Cinq remarques sur le nouveau projet de transition du secteur électrique en Afrique du sud

Alain Dubresson analyse le nouveau projet de transition du secteur électrique en Afrique du Sud à la veille des élections du 29 mai 2024.

Note en accès libre sur Research Gate.

Citation:

Alain Dubresson, “Cinq remarques sur le nouveau projet de transition du secteur électrique en Afrique du sud“, Avril 2024,
DOI: 10.13140/RG.2.2.20113.85600

Résumé:

Contrairement aux précédents plans (IRP2010 et IRP2019), la révision 2023 ne propose pas un chemin clair de changement du mix électrique actuel et ne traduit pas un réel arbitrage de long terme, conforme aux engagements inclus dans le plan national de transition juste (Just Energy Transition Investment Plan, JET-IP) finalisé en 2022. Restreint aux années 2023-2030, le calendrier, assorti d’objectifs définis pour chaque source d’énergie en fonction de plusieurs scénarios mais sans choix réel, est contesté et qualifié, au mieux d’irréaliste, au pire d’irresponsable dans la quasi totalité des analyses. Sans vision, l’IRP2023 ne questionne pas non plus la libéralisation du marché électrique, ses conséquences et la montée en puissance des producteurs privés. À la veille des élections nationales et provinciales du 29 mai 2024, aucun consensus relatif au choix d’une énergie pilotable permettant une “transition juste” n’est identifiable et le devenir du charbon divise toujours autant les protagonistes. Cinq remarques sur l’IRP2023 sont formulées dans ce document de travail : – La capacité du réseau national à répondre efficacement à la demande projetée demeure insuffisante durant toute la décennie – La décarbonation significative du mix électrique est reportée après 2030 – L’essor des énergies renouvelables est freiné par les déficiences du réseau de transport, des contraintes réglementaires et des narratifs politiques hostiles – Le pouvoir d’État n’arbitre pas vraiment entre tournant gazier, retour du nucléaire ou une combinaison raisonnée des deux – L’émergence de la flexibilité, celle de nouveaux acteurs et l’ouverture du marché électrique à la concurrence posent le problème de la régulation et mettent en question la dimension “juste” du changement.

Afrique du Sud. Eskom, une centenaire à l’agonie

Alain Dubresson publie un article sur Afrique XXI à l’occasion du centenaire de la création d’ESKOM.

Résumé · Incapable de répondre aux besoins des Sud-Africains et minée par la corruption de l’élite politique, la compagnie d’électricité traverse sa pire crise depuis sa création, en 1923. Alors que son directeur exécutif a été remercié, l’avenir s’annonce tout aussi sombre : la libéralisation du marché fait craindre le pire.

A lire sur Afrique XXI

[Publication] Note sur le secteur électrique en Afrique du Sud en 2022. À propos d’une “transition juste”

Alain Dubresson vient d’écrire Note sur le secteur électrique en Afrique du Sud en 2022. À propos d’une “transition juste”. Il s’agit d’une réflexion basée sur ses recherches et missions de terrain dans le cadre du programme Hybridelec.

Résumé : Lors de COP 27, la version finale du plan de “transition énergétique juste” (Just Energy Transition Investment Plan, JET IP) de l’Afrique du Sud a été validée par ses partenaires occidentaux. Après une présentation de ce plan, surtout consacré au secteur électrique en crise, cette note le remet en perspective depuis l’amorce du relatif déclin du charbon au début des années 2010. Elle interroge ensuite le contenu de la notion de “transition électrique juste” en Afrique du Sud et examine les problèmes que posent, d’une part, le changement de mix électrique et, d’autre part, la séparation en cours de l’opérateur national, Eskom. La conclusion revient sur les questions de justice et d’équité que soulèvent le JET IP et la réforme d’Eskom.

En téléchargement sur Hal-SHS.

[Parution] Energie électrique décentralisée et réseau municipal : hautes tensions autour d’un bien commun urbain dans la province du Western Cape (Afrique du Sud)

Nous avons le plaisir de signaler la parution de cet article produit dans le cadre du projet soutenu par l’ANR Hybridelec :

Jaglin, S., Dubresson, A., 2021, « Energie électrique décentralisée et réseau municipal : hautes tensions autour d’un bien commun urbain dans la province du Western Cape (Afrique du Sud) », Flux, vol. N° 124-125, n° 2, p. 92‑108.

