche, Bellemare, Ferrari, 2018).
9Deuxièmement, d’un point de vue analytique, notre approche articule la sociologie de la traduction avec la sociologie de l’action publique attentive aux ressources de pouvoir. La sociologie de la traduction permet, d’une part, d’étudier comment les gestionnaires de réseaux problématisent, intéressent, puis enrôlent les acteurs ainsi que les flux électriques à travers les instruments de régulation qu’ils mettent en place, traduisant ainsi un objectif d’égalité d’accès au service public (Callon, 1986). En ce sens, l’article montre que l’interdépendance entre les éléments hétérogènes du système électrique (infrastructures, flux, consommateurs, producteurs, gestionnaires de flux, gouvernements, politiques publiques et associations) favorise la résistance au changement du système électrique en raison d’un effet d’ancrage (« embedeness ») (Hommels, 2005). Les interrelations entre ces éléments varient néanmoins selon le contexte sociopolitique du territoire : en Guadeloupe, le paradigme d’un réseau centralisé et linéaire est maintenu, avec une extension des infrastructures pour répondre à la demande et exploiter des ressources à distance (Coutard, 2019) ; à la Barbade, un modèle plus décentralisé est adopté, tout en restant compatible avec le maintien d’infrastructures de transmission centralisées (Pilo, 2022).
- 3 Les travaux de Michel Callon (1986) ont été critiqués sur ce point par Star et Griesemer, qui remet (...)
10Si la sociologie de la traduction, telle que développée par Michel Callon, n’écarte pas les asymétries entre acteurs, notamment leur capacité inégale à influencer les processus d’enrôlement3, nous soutenons dans cet article que l’analyse des ressources mobilisées dans le processus de traduction permet de mieux comprendre les rapports de pouvoir dans la gouvernance électrique. Il s’agit notamment de considérer la dimension relationnelle du pouvoir, qui dépend de la capacité d’un groupe social à mobiliser stratégiquement diverses ressources selon le cadre social (Lambelet, Pflieger, 2016). Ainsi, les gestionnaires activent différentes ressources – juridiques, monétaires, cognitives, de confiance, patrimoniales et multiscalaires – en fonction des spécificités du contexte (Guadeloupe ou Barbade). Ce rôle central s’explique avant tout par leur ressource cognitive, c’est-à-dire leur expertise technique et stratégique.
- 4 Ces entretiens ont été réalisés avec Antoine Ducastel (CIRAD, MUSE, UMR Art-Dev) et Camille Rivière (...)
11Afin d’examiner ces dynamiques, nous nous appuyons sur deux études empiriques de terrain menées en Guadeloupe et à la Barbade (Tableau 1) ayant donné lieu à 118 entretiens avec divers acteurs du secteur énergétique : les gestionnaires de réseau, les acteurs publics (au niveau national et local dans le cas de la Guadeloupe), les agences de régulation, les producteurs, les porteurs de projets, certains usagers, les syndicats et d’autres acteurs issus de la société civile. Parmi ces entretiens, dix ont été réalisés dans le cadre du projet de recherche INTEERface4 et 108 dans le cadre d’une recherche doctorale. Ce recueil de données a permis d’identifier les stratégies des gestionnaires de réseau et d’analyser leur rôle structurant dans la gouvernance énergétique. Par ailleurs, nous avons étudié la littérature grise pour saisir la force des données produites par le réseau électrique et modélisées par les gestionnaires de réseau, et les documents visant à réguler les gestionnaires de réseau dans les deux territoires. Enfin, les séquences d’observations ont été menés pour étudier la gouvernance électrique « en train de se faire ».
Tableau 1 : Présentation des cas étudiés
|
Caractéristiques
|
Guadeloupe
|
Barbade
|
|
Nombre d’habitants
|
380 400 (2025)
|
282 689 (2025)
|
|
Superficie
|
1 628 km²
|
430 km²
|
|
Localisation
|
Situé dans l’arc des caraïbes entre le Tropique du Cancer (23,5° N) et l’équateur (0°) Conditions favorables au développement des EnR : fort taux d’ensoleillement, alizés et ressources géothermiques, biomasse Exposition à des aléas climatiques (ouragans)
|
Situé dans l’arc des caraïbes entre le Tropique du Cancer (23,5° N) et l’équateur (0°) Conditions favorables au développement des EnR : fort taux d’ensoleillement, alizés, biomasse Exposition à des aléas climatiques (ouragans)
|
|
Taux de connexion au réseau électrique
|
100 %
|
100 %
|
|
Pic de consommation
|
256 MW
|
150 MW
|
|
Capacité totale de production
|
574 MW
|
355 MW
|
|
Capacité en énergies conventionnelles
|
359 MW (2023)
|
252 MW (2022)
|
|
Capacité en EnR
|
215 MW (2023)
|
103 MW (2022)
|
|
Opérateur du réseau électrique
|
EDF-Systèmes Electriques Insulaires
|
Barbados Light & Power
|
12Pour résister à la déstabilisation de l’organisation centralisée des flux électriques, EDF-Systèmes électriques insulaires (EDF-SEI) et Barbados Light and Power (BL&P) vont à la fois mobiliser un registre de l’égalité du service public d’électricité en termes de prix et de sécurité énergétique, et mettre en place des instruments de régulation techniques et financiers (voir le tableau 2) permettant d’enrôler les acteurs.
Tableau 2 : Définitions des instruments de régulation des systèmes électriques
|
Tarif d’achat fixe
|
Instrument de rémunération basé sur la quantité d’électricité produite, fixé pour une catégorie de projets ciblés. Ce prix est indépendant du prix de marché de la production électrique.
|
|
Tarif d’achat selon la quantité d’énergie fossile évitée
|
Instrument de rémunération dans lequel l’électricité renouvelable est payée en fonction du coût de l’électricité fossile qu’elle permet d’éviter. Ce coût est déterminé sur une base mensuelle à partir du prix de l’électricité observé lors des périodes de pic de consommation, lorsque les centrales fossiles sont généralement mobilisées et que les prix de marché sont les plus élevés.
|
|
Tarif d’achat après appel d’offre compétitif
|
Instrument de rémunération dans lequel le tarif de l’électricité produite est déterminé à l’issue d’un appel d’offres organisé par les pouvoirs publics. Les producteurs d’électricité soumettent des propositions de prix et les projets retenus sont souvent ceux offrant les conditions les plus compétitives.
|
|
Contrats de rémunération négociés
|
Instrument de rémunération dans lequel le prix et les conditions d’achat de l’électricité sont fixés par négociation. Il s’agit principalement d’un accord financier, qui sécurise les revenus du producteur.
|
|
Power Purchase Agreement (Contrat d’achat d’électricité)
|
Un type particulier de contrat négocié entre le gestionnaire de réseau et le producteur d’électricité qui fixe les obligations que le producteur doit respecter quand il injecte l’électricité produite dans le réseau électrique centralisés (prix, durée, volumes, qualité etc.).
|
|
« Net metering » (Comptage net)
|
Le producteur d’électricité consomme la quantité de l’électricité qu’il a lui-même produite au coût du marché. Le producteur reste connecté au réseau centralisé pour assurer la sécurité énergétique.
|
|
« Buy All, Sell All » (Système d’achat-vente intégral)
|
Le producteur d’électricité injecte l’intégralité de l’électricité produite dans le réseau électrique centralisé. La rémunération est calculée selon l’instrument retenu (tarif fixe, tarif variable ou contrat), et le prix de l’électricité pour le consommateur est identique pour tous.
|
13En 1965, la BL&P acquiert un terrain de 5,5 acres à Spring Garden afin d’y construire sa centrale électrique principale (Figure 1), qui sera progressivement agrandie pour répondre à la croissance de la demande en électricité. Parallèlement, la BL&P développe son réseau de distribution, notamment en construisant de nouvelles sous-stations afin de desservir le sud-est de l’île (Carter, 2012).
- 5 Source : How We Generate Electricity - The Barbados Light & Power Co. Ltd.
