En Afrique du Sud, Lion Thorn mise sur le réseau public pour vendre son électricité solaire à des clients privés

Produire de l’électricité solaire dans une province et la vendre à des entreprises éloignées : ce modèle prend de l’ampleur en Afrique du Sud. Le parc Lion Thorn, dont la construction vient de commencer, illustre cette évolution. Il montre aussi que l’ajout de panneaux ne suffit pas : il faut pouvoir acheminer l’électricité et organiser son achat.

Une centrale du North West pour alimenter des clients privés

Le projet se situe près de Leeudoringstad, dans la province du North West. Le producteur indépendant Yellow Door Energy le développe, tandis que PowerChina assure l’ingénierie, l’approvisionnement des équipements et la construction. La centrale photovoltaïque affichera une puissance de 49 MWc, c’est-à-dire une puissance maximale mesurée dans des conditions normalisées.

Yellow Door Energy et le média spécialisé Renewables Now indiquent que les travaux ont démarré à l’automne 2026. La mise en service commerciale est attendue en 2028. Selon ces informations concordantes, le parc devrait produire environ 115 GWh durant sa première année d’exploitation. Cette estimation reste une prévision, non une production déjà constatée.

L’électricité doit être vendue dans le cadre d’accords d’achat à long terme à PPC, groupe sud-africain spécialisé dans le ciment et les matériaux de construction, et à POWERX, négociant privé d’électricité. Ces contrats donnent aux producteurs et aux prêteurs une visibilité sur les revenus futurs du projet. Ils permettent aussi aux entreprises clientes de sécuriser une partie de leur approvisionnement sans construire elles-mêmes une centrale.

Le réseau public, passage entre producteurs et clients

L’électricité ne sera pas nécessairement consommée à proximité du parc. Elle doit transiter par le réseau public selon le mécanisme du « wheeling » : un producteur injecte son énergie sur le réseau, puis un client la récupère ailleurs, selon les règles de comptage et de tarification applicables. Le transport reste donc une pièce essentielle du projet.

Ce mécanisme répond à une géographie économique particulière. Les sites adaptés à la production solaire ne se trouvent pas toujours près des usines ou des sièges d’entreprises qui achètent l’électricité. Les lignes nationales relient les deux, mais leur capacité et leurs coûts comptent. Eskom, l’entreprise publique qui exploite une grande partie du système électrique, demeure donc centrale, même lorsque la production et la vente sont privées.

En mai 2025, le gouvernement sud-africain a publié des règles actualisées sur les frais de transport de l’électricité de tiers. L’objectif affiché est de faciliter l’accès au réseau et de clarifier les conditions du wheeling. Eskom précise par ailleurs que les producteurs doivent respecter les exigences d’enregistrement ou de licence et obtenir le raccordement au réseau. Ces règles rendent les projets commerciaux possibles, sans garantir à elles seules une capacité de transport disponible partout.

Une diversification qui dépasse le solaire photovoltaïque

Lion Thorn s’inscrit dans une série de contrats où PowerChina intervient à différentes étapes du secteur sud-africain. En juin 2026, l’entreprise a annoncé le début des travaux d’une centrale solaire de 75 MW à la centrale électrique de Lethabo, dans l’État libre, pour Eskom. Il s’agit cette fois d’un projet porté par l’opérateur public, et non d’une installation destinée directement à des acheteurs privés.

Le groupe chinois a également participé à la construction de Redstone, une centrale solaire thermodynamique de 100 MW dans le Cap-Nord. Contrairement au photovoltaïque, cette technologie concentre la chaleur du soleil et utilise du sel fondu pour stocker l’énergie thermique. PowerChina a annoncé le début de son exploitation commerciale le 30 mai 2025. Ce projet montre que les contrats du groupe couvrent plusieurs technologies, avec des caractéristiques différentes pour la production et le stockage.

La diversification des acheteurs compte autant que celle des équipements. Un contrat avec Eskom relie directement le projet à l’entreprise publique. Les accords de Lion Thorn, eux, reposent sur PPC et POWERX. La centrale s’intègre ainsi au marché privé de l’électricité, tout en dépendant d’infrastructures publiques pour acheminer l’énergie.

Des bénéfices économiques inégalement répartis

Pour PPC et les clients desservis par POWERX, l’intérêt attendu tient à l’accès à une électricité renouvelable sous contrat. Pour le développeur et ses financeurs, la vente prévue à plusieurs acheteurs peut réduire la dépendance à un client unique. Pour les habitants et entreprises proches de Leeudoringstad, les retombées dépendront davantage des emplois réellement créés, des marchés confiés aux fournisseurs locaux et des engagements pris envers la communauté.

Yellow Door Energy affirme vouloir travailler avec des entrepreneurs, des fournisseurs et des travailleurs qualifiés locaux. Cette déclaration présente une intention, pas un bilan d’emplois déjà vérifié. De même, les 115 GWh annoncés correspondent à une estimation de première année. Le suivi du chantier devra préciser les marchés locaux obtenus, le calendrier, le raccordement et la production une fois la centrale en service.

À l’échelle nationale, les nouvelles capacités privées s’ajoutent aux projets conduits par Eskom et aux réformes du marché. En juillet 2026, la présidence sud-africaine a soutenu les travaux préparatoires à la séparation d’un opérateur indépendant du réseau de transport. Cette évolution vise à organiser un système où plusieurs producteurs pourraient vendre leur électricité. Elle demeure une réforme en cours, dont la mise en œuvre et les effets devront encore être observés.

Un enjeu pour l’Afrique australe

La SADC, Communauté de développement de l’Afrique australe, réunit l’Afrique du Sud et ses voisins autour de coopérations régionales, notamment dans l’énergie. Toutefois, Lion Thorn est d’abord un projet national : les informations disponibles ne font état d’aucun contrat d’exportation vers un autre pays. Sa portée régionale tient plutôt à l’expérience accumulée sur le financement privé, le transport de l’électricité et l’articulation entre producteurs et clients.

Pour les Sud-Africains, la question ne se limite donc pas à la capacité installée. Il faudra suivre la mise en service annoncée pour 2028, la production réelle, les modalités d’accès au réseau et les retombées locales. Pour la région, l’enjeu sera de voir si ces mécanismes peuvent accompagner davantage d’échanges transfrontaliers, sans que les projets nationaux détournent l’attention des besoins d’infrastructure et d’accès à l’électricité.