Une transition énergétique dictée par la vulnérabilité insulaire
Le Royaume des Tonga cherche depuis plusieurs années à réduire la dépendance de son système énergétique aux hydrocarbures importés. Pour cet archipel isolé du Pacifique Sud, cette dépendance dépasse la seule question climatique : elle expose directement les ménages, les entreprises et les finances publiques aux variations des prix internationaux du pétrole, au coût du fret maritime et aux interruptions des chaînes d’approvisionnement.
C’est dans ce contexte que le ministère tongien de la Météorologie, de l’Énergie, de l’Information, de la Gestion des catastrophes, de l’Environnement, du Changement climatique et des Communications, connu sous l’acronyme MEIDECC, a demandé l’assistance du Centre et Réseau des technologies climatiques, le CTCN. L’objectif était d’étudier la faisabilité d’une production industrielle de biogaz et d’évaluer sa possible intégration dans le bouquet électrique national.
Cette assistance technique, mise en œuvre par la société allemande AD Solutions avec le concours de l’Organisation des Nations unies pour le développement industriel, l’ONUDI, a été achevée en 2022. Son budget effectif s’élevait à 149 470 dollars. Elle ne correspondait donc pas à la construction d’une centrale, mais à la réalisation d’études techniques, agricoles, économiques et institutionnelles, ainsi qu’à la préparation d’un projet susceptible d’être soumis à des bailleurs internationaux.
Le diesel demeure au cœur du système électrique
Les Tonga avaient fixé un objectif de 50 % d’électricité renouvelable en 2020, puis de 70 % en 2030. Le premier objectif n’a pas été atteint, mais le pays a progressivement installé des centrales solaires, un parc éolien et des systèmes de stockage par batteries destinés à stabiliser ses petits réseaux insulaires.
Les indicateurs actuellement affichés par Tonga Power Limited font état d’une pénétration des énergies renouvelables de 22 %. L’opérateur présente parallèlement une production de 58 648 MWh issue du diesel sur une production totale de 75 764 MWh, ce qui représente environ 77 % de la production indiquée. La page publique ne précise toutefois pas clairement la période couverte par ces données, qui doivent donc être considérées comme des indicateurs opérationnels plutôt que comme un bilan annuel certifié pour 2026.
La progression du solaire et de l’éolien ne supprime pas entièrement le besoin de moyens de production pilotables. Les batteries peuvent absorber les excédents d’électricité et restituer cette énergie lorsque la production solaire diminue, mais elles ne constituent pas en elles-mêmes une source primaire d’énergie. Une centrale alimentée au biogaz pourrait, en théorie, produire de l’électricité à la demande, soutenir la fréquence du réseau et compléter les installations renouvelables intermittentes.
Les 32,84 millions de dollars constituent une demande, non un financement acquis
Le montant de 32,84 millions de dollars provient d’une note conceptuelle préparée dans le cadre de l’assistance technique. Il représente le coût indicatif d’un projet intégré qui ne se limite pas à une centrale électrique.
La proposition prévoyait de demander au Fonds vert pour le climat la totalité des 32,84 millions de dollars, répartie entre 16,5 millions de dollars de subventions et 16,34 millions de dollars de prêt subordonné. Le budget comprenait notamment les travaux de génie civil, les équipements de méthanisation, une unité de cogénération, les chaînes de collecte de la biomasse et du digestat, un laboratoire, des essais agricoles et une installation de transformation de viande.
Le rapport de clôture classe explicitement ce montant parmi les financements internationaux « anticipés ». Il cite le Fonds vert pour le climat et la Banque asiatique de développement comme sources potentielles, sans présenter ces fonds comme confirmés ou décaissés.
Au 31 juillet 2026, le portefeuille public du Fonds vert pour le climat recense sept projets concernant les Tonga, mais aucun ne correspond à cette proposition de centrale au biogaz. Le pays bénéficie notamment de financements pour les énergies renouvelables avec stockage, la résilience côtière, l’accès à l’eau, l’éducation et l’agriculture régénératrice. L’absence du projet biogaz dans ce portefeuille signifie qu’aucune approbation du Fonds vert pour le climat ne peut actuellement être affirmée.
D’une centrale minimale de 0,5 MW à un projet de 3 MW
La demande initiale adressée au CTCN portait sur la faisabilité d’une centrale d’au moins 0,5 MW. Cette puissance représentait un seuil d’étude destiné à déterminer si le biogaz pouvait devenir une source industrielle d’électricité pilotable aux Tonga. Elle ne correspondait pas à un équipement déjà commandé ou définitivement dimensionné.
Les travaux ont ensuite évolué vers deux scénarios distincts.