Figure 1 : Centrale thermique de Spring Garden, Bridgetown, Saint Michael5
14Ces investissements ont permis à la BL&P de centraliser la production et la distribution, garantissant ainsi un accès universel à l’électricité pour les Barbadiens, tout en consolidant son rôle de fournisseur unique sur l’île. Néanmoins, jusqu’en 2010, 62 % des actions de BL&P – qui dispose du monopole sur la fourniture d’électricité – étaient détenues localement par environ 2 700 Barbadiens ainsi que par le National Insurance Board of Barbados (à hauteur de 23 %). Par ailleurs, d’un point de vue historique, l’opérateur de réseau n’a jamais disposé d’un monopole incontrôlé, car l’entreprise a été amenée à articuler ses intérêts économiques avec l’intérêt national, tel que défini par les gouvernements successifs (Carter, 2012).
15Au début des années 2000, les premières initiatives en matière de développement des EnR ont été prises par des Barbadiens, qui ont d’abord installé des panneaux photovoltaïques sur leurs propres toitures, puis ont commencé à développer des activités commerciales autour de l’importation, de la vente et de la maintenance de ces panneaux. Les premiers panneaux photovoltaïques ont ainsi été financés par des capitaux privés, et l’électricité produite n’était pas injectée dans le réseau national.
16Lorsque la société BL&P a mis en place le premier mécanisme de rémunération de l’électricité produite et injectée dans le réseau, en 2010, des initiatives citoyennes hors réseau avaient donc déjà commencé à émerger. Son travail de traduction s’inscrit ainsi dans un contexte où plusieurs conceptions de l’organisation des flux électriques coexistent et entrent en concurrence, parmi lesquelles l’on retrouve notamment le « net metering » et le mécanisme dit « buy all, sell all » (voir tableau 2). Dans cette configuration, BL&P cherche à aligner ses intérêts économiques sur une définition de l’intérêt national fondée sur le mécanisme du « buy all, sell all ». Ce mécanisme est pour l’entreprise une réponse au risque que le développement de nouvelles formes renouvelables d’énergie viendrait compromettre son rôle dans le secteur électrique barbadien si l’organisation centralisée des flux électriques venait à être remise en question. Par ailleurs, l’un des principaux responsables de BL&P, originaire de l’île, a lui-même une vision du système électrique qui inclut une production décentralisée à petite échelle, injectée dans les infrastructures centralisées. Par le biais de ce responsable, l’entreprise problématise les effets potentiels du « net metering » sur le principe d’égalité d’accès au service public de l’électricité :
- 6 « Conscients que cela finirait par arriver, nous nous sommes préparés et avons adopté une démarche (...)
« Recognizing that it would happen eventually and getting ready and being proactive. We think it served us well. Because in a lot of other places where it was imposed by government or regulators, it was imposed in a way that we don't think was win-win. Like net metering, which is not a sustainable approach to integrating solar and has created problems for a lot of countries that have gone very aggressively in that direction. Because with net metering, you end up with non-participants subsidizing the participants, typically »6 (Responsable de BL&P, 15 février 2024)
17L’argument d’un idéal d’égalité, qui était à la racine de l’organisation centralisée des flux électriques, est ici repris pour légitimer le maintien de ce modèle centralisé (Coutard, 2019), à travers l’imposition du mécanisme du « buy all, sell all ». Le « net metering » est dès lors présenté comme une pratique problématique, en ce qu’elle permet aux populations les plus aisées de consommer leur propre production d’énergie sans contribuer au financement collectif des infrastructures électriques, notamment les lignes de transmission. Ils sont néanmoins susceptibles de demeurer connectés au réseau électrique centralisé pour des raisons de sécurité d’approvisionnement. Les populations à faibles revenus en viennent alors à financer les infrastructures centralisées, tout en étant privées des moyens de réduire leurs coûts d’électricité, faute de ressources suffisantes pour s’équiper en panneaux photovoltaïques. Pour mettre à distance le « net metering », BL&P porte la solution du mécanisme du « buy all, sell all » qui limite l’autonomisation des usagers vis-à-vis des infrastructures électriques en place.
- 7 Ce mécanisme est validé par la Fair Trading Commission en 2010.
- 8 À cette époque, l’énergie solaire était surtout rentable lors des pics de consommation énergétique, (...)
18Ensuite, BL&P a imposé un mécanisme de rémunération fondé sur la logique des coûts de combustibles évités7. Le prix auquel les producteurs d’ENR sont rémunérés varie donc en fonction du prix des ressources fossiles : la rentabilité de l’investissement dans les panneaux est uniquement assurée lorsque le prix des ressources fossiles est élevé8. Cela impacte le modèle économique pour les producteurs énergétiques, car les acteurs industriels font souvent part de leur besoin de visibilité sur le long terme pour faire des investissements d’importance, comme l’explique un représentant de l’entreprise Williams Solar :
- 9 « Au départ, peut-être que lorsque vous avez réalisé cet investissement, le taux était à un chiffre (...)
« And maybe initially you made the investment, the rate was one figure, and within a few years it was reduced, then again reduced. So it created some uncertainty around that model for the investment. So to continue with that type of investment was more challenging for us as a single company doing it, whereas if individuals are doing it, they were able to manage that a bit better »9 (Responsable de Williams Solar, 8 février 2024)
19La rémunération en fonction de la quantité d’énergie fossile évitée crée une certaine instabilité qui impacte la gestion du risque financier pour les entreprises porteuses de projets à plus grande échelle. Selon cet enquêté, le risque était plus facilement acceptable pour les particuliers et les projets de plus petite taille. Les productions de petite taille sont ensuite directement ciblées par BL&P, qui impose que les installations photovoltaïques ne produisent qu’à hauteur de la consommation propre des ménages. Ce cadre maintient les usagers dans un rôle de particuliers, en évitant leur transformation en producteurs commercialisant leur électricité :
- 10 « Eh bien, il y avait une limite quant à la taille de l’installation qu’un client pouvait mettre en (...)
« Well, we had, there was a limit on the size that a customer could install. And it was linked to their consumption. Because the spirit of it was that it would allow customers to displace the equivalent of their consumption. It wasn't designed to be, to establish businesses out of it. (…) in our view, the intent initially would have been to facilitate persons putting it in for the purpose of offsetting their own consumption. And we felt that for persons putting it in as a business, essentially to become a utility, then where the main purpose is to produce electricity, then that should be covered under a different arrangement, like a power purchase agreement »10 (Responsable de BL&P, 15 février 2024)
20Dans ce modèle, l’opérateur de réseau reste la principale entreprise au centre de la gestion des flux électriques. Le dispositif de dimensionnement des installations photovoltaïques illustre comment la régulation technique et économique devient un instrument de pouvoir, garantissant la centralité du réseau et limitant l’émergence d’acteurs alternatifs à grande échelle.
21Autour de ce modèle de dimensionnement, de financement et de gestion des flux visant à garantir l’égalité d’accès au service public électrique, divers acteurs auraient intérêt à promouvoir le « buy all, sell all » du point de vue de BL&P. Les commerçants, d’abord, pourraient continuer à créer des commerces autour de l’importation, de la vente et de la maintenance de panneaux photovoltaïques chez les particuliers et les petits commerçants. Ensuite, le gestionnaire de réseau électrique stabilise les flux d’électricité en gérant l’intermittence de l’électricité produite afin d’associer la production à la consommation à tout moment de la journée. Troisièmement, les pro-consommateurs peuvent produire de l’électricité à hauteur de leur consommation et réduire le coût de l’électricité. Il peut s’agir de ménages propriétaires, d’installations de panneaux sur des logements sociaux par le gouvernement ou sur de petits commerces, comme le montre l’exemple de l’installation de panneaux sur un complexe de pêche de Skeete’s Bay, à Saint-John (Figure 2) :
Figure 2 : Image d’une installation de PV sur un complexe de pêche à Saint-John11
22Enfin, les consommateurs au sens large, qui ne peuvent pas se permettre d’investir dans les EnR, ne doivent dans ce modèle pas supporter à eux seuls les charges financières des infrastructures électriques. De cette manière on voit comment les acteurs sont enrôlés autour du maintien des infrastructures centralisées (Tableau 3).