Résumé:

En un temps de profusion d’usage des concepts de bien commun et de commun(s), il est tentant de mobiliser ces derniers pour analyser les évolutions des réseaux électriques municipaux sud-africains. Après un rappel des relations entre ces concepts et le réseau électrique telles qu’elles sont discutées dans la littérature, l’article établit une distinction entre la notion de bien collectif (l’infrastructure) et celle de bien commun (le projet politique d’intégration urbaine et ses valeurs) dont le réseau est à la fois l’incarnation matérielle et le vecteur sociotechnique en Afrique du Sud. Il montre d’abord qu’au stade actuel, l’essor du solaire photovoltaïque, résultant d’initiatives individuelles de citadins aisés ou de stratégies d’entreprises, ne peut pas être interprété en termes de communs électriques. Il explique ensuite pourquoi la déstabilisation de la fonction municipale de distribution électrique sous l’effet d’une révolution solaire encore mal contrôlée menace l’existence d’un bien commun urbain adossé au réseau depuis 1994. Enfin, revenant sur la distinction proposée entre bien collectif et bien commun, il montre qu’elle est utile pour interpréter les circonstances qui ont rendu possible l’alignement entre un dispositif matériel hérité et les objectifs du projet urbain post-apartheid. En revanche, le concept de commun(s) et celui de bien commun ne permettent qu’imparfaitement de comprendre ce qui se joue, aujourd’hui, dans les réseaux électriques municipaux. Les difficultés qu’éprouvent en effet les municipalités du Western Cape à combiner tous les dispositifs sociotechniques et à réinventer des formes de régulation constitutives d’un nouveau modèle redistributif font craindre une appropriation du solaire PV par les seuls citadins et entreprises qui en ont les moyens financiers. Ainsi pourraient surgir des clubs hors réseau porteurs d’une fracture électrique au sein de villes très inégalitaires.

Summary

Decentralized power and the municipal grid: high tensions around an urban common good in the Western Cape (South Africa)

In a time of profuse use of the concepts of commons and common good, it is tempting to mobilise them to analyse the evolution of South African municipal electricity networks. After a review of the relationship between these concepts and the electricity network as discussed in the literature, the article distinguishes between the notion of collective good (the infrastructure) and that of common good (the political project of urban integration and its values) of which the network is both the material embodiment and the socio-technical vector in South Africa. It first shows that, at the present stage, the rise of photovoltaic solar energy, resulting from individual initiatives by wealthy urbanites or corporate strategies, cannot be interpreted in terms of electric commons. It then explains why the destabilization of the municipal electricity distribution function under the effect of a still poorly controlled solar revolution threatens the existence of an urban common good backed by the grid since 1994. Finally, it returns to the proposed distinction between a collective good and the common good, showing that it is useful for interpreting the circumstances that made possible the alignment between an inherited material infrastructure and the objectives of the post-apartheid urban project. However, the concepts of commons and common good only imperfectly allow us to understand what is at stake today in the municipal electricity networks. Indeed, the difficulties experienced by Western Cape municipalities in combining all the socio-technical devices and in reinventing forms of regulation that constitute a new redistributive model give rise to fears that solar PV will only be appropriated by city dwellers and companies that have the financial means. This could lead to the emergence of off-grid clubs that would create an electricity divide in highly unequal cities.

La décompression réglementaire sous contrainte dans le secteur électrique sud-africain en 2020. Une chronologie commentée

Ce document de travail expose une chronologie résumée et commentée de la décompression réglementaire dans le secteur électrique en 2020 selon les trois types d’acteurs concernés : les grands producteurs privés ; les petits et moyens producteurs privés ( < 50 MW) ; les municipalités dont le modèle électrique est déjà ébranlé et dont les élus comme les ingénieurs tentent de trouver une position stable dans la durée, d’abord vis-à-vis des producteurs privés, ensuite par rapport à la restructuration en cours d’Eskom. L’acte 1 du processus de séparation légale d’Eskom, qui sera sans doute achevé en décembre 2021, devrait aboutir à une réorganisation de l’achat en gros de l’énergie électrique, de sa revente et de sa distribution aux échelles nationale et locale.