Le premier envisageait une mise en œuvre progressive. Les déchets et résidus organiques déjà disponibles permettraient de commencer avec une installation d’environ 200 kW, qui pourrait ensuite être portée à 500 kW grâce à l’introduction de cultures énergétiques ou à la mobilisation de nouveaux substrats.
Le second scénario, intégré dans la note conceptuelle de financement, était nettement plus ambitieux. Il prévoyait une centrale suffisamment importante pour alimenter une unité de cogénération de 3 MW électriques et d’environ 3,2 MW thermiques. La production électrique théorique était estimée à 25 millions de kWh par an. Le projet envisageait également la production de biométhane, de chaleur industrielle et de dioxyde de carbone récupéré.
Ces différentes puissances ne sont donc pas contradictoires, mais elles correspondent à des étapes et à des ambitions différentes. La centrale de 0,5 MW constituait le seuil initial de faisabilité, tandis que le projet de 3 MW représentait une proposition industrielle élargie, encore dépendante d’études complémentaires et de financements extérieurs.
Les déchets disponibles ne suffisent pas à alimenter seuls une grande centrale
L’étude estime que Tongatapu, l’île principale où vivait environ 74 % de la population selon le recensement de 2016, pourrait théoriquement mobiliser 17 848 tonnes de substrats organiques par an.
Cette estimation comprend :
- 11 053 unités annuelles de fumier porcin ;
- 2 075 unités de fumier bovin ;
- 1 800 tonnes de résidus agricoles ;
- 1 825 tonnes de déchets issus de l’entretien des espaces végétalisés ;
- 1 095 tonnes de déchets alimentaires provenant des hôtels et des restaurants.
Le rapport présente ces quantités comme des tonnes dans son tableau récapitulatif. Toutefois, les calculs détaillés du fumier porcin et bovin ont initialement été effectués en mètres cubes. Cette incohérence d’unité impose une vérification complémentaire avant toute conception industrielle définitive.
Les auteurs reconnaissent également que leur évaluation repose principalement sur des données secondaires. Les restrictions liées à la pandémie de Covid-19 et les difficultés de coopération avec certains acteurs locaux ont empêché la réalisation d’une campagne complète de mesures sur le terrain.
Les résultats décrivent donc un potentiel théorique. La quantité réellement exploitable dépendrait du taux de collecte, de la teneur en matière sèche, de la dispersion des exploitations, des habitudes d’élevage, du tri des déchets, des moyens de transport et de la participation des producteurs.
À partir de ces ressources existantes, l’étude estime qu’une puissance d’environ 200 kW pourrait être atteinte. Les 17 848 tonnes évaluées ne suffiraient pas à alimenter durablement une centrale de 500 kW, et encore moins l’installation de 3 MW décrite dans la proposition de financement.
Le choix d’un réacteur robuste plutôt que d’une technologie complexe
L’étude technique recommande une configuration simple de réacteur à cuve agitée en continu, ou CSTR. Cette technologie est couramment employée pour traiter des substrats agricoles pompables et brassables, notamment les effluents d’élevage.
Contrairement à ce que pourrait laisser penser une lecture superficielle, un CSTR n’est pas conçu en priorité pour des déchets extrêmement secs ou très fortement chargés en matières solides. Le rapport indique une teneur généralement comprise entre 10 et 15 % de matière sèche. Les substrats non pompables doivent être broyés et dilués avec de l’eau ou du digestat avant leur introduction dans le réacteur.
Les technologies de fermentation sèche peuvent accepter des teneurs beaucoup plus élevées, mais leur fonctionnement et leur maintenance sont plus complexes. Dans un archipel éloigné des principaux fournisseurs de pièces détachées et de services spécialisés, les experts ont privilégié une solution CSTR simple, plus mature et relativement robuste.
Cette robustesse ne dispense cependant pas le projet de disposer d’opérateurs qualifiés, d’un service de maintenance, d’une alimentation régulière en substrats et d’équipements capables de résister aux vents extrêmes et aux cyclones.
L’herbe hybride, solution technique et risque foncier
Pour dépasser le plafond d’environ 200 kW imposé par les déchets existants, les consultants proposent de produire une partie de la biomasse au moyen d’une graminée énergétique appelée Hybrid Tropical Grass, également connue sous les noms de Hybrid Napier Grass, Super Napier Grass ou Napier Pakchong 1.
Le rapport la décrit comme un hybride stérile et non invasif de Pennisetum purpureum et de Pennisetum americanum, qui doit être reproduit par boutures. Il évoque des rendements pouvant dépasser 500 tonnes de matière fraîche par hectare et par an dans des conditions favorables. Pour ses calculs appliqués aux Tonga, l’étude retient une hypothèse plus prudente de 300 tonnes par hectare et par an.