23Le gestionnaire de réseau doit ensuite passer par l’étape de l’intéressement, qui consiste à dissocier les acteurs de toute définition alternative des services électriques qui pourrait les pousser à rejeter les solutions proposées par BL&P. Un processus d’ajustement s’engage alors entre BL&P et les deux principaux représentants des différents acteurs (flux électriques, commerçants, proconsommateurs et consommateurs), à savoir la Barbados Renewable Energy Association (BREA) et le gouvernement barbadien.
Tableau 3 : La construction du réseau sociotechnique de l’électricité à la Barbade
|
Acteurs
|
Consommateurs
|
Flux d’électricité
|
Commerçants de PV
|
Prosommateurs
|
|
Enrôlement
|
|
|
|
|
|
|
Objectifs
|
|
Financement collectif des infrastructures électriques de transmission des flux électriques ; accès à un service électrique fiable, pas d’augmentation du coût d’électricité.
|
Stabilisation et rencontre entre les flux électriques produits et leur usage (rencontre entre offre et demande d’électricité)
|
Développer un commerce autour de l’importation, de l’installation et de la maintenance de panneaux photovoltaïques.
|
Investir dans les outils de production pour réduire le coût de l’électricité / bénéficier d’un retour sur investissement.
|
|
Point de passage obligé (PPO)
|
|
Le passage par le réseau électrique public comme condition de valorisation, de distribution et de consommation de toute l’électricité produite : « Buy all, sell all », rémunération en fonction des dépenses d’importation de ressources fossiles évitées, limitation de la production au niveau de consommation.
|
- 12 « Et je crois que c’est par l’intermédiaire de cette association, l’Association des énergies renouv (...)
- 13 Par exemple, BL&P a coorganisé avec BREA et participé à un événement « Road Crawl » afin d’informer (...)
24Le premier de ces représentants est la BREA, qui s’impose comme le porte-parole principal de la communauté des commerçants de panneaux photovoltaïques, ainsi que des (pro)consommateurs. Créée dans le but commun de réduire la dépendance de la Barbade aux importations de ressources fossiles, elle a d’abord réuni des particuliers intéressés par la question des EnR et les premiers commerçants, dont la première entreprise INNOGEN. Au sein de l’association, tous n’étaient pas forcément du même avis sur l’organisation des flux électriques et certains étaient en faveur du principe du « net metering » : « And I think it was through that group, the Barbados Renewable Energy Association. They were saying, you know, there should be opportunity to do that »12 (Fonctionnaire au ministère de l’Énergie barbadien, 1er février 2024). Néanmoins, BL&P exercera une emprise sur l’association en y participant en tant que membre et en prenant part à ses activités, comme des actions de sensibilisation du grand public aux EnR13. L’emprise grandissante du gestionnaire de réseau au sein de l’association est par ailleurs l’un des arguments qui poussent l’un des membres fondateurs à se distancier de l’association. On constate que les membres du conseil d’administration, qui sont les représentants de l’association, ont tendance à relayer et à adhérer à la vision du gestionnaire du réseau électrique :
- 14 « Le fait d’avoir des batteries nous amène en quelque sorte dans le domaine du comptage net. C’est (...)
« So having batteries sort of brings it into the realm of net metering. So that is where the problem is. But the majority of systems that are out there are buy or sell all. And as I said to you, if we did not have that, we could not be expanding our grid and accommodating so much on to the thing. Because we would not be able, we would be putting all of these costs to expand the grid back on to the consumers who don't have systems »14 (Porte-Parole de la BREA, 12 février 2024).
L’enquêté construit ici, conformément à la vision de BL&P, l’incompatibilité entre l’autonomisation des usagers grâce à des pratiques de « net metering » et le financement collectif de la modernisation des infrastructures en réseau centralisé.
25Le deuxième intermédiaire est le gouvernement barbadien. Il se positionne également comme représentant des commerçants de l’île afin de faire des EnR un secteur d’activité entrepreneuriale local. D’un autre côté, le gouvernement représente également la communauté des consommateurs et l’égalité dans le service public, qui se présente à la fois comme une obligation morale et comme un enjeu électoral pour les représentants politiques, car l’augmentation du prix de l’électricité pour les classes populaires est une mesure trop impopulaire pour être imaginable politiquement. Enfin, le gouvernement représente également les pro-consommateurs, car il souhaite encourager l’investissement local dans les projets d’EnR ce qui se cristallise dans l’objectif de démocratisation des bénéfices qui découlent du développement des EnR, tel que retenu dans la Barbados National Energy Policy de 2017, puis de 2019. On voit ainsi que le rôle de BL&P n’est pas remis en question, en partie parce que le gouvernement adhère à l’idée du financement collectif des infrastructures électriques assuré par le système du « buy all, sell all » :
- 15 « Mais le problème, c’est que si l’on a un système de facturation nette, cela signifie que Light an (...)
« But the concern was that if you have net metering, then it means that you have Light and Power with all this infrastructure, and the fixed costs of that infrastructure, the unique fixed costs will start to go up, right, to individuals. So per kilowatt hour. So if that keeps going up, then the cost of electricity as a whole for who is on the grid, will, you know, will become more difficult. And than the other person who is not on the grid, but still wants to be connected to use the grid as a backup »15 (Fonctionnaire au ministère de l’Énergie barbadien, 1er février 2024).
26On voit ainsi se produire une certaine forme d’enrôlement autour de la solution « buy all, sell all » proposée par BL&P pour répondre à la problématique commune d’assurer une certaine égalité devant le service public électrique, activant ainsi la ressource du soutien politique (Lambelet, Pflieger, 2016). Les associations locales et le gouvernement contribuent à légitimer le maintien du rôle de BL&P. Dans ce contexte, BL&P fait usage de sa position dominante pour construire sa propre centrale solaire au nord de l’île en 2016 (voir la figure 3), ce qui lui permet de maintenir des actifs.
- 16 Source : How We Generate Electricity - The Barbados Light & Power Co. Ltd.
Figure 3 : Centrale photovoltaïque exploitée par BL&P à Saint Lucy16
Il s’agit de la première ferme solaire photovoltaïque commerciale à la Barbade (qui ajoute 10 MW au réseau électrique national), construite sur 42 acres.
27En mobilisant le registre de l’égalité d’accès au service public d’électricité et en mettant en place des instruments de régulation qui enrôlent les acteurs, le gestionnaire de réseau barbadien a créé un verrou matériel et institutionnel autour du modèle centralisé des infrastructures de transmission des flux électriques. Son travail de traduction s’inscrit néanmoins dans le contexte et l’histoire sociopolitiques spécifiques de la Barbade, ce qui pousse le gestionnaire de réseau à enrôler les initiatives citoyennes décentralisées. Sa position dominante lui permet également de s’assurer du maintien de ses actifs, y compris dans la production énergétique.
- 17 À la suite de l’identification d’une ressource géothermique sur ce site par le BRGM et EURAFREP, ED (...)
28À partir de la seconde moitié des années 1970, à la suite de la nationalisation du secteur électrique guadeloupéen, EDF devient l’unique fournisseur d’électricité de l’île (Schnakenbourg, 2011). Des ouvertures partielles à la concurrence apparaissent dans les années 1990, avec la construction de la centrale thermique de cogénération du Moule par Sechilienne-Sidec (aujourd’hui Albioma, 64 MW) et l’injection de premières EnR via la ferme éolienne de La Désirade (1992-1996) (Samuelian, 2022) ou le site géothermique de Bouillante (Sanjuan, 2022)17. Malgré ces premières tentatives de diversification du mix électrique, la centrale EDF de Jarry Nord, construite dans les années 1980, assure encore environ la moitié de la production d’électricité consommée en Guadeloupe au début des années 2000. S’ajoute qu’au début des années 2000, la quasi-totalité des circuits de financement reste orientée vers la production d’électricité à partir de ressources fossiles (Rivière, Ducastel, 2024), témoignant de la persistance de logiques planificatrices héritées des monopoles publics historiques malgré l’instauration d’une rémunération de la production d’EnR via des tarifs d’achat garantis. La décentralisation de certaines compétences en matière énergétique, notamment l’adoption par le Conseil régional de la Guadeloupe du Plan énergétique Régional pluriannuel de prospection et d’exploitation des Energies Renouvelables et d’Utilisation Rationnelle de l’Energie (PRERURE) en 2008, n’a pas entraîné de modification significative de la structure des circuits de financement du système électrique. Ceux-ci demeurent principalement définis par le Programme pluriannuel d’investissement (PPI), élaboré conjointement par EDF et l’État à partir de bilans prévisionnels des besoins établis par l’opérateur historique (Roche et al., 2018).
