Le Mozambique mise sur un soutien public pour débloquer la centrale de Temane, mais le coût pèsera sur les consommateurs

À Temane, le défi ne se limite plus à construire une centrale. Le Mozambique doit aussi répartir les risques et les coûts d’un chantier retardé, alors que cette nouvelle capacité est attendue pour renforcer l’approvisionnement électrique du pays.

Un projet stratégique dans le sud du Mozambique

La centrale thermique de Temane se trouve dans la province d’Inhambane, au sud du Mozambique. Elle doit produire jusqu’à 450 mégawatts (MW) à partir de gaz naturel issu des champs de Pande et Temane, exploités par Sasol. Le gaz alimentera une centrale raccordée au réseau national, ainsi qu’une ligne de transport vers Maputo.

Le projet prend place dans un système électrique où l’hydroélectricité reste dominante. La centrale de Cahora Bassa joue un rôle majeur, mais la production hydroélectrique dépend des conditions hydrologiques. Selon l’Agence internationale de l’énergie, l’hydroélectricité représentait 83 % de la production électrique mozambicaine en 2022. Temane apporterait une capacité pilotable, c’est-à-dire disponible selon les besoins du réseau, sans remplacer pour autant les investissements dans les lignes et les autres sources d’énergie.

À l’échelle régionale, le Mozambique échange déjà de l’électricité avec ses voisins au sein du Pool énergétique d’Afrique australe (SAPP), qui coordonne les échanges entre plusieurs réseaux de la région. L’enjeu est donc double : mieux répondre à la demande intérieure et consolider les capacités de production et de transport susceptibles de soutenir les échanges transfrontaliers.

Un soutien public, sous conditions

Le 4 novembre 2026, le Conseil des ministres a adopté la résolution n° 88/2026, qui approuve un dispositif de relance du projet. Le gouvernement prévoit de mobiliser jusqu’à 65 millions de dollars auprès de la Banque mondiale pour financer la contribution en capital d’Electricidade de Moçambique (EDM), l’entreprise publique d’électricité et actionnaire du projet. Cette somme n’est pas présentée comme le financement de l’ensemble du chantier.

La mesure répond aux obligations d’EDM comme actionnaire de la concession. Elle s’inscrit dans un projet dont le coût total est évalué à 660 millions de dollars par Globeleq, l’un des partenaires. L’entreprise négocie avec ses partenaires, actionnaires et prêteurs une restructuration financière qu’elle espère conclure avant la fin de 2026. Parmi les institutions concernées figurent la Société financière internationale, le Fonds de l’OPEP pour le développement international et la Société américaine de financement du développement international.

Le paquet modifie aussi les conditions économiques de la concession. Sa durée passe de 28 à 30 ans. Les redevances doivent diminuer de 3 % à 2 % pendant le remboursement de la dette, puis de 8 % à 5 % jusqu’à la fin de la concession. EDM renoncerait temporairement à des dividendes, dans la limite de 39 millions de dollars. Le dispositif prévoit également un ajustement de 11,1 % de la composante tarifaire liée au recouvrement du capital.

Ces concessions ne sont toutefois pas inconditionnelles. La mise en œuvre dépend d’accords complémentaires et de garanties destinées à protéger EDM et les consommateurs. Le texte prévoit notamment que d’éventuels gains exceptionnels, dont ceux liés à une garantie de performance actuellement contestée en justice, puissent contribuer à de futures baisses tarifaires. Il prévoit aussi un rôle accru d’EDM dans le suivi et les décisions de chantier.

Retards, surcoûts et calendrier repoussé

Les autorités attribuent les retards au passage du cyclone Freddy, à la tempête tropicale Filipo et à l’abandon du chantier par l’entrepreneur initial. Globeleq évoque également les dommages causés par deux cyclones et les violences postélectorales de 2024 parmi les facteurs ayant compliqué les travaux et augmenté les coûts. Un nouvel entrepreneur, la société turque ENKA, a été désigné en décembre 2025, selon les informations rapportées par Reuters.

La mise en service complète est désormais prévue en 2028, soit trois ans après le calendrier initial, a indiqué Samir Sale, directeur général de Globeleq au Mozambique. Cette échéance reste liée à l’achèvement des travaux et à la conclusion des discussions financières. Une deuxième phase, qui pourrait ajouter 450 MW, n’est pour l’heure qu’une perspective : elle dépendra du fonctionnement de la première tranche et de décisions ultérieures des investisseurs.

Pour les finances publiques, le soutien à EDM peut aider à préserver la participation de l’entreprise nationale dans un actif énergétique important. Mais les allègements consentis à la concession et l’ajustement tarifaire posent une question concrète : comment répartir le coût du sauvetage entre les actionnaires, les finances publiques et les usagers ? Les garanties prévues par la résolution seront déterminantes, notamment pour savoir si les gains futurs profiteront effectivement aux tarifs payés par les consommateurs.

Une capacité attendue, pas encore de l’électricité livrée

Pour les habitants et les entreprises, les 450 MW annoncés ne produiront aucun effet tant que la centrale et ses infrastructures de raccordement ne seront pas opérationnelles. Une nouvelle unité de production peut soutenir l’offre, mais elle ne garantit pas à elle seule un accès fiable à l’électricité dans toutes les régions. Le réseau de transport et de distribution, ainsi que le coût du service, restent essentiels pour transformer la capacité installée en approvisionnement accessible.

Le projet soulève aussi un arbitrage énergétique. Le gaz mozambicain peut alimenter la production nationale et diversifier un système fortement dépendant de l’hydroélectricité. En revanche, une centrale thermique ajoute des émissions et engage le pays dans une infrastructure fossile sur plusieurs décennies. La question est donc moins celle d’une opposition simple entre gaz et hydroélectricité que celle de la place de Temane dans une stratégie combinant fiabilité, accès, coût et transition énergétique.

Pour l’Afrique australe, l’épisode illustre un enjeu partagé : les projets énergétiques transfrontaliers dépendent autant de contrats, de garanties et de réseaux que de ressources naturelles. La prochaine étape sera de vérifier si les accords de financement sont finalisés d’ici la fin de 2026, puis si le calendrier de 2028 tient. La résolution donne un cadre de soutien ; elle ne signifie pas encore que la centrale est achevée ni que l’électricité est disponible.

Sources consultées : détails du paquet gouvernemental et de ses garanties, compte rendu de la résolution n° 88/2026, informations sur le financement et le calendrier communiquées par Globeleq et analyse du système électrique mozambicain par l’Agence internationale de l’énergie.