Selon cette modélisation, une trentaine d’hectares pourrait suffire à faire passer une installation de 200 à 500 kW. Le scénario industriel de 3 MW nécessiterait toutefois une superficie bien plus importante : la note conceptuelle envisage la remise en production d’environ 400 hectares de terres agricoles.
Ces rendements restent des hypothèses issues d’une étude documentaire. Ils n’ont pas été démontrés par des essais agronomiques de longue durée réalisés à Tongatapu. Le projet devrait donc commencer par des parcelles expérimentales permettant de mesurer les rendements réels, les besoins en eau, la résistance aux cyclones, les coûts de récolte et les effets sur les sols.
L’étude agricole reprend par ailleurs un total de 39 253 acres de terres cultivables à Tongatapu, dont 18 730 acres cultivés et 20 523 acres classés comme prairies ou espaces herbacés. Selon les sources utilisées par les consultants, entre 39 et 45 % des terres agricoles tongiennes seraient inutilisées. Ces chiffres ne signifient cependant pas que l’ensemble de ces terres est immédiatement disponible. Les droits fonciers, l’éloignement des parcelles, la fertilité des sols, l’accès aux routes et la volonté des propriétaires doivent être examinés séparément.
La culture énergétique ne pourrait donc être développée sans garde-fous. La priorité devrait être donnée aux terres effectivement inexploitées, sans conversion des cultures vivrières actives ni affaiblissement de la production de manioc, d’igname, de taro, de kava ou d’autres cultures essentielles à l’économie locale.
Le digestat, deuxième produit stratégique de la méthanisation
La méthanisation ne produit pas uniquement du gaz. Elle génère également du digestat, une matière organique contenant une partie des éléments nutritifs présents dans les substrats d’origine.
Après contrôle sanitaire et agronomique, ce digestat pourrait être utilisé comme amendement ou fertilisant. Pour les Tonga, cette valorisation présenterait un intérêt particulier : elle permettrait de restituer des nutriments aux sols, de réduire une partie des importations d’engrais et de créer une relation circulaire entre élevage, agriculture, production énergétique et traitement des déchets.
Les bénéfices ne seraient toutefois pas automatiques. La composition du digestat dépendrait des matières introduites dans le réacteur. Son utilisation nécessiterait des analyses régulières, des règles d’épandage, des équipements de stockage et un suivi des risques microbiologiques ou de contamination.
Le digestat doit donc être considéré comme un coproduit potentiellement stratégique, et non comme un fertilisant immédiatement utilisable sans contrôle.
La collecte reste le principal verrou opérationnel
La difficulté centrale du projet ne réside pas uniquement dans la technologie du digesteur. Elle se trouve en amont, dans l’organisation d’une chaîne d’approvisionnement continue.
Une grande partie des porcs tongiens est élevée dans de petites unités familiales ou laissée en divagation, ce qui complique la récupération du fumier. Les résidus agricoles et les déchets verts sont dispersés. Les déchets des hôtels et des restaurants nécessiteraient un tri à la source et des circuits de collecte séparés.
L’étude souligne elle-même l’absence d’un système suffisamment organisé de séparation et de collecte des matières organiques. Les quantités théoriques ne pourront devenir des ressources énergétiques que si les producteurs sont identifiés, contractualisés et rémunérés, et si des véhicules, des points de regroupement, des silos et des équipements de manutention sont effectivement financés.
Chaque tonne de matière transportée mobiliserait par ailleurs des véhicules et, dans un premier temps, probablement du carburant importé. Si les distances, les coûts de collecte et les pertes de matière sont sous-estimés, le bilan économique et environnemental du projet pourrait être fortement dégradé.
La production d’herbe énergétique résoudrait en partie le problème de volume, mais elle créerait une nouvelle chaîne industrielle comprenant la préparation des terres, la plantation, la récolte, l’ensilage, le transport et la restitution du digestat.
Les déchets humains ne constituent pas encore une ressource mobilisable
L’étude a exclu les excréments humains de son calcul de biomasse disponible. Les Tonga ne disposent pas d’un système centralisé de collecte et de traitement des eaux usées permettant d’alimenter directement une unité de méthanisation.
Le rapport reprend une enquête ancienne, publiée en 2006, selon laquelle 83 % des ménages utilisaient une fosse septique et plus de 41 % ne l’avaient jamais vidangée. L’ancienneté de cette source interdit d’en déduire avec certitude la situation de 2026. Elle démontre néanmoins pourquoi les consultants ont considéré que les déchets humains ne pouvaient pas être mobilisés à court terme.
Une actualisation nationale des données d’assainissement serait indispensable avant d’intégrer cette ressource dans un futur scénario énergétique.
Une infrastructure à concevoir pour résister aux catastrophes
Le projet a été étudié dans un territoire régulièrement exposé aux cyclones, aux submersions marines, aux séismes et aux événements volcaniques. L’éruption du Hunga Tonga-Hunga Ha’apai et le tsunami de janvier 2022 ont d’ailleurs perturbé le déroulement de l’assistance technique.