Dubresson Alain, 2021, La décompression réglementaire sous contrainte dans le secteur électrique sud-africain en 2020. Une chronologie commentée. Document de travail de l’ANR Hybridelec, En ligne : https://halshs.archives-ouvertes.fr/halshs-03125688

ESKOM en 2020. Les trois fronts de l’opérateur public, une chronique. Document de travail de l’ANR Hybridelec

Ce document prolonge celui consacré à l’évolution d’Eskom en 2019 (https://halshs.archives-ouvertes.fr/halshs-02390654 ; voir aussi ce billet). Il propose une chronique des trois grands fronts auxquels l’opérateur public sud-africain a été confronté en 2020 : défaillance technique non surmontée et recul de son monopole de production d’énergie électrique ; resserrement de l’étau financier et épineux problème du traitement de la dette ; lancement de la première phase de sa dé-intégration avec des mesures d’autonomisation progressive du secteur de la transmission qui préparent une séparation prévue en décembre 2021, ainsi que la création d’une nouvelle entreprise publique, ITSMO, dont les conséquences seront considérables sur l’architecture du secteur électrique. De l’évolution de ces trois fronts à l’échelle nationale dépendent en partie, à l’échelle locale, d’une part, la place et la fonction qui seront réservées aux municipalités dans le nouveau paysage électrique en gestation et, d’autre part, le maintien – sous sa forme actuelle ou sous une variante hybride – ou la disparition du modèle électrique municipal, question centrale du travail en cours dans la province du Western Cape.

Accéder au document :

Dubresson Alain, 2021, ESKOM en 2020. Les trois fronts de l’opérateur public, une chronique. Document de travail de l’ANR Hybridelec, En ligne: https://halshs.archives-ouvertes.fr/halshs-03125616

Petites installations photovoltaïques et revenus municipaux dans les villes du Western Cape. Hybridation et mise en question d’un modèle redistributif

Sylvy Jaglin, Université Gustave Eiffel, LATTS et Alain Dubresson, Université Paris Nanterre

Ce document de travail analyse l’essor des petites installations solaires photovoltaïques (PV) privées dans les villes de la province du Western Cape. Il montre pourquoi la diffusion rapide de ces petites installations PV, qui concourt à l’hybridation des configurations locales de fourniture d’électricité, remet en cause le financement et les modalités de fonctionnement du modèle électrique municipal sud-africain. Il expose les différentes réactions des municipalités et questionne l’émergence d’un ou de plusieurs modèles alternatifs à l’achat d’électricité en gros à Eskom et à sa revente aux abonnés, caractérisée par un principe d’équité sociale reposant sur des subventions croisées en faveur des citadins pauvres.

Accéder au document : Jaglin Sylvy, Dubresson Alain, 2020, Petites installations PV et revenus municipaux dans les villes du Western Cape. Hybridation et mise en question d’un modèle redistributif, En ligne

Eskom en 2019 : ‘Too big to fail or to support ?’. Chronique d’un modèle intégré en phase terminale

Depuis les premières manifestations de la ‘crise électrique’ nationale en 2008, de nombreuses interrogations ont été formulées sur le devenir d’Eskom SOC Ldt[i], entreprise publique en monopole, verticalement intégrée, que ni les hausses continuelles de tarifs accordées par le régulateur national (NERSA), ni la recapitalisation par l’État ne semblaient pouvoir sauver du naufrage.

L’une des réponses à ces interrogations est désormais connue : au premier trimestre 2019, alors que la puissance totale installée, 47 000 MW, n’a jamais été aussi importante, Eskom, dont la marge de réserve est redevenue quasi nulle, a été incapable de faire face régulièrement au pic de demande journalier (28 000 à 30 000 MW) dans un contexte où la consommation nationale ne cesse pourtant de diminuer. L’entreprise publique a multiplié les coupures tournantes (load shedding) pour éviter le pire et tous ses indicateurs financiers sont passés au rouge. Une autre réponse est contenue dans le discours à la Nation prononcé le 7 février 2019 par le président sud-africain : Cyril Ramaphosa y a annoncé la dé-intégration du monopole public dans les plus brefs délais ainsi que la mise en place de mesures financières d’urgence.

