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)

Retour de mission en Afrique du Sud (province du Western Cape) : deux éléments du contexte national en août-septembre 2018 et présentation d’études de cas

Un café « solaire » au Cap

Auteurs :
Sylvy Jaglin , Alain Dubresson

Les travaux de terrain – entretiens, collecte de données et visites de sites – dans la province de Western Cape (19 août-16 septembre 2018), dont les fondements et les modalités ont été présentés le 6 janvier 2018 (pour les détails du programme,  S. Jaglin, A. Dubresson, ‘Intentions de recherche dans la province du Western Cape, Afrique du Sud ) ont été réalisés dans un contexte national très particulier en termes de débats énergétiques, avec des conséquences diverses à l’échelle locale des municipalités dans lesquelles les travaux ont été conduits.

Premièrement, le 22 août 2018, deux jours après notre arrivée en Afrique du Sud et alors que les premiers entretiens ont commencé à Swellendam, le ministère de l’énergie (DoE, Department of Energy) publie le document actualisé du plan national de gestion intégrée des ressources (Integrated Resource Plan, IRP), dont la version initiale et approuvée par le gouvernement date de 2011 et la première révision (qui n’a jamais approuvée par le gouvernement) de 2016.  Longtemps attendu, ce document met en débat les scénarios proposés par le DoE  jusqu’à la fin janvier 2019, prélude à l’approbation d’un projet définitif prenant en compte, ou non, les remarques et suggestions issues des débats publics. Il n’est pas du tout évident, compte tenu des enjeux, que la version finale soit approuvée par le gouvernement avant la tenue des élections nationales en mai 2019, mais deux certitudes demeurent, qui ont pesé sur les échanges avec nos interlocuteurs. D’abord, le document mis en circulation (Integrated Resource Plan. Final Draft, 22/08/18, For Public Input, Government Notice, Department of Energy, n°R 2018) amplifie le poids relatif des énergies renouvelables dans le mix énergétique à l’horizon 2030, en particulier celui de l’énergie solaire. Ensuite et pour la première fois dans une version de l’IRP, les SSEG (Small Scale Embedded Generation), qui intéressent directement le programme Hybridelec, sont non seulement mentionnées, mais font également l’objet d’une programmation annuelle (200 MW) au même titre que les autres composantes du mix.

Or, deuxièmement, cette promotion des SSEG dans le débat énergétique national via l’IRP pose des questions non résolues au moment des enquêtes de terrain, accroît l’incertitude antérieure et entretient l’existence de « zones réglementaires grises » avec lesquelles tous les acteurs, en particulier les services électriques municipaux et les entreprises privées, peuvent composer et sur lesquelles ils peuvent jouer. Deux éléments majeurs, producteurs d’incertitude, ont surplombé les entretiens.

Le régime juridique des SSEG

Le 10 novembre 2017, un amendement au Electricity Regulation Act n° 4 of 2006 as amended in 2007 (ERA) exempte tout exploitant d’une installation dont la puissance est inférieure ou égale à 1 MW de solliciter une licence auprès du régulateur national de l’énergie, NERSA (National Energy Regulator of South Africa, qu’il remplace par une obligation d’enregistrement. Dans une proposition de réglementation publiée le 26 avril 2018 et soumise à la discussion publique jusqu’au 30 mai, le régulateur précise les conditions et modalités de la procédure d’enregistrement pour tous les types de SSEG d’une puissance installée n’excédant pas 1 MW, non connectés ou connectés à un réseau basse tension (low voltage) allant jusqu’à 132 kV seulement (Draft consultation paper. Rules for Registration of Small Scale Embedded Generation). De manière notable, le texte propose de confier la fonction d’enregistrement à l’opérateur titulaire d’une licence d’exploitation du réseau local de distribution, généralement la municipalité[1]. Lorsqu’il s’agit d’un SSEG raccordé, ce distributeur doit garantir un accès non discriminatoire à son réseau, il est chargé de vérifier la conformité technique et réglementaire de l’installation, de transmettre la demande d’enregistrement accompagnée de l’agrément technique et financier à NERSA, auquel il doit également fournir trimestriellement les données relatives à chaque SSEG doté d’un certificat et d’un numéro inclus dans une base nationale.

