Quand le soleil se couche sur les centrales du sud égyptien, le réseau doit encore répondre à une demande élevée. Le stockage par batteries peut déplacer une partie de l’électricité produite en journée vers les heures de pointe. C’est l’enjeu des deux nouveaux projets portés par AMEA Power.
Un réseau à adapter à la montée du solaire et de l’éolien
L’Égypte investit dans les énergies renouvelables tout en cherchant à rendre son système électrique plus souple. Une centrale solaire ou éolienne ne produit pas en continu au même niveau. Une batterie de grande capacité peut emmagasiner l’électricité disponible, puis la restituer lorsque la production baisse ou que la consommation augmente.
Le pays a déjà franchi une première étape : un système de stockage de 300 MWh, associé à la centrale solaire d’Abydos dans le gouvernorat d’Assouan, a été mis en service en 2025. Nefertiti et Horus marqueraient un changement d’échelle, car il s’agit d’installations autonomes de stockage, et non de batteries ajoutées à une seule centrale solaire.
Cette évolution s’inscrit dans une trajectoire nationale ambitieuse. En juillet 2026, le ministère égyptien de l’Électricité a présenté un objectif de 27 705 MW de capacités renouvelables et de 14 320 MWh de stockage par batteries d’ici à la fin de 2028. L’Égypte, en Afrique du Nord, n’appartient pas à une communauté économique régionale comparable à la CEDEAO ou à la SADC. Son enjeu régional se joue notamment dans les interconnexions électriques et les échanges avec ses voisins.
Deux sites, 1 500 MWh de stockage prévu
Le 12 octobre 2026, le fabricant chinois Sineng Electric a annoncé le début des livraisons d’équipements destinés aux projets Nefertiti et Horus. Selon l’entreprise, une première tranche représentant 1,1 GW d’équipements doit être expédiée d’ici à la fin de l’année. Ce chiffre désigne la puissance des équipements de conversion annoncés, et non l’énergie que les batteries pourront stocker.
Nefertiti doit être construit à Benban, dans le gouvernorat d’Assouan. La Banque européenne pour la reconstruction et le développement (BERD) décrit un système de 500 MW de puissance et de 1 000 MWh de capacité. Horus, prévu à Zafarana, dans le gouvernorat de Suez, doit atteindre 250 MW et 500 MWh. Ensemble, les deux installations totaliseraient donc 750 MW de puissance et 1 500 MWh de stockage.
La BERD a approuvé jusqu’à 162,5 millions de dollars de financement pour Nefertiti et jusqu’à 61 millions pour Horus. Elle estime les coûts des deux projets à environ 297 millions et 145 millions de dollars respectivement. Les mises en service commerciales sont attendues en 2027. Les installations doivent fournir des services au réseau national dans le cadre d’accords de capacité de longue durée.
Pour éclairer ces unités, la puissance, exprimée en mégawatts (MW), indique à quelle vitesse l’électricité peut être délivrée. La capacité, mesurée en mégawattheures (MWh), indique combien d’énergie peut être stockée. Nefertiti pourrait ainsi, en théorie, fournir 500 MW pendant deux heures si elle est entièrement chargée.
La stabilité du réseau, au-delà du stockage
Les convertisseurs annoncés par Sineng ne servent pas seulement à faire circuler l’électricité entre batteries et réseau. Le fabricant affirme que ses équipements contribueront à réguler la fréquence et la tension. Ils doivent aussi aider à gérer les pics de consommation et à intégrer une production renouvelable variable. Ces fonctions seront déterminantes pour mesurer l’utilité réelle des projets une fois raccordés.
Le bénéfice attendu concerne d’abord l’exploitation du réseau : stocker une partie des excédents solaires ou éoliens peut limiter les pertes de production et réduire la pression lors des pointes. Pour les ménages comme pour les entreprises, l’effet dépendra toutefois de la disponibilité effective des installations, de leur raccordement et de la gestion globale de l’offre électrique. Les batteries ne produisent pas d’énergie ; elles la déplacent dans le temps, avec des pertes liées à la charge et à la décharge.
Les sites retenus rapprochent les projets de zones déjà associées à la production d’énergie. Benban accueille un vaste complexe solaire, tandis que Zafarana est également connue pour son parc éolien. Cette implantation peut faciliter la gestion de la production renouvelable, mais elle rend aussi essentiels les investissements dans les lignes de transport et les postes électriques. Un stockage performant ne suffit pas si l’électricité ne peut pas circuler jusqu’aux zones de consommation.
Un test pour l’ambition énergétique égyptienne
La taille de Nefertiti lui vaut d’être présenté par Sineng comme le plus grand projet autonome de stockage par batteries en construction en Afrique. Cette revendication reste à distinguer de la capacité déjà en service sur le continent : il s’agit d’un projet en chantier, dont le calendrier annoncé vise 2027. Son classement dépendra donc de l’achèvement et de la mise en exploitation des installations comparables.
Pour l’Égypte, l’enjeu dépasse le seul volume de batteries installé. Il s’agit de vérifier si le réseau peut absorber davantage de solaire et d’éolien, tout en assurant une alimentation régulière. À l’échelle régionale, la progression des interconnexions avec les pays voisins ouvre aussi la question des échanges d’électricité et de la stabilité transfrontalière. Les prochaines étapes à surveiller sont la livraison complète des équipements d’ici fin 2026, puis la mise en service prévue en 2027.
Annonce de Sineng Electric sur les livraisons · Fiche BERD du projet Nefertiti · Fiche BERD du projet Horus · Objectifs égyptiens de capacités renouvelables et de stockage · Mise en service du système de stockage d’Abydos
