# La crise électrique est-elle réellement terminée en Afrique du Sud ? À propos des électrons et du politique

Alain Dubresson

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# La crise électrique est-elle réellement terminée en Afrique du Sud ?
À propos des électrons et du politique

Alain Dubresson

Professeur honoraire

Université Paris Nanterre

4 novembre 2024
# La crise électrique est-elle réellement terminée en Afrique du Sud ?
À propos des électrons et du politique

Alain Dubresson, 4 novembre 2024

Après la calamiteuse année 2023, qualifiée par les experts énergétiques nationaux et la presse spécialisée "d'annus horribilis"<fnref n="1" /> en raison du nombre d'heures et de niveaux élevés de délestage pratiqué sous forme de coupures tournantes (load shedding)<fnref n="2" /> et un début 2024 alarmant (Annexe 1), le 26 mars 2024, l'opérateur national Eskom suspend les coupures.

Près de sept mois plus tard, Kgosientsho Ramokgopa, ministre de l'Électricité et de l'Énergie, célèbre le 200ème jour sans coupures mais rappelle que le système demeure fragile et instable<fnref n="3" />, ce que confirment tous les communiqués de presse d'Eskom, dont le dernier en date<fnref n="4" /> au moment où est rédigée cette note. Le gouvernement central et les dirigeants d'Eskom font preuve de prudence et se gardent de proclamer la fin des coupures, position lucide compte tenu des facteurs expliquant la suspension de ces dernières, de l'état du système et des perspectives à court, et peut-être moyen termes.

Ce constat factuel renvoie à des interrogations sur la capacité de l'actuel pouvoir d'État à piloter à la fois un retour au fonctionnement normal du grand réseau électrique national et le changement du mix en cours dans un contexte d'incertitude quant à la politique énergétique à adopter, électrique en particulier, tant les dissensions internes sont grandes. Celles-ci ont conduit, par exemple, à différer la mise en œuvre de la version 2023 du plan intégré de ressources (Integrated Resource Plan, IRP), critiqué de toute part pour son absence de vision, d'anticipation et finalement de choix stratégique. Il faut attendre la fin 2024 pour pouvoir, peut-être, disposer d'une version finalisée, mais il y a peu de chances qu'elle soit consensuelle tant sont profonds les désaccords sur le devenir du charbon et du gaz naturel, du nucléaire, des énergies renouvelables entre, d'une part, les ministres de l'ANC qui ont des positions différentes, et, d'autre part, ceux des autres partis siégeant dans le gouvernement d'union nationale, eux-mêmes divisés. Les actuels dirigeants d'Eskom et le ministre de l'Électricité et de l'Énergie, qui ont le soutien du président Cyril Ramaphosa, en sont pour le moment réduits à gérer l'incertitude. Ainsi que le souligne un article du Daily Maverick: "This

<footnote n="1">¹ 'Graphics confirm 2023 as loadshedding's annus horribilis', *Engineering News*, 27th November 2023
https://www.engineeringnews.co.za/article/graphics-confirm-2023-as-loadsheddings-annus-horribilis-2023-11-27</footnote>

<footnote n="2">² 16 000 GWh perdus, deux fois plus qu'en 2022 et huit fois plus qu'en 2021.</footnote>

<footnote n="3">³ 'Ramokgopa hails Eskom leadership for achieving more than 200 days of no load shedding', *Business Report*, 15 October 2024
https://www.iol.co.za/business-report/economy/ramokgopa-hails-eskom-leadership-for-achieving-more-than-200-days-of-no-load-shedding-a7870b54-cabf-4a69-905d-1651a0cdd9aa</footnote>

<footnote n="4">⁴ "Loadshedding remains suspended for 212 days: R12.32 billion saved in diesel year-on-year', Eskom, October 25, 2024
https://www.eskom.co.za/loadshedding-remains-suspended-for-212-days-r12-32-billion-saved-in-diesel-year-on-year/</footnote>
raises the question: is Eskom merely delaying the shutdown of ageing infrastructure because of the politics around decommissioning, or are these efforts genuinely part of a broader plan to stabilise and revitalise the grid?"<fnref n="5" />. Telle est, en effet, la question centrale : la crise est-elle réellement surmontée et a-t'elle suscité un changement de politique électrique en Afrique du Sud ?

Dans cette note, les causes de la suspension mais non de l'arrêt définitif des coupures sont d'abord examinées côté demande et côté offre. Ensuite, les contraintes du réseau national de transport, véritable talon d'Achille d'Eskom, sont soulignées. Enfin, à partir d'un cadre d'analyse combinant plusieurs corpus conceptuels, une tentative d'explication des rapports entre crise électrique, changement du mix, pouvoir d'État et Eskom est proposée.

## Baisse de la demande et relative amélioration de la capacité productive réelle concourent à la suspension des coupures tournantes

### Côté demande, les facteurs d'une baisse significative

À l'échelle nationale, la demande en énergie électrique, 226 TWh en 2023, ne cesse de décroître depuis 2010 (Annexe 2) en raison d'une combinaison entre trois facteurs.

D'abord, la faible croissance économique depuis la crise financière mondiale de 2008 (Annexe 3) affecte la demande des entreprises du complexe minéralo-énergétique (Fine et Rustomjee, 1996), en particulier les plus grandes d'entre-elles (Energy Intensive Users Group, EIUG), très énergétivores, à quoi s'ajoutent la faible diversification industrielle et la montée en puissance de services assez peu consommateurs d'électricité par rapport aux actuelles industries sud-africaines.

Ensuite, en raison de la crise structurelle d'Eskom qui combine les dysfonctionnements techniques, la politique (policy) et le politique (politics) (CDE, 2008; Jaglin et Dubresson, 2015, 2016; Eberhard et Godinho, 2017a; Hofstatter S., 2018; Chipkin et al., 2018; Greenpeace Africa, 2019; Ashley et al., 2020; Baigrie et al., 2020; Kessides, 2020; Bookbinder, 2021; Johnson, 2021; Hermanus et Godinho, 2021; Cowan, 2022), les mesures nationales et locales de gestion de la demande (Demand Side Management) consistant à soutenir et souvent à subventionner en totalité ou en partie tout investissement permettant de réduire la consommation des entreprises et des ménages, ont été efficaces.