29En Guadeloupe, le travail de traduction effectué par EDF-SEI repose moins sur l’intégration de coalitions locales ou l’enrôlement d’intermédiaires, comme c’est le cas à la Barbade, que sur un monopole de fait conféré par le cadre réglementaire. Cette différence s’explique en partie par le monopole d’expertise technique et administrative (conduite des études de prospection, pilotage des projets expérimentaux, etc.) historiquement conféré à EDF dans les territoires d’outre-mer (Varaschin, 2002). L’entreprise faisait également venir des directeurs généraux et des cadres en détachement pour des séjours de quelques années en Guadeloupe (Schnakenbourg, 2011), pratique qui perdure encore aujourd’hui avec des responsables d’EDF-SEI présents pour trois à quatre ans (Rivière, Ducastel, 2024). EDF se chargeait également de représenter les enjeux électriques du territoire au niveau de la métropole (Schnakenbourg, 2011). EDF endossait ainsi un rôle d’intermédiaire : l’entreprise servait à la fois d’outil de mise en œuvre de la politique énergétique en Guadeloupe pour les pouvoirs publics nationaux et de représentant des enjeux électriques territoriaux au niveau national.
30Cette position d’intermédiaire entre les différents niveaux d’action publique s’est ensuite institutionnalisée à travers le cadre réglementaire. L’injection de l’ensemble de l’électricité produite dans le réseau est en effet une condition nécessaire pour bénéficier du mécanisme de péréquation tarifaire. Cette configuration confère au gestionnaire du réseau électrique guadeloupéen un rôle stratégique, à l’interface des circuits financiers et de la gestion d’un système électrique centralisé (Rivière, Ducastel, 2024), ce qui lui permet d’enrôler les acteurs (Tableau 4).
Tableau 4 : La construction du réseau sociotechnique de l’électricité à la Guadeloupe
|
Acteurs
|
Consommateurs
|
Producteurs
|
Flux électriques
|
|
Enrôlement
|
|
|
|
|
|
Objectifs
|
|
Accès à un prix de l’électricité identique à celui pratiqué en France hexagonale.
|
Assurer la rentabilité des investissements en accédant aux prix de rémunération réglementés de l’électricité produite.
|
Stabilisation et rencontre entre les flux électriques produits et leur usage (rencontre entre offre et demande d’électricité).
|
|
Point de Passage Obligé (PPO)
|
|
Passage obligé par le réseau électrique centralisé géré par EDF-SEI pour consommer ou injecter de l’électricité afin de bénéficier des avantages procurés par le service public (péréquation tarifaire, rémunération des producteurs, stabilité du service électrique) >> Mise en place d’une nouvelle centrale exploitée par EDF-PEI et les TAC (220 MW), permettant l’intégration des ENR tout en garantissant la stabilité du réseau et la continuité du service public.
|
31Premièrement, en se connectant au réseau électrique collectif, les consommateurs bénéficient d’un service électrique continu et fiable, capable de répondre à la demande à tout moment, à un tarif régulé grâce au mécanisme de péréquation tarifaire. La péréquation tarifaire garantit aux consommateurs guadeloupéens un prix de l’électricité identique à celui pratiqué en France hexagonale. EDF-SEI rachète ainsi l’intégralité de l’électricité injectée dans le réseau et est compensée pour les surcoûts liés aux coûts de production locaux par rapport aux coûts observés en France hexagonale (Bérard, 2025).
32Deuxièmement, pour les producteurs d’énergies intermittentes, notamment photovoltaïque et éolienne, la rentabilité des investissements est assurée par le tarif d’achat, conditionné par l’injection de l’électricité dans le réseau électrique. Les contrats négociés, également couplés à cette injection dans le réseau électrique centralisé, applicables aux moyens de production thermique, mais aussi aux centrales fonctionnant à la biomasse ou à la géothermie, offrent également aux industriels une visibilité à long terme et contribuent à la sécurisation des investissements. Par ailleurs, en instaurant des normes techniques exigeant la transmission en temps réel des fluctuations de l’énergie produite au gestionnaire de réseau, EDF-SEI favorise l’enrôlement d’acteurs de production à grande échelle plutôt que le développement d’une multitude de petits producteurs (voir Figure 4). Cette contrainte technique contribue ainsi à un processus de professionnalisation de l’activité de production électrique, dans la mesure où celle-ci tend à devenir une activité à plein temps.
Figure 4 : Exemple d’une centrale de photovoltaïque de Total Energies à Vieux-Habitant18
- 19 Dans le cadre du PPI de 2009, il a été conclu que, face au fort développement d’énergies renouvelab (...)
- 20 Les Turbines à combustion (TAC) sont des moyens de production détenus par EDF-SEI.
- 21 Rapport au Parlement, Programmation pluriannuelle des investissements de production d’électricité, (...)
33Troisièmement, EDF-SEI doit assurer l’équilibre des flux électriques pour que la production électrique soit, à tout moment, en capacité de répondre à la demande. EDF-SEI impose donc aux autres acteurs le renouvellement de ses centrales thermiques situées à Jarry, des moyens de production pilotables, qui conditionnent le développement des énergies intermittentes comme le solaire et l’éolien. Ce point de passage obligé sera instrumenté (Halpern, Lascoumes, Le Galès, 2014) à travers l’actualisation du Programme Pluriannuel d’Investissement (2009)19 qui prévoit une centrale exploitée par EDF-PEI et des Turbines à Combustion (TAC)20 pour une puissance totale de 220 MW21. En 2010, le groupe EDF présente son projet d’investissement dans les centrales thermiques, le projet « Pointe Jarry », comme la réponse au risque de coupures de courant et de blackouts causé par une puissance insuffisante pour répondre à toute la demande d’électricité, comme le montre cet extrait du dossier de présentation du projet : « Le département de Guadeloupe connaît depuis plusieurs années une situation précaire de l’équilibre offre / demande d’électricité (…) l’installation massive de producteurs éoliens et photovoltaïques, l’appel aux moyens de secours (les turbines à combustion) est très fréquent. En effet, durant certaines périodes, des délestages de la clientèle sont même nécessaires en raison du manque de puissance disponible sur le réseau » (Dossier de présentation du projet « Pointe Jarry », p. 3). En Guadeloupe, le coût total du projet de la centrale EDF Production électrique Insulaire (Figure 5), entreprise sœur de EDF-SEI, s’élève à 500 millions d’euros, ce qui implique un amortissement sur trente ans.
Figure 5 : Centrale thermique exploitée par EDF – Production Electrique Insulaire
34Cette stratégie d’EDF en Guadeloupe s’inscrit dans la continuité de celle mise en œuvre dans les années 1970, lorsque l’État, par le biais d’EDF, a construit de nouvelles centrales nucléaires dans l’urgence, afin de les rendre irréversibles le plus rapidement possible, malgré les oppositions (Topçu, 2006). Le cas guadeloupéen rejoint également l’analyse de Marie-Christine Zélem, qui montre que l’augmentation du taux des EnR intermittentes à La Réunion est présentée comme une menace à la stabilité du réseau (Zélem, 2015). À l’échelle de la France métropolitaine, François-Mathieu Poupeau montre aussi, que, pour assurer la stabilité du réseau, l’introduction d’EnR intermittentes sur le réseau justifie en parallèle le recours à des centrales alimentées en énergies fossiles pilotables, pour pouvoir ajuster la production d’énergie à la demande (2013a).
