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.

[publication] Négociations, mobilisations et reproduction quotidienne des infrastructures électriques à Ibadan (Nigéria)

Installation électrique pour maintenir l’accès au service en réseau chez un ménage aisé (source : Rateau)

Mélanie Rateau vient de publier « Négociations, mobilisations et reproduction quotidienne des infrastructures électriques à Ibadan (Nigéria) », Flux, vol. 129-130, no. 3-4, 2022, pp. 44-58.

Résumé : Cet article explore la reproduction quotidienne et négociée des infrastructures électriques à Ibadan dans un Nigéria en proie à une profonde crise du secteur électrique. L’étude porte non pas sur les activités des institutions et des travailleurs officiellement chargés du service, mais sur les relations et interactions entre citadins et compagnie d’électricité et sur les pratiques ordinaires d’accès à l’électricité pour interroger comment et par qui les infrastructures sont maintenues dans un relatif état de fonctionnement. Les mobilisations communautaires, les négociations, les arrangements avec les normes officielles et les pratiques de sécurisation observés s’avèrent ambivalents : ils participent localement au maintien en fonctionnement des infrastructures au jour le jour, mais menacent l’équilibre économique et technique d’ensemble du secteur. La recherche démontre finalement l’importance de prêter attention à la fois aux mobilisations et négociations du réseau et aux pratiques de sécurisation, qu’elles soient en réseau ou hors-réseau, du fait de leurs interdépendances fonctionnelles.

Negotiations, mobilisations and everyday reproduction of electricity infrastructures in Ibadan (Nigeria)

Abstract : This paper explores the everyday and negotiated reproduction of electricity infrastructures in Ibadan (Nigeria) in the midst of a deep crisis in the electricity sector. The study focuses not on the activities of the institutions and workers officially in charge of the service, but on the relations and interactions between urban residents and the electricity company and on the ordinary practices of access to electricity in order to interrogate how and by whom the infrastructures are maintained in a relative state of functioning. The community mobilisations, negotiations, arrangements with official norms and securing practices observed turn out to be ambivalent: they participate locally in keeping the infrastructures in operation on a day-to-day basis, but threaten the overall economic and technical balance of the sector. Finally, the research demonstrates the importance of paying attention to both the mobilisation and negotiation within the grid and the securing practices, whether they are in or off-grid, because of their functional interdependence.

[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.

Soutenance de thèse : Emmanuelle Guillou, En réseau – Hors réseau : configurations électriques émergentes dans les aires d’urbanisation diffuse (Sénégal et Tanzanie), 14 janvier 2022

Emmanuelle Guillou soutiendra sa thèse de doctorat en aménagement de l’espace et urbanisme, Université Paris-Est/Laboratoire Techniques Territoires et Sociétés (LATTS) le 14 janvier à 14h, en salle A22 du bâtiment Bienvenüe.

Inscription obligatoire en raison de la situation sanitaire (emmanuelle.guillou_at_enpc.fr). La soutenance sera aussi accessible en visioconférence (par zoom : écrire à Emmanuelle Guillou pour s’inscrire).

Jury :

  • Sylvy Jaglin, Professeure à l‘Université Gustave Eiffel (directrice de thèse)
  • Philippe Lavigne Delville, Directeur de recherches, IRD (examinateur)
  • Luisa Moretto, Professeure à l‘Université Libre de Bruxelles (rapporteure)
  • Pascale Trompette, Directrice de recherches, CNRS, Université Grenoble Alpes (rapporteure)
  • Bruno Valfrey, Président de Hydroconseil (membre invité)
  • Eric Verdeil, Professeur à Sciences Po Paris (examinateur)

Résumé :