Huit mois plus tard, le 16 octobre, les coupures tournantes ont repris, le réseau est constamment menacé de rupture et la situation financière d’Eskom est qualifiée d‘intenable par Cyril Ramaphosa. L’opérateur public est un fardeau économique et financier pour l’Afrique du Sud et ses dysfonctionnements répétés sont considérés par la Banque africaine de développement comme un risque majeur pour le réseau électrique interconnecté d’Afrique australe (Southern African Power Pool). Le 29 octobre, Pravin Gordhan, ministre des Entreprises publiques, a révélé un plan de restructuration dont le calendrier débutera en mars 2020, la séparation fonctionnelle en trois entités distinctes devant être achevée en 2021. Le 18 novembre, il a dévoilé le nom du nouveau directeur exécutif d’Eskom, Andre de Ruyter, qui prendra ses fonctions le 15 janvier 2020 et devra engager la restructuration annoncée.

Le modèle Eskom est donc en phase terminale, mais nul ne peut prédire ce qui résultera de sa dé-intégration, à laquelle sont hostiles les organisations syndicales, ni quelles en seront les conséquences, d’une part sur l’organisation et le fonctionnement du réseau électrique national et, d’autre part, sur les conditions et les modalités de la transition énergétique engagée depuis 2010 par le pouvoir d’État, dont les nouveaux objectifs ont été officiellement publiés le 18 octobre 2019 (voir le précédent billet).

Cette chronique récapitule les principaux événements survenus en 2019. Elle rappelle, en conclusion, qu’il faut inscrire l’année 2019 dans un temps long pour comprendre ce qui se joue autour du devenir d’Eskom, qui n’est pas seulement un opérateur électrique mais aussi un pilier technopolitique du pouvoir de l’ANC. Elle souligne également que la nouvelle architecture d’Eskom ainsi que le nouveau paysage électrique qui est esquissé à l’échelle nationale auront des conséquences majeures à l’échelle municipale, en particulier sur les conditions et les modalités de l’hybridation des dispositifs sociotechniques locaux.

4 Décembre 2019

Lire la chronique déposée sur HAL-SHS.


[i] Eberhard A., Godinho C., 2017, Eskom Inquiry. Reference Book. A Resource for Parliament’s  Public Enterprises Inquiry., Civil Society, Journalists & Engaged Citizens, Cape Town, University of Cape Town, Graduate School of Business

Greenpeace Africa, 2019, Eskom : A roadmap to powering the future. The future role of Eskom in the transition process of the South African Electricity sector, Johannesburg, Greenpeace Africa.

Hofstatter S., 2018, Licence to Loot. How the plunder of Eskom and other parastatals almost sank South Africa,  Johannesburg, Penguin Random House South Africa.

Jaglin S., Dubresson A., 2015a, « Portrait d’entreprise. Eskom Holdings SOC Limited », Flux, 2, n° 101-102, pp. 133-144.

Jaglin S., Dubresson A., 2016, Eskom. Electricity and technopolitics in South Africa, Cape Town, UCT Press. (Version française : Jaglin S., Dubresson A., 2015b, Eskom. Electricité et pouvoir en Afrique du Sud, Paris, Karthala).

Makgetla, N. (2017). The Crisis at Eskom and Industrialisation, Working Paper, November,

Pretoria, Trade and Industrial Policy Strategies.

Mondi L., 2018, ‘State, Market and Competition. Can Eskom be rescued ?’, Viewpoints, n°3, September 2018 (Centre for Development and Entreprises)

Le nouveau plan sud-africain de gestion intégrée des ressources : un facteur d’accélération de l’hybridation à l’échelle urbaine

Alain Dubresson

Le nouveau plan national de ressources 2019 (Integrated Resource Plan, IRP2019) a été publié officiellement le 18 octobre 20191, sept mois après la mise en circulation du document provisoire ( Republic of South Africa, Department of Energy (DoE), Draft IRP2018 update for Nedlac Energy task team) soumis aux débats publics obligatoires dans le processus légal d’adoption des textes réglementaires, et après plusieurs reports consécutifs aux affrontements d’une part entre les lobbys énergétiques et, d’autre part, au sein de l’ANC à propos du charbon et du nucléaire.

