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.

[new publication] Urban Electric Hybridization: Exploring the Politics of a Just Transition in the Western Cape (South Africa)

We are happy to announce the release of Sylvy Jaglin’s article “Urban Electric Hybridization: Exploring the Politics of a Just Transition in the Western Cape (South Africa)” in The Journal of Urban Technology (ahead of press), 2023. Online at https://www.tandfonline.com/doi/abs/10.1080/10630732.2022.2111176

Abstract:

Focusing on the adoption of rooftop solar photovoltaics (PV) by high-income households and businesses in the Western Cape, South Africa, the article analyzes its effects on the hybridization of urban electricity systems and the ability of municipalities to drive a just transition in cities where inequality remains very high. By reducing municipal electricity sales, decentralized solar technologies threaten the surpluses generated from charges paid by grid customers, which are essential to subsidize electricity services for the poor and support other municipal services. Based on fieldwork in four Western Cape cities, the paper shows that municipalities are implementing a variety of local arrangements (regulatory, tariff, and technical) to control distributed electricity generation and are seeking, with mixed success, to avoid a post-carbon transition model that undermines grid benefits by creating a new energy divide.

Transition énergétique dans les économies émergentes : politiques publiques et enjeux urbains

Rencontre entre les équipes des programmes Hybridelec (Hybridations électriques : formes émergentes de la transition énergétique dans les villes du Sud) et  TEChNOPE (Transition énergétique en Chine : Nouvelles Orientations Politiques et Economiques), financés par l’ANR

Date : 25 mars 2022

Lieu : Sciences Po, CERI, 56 rue Jacob 75006 (salle du Conseil, 4ème étage).

Comité d’organisation : Laetitia Guilhot (Université Grenoble-Alpes, Centre de recherche en économie de Grenoble), Eric Verdeil (Sciences Po, Centre de recherches internationales)

Avec l’appui de Alix Chaplain (Sciences Po, Centre de recherches internationales)

Inscription obligatoire auprès d’Alix Chaplain (alix.chaplain at sciencespo.fr). Attention, nombre de places limitées.

9h00 Accueil

9h15 Introduction, par Eric Verdeil et Laetitia Guilhot : présentation succincte des programmes Hybridelec et Technope et des objectifs de la journée

9h30-12h00  Hybridations électriques et politiques de transition en Afrique du Sud et en Inde

Bérénice Girard, Marie-Hélène Zérah : La transition énergétique et les villes en Inde : cadrage national et politiques régionales (Bihar, Haryana)

10h30

Alain Dubresson, Sylvy Jaglin, Transition énergétique en Afrique du Sud et politiques électriques municipales dans la province du Western Cape

12h00 Pause – Pause déjeuner et café

13h30-15h30 Regards sur la transition énergétique en Chine

Lucie Morand, Expérimentations d’une Low Carbon City Pilote de Chine : Stratégie spatiale et programmatique sur un territoire contraint

14h30

Laëtitia Guilhot, André Meunié et Guillaume Pouyanne : Chine : la Longue Marche vers la transition énergétique

15h30-16h00 Discussions finales

Toits solaires à Mossel Bay (Afrique du Sud). Crédit : Alain Dubresson, Sylvy Jaglin

[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)

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) »

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