Enfin, depuis 2018, en réponse à la crise électrique et à la hausse vertigineuse des tarifs d'Eskom mais aussi du fait (i) de la relance, par le gouvernement Ramaphosa, du grand programme national d'énergies renouvelables REI4P (Renewable Energy Independent Power Producer Procurement Programme), un temps interrompu sous la présidence Zuma; (ii) du lancement de plusieurs programmes d'urgence<fnref n="6" /> recourant aux grands investisseurs privés et

<footnote n="5">⁵ 'Here's the data showing how Eskom is able to keep SA's lights on', *Daily Maverick*, 01 Oct 2024</footnote>

<footnote>By Buyeleni Sibanyoni and Susan Comrie for amaBhungane</footnote>

<footnote>https://www.dailymaverick.co.za/article/2024-10-01-heres-the-data-showing-how-eskom-is-able-to-keep-sas-lights-on/</footnote>

<footnote n="6">⁶ Dont le RMI4P (Risk Mitigation Independent Power Producer Procurement Programme) et le BESI4P (Battery Energy Storage Independent Power Producer Procurement Programme) et divers appels d'Eskom aux producteurs privés</footnote>
(iii) de la décompression règlementaire favorisant les petites puissances inférieures, un boom des investissements privés commerciaux, industriels et résidentiels dans les énergies décentralisées est observé. Ce vif essor a porté leur capacité de production nominale, au 30 juillet 2024 selon Eskom<fnref n="7" />, à 5 790 MW pour le solaire photovoltaïque (PV) de toiture et 6 430 MW pour les grandes infrastructures productives (centrales et fermes solaires et éoliennes, stations de pompage-stockage), au total 12 220 MW sur 53 900 MW de puissance nationale installée en octobre 2024 (Fitzgerald et al., 2024). Cette production décentralisée et diversifiée (PV, groupes électrogènes, batteries), accompagnée parfois de reventes des surplus à Eskom ou aux municipalités par des prosommateurs, a accentué la réduction de la demande générale mais reste mal mesurée. Elle n'a pas toujours diminué la consommation réelle des entreprises, voire de ménages équipés, qui pose des problèmes statistiques.

Conséquence majeure de cette combinaison de facteurs, le pic annuel de demande est passé de 36,7 GW et à 32 GW sur les trois premiers trimestres 2024 (Annexe 2). Selon l'Eskom Data Portal (https://www.eskom.co.za/dataportal/), la demande moyenne horaire, sans entrer dans les variations saisonnières, est passée de 25 908 MW lors de l'exercice 2022-2023 à 25 105 MW en 2023-2024.

## Côté offre productive d'Eskom, un rétablissement relatif de la capacité des centrales à charbon mais un système qui reste fragile

Pour tenter de juguler la baisse continuelle de la capacité réelle de production d'Eskom (EAF, Energy Avalability Factor, Annexe 4), qui repose encore très largement sur les 14 centrales thermiques à charbon (72% de la capacité nominale et 80% de la production), les dirigeants de l'opérateur public ont confié une étude de terrain, réalisée de mars à mai 2023, à un consortium privé en charge de dresser un état technique et gestionnaire de chaque centrale et de proposer des solutions pour améliorer leur performance individuelle. Publié par le Trésor public le jour de la nomination du nouveau directeur exécutif d'Eskom, Dan Marokane, ce rapport<fnref n="8" /> formule plusieurs recommandations, dont deux sont essentielles. La première est le renforcement du plan d'urgence visant à réduire la maintenance imprévue due aux multiples dysfonctionnements consécutifs à la vétusté de la plupart des centrales et aux divers pillages caractéristiques de la capture de l'État dont Eskom a été l'un des principaux outils, en particulier sous la présidence Zuma. La deuxième concerne la gouvernance d'Eskom, dont le dispositif opaque et trop complexe est source de gestion déficiente, sans compter l'incompétence professionnelle de cadres placés antérieurement dans l'entreprise lors du peuplement politique de celle-ci. Le changement de cadres de haut et moyen niveaux a été effectué progressivement, le dernier recrutement de professionnels compétents ayant eu lieu le 17 octobre 2024⁹, en prélude à d'autres arrivées susceptibles de renforcer la capacité stratégique et exécutive dans le contexte de la réforme d'Eskom et de l'ouverture d'un marché concurrentiel de l'électricité (voir infra).

<footnote n="7">⁷ System Status Report, Eskom, https://www.ntcsa.co.za/system-status-reports/</footnote>

<footnote n="8">⁸ https://www.treasury.gov.za/comm_media/press/2024/VGBE%20Eskom%20Report.pdf</footnote>

<footnote n="9">⁹ 'Eskom strengthens executive team with four appointments to prepare for a competitive marketplace' Eskom, October 17, 2024</footnote>

<footnote>https://www.eskom.co.za/eskom-strengthen EXECUTIVE-TEAM-WITH-FOUR-APPOINTMENTS-TO-PREPARE- FOR-A-COMPETITIVE-MARKETPLACE/</footnote>
Les résultats de la mise en œuvre du plan de rétablissement de la capacité productive (Generation Operational Recover Plan) montrent à la fois une amélioration générale et des situations variées. Deux journalistes travaillant pour le site d'investigation amaBhungane ont récemment décortiqué les données d'Eskom<fnref n="10" />, analysées et transformées en graphiques. Ils constatent que durant la période de 5 mois allant du 1er avril au 31 août, l'EAF des centrales à charbon est passé de 51% en 2023 à 60% en 2024, l'objectif d'Eskom étant de retrouver une capacité réelle générale de 70%.