35L’analyse montre que l’enrôlement des acteurs dans le système électrique se fait, dans les deux territoires, autour de l’accès à un service public électrique accessible financièrement, assurant la stabilité électrique à tout moment de la journée. EDF-SEI et BL&P identifient un ensemble d’acteurs qui doivent, pour atteindre leurs propres objectifs, passer par le réseau électrique centralisé et les services électriques proposés. Néanmoins, les acteurs qu’ils identifient varient d’un territoire à l’autre, de même que les solutions énergétiques que les deux gestionnaires de réseau électrique proposent. EDF-Systèmes Electriques insulaires dispose d’un monopole de fait qui fait de lui le représentant de l’intérêt général du service public et de la sécurité d’approvisionnement, qui lui permet de dissocier le financement et les solutions alternatives au réseau électrique et à légitimer l’investissement dans des centrales thermiques. A la Barbade, le gestionnaire de réseau doit s’intégrer dans des coalitions localisées pour enrôler les acteurs autour de l’instrument de régulation du « buy all, sell all ».
36Divers acteurs concurrencent les gestionnaires de réseau dans leur position dominante au sein de la gouvernance des systèmes électriques en détournant les consommateurs, producteurs et flux électriques de la définition du service public d’électricité tel que proposé par EDF-SEI et BL&P. Néanmoins, les gestionnaires de réseau électrique arrivent à s’adapter aux déplacements pour maintenir un rôle central dans les transitions énergétiques des deux îles.
- 22 La différence entre le Democratic Labour Party (DLP) et le Barbados Labour Party (BLP) en matière d (...)
37Les solutions portées par le gestionnaire de réseau pour assurer un service public de l’électricité pour tous sont progressivement mises en concurrence. Dans un premier temps, un professeur allemand, chargé d’enseigner l’économie de l’énergie dans un master en management des énergies renouvelables à la Barbade, introduit un nouvel instrument de rémunération – le tarif d’achat – sans pour autant remettre en question le principe du « buy all, sell all ». Le mécanisme du tarif d’achat se traduira par une politique publique à la suite de la victoire du Barbados Labour Party en 2018, qui remporte l’ensemble des 30 sièges parlementaires face au Democratic Labour Party jusque-là au pouvoir. Le nouveau gouvernement mène alors une politique plus volontariste pour accélérer la transition énergétique et atteindre un objectif de 100 % d’EnR en 203022. Le tarif d’achat propose une rémunération des EnR qui est plus stable et plus favorable pour les producteurs, car elle est découplée des fluctuations du prix des énergies fossiles et facilite ainsi l’accès au crédit pour des usagers qui n’auraient pas pu investir dans des panneaux photovoltaïques autrement :
- 23 « Or, si tel est le cas, les investisseurs, petits ou grands, savent que s’ils connaissent l’emplac (...)
« Now, if that is the case, investors small and large know, if they know their location, if they know the technical capacities of their system, they can actually simulate their production from the system and they know their income. So that has the advantage, you know your cost and you know the income stream for the next 20 years. (…) Now, this enables every investor small or large to get relatively good financing conditions from the bank »23 (Professeur en économie politique, 15 novembre 2023).
38Le tarif d’achat permet de limiter le risque financier pour les banques privées car, la rémunération étant stable pendant 20 ans, il est possible de calculer a priori la durée nécessaire au remboursement du prêt. Dans certaines clauses, le tarif d’achat est directement versé à la banque durant la période de remboursement du prêt, ce qui limite encore davantage le risque financier pour ces dernières et leur permet d’accorder des prêts à des taux d’intérêt bas. Par ailleurs, le nouveau gouvernement prend la décision de dissocier la taille des unités de production du niveau de consommation propre à un ménage et l’accès à une licence délivrée par le gouvernement est facilité, ce qui conduit à une accélération du développement des EnR intermittentes.
39Ensuite, outre la remise en question du mécanisme de financement, BL&P est également concurrencée par des lois de dissociation, visant à contrôler davantage l’entreprise dans ses pratiques de gestion du réseau électrique. Cette volonté de limiter le pouvoir du gestionnaire de réseau se comprend dans un contexte où Emera, une entreprise canadienne d’électricité, a dans les années 2010 progressivement augmenté sa participation dans le capital de Light and Power Holdings, avant de devenir actionnaire majoritaire (Hearn, 2022). Jusqu’à présent, BL&P a pu profiter de sa position pour jouer du rapport de force, conditionnant ses investissements dans le réseau électrique par des décisions politiques allant dans le sens de ses intérêts économiques. L’ouverture du stockage à la concurrence est donc envisagée comme une mesure pour concurrencer BL&P afin de ne pas se trouver à la merci du gestionnaire de réseau électrique :
- 24 « Je pense donc que ce serait préférable, plutôt que d’être à la merci du fournisseur d’énergie, de (...)
« So, I think this would be a better way to go in that rather than being at the mercy of the utility to have a framework in place. Rather it is competitive or otherwise so that you can say there's something here that the utility doesn't come on, there's opportunity for others. Rather than what we had earlier. (…) Of course they have their interests, so you can't be naïve that they're not going to work towards their interests. And sometimes you have to try to see how you can get their interests to align with the national interests. »24 (Fonctionnaire au sein du ministère de l’Énergie barbadien, 1er février 24).
40La mise en place d’un appel d’offre compétitif devient ainsi un outil de pouvoir pour le gouvernement, afin de pousser BL&P à prendre en compte les intérêts nationaux dans ses stratégies entrepreneuriales. En effet, si d’autres investisseurs sont attirés sur l’île, le gestionnaire de réseau n’est plus assuré de maintenir ses actifs de stabilisation du réseau en investissant dans des outils de stockage. Ensuite, des efforts sont déployés pour renforcer les compétences du gouvernement, afin de mieux contrôler le gestionnaire du réseau électrique. Sous la précédente licence, valable 100 ans, le gestionnaire n’était pas tenu de fournir des informations sur la capacité des lignes ou sur la stabilité du réseau. Un projet de loi (Electricity Supply Bill, 2023) vise à instaurer l’obligation de reporting au gouvernement afin de permettre à celui-ci de maîtriser cette zone d’incertitude, comme l’indique un technicien du gouvernement :
- 25 « Comme les différentes capacités du réseau, la, la... combien, comme le feeder, la capacité du fee (...)
« Such as the various network capacities—the, the... how many, like the feeder, the feeder capacity—what they do. Reporting any network issues, any overloads that occur, any events, even minor ones. This involves a whole range of information that they do not currently transmit but will need to provide. »25 (Agent du département électrique du gouvernement barbadien, 21 mars 2024).
41A côté de la mise en concurrence par les pouvoirs publics, les flux électriques commencent à montrer des signes d’instabilité en raison de l’introduction de sources intermittentes (notamment le solaire). Par ailleurs, certains feeders du réseau électrique sont saturés et ne peuvent plus accueillir l’injection d’électricité de manière continue. Bien que des investissements dans de nouvelles installations de panneaux photovoltaïques en toiture soient déjà engagés, ceux-ci se trouvent fragilisés, car les projets ne peuvent pas être raccordés immédiatement et donc rentabilisés. Cette situation affecte également la perception du marché barbadien, qui peut apparaître comme insuffisamment prévisible pour les investisseurs.
42Dans ce contexte, BL&P s’impose à nouveau comme un point de passage obligé pour les producteurs/consommateurs, les flux électriques et les pouvoirs publics, afin d’adapter les infrastructures électriques à l’injection d’énergies renouvelables et d’assurer ainsi la sécurité énergétique et la continuité des investissements. La Fair Trading Commission approuve la plupart des investissements dont BL&P a fait la demande (pour un total de de 684 802 000 dollars) : la mise en place d’infrastructures d’interconnexion pour intégrer les producteurs indépendants d’électricité (IPP) au réseau public, une plateforme d’agrégation de la production électrique distribuée sur le territoire et un système de régulation automatique de la production (AGC pour Automatic Generation Control). Elle n’accepte cependant pas les quatre condensateurs synchrones et uniquement15 MW de stockage sur les 90 MW demandés, en raison de l’incertitude entourant les coûts du stockage. Néanmoins, BL&P parvient à mobiliser le gouvernement qui exerce une pression sur la Fair Trading Commission, notamment par la voix de la Première ministre, qui soutient l’adoption des 90 MW de stockage par batteries proposés par le gestionnaire du réseau électrique. La Première ministre a ainsi érigé le développement du stockage en priorité politique, comme en témoigne cet extrait du discours de Mia Mottley devant le Parlement barbadien lors de l’allocution sur le budget le 18 mars 202426 :
- 27 « Monsieur, il est urgent que nous obtenions la décision de la Fair Trading Commission – que nous e (...)
