En Afrique du Sud, les PPA privés deviennent le moteur des nouveaux parcs solaires et éoliens

Quand le privé prend le relais, le réseau doit suivre

En Afrique du Sud, la transition électrique ne se joue plus seulement dans les appels d’offres publics. Elle se négocie aussi dans les bilans des groupes industriels, des producteurs et des traders d’électricité. C’est un basculement important pour un pays où les coupures de courant ont pesé sur l’activité, les chaînes logistiques et la confiance des investisseurs.

Le signal est clair : les grands contrats privés d’achat d’électricité, souvent appelés PPA pour power purchase agreement, gagnent du terrain. Dans le modèle de wheeling, l’électricité produite à distance circule sur le réseau jusqu’à l’acheteur final. Cela permet à des entreprises de sécuriser une énergie renouvelable sans attendre uniquement les mécanismes publics. En Afrique du Sud, cette évolution s’inscrit dans la réforme engagée depuis 2021, puis accélérée par la suppression du seuil de licence pour la génération privée.

Une réforme née de la crise, mais désormais structurante

Le gouvernement sud-africain a d’abord relevé le plafond de licence pour la génération embarquée de 1 MW à 100 MW en juin 2021, avant d’annoncer en juillet 2022 la suppression complète du seuil pour les projets de génération embarquée. À la fin de 2022, le Parlement rappelait que ce changement avait déjà fait émerger plus de 130 projets privés, représentant plus de 22 500 MW. Le message politique était simple : accélérer la nouvelle capacité sans dépendre exclusivement de l’achat public.

Ce virage a aussi une dimension institutionnelle. Pretoria a mis en place un guichet unique pour les projets énergétiques en 2023, puis, en 2025, un programme indépendant pour la transmission afin d’attirer du capital privé dans les lignes elles-mêmes. Le ministère de l’Électricité et de l’Énergie parle désormais d’un besoin de plus de 14 000 kilomètres de nouvelles lignes d’ici 2032, avec un réseau actuel jugé trop lent pour absorber tout le potentiel solaire et éolien. Autrement dit : produire davantage ne suffit pas si le courant ne peut pas circuler.

Des contrats plus rapides, des projets plus complexes

Les exemples récents donnent la mesure du mouvement. En février 2026, SOLA Group a atteint la clôture financière de Naos-1, un projet hybride de 300 MW solaire avec 660 MWh de stockage destiné à Sasol et Air Liquide. Le même mois, le projet Orkney, porté par Mulilo, a atteint une clôture financière autour de 219 MWdc en Afrique du Sud, avec un contrat d’achat signé avec Etana Energy comme acheteur unique. Ces dossiers montrent que les grandes entreprises ne cherchent plus seulement de l’électricité verte : elles veulent une énergie disponible, intégrée au réseau et contractualisée sur le long terme.

Cette montée en puissance confirme une tendance déjà visible dans le secteur privé sud-africain. Des acteurs comme Etana Energy présentent désormais des portefeuilles diversifiés de génération, avec du solaire, de l’éolien et du wheeling via les réseaux nationaux et municipaux. Dans ce schéma, le producteur développe le projet, le trader agrège la demande et l’entreprise consommatrice sécurise son approvisionnement. Pour les industriels, c’est un outil de compétitivité. Pour les développeurs, c’est une façon de sortir du seul calendrier des marchés publics.

Le point sensible reste le même : la connexion au réseau. Eskom explique que la stabilité récente du système n’efface pas les fragilités structurelles, surtout sur le transport d’électricité. Le groupe public souligne aussi que des retards dans les nouveaux moyens de production peuvent recréer des tensions d’ici 2029-2030. Dans ce contexte, l’enjeu n’est pas seulement d’additionner des mégawatts, mais d’aligner génération, transport, stockage et autorisations.

Ce que ce basculement change pour l’économie sud-africaine et la région

Pour les grandes entreprises, le bénéfice est concret : moins d’exposition aux coupures, davantage de visibilité sur les coûts et une meilleure trajectoire de décarbonation. Pour l’État, le pari est plus délicat. Il faut préserver la cohérence du système, éviter que seuls les gros consommateurs captent les meilleurs raccordements et maintenir une trajectoire d’électrification des ménages encore privés d’accès fiable. Le ministère reconnaît d’ailleurs que plus de 1,6 million de foyers restent touchés par la pauvreté énergétique.

Le contraste entre économie formelle et zones mal desservies est net. Les grands clients industriels peuvent signer, financer et consommer rapidement. Les ménages des provinces à backlog élevé, eux, dépendent d’un réseau plus lent à étendre et d’investissements publics qui restent massifs. L’Afrique du Sud avance donc sur deux rails à la fois : un marché privé qui s’épaissit et une mission de service public qui demeure inachevée. C’est là que se joue la crédibilité sociale de la transition.

À l’échelle de l’Afrique australe, ce mouvement dépasse les frontières sud-africaines. Le pays reste la plus grande économie de la SADC et un nœud de transit électrique pour plusieurs projets régionaux. Si Pretoria parvient à combiner PPAs privés, renforcement du transport et règles plus lisibles, le modèle pourrait inspirer d’autres marchés de la région. À l’inverse, si les lignes manquent, le risque est de voir cohabiter une abondance de projets sur le papier et une capacité réellement branchée trop faible. C’est ce point de friction qui mérite d’être surveillé dans les prochains mois, alors que le programme de transmission privé et les grands contrats industriels passent de l’annonce à l’exécution.