Cependant, toutes les centrales ne sont pas concernées par une progression de l'EAF, certaines ont des résultats négatifs et les progrès observés dans les autres centrales sont inégaux.

## ESKOM: BETTER OR WORSE?

<figure><img src="image_1.png" /><figcaption>The availability of Eskom's coal power plants
2023 vs 2024 (April - August)</figcaption></figure>

<figure><img src="image_2.png" /></figure>

### SEPT 2022: KUSILE FIRE

In September 2022, a fire ripped through Kusile unit 5. As a result, the entire power plant was offline for months. Kusile began slowly ramping back up in October 2023 which explains why there has been such a big jump in the EAF.

Worse ← ------------------------------------ → Better

Source: 'Here's the data showing how Eskom is able to keep SA's lights on', *Daily Maverick*, 01 Oct 2024

https://www.dailymaverick.co.za/article/2024-10-01-heres-the-data-showing-how-eskom-is-able-to-keep-sas-lights-on/

<footnote n="10">¹⁰ 'Here's the data showing how Eskom is able to keep SA's lights on', *Daily Maverick*, 01 Oct 2024
By Buyeleni Sibanyoni and Susan Comrie for amaBhungane
https://www.dailymaverick.co.za/article/2024-10-01-heres-the-data-showing-how-eskom-is-able-to-keep-sas-lights-on/</footnote>
Le système Eskom sur la corde raide : instabilité, vulnérabilité et illusion

Jusqu'à l'amélioration relative de l'EAF des centrales à charbon, Eskom devait compter
sur les autres unités productives de sa flotte, dont la centrale nucléaire de Koeberg et, quand
la maintenance imprévue atteint 14 GW, recourir aux coupures de niveau 1 (- 1 GW) puis de
niveau 2 (- 2 GW) quand elle atteint 15 GW.

Or, si les progrès réalisés sur les centrales à charbon ont permis de réduire la
maintenance imprévue autour de 12 GW contre 17 à 18 GW en moyenne en 2023, la marge
conquise reste insuffisante et fluctuante pour assurer une fin définitive des coupures, le retour
de ces dernières se jouant à 3-4 GW près. De plus, des handicaps se cumulent : mise à l'arrêt
jusqu'à la fin décembre 2024 de l'unité 2 de Koeberg (930 MW), dont il faut remplacer les
turbines, retard pris dans la mise en service commercial de la dernière unité de la méga-
centrale à charbon de Kusile 6 (800 MW) et de la remise en marche de l'unité 6 de la méga-
centrale de Medupi 6 (794 MW), qui ne seront opérationnelles qu'entre décembre 2024 et
mars 2025. De ce fait, Eskom doit faire appel à ses centrales à gaz normalement mobilisées
lors des pics de consommation ; or, ce sont de grosses consommatrices de diésel qui grèvent
lourdement le budget de dépenses.

Le système demeure donc tendu et fragile. D'une part, la suspension des coupures ne
doit pas faire illusion, Eskom pratiquant des réductions de charge (load reduction) dans 7 des
9 provinces (Eastern Cape, Gauteng, KwaZulu-Natal, Limpopo, Mpumalanga, North West et
Western Cape) afin d'éviter des ruptures longues en raison de la faiblesse des transformateurs
anciens : dans les réseaux de transport et de distribution, 2 111 transformateurs sont en état
de surcharge et 900 d'entre eux sont en attente d'une modernisation<fnref n="11" />. Pour les entreprises
comme pour la population, ainsi que le rappelle le ministre Kgosientsho Ramokgopa, les
conséquences sont les mêmes que lors des coupures tournantes : « On the issue of access to
energy, he pointed out that while there is currently no load shedding, Eskom now refers to load
reductions. "Make no mistake. It might be a change in terminology, but the effect for the end
user is the same. Businesses and residents in affected areas during load reduction periods do
not have access to electricity," he said"<fnref n="12" />. À propos des réductions de charge, surtout aux
heures de pointe, des experts dénoncent même un camouflage des coupures ("Is load
reduction camouflaged load shedding via a back-door?<fnref n="13" />"). D'autre part, l'apport des énergies
renouvelables, qui pourrait être plus important, est entravé par l'état et la configuration
géographique du réseau de transport, ce qui ne rend pas les dirigeants d'Eskom très

<footnote n="11">¹¹ 'Eskom implements load reduction in seven provinces, but loadshedding remains suspended', *Engineering News*, 9th July 2024
https://www.engineeringnews.co.za/article/eskom-implements-load-reduction-in-seven-provinces-but-loadshedding-remains-suspended-2024-07-09</footnote>

<footnote n="12">¹² ‘How Eskom shifted the needle on SA’s rolling blackouts’, *Daily Maverick*, 01 Oct 2024
https://www.dailymaverick.co.za/article/2024-10-01-how-eskom-shifted-the-needle-on-sas-rolling-blackouts/</footnote>

<footnote n="13">¹³ 'Eskom is not out of woods yet until SA rectifies dysfunctional municipalities', *Business Report*, September 4, 2024
https://www.iol.co.za/business-report/economy/eskom-is-not-out-of-woods-yet-until-sa-rectifies-dysfunctional-municipalities-6332248e-73cc-4bb0-8eb3-c62d8dc9cf8d</footnote>
optimistes dans leurs projections pour l'année 2025, que ce soit dans le scénario des risques planifiés ou dans celui des risques probables (Annexe 5). Il faudra en effet 3 à 5 ans selon Dan Mashigo, directeur des énergies primaires d'Eskom, pour assurer la fiabilité de la production<fnref n="14" />.

## Le réseau national de transport de l'électricité, talon d'Achille d'Eskom, autre faciès de la crise électrique

Dans la mesure où 165 municipalités sur 257 sont propriétaires de leur réseau de distribution, dont l'état technique et la gestion dépendent des politiques locales, les autres municipalités étant desservies directement par Eskom, seul le problème du réseau national de transport est ici évoqué. Il faut néanmoins rappeler l'importance des analyses à l'échelle locale : la plupart des réseaux de distribution municipaux sont en piètre état, y compris dans des municipalités métropolitaines (Metros), par exemple à Johannesburg où les coupures dues au délabrement de l'infrastructure électrique sont fréquentes.

