En Afrique du Sud, produire davantage d’électricité ne suffit plus. Quand le réseau ne peut pas transporter toute l’énergie disponible, des installations renouvelables doivent réduire leur production. Le gouvernement veut donc d’abord mieux utiliser cette électricité et garantir des moyens de réponse rapides, avant d’ajouter de nouvelles capacités solaires et éoliennes.
Un réseau sous pression, malgré les progrès de l’offre
Le ministre de l’Électricité et de l’Énergie, Kgosientsho Ramokgopa, a annoncé le 7 octobre 2026 une première décision de mise en œuvre du plan intégré des ressources électriques, l’IRP 2025. Elle porte sur 4 600 mégawatts (MW) de stockage par batteries et 5 000 MW de production au gaz, soit 9 600 MW au total. L’annonce a été rapportée par le service public sud-africain et confirmée par plusieurs médias du pays.
Le problème visé est l’écrêtement : une centrale pourrait produire, mais le système ne peut pas absorber ou acheminer son électricité, par manque de réseau ou parce que l’offre dépasse la demande à un moment donné. L’énergie est alors perdue, alors que les coûts des équipements et des contrats demeurent. Cette situation peut apparaître alors même que certains ménages et entreprises ont besoin d’un approvisionnement fiable.
L’Afrique du Sud reste marquée par des années de délestages, même si l’amélioration de la disponibilité des centrales et l’essor de productions privées ont modifié le fonctionnement du système. Le Conseil pour la recherche scientifique et industrielle, le CSIR, suit notamment la production d’Eskom, des producteurs indépendants et du solaire privé. Le défi évolue ainsi : il ne s’agit pas seulement de produire plus, mais de transporter l’électricité et de la rendre disponible au bon moment.
Les batteries déplacent l’électricité dans le temps
Une batterie de grande capacité se charge lorsque l’électricité est abondante, puis la restitue quand la demande augmente ou que le soleil et le vent produisent moins. Elle peut aussi réagir rapidement aux variations de fréquence et contribuer à stabiliser le réseau. Elle ne crée toutefois pas d’énergie : son utilité dépend de l’endroit où elle est raccordée, de sa capacité et des périodes où elle peut se charger.
Le pays a déjà engagé des projets à une échelle plus modeste. En juin 2025, cinq projets de stockage, totalisant 513 MW et 2 052 mégawattheures (MWh), étaient en construction après avoir franchi des étapes financières et commerciales. Le programme public de stockage faisait état de ces cinq chantiers. Les 4 600 MW annoncés représentent donc un changement d’échelle important, mais pas encore des installations opérationnelles : les appels d’offres, les financements, les raccordements et les travaux restent à réaliser.
Le renforcement du réseau sera tout aussi déterminant. Les plans de transmission sud-africains estiment qu’il faudra construire plus de 14 000 kilomètres de lignes au cours de la prochaine décennie pour intégrer de nouvelles productions. La participation d’investisseurs privés aux projets de lignes est envisagée, tandis que l’opérateur de transport doit coordonner les raccordements. Sans ces infrastructures, batteries et centrales risquent de se heurter aux mêmes goulets d’étranglement que les installations existantes.
Le gaz, une capacité pilotable aux coûts incertains
Les centrales au gaz ont une fonction différente. Elles peuvent être mobilisées lorsque la production renouvelable baisse ou que la demande grimpe. Contrairement aux batteries, elles ne stockent pas le surplus solaire ou éolien. Leur contribution dépend de centrales suffisamment flexibles, mais aussi d’un approvisionnement en combustible disponible et abordable.
Le gouvernement demande donc que les futurs projets soient évalués selon leur rapidité de démarrage, leur capacité à ajuster leur production et leur niveau minimal de fonctionnement. Il faudra aussi vérifier le prix du gaz livré, les ports, les pipelines, les raccordements électriques et les calendriers. Ces conditions sont particulièrement importantes pour un pays qui doit organiser les infrastructures d’importation et dont l’approvisionnement gazier est un enjeu industriel majeur.
Le choix suscite des lectures différentes en Afrique du Sud. Des organisations de la société civile, dont The Green Connection, mettent en garde contre le coût des infrastructures gazières et le risque d’engager durablement les consommateurs dans une énergie fossile. Le gouvernement, lui, présente ces centrales comme un moyen de compléter les renouvelables et de sécuriser l’approvisionnement. L’arbitrage dépendra des contrats, des prix effectivement payés et de la fréquence d’utilisation des centrales, pas seulement de leur puissance annoncée.
La suite se jouera dans l’exécution et la coopération régionale
La première décision ne prévoit pas de nouveaux volumes éoliens ou solaires. Le gouvernement indique qu’une étape ultérieure abordera ces filières, les projets hybrides associant production renouvelable et batteries, ainsi que le stockage hydraulique par pompage. L’IRP 2025 trace une trajectoire de plus de 105 000 MW de nouvelles capacités électriques d’ici 2039. Il s’agit d’un objectif de planification, non d’une capacité déjà construite.
Pour la population, l’enjeu immédiat est la fiabilité et le coût de l’électricité. Pour les entreprises, notamment les industries fortement consommatrices, la prévisibilité de l’alimentation peut peser sur la production et l’emploi. Les retombées locales dépendront aussi de l’emplacement des équipements, des emplois créés pendant les travaux et de la façon dont leurs coûts seront répartis entre opérateurs, contribuables et clients.
La question dépasse enfin les frontières nationales. L’Afrique du Sud participe au Pool énergétique d’Afrique australe, le mécanisme de la SADC qui facilite la coordination et les échanges d’électricité entre pays de la région. Des réseaux mieux dimensionnés et des échanges transfrontaliers peuvent compléter les capacités nationales, sans remplacer les investissements nécessaires dans le transport intérieur.
Les prochains indicateurs seront concrets : publication des appels d’offres, capacité à sécuriser le combustible, démarrage effectif des lignes et calendrier de la nouvelle procédure pour les renouvelables. Le succès de l’IRP se mesurera moins aux mégawatts inscrits dans le plan qu’à l’électricité réellement livrée, à son prix et à l’accès équitable au réseau.