« Sir, as a matter of urgency, we need the Fair Trading Commission’s decision, which we hope will come in the near future, on the current Clean Energy Transition Rider by the Barbados Light and Power to be delivered, so there is a clarity and predictability in the market on storage investments by the utility. This clean energy rider is to be able to allow the Light & Power to have 90 megawatts of storage ».27
43BL&P dispose d’une capacité importante à s’imposer comme un acteur incontournable de la gouvernance énergétique. Cette situation se matérialise lors de moments clés, notamment lors d’une conférence organisée par la Chambre de commerce et d’industrie de la Barbade en 2024, qui réunit la plupart des principaux acteurs de la transition énergétique : BL&P, banquiers, pouvoirs publics, entrepreneurs, dont la plupart sont membres de la Barbados Renewable Energy Association (BREA). Lors de cette conférence, le responsable de la BL&P est l’un des principaux intervenants chargés de présenter des solutions permettant de « déverrouiller » le réseau. La responsable de la Fair Trading Commission n’est en revanche pas invitée à cet événement. Ce rôle central du gestionnaire de réseaux se matérialise ensuite dans les documents de politiques publiques, et notamment dans le Integrated Resource and Resilience Plan élaboré en 2022. La modernisation du réseau électrique y est identifiée comme une action à la charge de BL&P (« Barbados-Action-Plan-for-IRRP-Action Plan-and-Roadmap-Final-Report »). Par ailleurs, les tarifs de rémunération continuent à jouer un rôle d’enrôlement des usagers dans le réseau électrique centralisé, en particulier les producteurs‑consommateurs, en réduisant le risque financier lié à l’investissement et en facilitant l’accès au crédit.
Malgré la déstabilisation du rôle de BL&P par les mesures de dissociation en cours d’élaboration, le gestionnaire de réseau parvient ainsi à s’imposer comme garant technique de la stabilité du réseau électrique insulaire.
44Entre 2015 et 2017, la Guadeloupe a intégré de nouvelles ressources énergétiques dans son mix électrique dans le cadre de la Programmation Pluriannuelle de l’Énergie (PPE) (Rivière, Ducastel, 2024). Cette PPE vient appliquer la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte (LTECV), qui a renforcé les compétences de la Région, laquelle co-construit le document planificateur avec la Direction de l’Environnement, de l’Aménagement et du Logement (DEAL), et a fixé des objectifs ambitieux : atteindre 50 % d’EnR en 2025, et parvenir à l’autonomie énergétique de l’île d’ici 2030.
45Ces dispositions légales ont conféré à la Région Guadeloupe un rôle accru dans la planification énergétique et légitiment son action en faveur du développement des EnR. Afin de s’appuyer sur une expertise alternative à celle d’EDF-SEI, elle mobilise un cabinet d’études (Explicit) et s’appuie également sur l’expertise technique de l’ADEME. Cette configuration traduit la volonté de la Région de produire des scénarios énergétiques alternatifs et de concurrencer, au moins partiellement, la définition du mix électrique historiquement dominée par EDF. Néanmoins, malgré le renforcement de la compétence régionale, EDF conserve un rôle central dans la gouvernance énergétique. Le gestionnaire de réseau est perçu comme l’expert technique de référence, garant de l’équilibre entre l’offre et la demande, comme le montre cet extrait d’un entretien avec un fonctionnaire de la Région Guadeloupe :
« On ne va pas aller challenger le gestionnaire de réseau sur l’impact de telle installation sur l’équilibre offre/demande. Donc chacun est dans son rôle, notre objectif sera plus d’avoir des éléments d’éclairage et d’être en mesure d’apprécier les coûts, les modèles économiques, et des aspects techniques précis » (Responsable de l’énergie, région Guadeloupe, 15 mars 2022).
46Le gestionnaire de réseau se voit ainsi accorder le rôle d’« expert » qui éclairera les décisions, un éclairage qui sera peu remis en cause dans la pratique. EDF-SEI active ainsi un capital de confiance (la « ressource confiance » selon Lambelet et Plieger, 2016) reconnu par les acteurs en charge de l’élaboration de la PPE, y compris par la région, concernant les sujets de sécurité électrique.
- 28 Comme le résume l’un des responsables de la filiale en charge du réseau électrique, EDF Systèmes El (...)
47Cette position permet à EDF de légitimer la reconversion progressive des centrales thermiques de sa filiale EDF-Production Électrique Insulaire (EDF-PEI) vers la biomasse liquide. En effet, le groupe local d’EDF en Guadeloupe, qui réunit à la fois les filières de production (EnR et fossiles) et EDF-SEI, est invité par son entreprise mère à devenir un acteur industriel incontournable de la transition énergétique28. La création d’EDF-Systèmes Electriques Insulaires au sein du groupe EDF en 2004 apparaît comme une subdivision essentiellement organisationnelle, car la stratégie économique reste partagée par EDF-SEI et EDF-PEI. En pratique, la légitimation de la reconversion des centrales thermiques à la biomasse liquide s’appuie sur une combinaison d’arguments techniques, économiques et sociaux qui fait intervenir le groupe EDF dans son ensemble.
48Premièrement, d’un point de vue technique, les centrales tournantes sont présentées comme indispensables pour absorber l’intermittence des ENR et garantir la stabilité des flux électriques. Le groupe EDF a ainsi effectué une expérimentation à la Guadeloupe pour démontrer la faisabilité technique de la reconversion. Cette démonstration technique a permis d’enrôler la Direction Genérale Energie Climat (DGEC), et donc d’activer la ressource multiscalaire (Lambelet, Pflieger, 2016) : « EDF est venu nous voir en 2020-2021 pour tester une solution bio liquide. Nous avons fait une démonstration d’un mois en Guadeloupe, qui s’est très bien déroulée » (Fonctionnaire au sein de la DGEC, 11 septembre 2024).
49D’un point de vue économique, le groupe EDF présente la reconversion de ses centrales thermiques vers la biomasse liquide comme allant dans le sens des intérêts budgétaires de l’État. Les centrales thermiques, pour une capacité productive totale de 220 MW, n’étant pas encore financièrement amorties, la fermeture des centrales pour répondre aux objectifs de la transition énergétique impliquerait des pertes financières importantes, qui impacteraient directement l’État, actionnaire principal d’EDF. Le groupe présente donc la reconversion à la biomasse comme une façon de participer à la transition énergétique en réduisant les émissions de CO2, tout en évitant le scénario de la fermeture des centrales, coûteux économiquement. De cette manière, le groupe argumente en faveur d’un nouvel investissement, qui prolonge in fine les actifs dont il dispose dans le secteur électrique guadeloupéen.
50Enfin, d’un point de vue social, les centrales thermiques constituent un élément structurant de l’emploi local, dans un contexte marqué par un chômage endémique (Odin, 2017). L’action du groupe EDF converge donc avec les revendications syndicales, portées notamment par la Fédération Energie de la Confédération Générale des Travailleurs Guadeloupéens (FE-CGTG).
51Cette partie montre que, dans les deux territoires, les gestionnaires de réseaux disposent d’une capacité importante à s’adapter aux déplacements en cours, avec le développement des EnR, et à reformuler leur rôle dans la gouvernance des systèmes électriques. L’étude du processus de traduction révèle que la contrainte de la stabilité technique fait du gestionnaire de réseau électrique le garant de la protection contre les risques de défaillance du système (Coutard, 2019). Cette situation est accentuée dans un contexte où le réseau électrique insulaire renforce le poids de la « fragilité matérielle » des infrastructures (Denis et Pontille, 2023).