## Les handicaps de l'actuel réseau national de transport d'Eskom

Au 31 mars 2024, le réseau de transport d'Eskom est composé de 33 328 km de lignes, 155 995 kVA de capacité de transformation, 453 transformateurs et peut répondre à une demande de 33 873 MW (Annexe 6). Son état technique comme sa configuration ont été analysés par Eskom dans un plan 2023-2032 (Transmission Development Plan 2023-2032), dont la version de 2022 a été réactualisée en 2023 et de nouveau en 2024¹⁵. Ce plan ambitieux, qui concerne à la fois le réseau de transport national (Annexe 7) et ses 9 déclinaisons provinciales, projette la connexion de 53 nouveaux MW avec une extension des lignes haute-tension de 14 218 km étirées en corridors, la construction de 170 transformateurs pour une capacité supplémentaire de 105 000 MVA ainsi que la modernisation de sous-stations existantes dont le nombre fluctue selon les versions, le coût total étant estimé à 390 milliards de rands<fnref n="16" />.

La réalisation de ce plan est d'autant plus nécessaire que toutes les projections de consommation à l'horizon 2050 sont à la hausse et que l'essor généralisé des énergies décentralisées modifie la donne de manière structurelle. Le nombre de projets actuels recensés par le régulateur national, Nersa, atteint 22,5 GW et, d'ici 2032, 55 GW d'énergies renouvelables sont attendus par le gouvernement central, ce qui est un considérable défi pour le réseau de transport national déjà défaillant face à l'afflux des demandes de connexion. Selon une autre enquête sur les projets d'accès au réseau et datant de juillet 2024, la demande totale réelle s'élèverait en réalité à 134 GW<fnref n="17" />.

<footnote n="14">¹⁴ No indefinite end to loadshedding – Eskom', Engineering News, 23rd August 2024
https://www.engineeringnews.co.za/article/no-indefinite-end-to-loadshedding-eskom-2024-08-07</footnote>

<footnote n="15">¹⁵ Eskom, NTCSA, 2024, South African Renewable Energy Grid Survey,
https://www.ntcsa.co.za/south-africa-renewable-energy-grid-and-survey/</footnote>

<footnote n="16">¹⁶ En octobre 2024, en moyenne, 1 rand = 0,051 euro</footnote>

<footnote n="17">¹⁷ 'Survey reveals surge in renewable energy appetite with record 134 GW grid access demand', Daily Maverick, 03 Sep 2024
https://www.dailymaverick.co.za/article/2024-09-03-survey-reveals-surge-in-renewable-energy-appetite-with-record-134gw-grid-access-demand/</footnote>
Par ailleurs, la configuration géographique d'un réseau de transport hérité de la révolution minérale du XIXème siècle, de la politique industrielle lancée en 1924 et surtout du régime d'apartheid et mis au service du complexe minéralo-énergétique, est en discordance avec la localisation des plus importantes ressources solaire et éolienne. Le réseau actuel est concentré dans le Gauteng et le Mpumalanga (où sont aussi localisées les mines de charbon et les centrales thermiques), mais le plus fort potentiel solaire et éolien est situé dans le Northern Cape, l'Eastern Cape et le Western Cape, surtout desservis par des corridors électriques alors que les projets connus sont très dispersés. À ces problèmes d'état technique et de configuration géographique s'ajoute l'épineuse question des règles et modalités du raccordement et de leurs incessantes fluctuations lors des derniers appels d'offre concernant les grands programmes publics recourant aux investisseurs privés.

Faiblesses et inadaptation du réseau de transport ont de lourdes conséquences sur la capacité d'Eskom à satisfaire la demande, autre faciès de la crise électrique. Des lancements d'appels d'offre ont ainsi été retardés, d'autres appels d'offre ont été réduits faute de pouvoir compter sur une capacité d'accueil suffisante. Des demandes d'effacement contractualisées sont adressées aux entreprises pour libérer des disponibilités dans certaines provinces. Un exemple : le 28 janvier 2024, Eskom met en ligne un addendum à son analyse de la capacité du réseau montrant qu'aucune capacité n'est disponible dans l'Eastern Cape et le Western Cape, où les marges existantes ont déjà été attribuées<fnref n="18" />. L'accent est mis sur la nécessité d'élaborer un cadre général permettant de pratiquer l'effacement volontaire de 10% en vue du prochain appel d'offres du REI4P : "*The publication of the addendum could have major implications for the renewables bid window currently under way for the procurement of 5 000 MW, divided between 3 200 MW of wind and 1 800 MW of solar photovoltaic (PV). Although it has not yet been confirmed whether the new curtailment framework will now be applied during the round, with another bidding round due for release by the end of March*"<fnref n="19" />. À ces handicaps s'ajoutent les difficultés à mobiliser des financements suffisants pour réaliser le plan 2023-2024.

## Lenteur et problèmes financiers retardent une mise en œuvre efficace du plan 2023-2032

Le moins qu'on puisse dire est que le plan d'extension et de modernisation du réseau national de transport n'est pas sur la bonne voie. Le 30 septembre 2024, Segomoco Scheppers, directeur exécutif intérimaire de la NTCSA (National Transmission Company of South Africa, filiale publique d'Eskom SOC Ltd issue de la séparation de son ancienne division Transport, désormais opérateur du réseau et opérationnelle depuis le 1er juillet 2024), souligne qu'en 2023, Eskom a construit seulement 74 km de nouvelles lignes, que la planification actuelle ne porte que sur 800 km supplémentaires en trois ans et que cette lenteur est incompatible avec

<footnote n="18">¹⁸ Notice of publication of the addendum to the Generation Connection Capacity Assessment 2025, Eskom, January 28, 2024
https://www.eskom.co.za/notice-of-publication-of-the-addendum-to-the-generation-connection-capacity-assessment-2025/</footnote>

<footnote n="19">¹⁹ 'Eskom's new curtailment addendum unlocks 3 470 MW of grid for wind in Western and Eastern Cape', *Engineering News*, 27th January 2024
https://www.engineeringnews.co.za/article/eskoms-new-curtailment-addendum-unlocks-3-470-mw-of-grid-for-wind-in-western-and-eastern-cape-2024-01-27</footnote>
les besoins du pays<fnref n="20" />. Il faudrait en moyenne construire au moins 1 000 km par an durant 10 ans, et le calendrier retenu pour les premières années est très loin de cet objectif.