Une centrale au biogaz devrait donc être implantée hors des zones les plus exposées aux inondations et aux submersions. Les digesteurs, les canalisations, les réservoirs de gaz, les installations électriques et les stocks d’herbe ensilée devraient être dimensionnés pour résister aux vents extrêmes et aux interruptions prolongées des transports.
Cette résilience entraînerait des coûts supplémentaires, mais elle est indispensable. Une installation endommagée pourrait provoquer des fuites de méthane, des déversements de digestat ou une interruption brutale de la production électrique.
Ce que l’Afrique de l’Ouest peut réellement retenir
Les Tonga et les États d’Afrique de l’Ouest diffèrent profondément par leur superficie, leur démographie et leurs ressources. Le projet tongien n’est donc pas un modèle directement transposable. Il constitue plutôt une étude de cas sur la manière d’associer production électrique, valorisation des déchets, agriculture et fertilisation organique.
Le Centre du Pacifique pour les énergies renouvelables et l’efficacité énergétique et le Centre pour les énergies renouvelables et l’efficacité énergétique de la CEDEAO appartiennent tous deux au Réseau mondial des centres régionaux pour l’énergie durable coordonné par l’ONUDI. Ce réseau a précisément pour fonction de faciliter les échanges de connaissances et les coopérations Sud-Sud entre régions confrontées à des défis énergétiques communs. Aucun élément ne démontre toutefois qu’un transfert formel des résultats de l’étude tongienne vers la CEDEAO soit déjà engagé.
La CEDEAO dispose depuis 2017 d’une politique régionale de bioénergie. Son programme couvre notamment les déchets agricoles, agro-industriels et municipaux, ainsi que leur transformation en combustibles solides, liquides ou gazeux. Il accompagne aussi l’élaboration de plans nationaux de bioénergie dans plusieurs États membres et prépare des initiatives de cuisson propre au biogaz et de valorisation énergétique des déchets.
La principale leçon tongienne pour l’Afrique de l’Ouest est que la méthanisation ne peut être réduite à l’achat d’un digesteur. Elle exige simultanément :
- une connaissance mesurée des ressources disponibles ;
- une organisation contractuelle de la collecte ;
- des infrastructures de transport et de stockage ;
- des compétences locales de maintenance ;
- un marché pour l’électricité, la chaleur et le digestat ;
- une politique foncière empêchant la concurrence avec l’alimentation ;
- un modèle financier supportant les coûts d’exploitation sur plusieurs décennies.
Dans les territoires africains disposant de grandes exploitations d’élevage, d’abattoirs, de marchés alimentaires, de sucreries, de brasseries ou d’industries agroalimentaires, la concentration des déchets pourrait rendre la méthanisation plus aisée qu’aux Tonga. À l’inverse, les projets fondés sur une biomasse très dispersée rencontreraient les mêmes risques de collecte et de sous-alimentation du réacteur.
Une architecture prometteuse, mais encore au stade de la proposition
Le projet tongien présente une cohérence stratégique réelle. Il cherche à réunir dans une même architecture la production d’électricité pilotable, le traitement des déchets, la fourniture de chaleur industrielle, la production de biométhane, la fertilisation des sols et le développement de nouvelles activités agroalimentaires.
Mais cette ambition ne doit pas être confondue avec une infrastructure déjà financée ou en construction.
Au 31 juillet 2026, les éléments institutionnels disponibles permettent d’établir qu’une étude de faisabilité a été menée, qu’une note conceptuelle de 32,84 millions de dollars a été préparée et que plusieurs administrations tongiennes ont participé aux consultations. Ils ne permettent pas d’affirmer que le Fonds vert pour le climat ou la Banque asiatique de développement ont approuvé le financement du projet, ni qu’un marché de construction a été attribué.
La prochaine étape devrait être une phase de planification conceptuelle approfondie, suivie des études d’impact, des essais agricoles, de la sécurisation foncière, de la vérification des ressources, de l’ingénierie détaillée et des autorisations administratives. Le rapport de clôture précise d’ailleurs qu’aucun passage direct de l’étude de faisabilité à un appel d’offres ne serait raisonnable.
La valeur du projet réside donc moins, à ce stade, dans une centrale existante que dans l’architecture proposée. Il démontre comment un petit État insulaire peut tenter de transformer plusieurs dépendances — énergétique, alimentaire, industrielle et agronomique — en un seul programme d’économie circulaire.
Son succès dépendra cependant d’une condition décisive : convertir une vision technique ambitieuse en un projet mesurable, financé, socialement accepté et capable de fonctionner durablement dans les réalités foncières, logistiques et climatiques des Tonga.