Sainte-Hélène a révisé sa trajectoire électrique : l’objectif de 80 % de production renouvelable, auparavant fixé à 2028, est désormais inscrit pour 2032–2033. La décision du Conseil exécutif du 27 octobre 2026 retient une progression par étapes. Sa crédibilité dépendra du financement, des marchés, de la maintenance et des résultats mesurés, alors que le premier projet solaire avec stockage reste documenté au stade de la préparation contractuelle. [1, 3]
Le nouvel objectif porte sur la production d’électricité
Le compte rendu publié le 29 octobre confirme l’adoption d’une modification de la politique renouvelable de 2023. Le Conseil exécutif aligne la cible sur trois phases, résumées ci-dessous. [1] Il s’agit de la part renouvelable dans la production électrique. Ce pourcentage ne décrit ni la part de toutes les consommations énergétiques de l’île, transports compris, ni une proportion de la puissance installée.
Cette distinction est nécessaire pour suivre les résultats. Une installation peut disposer d’une puissance nominale importante tout en produisant de manière variable selon les conditions et sa disponibilité. L’indicateur doit porter sur l’électricité effectivement produite pendant une période définie, avec un dénominateur stable. Sans cette précision, des capacités annoncées pourraient être présentées à tort comme une part renouvelable déjà atteinte.
| Étape | Échéance | Part renouvelable visée |
|---|---|---|
| Phase 1 | 2028–2029 | 32 % |
| Phase 2 | 2030–2031 | 63 % |
| Phase 3 | 2032–2033 | 80 % |
Trajectoire approuvée le 27 octobre 2026, publiée le 29 ; part de la production électrique. [1]
Le point de départ reste éloigné des ambitions annoncées
Le rapport de l’Utilities Regulatory Authority publié en septembre 2026 indique une part renouvelable de 9 % pour l’exercice 2025–2026, contre 11 % l’année précédente. Ce constat décrit une production mesurée sur une période passée ; il ne doit pas être remplacé par la part attendue d’un projet futur. Le régulateur soutient une progression par phases mieux reliée aux financements et aux capacités de réalisation. [2]
Le même rapport signale le retrait de six anciennes éoliennes et le fonctionnement de quatre des six restantes. Deux remises en service étaient prévues pour octobre, sans confirmation obtenue ici de leur réalisation. [2] Cette situation montre l’importance de distinguer équipement présent, équipement disponible et électricité produite. Une machine inscrite dans un inventaire ne fournit pas nécessairement de l’énergie au réseau.
Le suivi de la transition devrait donc intégrer l’entretien des installations existantes autant que les constructions nouvelles. Des capacités supplémentaires peuvent être partiellement compensées par des indisponibilités ailleurs. Pour comprendre les variations annuelles, il faut rapprocher production, pannes, conditions météorologiques et demande. Les documents réunis ne permettent pas d’attribuer chaque variation observée à une cause unique ni d’isoler tous les effets des décisions récentes.
Les échéances antérieures soulignent le besoin d’un programme réalisable
L’audit de performance publié en mars 2026 revient sur la stratégie énergétique de 2016, qui visait une électricité entièrement renouvelable au 1er avril 2022. Il relève des faiblesses dans la planification, la gouvernance et le suivi de sa mise en œuvre, tout en tenant compte d’évolutions ultérieures. Son examen porte principalement sur cette séquence historique ; il ne constitue pas une évaluation intégrale de l’équipe et du programme de fin 2026. [5]
Ce retour d’expérience aide à poser une question concrète : quels engagements donnent à la nouvelle trajectoire une base plus solide ? Un calendrier réalisable doit faire apparaître les études, les autorisations, les ressources, les responsabilités et les dépendances entre opérations. Lorsque ces éléments ne sont pas alignés, une cible peut rester inchangée dans les discours alors que ses conditions de réalisation se dégradent.
Le choix de phases peut faciliter la mobilisation progressive des moyens et l’apprentissage technique. Il peut aussi prolonger la dépendance à la production existante si les étapes suivantes restent sans financement. Ces deux possibilités doivent être suivies séparément. L’intérêt du phasage se jugera à l’exécution de chaque tranche et à la préparation de la suivante, avec une explication des écarts plutôt qu’un simple déplacement périodique de l’échéance finale.
Rifle Range fait encore l’objet d’une préparation de marché
Connect Saint Helena a publié le 2 octobre une consultation d’intérêt et d’information, close le 23, pour la première phase de Rifle Range. La configuration de référence prévoit au moins 1,9 MWc de solaire et un stockage d’au moins 2 MW/8 MWh. Le document précède un futur appel d’offres concurrentiel ; il n’est pas une demande d’offres techniques et financières fermes et n’engage pas Connect à réaliser le projet. [3]
Les unités décrivent des fonctions différentes. Les MWc caractérisent la puissance photovoltaïque de référence ; les MW du stockage sa puissance, et les MWh sa capacité énergétique. Le rapport entre 8 MWh et 2 MW correspond à quatre heures théoriques à pleine puissance, avant prise en compte des limites et pertes. Ce calcul ne démontre pas que toute l’île pourrait être alimentée pendant quatre heures ni que le stockage assurerait seul la continuité du service.