Ce calendrier minimal a été établi sous contrainte financière. Ni Eskom, ni le ministère des Finances n'ont aujourd'hui les moyens d'investir seuls dans le plan d'extension du réseau de transport et l'entreprise publique n'est plus autorisée à emprunter après la reprise d'une partie de sa dette par le Trésor national. Un nouvel objectif a pourtant été défini par Segomoco Scheppers fin octobre 2024, connecter 56 MW de 2025 à 2034 avec la construction de 14 500 km de lignes à haute-tension et 210 transformateurs pour une capacité de 113 000 MVA<fnref n="21" />.

Une large partie du financement des 390 milliards de rands reste cependant à trouver. Une première avancée a été réalisée lors de la réunion, fin août-début septembre 2024 au Cap, de la banque des BRICS (New Development Bank)<fnref n="22" />. Une autre piste explorée est celle des engagements financiers pris en 2022 par le groupe des partenaires de l'Afrique du Sud soutenant son plan de transition juste (Just Energy Transition Investment Plan, JET-IP, Republic of South Africa, 2022) présenté lors de la COP 27, mais sur les 11,7 milliards $ alors promis (211 milliards de rands), 821 millions $, seulement 7%, étaient engagés en août 2024. L'indécision du gouvernement sud-africain quant au devenir de son mix électrique, ses hésitations et le report de la fermeture programmée des centrales à charbon d'Hendrina, de Camden et de Grootvlei suscitent en effet de nombreuses réserves. La NTCSA se tourne donc vers des investisseurs privés : 19 entreprises privées ont été présélectionnées, qui pourront répondre aux appels d'offres destinés à lancer la première phase du programme d'investissements (112 milliards de rands).

Faire appel à des investisseurs privés pour financer en partie ou en totalité l'extension du réseau de transport pose de nombreuses questions en termes de faisabilité et de choix politique. Pour le moment, il n'existe aucun cadre réglementaire permettant l'introduction du capital privé dans ce domaine et les dirigeants de la NTCSA comme le gouvernement sont en quête d'une solution acceptable par toutes les parties. Des modèles de partenariat public-privé sont étudiés par le Trésor Public au Brésil, au Chili, au Pérou, en Inde, de même qu'une adaptation des modèles de la Banque mondiale (véhicules financiers, garanties et assurances pour les investisseurs privés) est à l'étude. En dépit des réserves formulées quant aux résultats de réformes entreprises en Afrique subsaharienne, en Asie du Sud et en Amérique Latine (Eberhard et Godinho, 2017b), toutes les possibilités sont envisagées, dont les formules BOT et BOOT, et un projet pilote devrait être lancé au premier trimestre 2025.

<footnote n="20">²⁰ ‘Grid and regulatory hurdles stand in way of Ramokgopa’s ‘ultra-aggressive’ renewables vision’, *Engineering News*, 30th September 2024</footnote>

<footnote>https://www.engineeringnews.co.za/article/grid-and-regulatory-hurdles-stand-in-way-of-ramokgopas-ultra-aggressive-renewables-vision-2024-09-30</footnote>

<footnote n="21">²¹ ‘NTCSA revises latest TDP considering uptick in expected generation capacity ‘, *Engineering News*, 30th October 2024</footnote>

<footnote>https://www.engineeringnews.co.za/article/ntcsa-revises-latest-tdp-considering-uptick-in-expected-generation-capacity-2024-10-30</footnote>

<footnote n="22">²² ‘NDB to plot way out of SA’s electricity grid crisis through collaboration with BRICS members’, *Business Report*, 2 September 2024</footnote>

<footnote>https://www.iol.co.za/business-report/economy/ndb-to-plot-way-out-of-sas-electricity-grid-crisis-through-collaboration-with-brics-members-062e2b24-d138-4c34-8954-5452b0e9bf00</footnote>
# Crise électrique, changement du mix, pouvoir d'État et Eskom : essai d'analyse des rapports de réciprocité

## Un cadre d'analyse

Les fondements de la crise électrique sud-africaine, qui est surtout celle d'Eskom en tant qu'institution dans ses rapports au pouvoir d'État, a été largement analysée (voir supra). Si on considère qu'en 2024 les évolutions survenues dans le secteur électrique depuis le déclenchement de cette crise en 2007/2008 sont annonciatrices d'un changement significatif, alors ce secteur n'est plus dans la situation quasi gramscienne dans laquelle il se trouvait au début des années 2010 (« La crise consiste justement dans le fait que l'ancien meurt et que le nouveau ne peut pas naître : pendant cet interrègne on observe les phénomènes morbides les plus variés » (Gramsci, 1983 : 283), « le nouveau » émergeant mais lentement et avec des soubresauts. Dans ce contexte, l'une des questions posées aujourd'hui est celle des effets de la crise sur le changement en cours.