Les décennies 1990-2000 ont été marquées, dans de nombreux pays d‘Afrique subsaharienne, par l‘adoption de politiques néolibérales réputées favorables aux objectifs de développement (OMD). Le Sénégal et la Tanzanie ne font pas exception. Dans le secteur de l‘électricité, les faibles taux d‘électrification, d‘une part, l‘incapacité des opérateurs publics à étendre rapidement le réseau conventionnel, d‘autre part, ont conduit leurs gouvernements à engager des réformes institutionnelles caractérisées par la libéralisation du secteur et la création d‘agences dédiées à l‘électrification rurale. D‘abord prérogative des gros opérateurs nationaux ou internationaux, l‘électrification rurale est désormais ouverte à de plus petits opérateurs privés. Assortie d‘un allègement des contraintes administratives et de nouvelles  sources  de financement, la libéralisation profite aux solutions décentralisées (mini-réseaux et kits solaires en particulier).

En résulte, dans les deux pays, une diversification des modes de fourniture d‘électricité reposant sur des dispositifs, des acteurs, des ressources et des modes de gouvernance pluriels, qui coexistent localement et que la recherche analyse comme des arrangements de coproduction. A travers une étude comparative multiscalaire menée, au Sénégal et en Tanzanie, dans des aires d‘urbanisation diffuse, la thèse propose un cadre conceptuel et une méthodologie pour repenser la nature et les conditions de fourniture d‘un service essentiel à partir des arrangements hétérogènes observés. Elle mobilise ainsi le notion de configurations locales de fourniture pour appréhender de manière décloisonnée l‘ensemble des solutions d‘électrification en présence, comprendre leurs interdépendances et examiner les conditions d‘une possible régulation des divers modes de fourniture d‘électricité à cette échelle.

En croisant une approche sociotechnique située des configurations de fourniture d‘accès à l‘électricité et une approche socioéconomique des marchés locaux de l‘électricité, la thèse propose une conceptualisation des géographies émergentes de la fourniture électrique dans des territoires marqués par une urbanisation rapide et diffuse. D‘un côté, elle démontre que les politiques néolibérales d‘électrification ont conduit à une diversification de l‘offre électrique, plus adaptée à la pluralité des demandes, à un accroissement moyen des taux de couverture et des taux d‘accès dans ces espaces, ainsi qu‘à une amélioration – au moins partielle – de la qualité des services fournis sous l‘effet de la concurrence de marché. D‘un autre côté, elle souligne les limites de ces politiques et de leurs logiques marchandes, qui aboutissent à un accroissement des inégalités socio-spatiales à toutes les échelles et à l‘exclusion  des  plus pauvres de toute forme d‘accès à l‘électricité. L‘analyse de ces écueils met en exergue la nécessité de mécanismes de régulation, dont la thèse scrute les prémisses, encore fragiles et disparates. Interrogeant qui obtient quel service et où, elle esquisse enfin des pistes de réflexion sur ce que pourrait être la transition vers un futur service (public) essentiel de l‘électricité dans ces environnements urbains en mutation.

Les évolutions du paysage électrique jordanien : privatisation, essor des renouvelables et perspective du schiste bitumineux

Ce billet analyse des évolutions du paysage électrique jordanien depuis le milieu des années 2010[1]. À l’aide des logiciels uMap et Magrit, nous avons représenté cartographiquement les progrès jordaniens dans le cadre de la Jordan National Energy Strategy 2007-2020[2]. Cette dernière vise à répondre à un constat simple : la Jordanie ne dispose pas de ressources en hydrocarbures et importait encore en 2014 97% de ses besoins en énergie, ce qui représente environ un cinquième de son PIB. En outre, les importations ne peuvent être dissociées du contexte régional en raison de leur signification géopolitique. Ainsi, face à la suspension des exportations égyptiennes (2011, rétablies en 2019) et irakiennes (en 2003, puis après la reprise des livraisons à nouveau en 2014), la Jordanie s’est tournée vers l’importation de gaz israélien. Ce projet a suscité des controverses dans le pays. L’annonce récente du projet de coopération jordano-israélo-émirati prévoyant un échange d’électricité d’origine solaire produite en Jordanie contre de l’eau dessalée produite en Israël a à nouveau provoqué des protestations importantes, qui montrent la sensibilité de la population jordanienne à cette dépendance à Israël.

