Pour une mine, produire une partie de son électricité sans dépendre uniquement des achats au réseau peut réduire l’exposition aux coûts et aux interruptions. En Afrique du Sud, un complexe de trois centrales éoliennes et solaires illustre la montée en puissance de ces contrats privés, tout en soulignant une question centrale : qui peut accéder à cette nouvelle offre d’électricité ?
Un marché électrique sud-africain en transformation
L’Afrique du Sud cherche depuis plusieurs années à renforcer et diversifier son système électrique. Les réformes ont progressivement ouvert la production à des opérateurs privés, tandis que les entreprises peuvent conclure des contrats d’achat d’électricité avec des producteurs. Le pays reste néanmoins dépendant d’un réseau national dont l’opérateur historique, Eskom, joue un rôle majeur dans le transport de l’électricité.
Le wheeling, ou acheminement d’électricité, permet à un producteur de vendre son énergie à un client situé ailleurs en utilisant le réseau public. Le producteur et l’acheteur sont liés par un contrat ; des frais d’utilisation du réseau s’appliquent. Ce mécanisme ne signifie donc pas qu’une ligne dédiée relie directement une centrale à une mine.
Cette évolution s’inscrit dans un cadre institutionnel qui change. La loi sud-africaine de réforme de la régulation de l’électricité, signée en août 2024, prévoit une transformation du marché et davantage de place pour la concurrence. À l’échelle régionale, l’Afrique du Sud est membre de la Communauté de développement de l’Afrique australe (SADC), qui rassemble des pays engagés dans la coopération énergétique. Mais le projet Koruson 2 répond d’abord à des contrats et à des besoins situés en Afrique du Sud.
Trois installations, un même dispositif de vente
Le complexe Koruson 2 réunit 520 mégawatts de capacité installée. Il comprend la centrale solaire Mooi Plaats, d’une puissance de 240 MW, et deux parcs éoliens de 140 MW chacun : Umsobomvu et Hartebeesthoek. Les installations se trouvent dans les provinces du Cap-Oriental et du Cap-Nord.
Les trois projets ont atteint leur mise en service commerciale en juin 2026, selon les informations publiées par EDF power solutions. Le complexe représente un investissement annoncé d’environ 15 milliards de rands. Son électricité est regroupée et commercialisée par Envusa Energy, une coentreprise d’EDF power solutions et du groupe minier Anglo American.
Les contrats de fourniture à long terme concernent des activités sud-africaines de Valterra Platinum, Kumba Iron Ore et De Beers. L’électricité passe par le réseau national avant d’être attribuée aux acheteurs selon les accords commerciaux conclus. Pour les détails du dispositif et des capacités, la présentation du complexe Koruson 2 par EDF power solutions décrit les trois installations et leur raccordement.
Le projet s’appuie aussi sur une infrastructure commune à Koruson 1 et Koruson 2 : un poste de transformation de 400 kilovolts, conçu pour accueillir jusqu’à 1,5 gigawatt de production. Koruson 1, un ensemble éolien de 420 MW, a été mis en service en février 2026 dans le cadre du programme public sud-africain d’achat d’électricité auprès de producteurs indépendants. Il vend sa production à Eskom, contrairement à Koruson 2, qui dessert des clients industriels privés.
Un levier pour l’industrie, pas une solution unique
Pour les entreprises minières, ces contrats peuvent diversifier les approvisionnements et faciliter la réduction des émissions associées à leur consommation d’électricité. Pour les développeurs, ils offrent des acheteurs identifiés sur la durée, ce qui peut aider à financer des installations coûteuses. Koruson 2 montre ainsi que des opérateurs privés et des prêteurs peuvent contribuer à de grands projets d’énergie renouvelable dans le pays.
Le modèle ne supprime toutefois pas les contraintes du système électrique. Les centrales dépendent encore des capacités de raccordement, du réseau de transport et de règles de facturation suffisamment prévisibles. Les revenus des contrats bénéficient d’abord aux producteurs, aux acheteurs industriels et aux acteurs qui financent ou exploitent les infrastructures. Les ménages et les petites entreprises ne deviennent pas automatiquement clients de cette électricité, même si l’ajout de production peut contribuer à élargir l’offre disponible.
Les effets locaux dépendront aussi de la manière dont les projets s’insèrent dans les provinces concernées : emplois durables, marchés confiés aux entreprises locales et retombées pour les communautés doivent être examinés séparément des bénéfices commerciaux. Les informations publiques consultées établissent les capacités, les clients et le raccordement du complexe, mais ne permettent pas de mesurer à elles seules la répartition de ces retombées.
Un signal pour l’Afrique australe
Avec Koruson 1 et Koruson 2, 940 MW de capacités éoliennes et solaires sont réunis autour d’un même point de raccordement. Cette infrastructure laisse une marge technique pour de futurs projets, mais sa capacité disponible ne garantit pas leur réalisation : il faudra des financements, des contrats d’achat, des autorisations et un réseau capable d’acheminer la production.
La trajectoire sud-africaine intéresse les autres pays de la SADC, où l’accès à une électricité fiable et la diversification des sources sont des enjeux communs. Koruson 2 n’est pas un modèle que l’on peut transposer tel quel partout : il repose sur la taille du marché sud-africain, ses infrastructures et la présence de grands acheteurs industriels. L’enjeu à suivre est plutôt la capacité des réformes à faire coexister producteurs privés, réseau public et nouveaux clients, sans réserver les gains de la transition aux seuls grands consommateurs.
Pour comprendre les réformes nationales, le gouvernement sud-africain présente la loi de réforme de la régulation électrique. La mise en service de Koruson 2 marque une étape concrète ; son impact plus large dépendra désormais de la façon dont le réseau et le marché pourront intégrer de nouveaux projets et acheteurs.