Dans plusieurs corpus conceptuels, l'idée prévaut, comme pour Gramsci, qu'une crise est un moment spécifié par un double processus de destruction et de création concomitantes. Dans le fil de la pensée marxiste tout en s'en différenciant quant à la dynamique du capitalisme, Schumpeter a développé la notion de destruction créatrice, processus de transformation de l'intérieur de la structure économique par élimination des éléments vieillis et création continuelle d'éléments nouveaux (Schumpeter, 1942, éd. 2023). Impulsé par l'innovation et le progrès technique via le phénomène de destruction créatrice, le changement procèderait de cinq formes d'innovations (produits ; procédés ; modes de production ; débouchés ; matières premières). Le terme de mode de production renvoie aussi à la pensée marxiste et à ses prolongements actuels dans les courants de la régulation, français en particulier qui emprunte à Marx et à l'école des Annales (Boyer, 2015). La théorie des crises exposée par cette école (Boyer, 2015 : 80-106) propose cinq types de crise fondées sur des désajustements au sein d'un ensemble de formes institutionnelles caractéristiques du mode de production et du régime d'accumulation capitalistes (Boyer, 2015 : 82).

On retrouve l'idée de centralité de la dimension institutionnelle des organisations et du rôle fondamental des institutions sur les résultats économiques dans les travaux de North (North, 2005). Qu'elles soient formelles (lois et règles de droit censées réduire l'incertitude et stabiliser les cadres d'action) ou informelles (cultures, valeurs, codes de comportement), ces institutions, en tant que règles du jeu, pèsent sur la gestion et la performance économique des entreprises. Cette idée est aussi développée par Hecht, pour laquelle « La construction d'un système technique n'est ni un acte impénétrable ni un acte apolitique » (Hecht, 2014 : 18-19), et qui propose deux concepts exprimant l'intrication de la technique et de la - et du - politique. Le premier est celui de technopolitique, c'est-à dire « les pratiques stratégiques qui consistent à concevoir ou à utiliser la technique afin de mettre en place des objectifs politiques, de leur donner forme et de les réaliser » (Hecht, 2014 : 24). Le second est celui de régime technopolitique qui caractérise des « ensembles d'individus, de pratiques d'ingénierie et de pratiques industrielles, d'objets techniques, de programmes politiques et d'idéologies institutionnelles [...] liés entre eux et agiss[a]nt simultanément pour gouverner le développement technique et mettre en œuvre la technopolitique » (Id. : 26). Par analogie avec la notion de régime politique, ce concept évoque les « relations étroites qui existent
entre les institutions, les individus qui les gouvernent, les mythes et les idéologies qui guident ces derniers » (Id. : 27) ; il suggère aussi l'idée d'une dynamique des pouvoirs associés aux dispositifs et pratiques techniques, à leur négociation et leur contestation.

Pour revenir au grand réseau électrique, il faut se référer à la monumentale histoire de l'électrification de Hugues (Hughes, 1983) et à ses travaux ultérieurs montrant que les grands systèmes techniques contiennent « des composants inanimés et animés - techniques et organisationnels » (Hughes, 1998 : 840) et doivent être conçus comme des réseaux complexes et coordonnés d'objets, de savoirs et d'institutions visant la réalisation d'objectifs matériels. Autrement dit, la technique doit être intégrée à la réflexion économique et sociale et contribuer à une approche globale des interactions entre technique et société.

Il est certes toujours périlleux de transférer des concepts à vocation universelle à des cas très particuliers, ici le secteur électrique sud-africain, ainsi que d'éviter tout forçage d'une analyse pour la faire entrer dans des attendus théoriques précontraints. Confronter et croiser les corpus précédents permet néanmoins de tenter de répondre à la question des rapports entre crise électrique sud-africaine et changement en cours en centrant le propos à la fois sur les relations institutionnelles entre Eskom et le pouvoir d'État et sur les liens de réciprocité entre ces relations et les innovations techniques tout en périodisant le propos.

## Un essai d'interprétation de la périodisation des relations entre crise électrique, changement du mix, pouvoir d'État et Eskom

### Capture de l'État, crise électrique et changement du mix électrique durant la présidence Zuma
(9 mai 2009-14 février 2018)

Les premières manifestations significatives d'un grave dysfonctionnement du réseau électrique national sont ressenties fin 2005 et au premier semestre 2006 dans la province du Western Cape, particulièrement au Cap. Les premières coupures s'intensifient en 2007 et 2008 dans tout le pays, puis sont interrompues jusqu'à leur reprise en 2014. Cette première série de coupures est inscrite dans la décennie perdue des réformes électriques préconisées par le Livre blanc sur l'énergie publié en 1998 (DME, 1998) et marquée par un déficit de confiance entre Eskom et les acteurs privés, entre les acteurs nationaux (ministère des Mines et de l'Énergie, puis ministère de l'Énergie, NERSA, Eskom) et les municipalités, entre les gros consommateurs industriels et miniers et les promoteurs des énergies renouvelables. Indécision et finalement paralysie gouvernementale privent alors Eskom de vision, de cap et de stratégie. C'est dans ce contexte, ici résumé (pour plus de détails, voir Jaglin et Dubresson, 2015, 2016), que Jacob Zuma accède à la présidence de la République d'Afrique du Sud le 9 mai 2009.

Pour faire face aux risques de renouvellement des coupures et stabiliser le système Eskom, une inflexion significative de la trajectoire électrique sud-africaine est affichée avec la publication, le 6 mai 2011, du premier plan national intégré (IRP2010) qui projette une capacité productive installée de 89 532 MW en 2030 pour une consommation annuelle de 454 TWh, 28% devant provenir d'énergies renouvelables. Cependant, les priorités de ce qui pourrait fonder une nouvelle politique électrique demeurent controversées, en particulier à propos du nucléaire alors que les acteurs favorables aux énergies renouvelables sont dispersés
et souvent concurrents entre eux. Le REI4P, grand programme national de développement des énergies renouvelables, surtout le solaire et l'éolien, est néanmoins élaboré et le premier des cinq appels d'offres prévus et destinés à des producteurs indépendants est mis en ligne le 3 août 2011. En 2015, le refus d'Eskom de signer les contrats du quatrième appel d'offre et l'hostilité déclarée du ministère des Ressources Minérales et de l'Énergie gèlent le grand programme, qui ne sera repris qu'en octobre 2018, sous la présidence Ramaphosa, avec la signature des contrats laissés en suspens (Kruger et Alao, 2022).