52La comparaison entre la Guadeloupe et la Barbade révèle que, malgré des processus de traduction différents, les gestionnaires de réseaux électriques s’imposent dans les deux cas comme les garants de la sécurité électrique. Ceci s’explique par le recours à des outils de quantification et de mesure du risque pour renforcer la résilience du réseau et maîtriser la zone d’incertitude. Ces outils, ainsi que le savoir-faire qu’ils déploient, leur permettent de s’adapter aux déplacements à l’œuvre avec l’introduction des EnR dans les systèmes électriques.
53Tout d’abord, les deux gestionnaires de réseau activent ce que Lambelet et Pflieger appellent la ressource patrimoniale (2016), qui est ici l’infrastructure centralisée dont ils ont le droit d’exploitation. L’électricité passe au quotidien à travers les lignes haute et basse tension dont le mouvement génère une quantité importante de données. En effet, le gestionnaire de réseau, étant au centre des flux électriques, puisque les infrastructures sont organisées de manière centralisée, peut non seulement quantifier les besoins en consommation d’électricité, mais aussi la répartition temporelle de cette consommation en identifiant les pics journaliers. Il exploite également les données concernant la stabilité de la production d’électricité, la « charge électrique » des outils de production. Enfin, les gestionnaires de réseau électrique ont connaissance de la quantité d’électricité pouvant être accueillie et transportée en fonction de la zone géographique en question, ceci dépendant de la capacité des feeders. L’ensemble de ces informations est géré depuis les locaux de la BL&P Company, situés à Bridgetown à la Barbade, ou par EDF-SEI, implanté à Bergevin à la Guadeloupe. Les gestionnaires de réseau, sur les interfaces de contrôle, ont accès à l’intégralité des données, à partir desquelles ils sont responsables de la gestion au quotidien, garantissant que la production d’électricité soit toujours suffisante pour répondre aux besoins des consommateurs. Mais ils exploitent également les données produites sur ces flux électriques à travers des outils techniques, dont des outils de prospection qui guident la définition du mix électrique et disposent à ce titre d’un pouvoir de régulation politique.
- 29 Anon. 2025. « Bilan prévisionnel de l’électricité en Guadeloupe | EDF Guadeloupe ». Consulté 9 févr (...)
54Le premier outil vise à quantifier l’évolution de la demande et de l’offre, afin d’assurer que la production électrique est à tout moment capable de répondre à la demande. L’objectif est d’anticiper les éventuels déséquilibres entre la demande en électricité et l’offre disponible. A la Guadeloupe, cet outil est nommé le Bilan Offre-Demande, un document prévisionnel établi par EDF-SEI pour les zones non interconnectées au réseau métropolitain. Pour ce faire, EDF-SEI construit deux scénarios prospectifs censés explorer différentes évolutions possibles de la consommation électrique, en prenant en compte de nouveaux besoins, comme l’électrification du transport, mais aussi l’évolution de la démographie29. Toutefois, contrairement à ce que prévoit la loi, sans obligation, l’expertise externe est peu mobilisée. EDF-SEI, comme acteur en charge du bilan, élabore donc les hypothèses et des projections qui seront ensuite utilisées pour orienter les choix énergétiques. À la Barbade, la planification énergétique repose sur une logique similaire, même si moins formalisée. BL&P évalue les besoins énergétiques en fonction de l’évolution de la production et de la durée de vie des infrastructures existantes et dispose à ce titre d’une expertise importante.
- 30 Burke, Seán J. 2022. Final Evaluation of the 11th EDF Barbados Renewable Energy and Energy Efficien (...)
55Ensuite, le deuxième outil du gestionnaire de réseau pour s’imposer comme garant de la sécurité énergétique et qui lui permet de s’assurer des actifs dans la transition énergétique est le taux de pénétration des énergies intermittentes sur le territoire. Du fait de leur caractère dépendant des conditions météorologiques et du moment de la journée, l’énergie solaire et l’énergie éolienne ne peuvent être développées qu’à condition que les flux électriques restent stables. Autrement dit, les gestionnaires de réseau définissent, en s’appuyant sur les données produites à partir de leur analyse des flux électriques, à partir de quand on entre dans une zone d’incertitude. Dans les deux territoires, les gestionnaires de réseau seront à l’origine d’études techniques. À titre d’exemple, la Grid Penetration Study (étude de pénétration dans le réseau), commandée par BL&P, a permis de fixer une limite de 60 MW pour l’intégration des EnR variables sur le réseau, qui sera ensuite réévaluée progressivement par le gestionnaire de réseau pour atteindre 100 MW. La capacité initiale de 60 MW a ensuite été répartie entre différents types de producteurs, l’entreprise BL&P se voyant attribuer 20 MW sur les 60 MW alloués30.
56En utilisant les données énergétiques centralisées à travers les infrastructures de transmission, les gestionnaires de réseau s’imposent comme garants de la sécurité électrique. Cet avantage stratégique se traduit d’abord au niveau technique, car ils maîtrisent le risque lié à la stabilité du réseau. La maîtrise de cette « zone d’incertitude » est un objet de conflictualité (Crozier, Friedberg, 1977) dans les deux territoires, mais étant donnée la maîtrise complète dont disposent les gestionnaires de réseau, leur position est dominante. Même si la Région Guadeloupe engage un cabinet de conseil pour l’accompagner dans la définition du mix électrique, un agent de ce dernier montre des difficultés à proposer une contre-expertise technique et financière tant que EDF dispose d’un accès privilégié à toutes les données qui découlent du système électrique :
« EDF est en position dominante sur le territoire, puisqu’ils maîtrisent toutes les informations sur le système électrique : la façon dont il est piloté, les méthodes pour atteindre des optimums technico-économiques intéressants pour en assurer la conduite, ainsi que des données fines sur la consommation énergétique du territoire. » (Agent d’un cabinet de conseil, 4 mars 2022).
57L’enquêté souligne ici qu’EDF-SEI maîtrise non seulement les contraintes techniques de la gestion du réseau, mais aussi les données qui permettent de calculer l’optimum économique. En effet, les gestionnaires de réseau électrique disposent de données concrètes sur le coût de l’électricité produite, ce qui leur permet de définir des trajectoires d’investissement intéressantes. C’est cette même maîtrise des informations par le gestionnaire de réseau, dont celles sur les coûts, que nous retrouvons à la Barbade. Comme nous l’avions vu, BL&P a développé, à partir d’un projet pilote, le premier système de rémunération de l’énergie solaire et éolienne de l’île, en faisant usage de son accès privilégié aux postes de transformation, comme l’explique un agent de la BL&P :
- 31 « Nous avons lancé un premier projet pilote en 2000, avec l’installation d’un petit système solaire (...)
« We launched our first pilot project in 2000, installing a small solar system at one of our substations. This initiative allowed us to gather valuable data on the technical and economic performance of the system. Building on this, we designed a more ambitious project to integrate customers’ solar power generation into the grid. »31 (Agent de Barbados Light and Power Company, 15 février 2024).
58Au-delà de ces données sur la consommation ou la production, sont produites également des données spatiales. En effet, les lignes électriques disposent d’une certaine capacité d’accueil qu’il s’agit de respecter, car les travaux de renforcement des lignes de transmission induisent des coûts considérables. À titre d’exemple, lors d’un entretien avec un responsable d’EDF-Systèmes Électriques Insulaires (EDF-SEI) en Guadeloupe, celui-ci nous a présenté un schéma qu’il avait élaboré, montrant les lignes encore capables d’accueillir une capacité supplémentaire (Journal de terrain, 7 mars 2022). Pour des raisons de confidentialité et afin de préserver la concurrence, la localisation des projets dans la file d’attente n’est pas partagée. Ainsi, la maîtrise des contraintes techniques et géographiques liées au raccordement au réseau par les gestionnaires de réseau électrique leur permet de définir les endroits les plus rentables pour les futurs projets énergétiques, ce qui peut servir leur propre stratégie d’investissements.