La stratégie énergétique jordanienne comporte une autre facette : le développement des ressources domestiques. Elle a pour cela exploré plusieurs voies. Après l’abandon du projet nucléaire en 2018, demeurent le schiste bitumineux et les énergies renouvelables. À ce propos, la Jordan National Energy Strategy 2007-2020 fixait pour l’année 2020 l’objectif d’une contribution de 10% des énergies renouvelables (solaire et éolien principalement) au mix énergétique, dans le but de diversifier les ressources énergétiques, d’augmenter la part des ressources domestiques dans le mix énergétique et de ce fait réduire la dépendance à l’importation de fioul. Le billet revient successivement sur la montée des énergies renouvelables, les perspectives liées à l’exploitation des schistes bitumineux et la part des investissements privés dans ces nouveaux moyens de production électrique.


La montée des énergies renouvelables

Les derniers chiffres publiés permettant de représenter graphiquement l’avancée de ces objectifs datent de 2018, date à laquelle la part des énergies renouvelables dans le mix énergétique était de 6% et de 11% dans le mix électrique. La National Electric Power Company (NEPCO) est l’entreprise publique chargée de la transmission de l’électricité entre les producteurs et les distributeurs, jouant ainsi un rôle structurant d’intermédiaire dans le système électrique jordanien. Dans son rapport 2019, la National Electric Power Company annonçait une contribution à hauteur de 14,9% au mix électrique. Quant à la capacité disponible des centrales installées en Jordanie, la part des énergies renouvelables s’élevait à 25,9% en 2019 selon le même rapport NEPCO. Si l’on ne dispose pas encore à ce jour de chiffres officiels permettant d’affirmer ou d’infirmer que l’objectif des 10% du mix énergétique total a été atteint, la tendance semble montrer une progression constante. En prenant en compte le fait que des centrales lancées à l’occasion du dernier appel d’offres de 2016 ne sont entrées en opération qu’en 2021 (plus de 350 MW de capacité ajoutés en 2020 et 2021), il est à ce jour fort probable que la Jordanie ait atteint cet objectif – ou l’atteigne dans les mois à venir.

Graphique n°1 : Mix énergétique jordanien en 2018 (Approvisionnement total en énergie par source en kilotonnes d’équivalent pétrole)

Graphique n°2 : Mix électrique jordanien en 2018 (production d’électricité par source en GWh)

Parmi les onze centrales électriques jordaniennes d’une capacité de plus de 100 MW, trois utilisent des énergies renouvelables (deux centrales solaires et une centrale éolienne). Et toujours parmi les onze centrales de plus de 100 MW, ces trois centrales renouvelables font partie des quatre les plus récentes (2015, 2018 et 2020). On comprend ici que la période 2015-2020 a été décisive pour les objectifs du Jordan National Energy Strategy 2007-2020. En outre, le fait que trois centrales renouvelables aient une capacité de plus de 100 MW montre que la production massive d’électricité n’est pas l’exception des centrales à combustion. 

Carte n°1 : Installations centralisées de production d’électricité en Jordanie par capacité et par date d’entrée en opération, 2021.