Ce plan décline clairement les grandes options de diversification de l’actuel mix énergétique2 retenues par le gouvernement du président Cyril Ramaphosa jusqu’en 2030 : réduction de la part relative du charbon, qui demeurera néanmoins la première source d’énergie, report de l’accroissement de la capacité nucléaire après 2030 (prolongation de la durée de vie de la centrale de Koeberg de 2024 à 2030), montée en puissance des énergies renouvelables (surtout l’éolien), exploration des possibilités offertes par le gaz naturel des pays voisins (Mozambique) et du potentiel national de gaz de schistes, reconnaissance du rôle des productions privées décentralisées de puissance modeste dont le nombre est croissant (ménages et surtout entreprises) et qui sont tournées vers l’autoconsommation (‘own use’).

L’IRP2019 innove en introduisant la notion de ‘transition juste’, mais sans toutefois en préciser le contenu tant la question sociale charbonnière est compliquée à résoudre. Il met l’accent sur la fragilité de l’actuel système électrique due à la faillite de l’opérateur national, Eskom, monopole public dont la dé-intégration est inscrite à l’agenda du gouvernement. Cette fragilité, illustrée par le retour des coupures tournantes en février-mars 2019, puis en octobre, a conduit les rédacteurs du plan à définir une période de court terme (‘immediate term security supply’, 2019-2022) durant lesquelles le déficit permanent estimé (2 000 MW) pourrait être rapidement comblé par les petits producteurs privés afin d’éviter les coupures tournantes et de réduire le coût financier exorbitant des centrales de secours…fonctionnant à plein temps.

Sont encouragés non seulement les investissements municipaux et privés dans l’usage de la biomasse et des déchets urbains, mais également les installations photovoltaïques de toiture, plusieurs fois citées dans le texte et légitimées par son contenu. Les investisseurs privés urbains voient l’horizon s’éclaircir après la première décompression réglementaire en leur faveur opérée en 2017 (voir nos précédents billets). La règle est que le régulateur national, NERSA, qui délivre les permis d’exploitation, ne doit pas dépasser les montants d’allocation annuelle de puissance par types d’énergie et programmés dans l’IRP. Toutefois, il est prévu que lallocation en MW reste ouverte et non précisée jusqu’en 2022, puis passe à 500 MW/an jusqu’en 2030. Mais  la dérogation à ces règles est possible.  

Reste à lever une ambigüité, la notion de ‘own use’ pour les petites installations privées demeurant controversée. Reste également à franchir une seconde étape de décompression par l’extension du texte de 2017 (suppression de l’autorisation d’exploitation accordée aux installateurs de puissances allant jusqu’à 1 MW) à tous les acteurs, surtout les entreprises, qui envisagent ou ont programmé des investissements pour des puissances de > 1 MW à 10 MW. C’est l’objectif poursuivi par la South African Photovoltaic Industry Association (SAPVIA). L’hybridation en cours des dispositifs sociotechniques dans les villes sud-africaines, encore modeste, va probablement connaître une phase d’accélération dans le court terme, ce qui va peser sur l’évolution de l’actuel modèle électrique municipal, déjà mis en question par les projets de réforme du marché de l’électricité liés à celui de la dé intégration d’Eskom (voir le dernier billet évoquant cette question).


  1. Republic of South Africa, Department of Energy, Integrated Resource Plan (IRP2019), Government Notices, n° 1359, Government Gazette n° 42778, 18 October 2019. La version utilisée est celle publiée dans l’après-midi du 18 octobre 2019, une première publication matinale ayant fourni une version erronée du document final approuvée par le Cabinet le jeudi 16 octobre, en raison d’une ‘confusion’ sur le programme nucléaire. []
  2. Capacité nominale installée en GW : charbon 38 ; nucléaire 1,8 ; stockage-pompage 2,7 ; hydroélectricité 1,7 ; centrales à gaz/ diesel 3,8 ; énergies renouvelables 3,7. []
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