- 32 Au niveau de la production on retrouve par exemple parmi ces outils les tarifs d’achat, conçus pour (...)
- 33 C’est avec l’Electric Light and Power Act (ELPA) qu’a été instaurée une régulation du secteur, répa (...)
59La libéralisation du secteur électrique a marqué le début d’une période de recomposition, soulevant la question de la redéfinition de la position des entreprises en situation quasi monopolistique. Dans ce contexte, le rôle des autorités publiques évolue pour assurer la régulation du marché concurrentiel32. Parmi les instruments mis en place dans le cadre de la libéralisation du secteur énergétique, on retrouve la création d’agences de régulation, une tendance observée également pour d’autres services publics (Benamouzig, Besançon, 2007). Ainsi a vu le jour, en France, et donc en Guadeloupe, au début des années 2000, la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE). C’est également au même moment que les compétences de la Fair Trading Commission (FTC) ont été élargies à la Barbade, pour prendre en charge non seulement la régulation du gestionnaire de réseau mais aussi les injonctions à la libéralisation de la production électrique autour des EnR33. La mission principale des agences de régulation en matière d’EnR consiste à assurer la régulation des réseaux de gaz et d’électricité, qui, en tant que monopoles, rendent nécessaire une protection accrue des consommateurs, et à assurer l’ouverture du marché de l’électricité à la concurrence.
60Que ce soit à la Barbade ou en Guadeloupe, les régulateurs de réseau électrique, respectivement la CRE et la FTC, ne disposent néanmoins pas des moyens financiers et humains pour produire une contre-expertise suffisante pour concurrencer les gestionnaires de réseau. Ainsi, même si les régulateurs et les gouvernements ont accès aux données, les outils d’organisation de ces données restent entre les mains des gestionnaires de réseau électrique, tout comme l’expertise d’interprétation technique. De plus, les natures des expertises sont construites comme distinctes, car le champ de compétence des instances de régulation est défini comme étant avant tout financier. Les commissions de régulation effectuent un travail cognitif de suivi des procédures des gestionnaires de réseau, afin d’identifier des éventuels abus de leur position, mais ne développent pas leurs propres procédures et outils dans la plupart des cas. Cette situation nous a été décrite par un agent de la CRE :
« On peut difficilement comparer l’expertise de la CRE qui fait 150, 160 personnes et l’expertise d’EDF-SEI à celui qui appartient quand même à EDF, qui doit donc faire pas loin de 80 000 ou 100 000 personnes quand ils mobilisent toute leur force de frappe. Maintenant, on a des expertises sur des domaines un petit peu différents et on challenge beaucoup, en tout cas au maximum, ce que EDF SEI nous présente, que ce soit techniquement… financièrement c’est plutôt notre domaine d’expertise. Donc voilà, on échange beaucoup avec eux, on essaie de challenger tout ce qu’ils nous présentent, de comprendre comment ils en arrivent à ces conclusions là et où est ce qu’ils veulent aller. Maintenant, c’est un peu difficile de comparer forcément, une entreprise de la taille d’EDF et le régulateur qui a des moyens plus limités. Et qui du coup ne fait pas, on ne fait pas deux fois le travail. Si on nous présente quelque chose, on s’assure que le travail a été bien réalisé mais on ne le refait pas une deuxième fois » (Agent à la Commission de Régulation de l’Énergie, 5 novembre 2024).
61On retrouve la même situation, voire de manière encore davantage marquée, étant donné le caractère plus récent de l’augmentation substantielle des EnR, dans le rapport entre BL&P et la FTC. Cette dernière dispose de ressources humaines faibles, ce qui désavantage l’expertise publique face à l’expertise privée. Face aux moyens limités de la FTC, le gouvernement barbadien tente de s’approprier les missions qui ont jusqu’à présent été celles des gestionnaires de réseau, dont notamment le modelage de l’organisation des flux électriques. Ce modelage est un outil de quantification des enjeux tels que l’accueil des énergies intermittentes, les besoins énergétiques ou l’évolution des moyens de production. Ceci passe par le recrutement d’experts en interne dans le but de disposer d’une capacité améliorée dans les négociations avec le gestionnaire de réseau en vue de le concurrencer dans son rôle d’expert technique. C’est ce qu’une des responsables de l’énergie souligne quand elle explique que le manque d’expertise dans ce domaine rend la contestation des stratégies de monopolisation par le gestionnaire de réseau compliquée :
- 34 « Donc, à l’heure actuelle, les compétences se trouvent au sein du gestionnaire de réseau. Ce sont (...)
« So, right now the skill sets within the utility. So, they have the main expertise. They have a lot because they're managing the generation of electricity. We don't. And they don't share information. I mean, information is shared. I mean, I don't even know what to ask for. So like when you're doing the IRRP[Integrated Resource Resilience Plan] there's certain detailed information that the consultants will ask for. I'm not an engineer, even our engineers in here, they don't worry about electricity. So the thing is we will have the electricity in the middle of persons who have that expertise, electrical engineers who have that expertise. Hopefully that then they will be speaking the same language, you know, with light and power. »34 (Agente au ministère de l’Énergie à la Barbade n° 1, 25 janvier 2024).
62En effet, le gouvernement barbadien est en cours de montage d’un service de l’électricité, visant à embaucher des ingénieurs dans le domaine électrique. Développer ces capacités au sein du ministère de l’Énergie est vu comme un moyen de renforcer le poids de ce dernier dans la définition de la trajectoire de transition électrique à la Barbade. C’est ce que souligne une des responsables de l’énergie en effectuant une comparaison avec Trinidad et Tobago, l’île voisine de la Barbade, où les infrastructures centralisées sont détenues par le gouvernement :
- 35 « Je pense que cela donne plus de pouvoir au gouvernement. Je veux dire, peut-être que maintenant q (...)
« I think it gives the government more power. I mean, maybe now that we are changing the legislation, when the legislation get changes, it will help. But it is not going, how to put, it is a historical problem that is going to take some years to change. Because the government was never in charge of the grid. Nobody of the government has the expertise to grid model. In Trinidad the government employees, they know how to do it. Because they hired them because they have to, because they have historically been in charge of it. And so there are engineers that know energy planning and grid modeling. Because they always had to do it »35 (Agente au ministère de l’Énergie à la Barbade n° 2, 18 mars 2024).
63L’instrumentation dépend donc également des ressources dont les acteurs disposent, lesquelles se construisent sur le temps long. Dans ce sens, la régulation du pouvoir des gestionnaires de réseau dépend en grande partie de la capacité du régulateur ou des pouvoirs publics à développer une expertise propre en termes d’évaluation du risque pour assurer la stabilité de la production électrique.
64En croisant la sociologie de la traduction et la sociologie de l’action publique, l’article contribue à l’analyse des conditions de l’« obduracy » (résistance au changement) des systèmes sociotechniques (Hommels, 2005) face à l’hybridation des services électriques (Furlong, 2014 ; Lawhon et al., 2018 ; Jaglin, 2019 ; Pilo, 2022). Selon les contextes sociopolitiques, la mise à l’épreuve du système électrique par l’essor des énergies renouvelables peut soit donner lieu à des reconfigurations – comme à la Barbade, où les initiatives décentralisées sont intégrées au système électrique –, soit conduire à des formes de rigidification du système historique, comme l’illustre le cas de la Guadeloupe avec la reconversion des centrales thermiques. Dans les deux cas néanmoins, les infrastructures de transmission centralisées résistent au changement. Les gestionnaires de réseau électrique, acteurs historiques dominants, disposent en effet d’une capacité importante à mobiliser des ressources de pouvoir (Lambelet, Pflieger, 2016) dans leur travail de traduction (Callon, 1986). Ils mobilisent notamment des instruments de régulation des risques multidimensionnels, qui prennent une importance accrue dans les réseaux électriques insulaires et autonomes, révélant ainsi le poids de leur « fragilité matérielle » (Denis, Pontille, 2023).