La stratégie énergétique jordanienne de développement des énergies renouvelables se caractérise par deux voies : les appels d’offres et la décentralisation. Les soumissions directes de proposition ont connu plusieurs « tours » : le premier en 2012 qui a donné lieu aux projets de Tafila et de Ma’an (Nord-Est de Quweira) ; le second à l’été 2013 principalement dans le Nord et l’Est de la Jordanie ; le dernier fin 2016 pour des projets dans le Sud du pays comme la centrale photovoltaïque de Quweira. Dès le second tour le fonctionnement des soumissions de propositions est passé d’un tarif de rachat à un système d’appel d’offres nécessairement concurrentiel. Le succès des appels d’offres s’explique grâce aux différentes mesures incitatives. Outre l’intégration d’exemplaire-type (power purchase agreement, accord de location de terrain, accord de garantie du gouvernement et accord de raccordement au réseau) au dossier d’appel d’offres, de nombreux avantages fiscaux ont visé à attirer le secteur privé. Ainsi, les sociétés de projet bénéficient d’une exonération de 75% de l’impôt sur le revenu pendant dix ans. En outre, les investisseurs profitent d’exonérations sur les droits de douane, redevances, droits de timbre et de l’impôt général sur les ventes.

L’observation comparée des cartes n°1 et n°2 met en valeur le fait que le nombre de centrales solaires est plus important que le nombre de centrales éoliennes (29 centrales photovoltaïques contre 9 centrales éoliennes). Mais dans le même temps, les projets les plus importants en termes de capacité sont majoritairement éoliens : six centrales éoliennes contre trois centrales solaires sont supérieures à 50 MW. Et pour cause, la capacité moyenne d’une centrale éolienne jordanienne est de 58 MW quand elle est 34 MW pour une centrale solaire. Il a fallu attendre 2015 pour que la première centrale renouvelable de Jordanie, la centrale éolienne de Tafila, soit opérationnelle. 

Carte 2 : Installations centralisées de production d’électricité en Jordanie par capacité et par source, 2021.

Le schiste bitumineux, combustible domestique, au prix de l’environnement ?

La future centrale de schiste bitumineux d’Attarat représente une avancée à la fois majeure et symbolique sur le chemin de l’indépendance énergétique jordanienne, ou du moins de l’autonomisation électrique. Avec une capacité de 470 MW, la première centrale de schiste bitumineux du pays serait dès son entrée en opération la troisième plus importante centrale jordanienne. Mais au-delà de l’importance immédiate de la mise en fonctionnement de la centrale d’Attarat, la finalisation de la première centrale exploitant du schiste bitumineux est une avancée significative. La Jordanie possède l’une des plus grandes ressources mondiales de schiste bitumineux (entre la quatrième et la huitième réserve mondiale selon les sources). Or, les centrales renouvelables représentent déjà environ 25% du mix électrique jordanien. La production de 470 MW de la centrale d’Attarat en représenterait à elle seule plus de 7%. La finalisation de la centrale d’Attarat symbolise donc un pas en avant vers l’augmentation de la part des ressources énergétiques domestiques dans l’énergie primaire en ouvrant une nouvelle voie. Néanmoins, la progression dans cette voie entraînerait un impact négatif sur l’environnement, annulant les progrès écologiques permis par les énergies renouvelables. 

Une production largement privatisée

Finalement, s’il est un changement qui s’est confirmé et accéléré depuis 2015, c’est la privatisation du secteur électrique jordanien. Les centrales à combustion de Rehab et Aqaba sont les plus anciennes du pays et appartiennent toujours au gouvernement jordanien, mais la privatisation partielle de CEGCO de 2007 a amorcé une nouvelle tendance. Certes, d’importantes centrales appartenant à l’État ont été construites comme celles de Samra (thermique) ou de Quweira (solaire). Mais en parallèle, depuis le début des années 2000 le nombre de centrales détenues par des opérateurs privés a augmenté. La mise en place des appels d’offres dès 2012 n’a par la suite fait qu’accélérer cette tendance pour multiplier les opérateurs étrangers. Et pour cause, parmi les 37 centrales renouvelables recensées actuellement, seules quatre ne sont pas privées.

Carte 3 : Installations centralisées de production d’électricité en Jordanie par capacité et selon leur statut, 2021.