Comment expliquer l'engagement, puis le recul à l'égard des énergies renouvelables dont les technologies, les coûts de production et les prix de vente proposés du kWh ne cessent d'être améliorés au fil des appels d'offre successifs et alors que le gouvernement sud-africain semble enfin y porter intérêt après la tenue du Sommet Mondial sur le Développement Durable à Johannesburg en 2002 ? Dans le Livre blanc sur l'énergie de 1998, les énergies renouvelables sont en effet perçues comme un moyen de sécuriser l'approvisionnement des habitations isolées et éloignées du réseau électrique, mais elles ne sont pas considérées comme une option forte dans un mix énergétique diversifié. En revanche, le Livre blanc sur les énergies renouvelables de 2003 (DME, 2003) fixe un objectif de production de 10 000 GWh en 2013 mais l'accent est mis sur l'exploitation de la biomasse (bagasse issue du traitement de la canne à sucre et gaz produit dans les décharges) et les microcentrales hydroélectriques, l'éolien et le solaire étant écartés en raison des coûts encore élevés d'investissement et de production du kWh.

Concernant le lancement du REI4P, l'hypothèse la plus forte est celle de la contrainte par la crise dans un contexte mondial de réduction des coûts du kWh solaire et éolien. Les premiers symptômes d'une crise de la fourniture électrique qui s'avèrera ensuite durable ont pour conséquence une hausse spectaculaire des tarifs d'Eskom et une montée des inquiétudes pour une économie essoufflée, qui ne parvient pas à retrouver le taux de croissance antérieur à la crise financière mondiale de 2008 (Annexe 3). Le pouvoir d'État est donc contraint de s'engager sur un chemin de changement énergétique pour tenter de s'affranchir des sources d'énergie carbonées, d'autant plus que l'Afrique du Sud, 1er émetteur de dioxyde de carbone (CO2) en Afrique et le 12ème dans le monde, est au 3ème rang mondial pour les émissions de CO2/habitant et est le 1er émetteur africain de dioxyde de soufre (SO2) et le 7ème mondial, ce qui lui vaut d'être de plus en plus est pointée du doigt en un temps où l'idée d'une nécessaire décarbonation monte en puissance au sein des organisations internationales.

Le ministère de l'Énergie, le Trésor national et certains départements d'Eskom apparaissent ainsi résignés à mettre en œuvre des mécanismes favorables aux énergies vertes (Baker, 2011). Il est possible, pour discuter cette hypothèse, de penser qu'avec ou sans cette première phase de la crise, des investissements dans les énergies renouvelables auraient quand même eu lieu, plus tard ou plus lentement, eu égard aux rapides progrès des technologies. Plusieurs arguments laissent penser le contraire. D'abord, l'absence de cadre réglementaire avant le REI4P constitue un obstacle majeur. Ensuite et surtout, l'arrivée au pouvoir de Jacob Zuma modifie la donne institutionnelle au sein du pouvoir d'État et entre ce dernier et Eskom. L'accélération du peuplement politique de l'opérateur public au profit de clans internes à l'ANC et favorables à Jacob Zuma, la nomination de ministres peu enclins à développer les énergies renouvelables et de hauts cadres d'Eskom ayant la même réticence, la mise en place d'un système organisé de corruption et de prédation sur les contrats
charbonniers et sur toute la chaîne d'achat d'intrants, bref la construction d'Eskom en tant qu'outil de rente pour des fractions d'élites politiques de l'ANC, pillage minutieusement décrit dans l'un des volumineux rapports de la commission Zondo<fnref n="23" />, constituent un frein essentiel au changement énergétique.

C'est pourquoi, considérant que les premiers appels d'offre du REI4P ont surtout profité à des consortiums de financement des projets dominés par des firmes occidentales, ce qui rend plus compliqué une prédation telle que celle pratiquée sur le charbon, l'idée d'une recolonisation de l'Afrique du Sud via les énergies renouvelables est avancée par le camp Zuma dont le slogan « Green in not black enough » est largement relayé et diffusé dans le pays. Dès lors, on comprend un peu mieux l'interruption du REI4P en 2015, ensuite justifié par l'absence de coupures en 2016 et 2017, ainsi que l'abandon du projet de révision 2016 de l'IRP qui programmait une considérable augmentation de la capacité des énergies renouvelables concentrant 43% de la capacité de production nouvelle à installer à l'horizon 2050.

Que retenir de cette première phase en termes conceptuels ? D'abord que le fond du problème réside bien dans la dimension institutionnelle, dans la nature du pouvoir d'État et dans les rapports qu'il noue avec les composantes de l'appareil d'État ainsi qu'avec les sphères publique et privée. Ensuite, pour reprendre les formes d'innovation de Schumpeter, s'il y bien eu des changements en matière de produits (énergies renouvelables) et de procédés (système contractuel de partenariat public-privé pour le REI4P), il n'y a pas eu de destruction créatrice, les éléments vieillis (centrales à charbon) n'ayant pas été éliminés alors que sont apparus des éléments nouveaux (énergies renouvelables). Question de temps ? Peut-être, mais la phase Zuma a surtout été celle de la reproduction d'un système électrique dont la très relative diversification sous contrainte a rapidement été annihilée par un pouvoir d'État surtout soucieux de reproduire sa base sociale et politique afin de perpétuer sa prédation rentière.

*Ambivalence et interrogations sur le changement du mix électrique durant la présidence Ramaphosa (14 février 2018 -...)*

L'arrivée au pouvoir de Cyril Ramaphosa modifie les termes de la question des rapports entre crise électrique et changement du mix électrique. Le pouvoir d'État doit faire face à l'exacerbation de la crise à partir de 2018, apporter des réponses dans l'urgence tout en les insérant dans une vision post-capture de l'État.