La proposition de NERSA a toutefois suscité de vives oppositions provenant d’ONG comme Outa (Organisation Undoing Tax Abuse), d’organisations patronales, de lobbies et de think tank libéraux, qui considèrent qu’elle vise, à travers la constitution d’une base nationale de données, à taxer les producteurs privés d’électricité, connectés ou non aux réseaux, à punir ceux qui ont fait des efforts pour compenser les dysfonctionnements d’Eskom et à les (ré)intégrer de manière draconienne dans le champ de l’opérateur public défaillant et des municipalités, qui le sont tout autant. Finalement, après une tentative de précision sur les modalités et les objectifs réels, le 21 mai, le manager exécutif pour la régulation électrique au NERSA, annonce que le texte est retiré dans l’attente de la publication d’une nouvelle notice par le DoE… toujours non publiée. Notons toutefois que la municipalité du Cap, confrontée à la prolifération d’installations PV considérées comme dangereuses pour la sécurité du réseau municipal, a décidé de lancer sa propre procédure d’enregistrement. Celle-ci vise rétroactivement les installations existantes, dont les propriétaires doivent transmettre leur déclaration au plus tard le 28 février 2019 sous peine de sanction financière, ainsi que toute nouvelle installation.

La définition des SSEG et de leurs bornes

Ensuite, durant les enquêtes et depuis lors, la résolution de la ‘question SSEG’ butte sur un problème de seuil de puissance installée. L’IRP 2018 incorpore certes les SSEG dans la programmation (200 MW/an), mais seulement pour les puissances installées allant de 1 MW à moins de 10 MW. Celles-ci correspondent plutôt, dans le grand programme national d’énergie renouvelables REI4P[2], au volet dit Small project IPPP Procurement Programme réservé aux puissances installées allant de 1 à moins de 5 MW et soumises au système national d’appel d’offres. Cette définition exclut de fait les petites puissances inférieures à 1 MW, installables par les citadins et les petites entreprises urbaines, qui sont aujourd’hui les plus nombreuses dans le pays. Autorisées sans licence mais dans un régime de déclaration controversé et potentiellement en concurrence avec les tranches supérieures de SSEG dans la programmation nationale, elles se multiplient dans un cadre juridique et politique instable.

Dans nos enquêtes, cette hétérogénéité des définitions et approches des SSEG selon les protagonistes et leurs intérêts s’est exprimée à travers, d’une part, une grande perplexité des acteurs locaux quant à la place réelle consentie, dans la politique nationale, aux petites installations dans la décentralisation électrique et dans la transition énergétique, d’autre part, un contournement des normes exploitant les incertitudes réglementaires (de nombreux malls fractionnent ainsi leurs installations en lots inférieurs à 1 MW pour échapper à la demande de licence d’exploitation auprès de NERSA). De cette double incertitude résultent, plus généralement, des situations locales souvent contrastées tant les représentations des acteurs publics et privés que leurs choix sont divers et variables selon les localités. C’est ce que le ppt présenté lors de la journée Hybridelec du 15 octobre 2018, document d’étape, cherche à montrer.

Les situations locales

Hybridelec Retours de Terra… by on Scribd

[1] Par défaut, les réseaux de distribution concernés fonctionnent avec du courant alternatif, aucun texte réglementaire ne faisant mention du courant continu (zone grise qu’ont commencé à exploiter des entreprises privées).

[2] Renewable Energy Independant Power Project Procurement Programme.

ANR Hybridelec : intentions de recherche dans la province du Western Cape (Afrique du Sud)

Sylvy Jaglin, professeur Université Paris-Est Marne-la-Vallée et chercheur au Latts
Alain Dubresson, professeur Université Paris Nanterre et chercheur au Lavue

Le contexte national sud-africain de « transition énergétique »

Depuis la crise électrique survenue en 2008, dont les symptômes – coupures tournantes, délestages sectoriels – affectant ménages et entreprises ont resurgi en 2014 et 2015, les municipalités sud-africaines tentent de négocier avec le pouvoir d’État une redéfinition de leur périmètre d’action énergétique. Dépendantes d’Eskom, entreprise publique nationale verticalement intégrée cumulant des fonctions de production, de transport et de revente et bénéficiant d’une position dominante, à laquelle elles achètent l’électricité en gros pour la revendre ensuite dans leur territoire de juridiction, les autorités municipales cherchent à modifier un système vertical très contraignant, dont les dysfonctionnements les vulnérabilisent. Continuer la lecture de « ANR Hybridelec : intentions de recherche dans la province du Western Cape (Afrique du Sud) »