Conclusion

Pour conclure, la Jordanie a franchi un pas au cours des six dernières années en multipliant les projets renouvelables par le biais d’appels d’offres. Ce système a non seulement accentué la privatisation du secteur électrique jordanien, mais l’a également ouvert amplement aux investisseurs étrangers. Ceux-ci viennent du Golfe, d’Asie et d’Europe majoritairement. Si l’appel d’offres permet de faire baisser le coût de l’électricité, ce dernier est acquis au prix d’importantes incitations notamment grâce à des avantages fiscaux et surtout reflète la baisse tendancielle du coût de cette technologie. Cela dit, le gouvernement jordanien garde un contrôle certain grâce au rôle de la NEPCO, directement lié à tous les projets lancés par les appels d’offres. L’imminence du lancement de la centrale d’Attarat et son intégration au réseau électrique jordanien laisse quant à elle percevoir un nouveau cap dans la réussite de l’originale stratégie énergétique jordanienne. 

[1] Ce travail de recherche s’inscrit dans le cadre d’un stage d’initiation à la recherche constitutif de la troisième année d’études à Sciences Po Paris. Auprès de M. Éric Verdeil, chercheur au Centre de Recherches Internationales de Sciences Po, il cherche à s’inscrire dans la continuité du mémoire Écologie politique des énergies urbaines. Villes sud-méditerranéennes sous tension réalisé en 2015 par M. Éric Verdeil.

[2] Les cartes ci-dessous ont été produites grâce au logiciel Magrit, à l’aide d’un fond de carte commun construit sur le logiciel uMap. Les données importées depuis ce dernier sont disponibles à l’adresse internet suivante : https://umap.openstreetmap.fr/fr/map/installations-centralisees-de-production-delectric_667555#8/30.605/36.123

Villes et crise au Liban, le 22/10/2021 au CERI Sciences Po

L’effondrement financier, économique, infrastructurel et social que connaît le Liban trouve ses racines dans trois décennies de politiques publiques mettant en avant un modèle de développement urbain aux effets délétères. Les interventions à ce séminaire, basées sur des travaux doctoraux en cours, analysent ces choix de politique publique et réfléchissent aux alternatives qui s’esquissent, dans le domaine urbain et énergétique.

Générateur électrique à Mar Mikhael, face au port de Beyrouth, devant un immeuble en reconstruction (cliché Eric Verdeil, juillet 2021)

Le séminaire aura lieu le vendredi 22 octobre au CERI, Sciences Po, salle du conseil, de 14h à 17h. Il est organisé avec le soutien du programme Hybridelec, financé par l’ANR.

Présentations

Petra Samaha, doctorante, CERI Sciences Po : Land as a Cash Machine. The case of Lebanon

Alix Chaplain, doctorante, CERI Sciences Po : La diversification des configurations de fourniture d’électricité au Liban : vers une différenciation territoriale et sociopolitique des pratiques d’accès

Discutant : Jihad Farah, Professeur, Département d’urbanisme, Université Libanaise

Organisateur : Eric Verdeil, Professeur, chercheur au CERI-Sciences Po

Inscription obligatoire via ce formulaire

Soutenance de thèse : Mélanie Rateau, 24/9/2021

Bonjour à tous,

J’ai le plaisir de vous annoncer la soutenance de ma thèse en Aménagement de l’espace et Urbanisme intitulée

Configurations électriques, inégalités d’accès et pratiques citadines à Ibadan (Nigéria) et à Cotonou (Bénin)

réalisée sous la direction de Sylvy Jaglin et d’Armelle Choplin, au Laboratoire Techniques, Territoires et Sociétés et à l’école doctorale « Ville, transports et territoires » de Paris-Est Sup.

La soutenance aura lieu le vendredi 24 septembre 2021 à 15h en ligne sur Zoom (Lien : https://univ-eiffel.zoom.us/j/81447037484 et Mot de passe : STv46a4t) et à la Cité Descartes, en salle A221 du Bâtiment Bienvenüe (places limitées et passe sanitaire exigé). Les personnes souhaitant assister à la soutenance doivent impérativement se connecter caméra et micro fermés.