La consultation sollicite des capacités et des retours du marché afin de préciser le futur dossier. Participer ne confère pas de statut préférentiel. [3] Dans les pièces publiques obtenues au 6 novembre 2026, aucune attribution du marché de réalisation postérieure à cette consultation n’a été documentée. Cette limite du corpus ne permet pas d’affirmer qu’aucun acte supplémentaire n’existe. Elle impose de conserver la distinction entre préparation, attribution, construction et mise en service.
Les enveloppes de développement ne sont pas toutes réservées à l’énergie
La présentation budgétaire du 11 août mentionne 45 millions de livres pour l’EDIP jusqu’en 2028–2029, dont 5 millions reportés, et 14,65 millions au titre du financement BIOT jusqu’en 2030–2031. Ces ressources concernent plusieurs secteurs. Le gouvernement indique que les projets nécessitent des dossiers justificatifs et des approbations ; les renouvelables figurent parmi les projets à préparer. Ces enveloppes ne sont donc pas le budget acquis de Rifle Range ou de l’ensemble de la transition électrique. [4]
Le financement d’une installation doit être identifié à son propre niveau : coût retenu, part attribuée, conditions de versement, éventuels apports complémentaires et dépenses restant à couvrir. Les études et les équipements peuvent relever de décisions différentes. Une enveloppe disponible pour plusieurs priorités ne peut être considérée comme entièrement affectée à un seul projet avant les arbitrages et les engagements correspondants.
Le coût doit aussi intégrer la durée de vie de l’équipement. Transport, installation, pièces de rechange, maintenance, remplacement de composants et traitement de fin de vie peuvent peser sur les besoins futurs. Une aide à l’investissement ne règle pas automatiquement ces dépenses. La comparaison entre solutions devrait donc porter sur le service rendu dans le temps, et préciser qui supportera les coûts lorsqu’un financement initial sera épuisé.
La baisse du diesel et la facture des usagers doivent être évaluées séparément
Une production renouvelable supplémentaire peut réduire le recours au combustible lorsque le réseau est capable de l’absorber et que les équipements fonctionnent. Le bénéfice dépendra des volumes effectivement substitués, du coût du combustible et des dépenses nouvelles d’exploitation. Il serait prématuré de convertir la cible politique en économie annuelle chiffrée sans hypothèses techniques et financières publiées.
La facture des usagers dépend en outre des règles tarifaires, des charges du service et des soutiens publics. Une baisse d’un poste de coût ne se traduit pas nécessairement par une réduction identique et immédiate du prix payé. L’évaluation devrait distinguer l’effet sur les dépenses de Connect, l’effet sur les finances publiques et l’effet sur les ménages ou les entreprises. Aucune baisse future précise ne peut être garantie à partir des seules annonces étudiées.
La fiabilité reste un objectif à part entière. L’intégration du solaire et du stockage suppose des réglages, des protections, des essais et des compétences de maintenance. Le service doit pouvoir rester stable pendant les périodes de faible production et lors des indisponibilités. Le succès de la transition se mesurera donc conjointement à la part renouvelable, à la continuité de fourniture et au coût complet du système, sans confondre ces indicateurs.
Chaque phase doit produire des preuves de financement et de service
Le suivi de la nouvelle trajectoire devrait rendre accessibles les décisions de financement, les marchés attribués, les calendriers de livraison et les résultats des essais. Après mise en service, les données de production et de disponibilité permettraient de comparer les résultats aux hypothèses initiales. Les modifications de puissance, de capacité de stockage ou de périmètre devraient être expliquées pour conserver une base de comparaison cohérente.
Formation, documentation, pièces et soutien technique doivent préparer l’exploitation locale des équipements. Ces engagements demandent une vérification dans les contrats puis dans l’exécution : la livraison seule ne garantit pas un service durable.
Le report de l’objectif reconnaît un écart entre l’ambition antérieure et la trajectoire désormais retenue. Sa portée dépendra de ce qui accompagne les dates : ressources engagées, réalisations contrôlées et service effectivement rendu. Pour Sainte-Hélène, la prochaine preuve utile sera celle d’une première phase financée, construite et exploitée, puis d’une progression mesurable vers les paliers suivants.
Les décisions, mesures et documents de préparation retenus
[1] Gouvernement de Sainte-Hélène, Executive Council Top Lines, séance du 27 octobre 2026, publication du 29 octobre, mémoire 39/2026, modification de la politique renouvelable.
[2] Utilities Regulatory Authority, Annual Report on the Quality of Services Provided by Connect Saint Helena Ltd, exercice clos le 31 mars 2026, septembre 2026, notamment pages 5 et 6 ; rapport de Connect en annexe.
[3] Connect Saint Helena, EOI/RFI — Renewable Energy Phase 1: Rifle Range Renewable Energy Project, 2 octobre 2026, échéance du 23 octobre ; configuration de référence et statut non contraignant de la consultation.
[4] Gouvernement de Sainte-Hélène, Unpacking Budget 2026/27: Government Spending and Key Priorities, 11 août 2026 ; enveloppes de développement et conditions d’approbation des projets.
[5] Audit Saint Helena, Implementation of St Helena’s Energy Strategy, audit de performance, mars 2026 ; version déposée comme Sessional Paper 13, portant principalement sur l’exécution de la stratégie antérieure.