Le jury est composé de :

  • Armelle Choplin, Professeure associée à l’Université de Genève (co-directrice)
  • Sylvy Jaglin, Professeure à l’Université Gustave Eiffel (directrice)
  • Franck Scherrer, Professeur à l’Université de Montréal (rapporteur)
  • Éric Verdeil, Professeur à Sciences Po Paris (examinateur)
  • Marie-Hélène Zérah, Directrice de recherche à l’IRD (rapporteure)
  • Invité au jury : Olivier Coutard, Directeur de Recherche CNRS au Latts (invité)

Résumé : Dans les villes d’Afrique subsaharienne, les réseaux électriques sont défaillants, insuffisants et parfois absents alors que la demande augmente. Pour satisfaire leurs besoins, les citadins mettent en pratique une pluralité technologique donnant lieu à divers assemblages sociotechniques. À l’échelle de chaque ville, il en résulte une configuration électrique urbaine. Comparant une sélection de quartiers reflétant la diversité urbaine à Ibadan (Nigéria) et à Cotonou (Bénin), la recherche démontre que les pratiques citadines d’accès à l’électricité alimentent des processus d’hybridation dans lesquels l’amélioration de la qualité et de la continuité du service dépend de logiques marchandes et sociales ambivalentes qui ne permettent pas de sortir les citadins les plus vulnérables des trappes de la pauvreté. Finalement, la transition électrique urbaine nécessite d’aller au-delà du référentiel du réseau conventionnel unique et uniforme, pour penser les contours d’un service urbain socio-techniquement hétérogène, articulé à la diversité des conditions de vie urbaine.

Mots clés : accès à l’électricité ; hétérogénéité urbaine et infrastructurelle ; inégalités intra- et interurbaines ; régimes d’accès ; Ibadan ; Cotonou ; Nigéria ; Bénin

Abstract : In the cities of sub-Saharan Africa, electricity networks are deficient, insufficient and sometimes absent, while demand is increasing. To meet their needs, city dwellers use a variety of technologies that give rise to different socio-technical assemblages. At the scale of each city, this results in an urban electrical configuration. Comparing a selection of neighbourhoods reflecting urban diversity in Ibadan (Nigeria) and Cotonou (Benin), the research shows that urban practices of access to electricity fuel processes of hybridization in which the improvement of the quality and continuity of the service depends on ambivalent market and social logics that do not allow the most vulnerable city dwellers to escape from the traps of poverty. Finally, the urban electricity transition requires going beyond the reference of the single, uniform conventional network to consider the contours of a socio-technically heterogeneous urban service, linked to the diversity of urban living conditions.

Keywords : access to electricity; urban and infrastructural heterogeneity; intra and inter urban inequalities; regimes of access; Ibadan; Cotonou; Nigeria; Benin

Alix Chaplain and Eric Verdeil contributed to the seminar Models for Tackling Lebanon’s Electricity Crisis

The Issam Fares Institute for Public Policy at the American University of Beirut hosted a seminar about Models for Tackling Lebanon’s Electricity Crisis, in partnership with the SOAS-Anti Corruption-Evidence initiative. The seminar featered two researchers from AUB working on a project about the recent reform of electricty management in the city of Zahle, which allowed a 24/7 electricity supply through a private company. In addition, Dr Hassan Harajli from UNDP CEDRO and Alix Chaplain, PhD candidate at Sciences Po-CERI and a researcher in the Hybridelec project. Their presented were discussed by Eric Verdeil (Sciences Po CERI and Hybridelec project leader), Jamil Mouawad (AUB) and Pallavi Roy (SOAS University).

Read the Briefing paper: Ahmad, Ali, et al. « Models for tackiling Lebanon’s electricity crisis ». The Policy Practice/Issam Fares Institute for Public Policy and International Affairs, 2021, p. 1‑12.

To know more, read the working paper on Zahle’s model and Alix’ work:

Ali Ahmad, Neil McCulloch, Muzna Al-Masri, Marc Ayoub, From dysfunctional to functional corruption: The politics of reform in Lebanon’s electricity sector, Working Paper Anti-Corruption Evidence. Making Anti-Corruption Real. (2020) 1–55.

Chaplain, Alix. « L’émergence de mini-réseaux hybrides d’électricité au Liban : vers une différenciation territoriale des dispositifs de fourniture énergétique ». Billet. Les carnets de l’Ifpo (blog). En ligne: https://ifpo.hypotheses.org/10952.

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

[New article] Electrifying urban Africa: energy access, city-making and globalisation in Nigeria and Benin

Rateau, M., Choplin, A., 2021. Electrifying urban Africa: energy access, city-making and globalisation in Nigeria and Benin. International Development Planning Review. ahead of press

Abstract

Electricity access has become a crucial issue in global South cities. While demand is growing, conventional grids are failing or insufficient, especially in Africa. Urban dwellers therefore have to develop a wide range of (in)formal infrastructures to meet their daily electricity needs. Building on recent studies on urban electricity in the global South, this paper aims to contribute to the debates on hybrid forms of electricity provision by analysing the diffusion of solar panels and generators in two cities, Ibadan in Nigeria and Cotonou in Benin. Although neighbouring and relatively similar, these two cities illustrate distinct daily electrical lives. In Nigeria, an electricity-exporting country, people face daily power outages. In Benin, a country that depends on Nigeria for its supply, there is electricity but it is difficult to connect to the grid because of connection costs. Based on an empirical study, the article shows that Ibadan’s inhabitants use generators as a complement to a conventional grid that is almost universal but unreliable. In Cotonou, solar energy is an alternative until they can connect to the grid. Generators and solar panels have become the material markers of urban Africa, providing information on inequalities in access to electricity.

L’électricité, un enjeu clef de la crise libanaise

[article publié le 13 août 2020 sur The Conversation]

L’électricité, un enjeu clef de la crise libanaise

Alix Chaplain, Sciences Po – USPC

La double explosion du mardi 4 août à Beyrouth, poumon économique du Liban, a entraîné des pertes humaines et matérielles dramatiques alors même que le pays du Cèdre est en plein naufrage économique et pris dans un vent de contestation politique depuis la révolution d’octobre 2019.

Dans le contexte de grande fragilité politico-économique que connaît aujourd’hui le Liban, la question de l’accès à l’électricité est essentielle. Celle-ci est au cœur des revendications des Libanais qui dénoncent l’inertie, la gabegie et la corruption qui minent le secteur de l’électricité.

Face aux défaillances du réseau conventionnel et dans l’absence de réformes, un ensemble de solutions diversifiées d’accès à l’électricité s’ancrent dans les pratiques et déstabilisent le système électrique libanais.

Continuer la lecture de « L’électricité, un enjeu clef de la crise libanaise »

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. []

La sécurisation de l’approvisionnement électrique au Liban : l’émergence de configurations hybrides

Du fait d’une dégradation structurelle du réseau conventionnel d’électricité, émergent au Liban des pratiques alternatives dans la production, la transmission et la distribution d’électricité. Alors même que le pays est électrifié à plus de 99%, la sous-production et une gestion erratique des infrastructures entraînent des délestages de 3 à 12 heures par jour, variables selon les régions et les localités. Lourdement touché par la guerre civile puis la guerre de 2006, le secteur de l’électricité accumule les mauvaises performances techniques et financières, et doit être restructuré depuis près de 20 ans[1]. Mais les controverses juridiques, le manque de ressources et l’instabilité politico-économique ont jusqu’à présent empêché la mise en œuvre de nombreux plans de réforme du secteur publiés par le gouvernement libanais. Continuer la lecture de « La sécurisation de l’approvisionnement électrique au Liban : l’émergence de configurations hybrides »

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