La première période de la présidence Ramaphosa (15 février 2018-22 mai 2019-19 juin 2024), durant laquelle l'ANC dispose de la majorité absolue à l'Assemblée nationale, est marquée par l'engagement personnel du président en faveur d'une diversification du mix électrique et d'une montée en puissance des énergies renouvelables, ce qu'attestent tous ses discours annuels à la Nation (SONA, State of the Nation Address) et la présentation, en 2022,

<footnote n="23">²³ La 'commission Zondo' a été créée à la suite d'investigations lancées en 2016 par Thuli Madonsela, protectrice publique (public protector) de l'Afrique du Sud, sur la corruption au sein de l'administration du gouvernement Zuma. Dirigée par le juge en chef adjoint (deputy chief justice) Raymond Zondo, elle a entendu des milliers de témoignages et rendu ses recommandations finales en mars 2022. Le volume dans lequel le cas d'Eskom est finement analysé est le Report n°6 of 2016/2017 disponible à https://www.statecapture.org.za/</footnote>
du plan de transition juste (JET-IP) à la COP 27, par l'élaboration d'une feuille de route dans son discours fondateur du 25 juillet 2022²⁴ et par le soutien constant apporté à des modifications réglementaires ainsi qu'à des réformes institutionnelles en s'appuyant sur des commissions indépendantes composées de personnalités compétentes, dont la Commission présidentielle pour le climat (Presidential Climate Commission).

Trois faits importants caractérisent le premier mandat Ramaphosa. D'abord, une capacité de réponses multiples et rapides à l'aggravation de la crise : création d'un comité national de suivi (National Energy Crisis Committee) ; nomination d'un ministre de l'Électricité compétent, Kgosientsho Ramokgopa, rattaché directement à la Présidence ; adoption de la loi sur le climat<fnref n="25" /> ; reprise des appels d'offre du REI4P ; allègement et disparition de contraintes réglementaires pesant sur les investissements privés, dont la suppression de l'autorisation d'exploitation délivrée par Nersa pour les puissances installées inférieures ou égales à 100 MW en août 2021, plafond supprimé en septembre 2022 ; adoption le 14 mars 2024 par l'Assemblée nationale du projet de loi portant amendement de l'ERA (Electricity Regulation Act of 2006 - Act n°4 of 2006), qui facilite l'ouverture du réseau national électrique aux producteurs privés, constitue la base de reconnaissance de la NTCSA en tant qu'opérateur de transport et plate-forme de commerce électrique dans un marché ouvert à la concurrence<fnref n="26" />.

Ensuite, l'engagement de la réforme d'Eskom. Proposée en octobre 2019 par Pravin Gordhan, ministre des Entreprises publiques (DPE, 2019), elle repose sur une séparation fonctionnelle des trois divisions d'Eskom en trois entreprises publiques distinctes, autonomes, dont le capital social est détenu à 100% par l'État et coiffées par une holding publique. Enfin, la publication du nouveau plan de ressources intégré, l'IRP2019 (Annexe 8). Ce plan décline clairement les grandes options de diversification du mix énergétique 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), montée en puissance des énergies renouvelables, 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 croît et qui sont tournées vers l'autoconsommation. 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, ce que le plan de transition juste ne fait pas non plus (Dubresson, 2022).

Le début du deuxième mandat présidentiel, caractérisé par la perte de la majorité absolue de l'ANC lors des élections législatives et la formation, le 30 juin 2024, d'un

<footnote n="24">²⁴ President Cyril Ramaphosa: Address to the nation on energy crisis, 25 Jul 2022
https://www.gov.za/speeches/president-cyril-ramaphosa-address-nation-energy-crisis-25-jul-2022-0000</footnote>

<footnote n="25">²⁵https://www.parliament.gov.za/storage/app/media/Bills/2022/B9_2022_Climate_Change_Bill/B9_2022_Climate_Change_Bill.pdf</footnote>

<footnote n="26">²⁶ 'South Africa takes next step toward opening up electricity trade', *Engineering News*, 15th March 2024</footnote>

<footnote>https://www.engineeringnews.co.za/article/south-africa-takes-next-step-toward-opening-up-electricity-trade-2024-03-15</footnote>
gouvernement dit d'union nationale, est marquée, outre l'entrée en opération de la NTCSA, par la promulgation, le 16 août 2024, de la loi amendant l'ERA. Ce nouvel amendement définit les conditions d'établissement d'un opérateur public indépendant du transport électrique dans les cinq années à venir - la NTCSA assurant l'intérim durant la période intermédiaire -, les règles de fonctionnement du nouveau marché électrique ainsi que les rôles respectifs de la NTCSA et de Nersa<fnref n="27" />. Mais elle est également marquée par la mise à nue d'une ambiguïté auparavant masquée par l'intensité de la crise électrique et la médiatisation des réactions immédiates. Rien n'illustre mieux cette ambiguïté que l'échec de la version ajustée de l'IRP en 2023 publiée en 2024 et les vicissitudes du plan de transition juste.

Contrairement aux précédents plans, 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 et conforme aux engagements inclus dans le plan national de transition juste. Restreint aux années 2023-2030, le calendrier, assorti d'objectifs annuels définis pour chaque source d'énergie et permettant au ministre compétent d'ouvrir les appels d'offres destinés au secteur privé et d'autoriser Eskom à accroître ses propres capacités productives dans le cadre ainsi défini, est contesté et taxé, au mieux d'irréalisme, au pire d'irresponsabilité. Il est considéré comme "a shoddy piece of work"<fnref n="28" /> par tous les experts nationaux, les organisations professionnelles et les associations de consommateurs. Il reporte la décarbonation du mix électrique après 2030 en prolongeant la durée de vie d'anciennes centrales thermiques, freine l'essor prévu dans l'IRP2019 l'essor des énergies renouvelables, hésite entre tournant gazier et nucléaire comme bases d'énergie pilotable. Sans vision, l'IRP2023 ne questionne pas non plus, dans sa partie "contexte", la libéralisation du marché électrique, ses conséquences et la montée en puissance prévue des producteurs privés. Ce flou gouvernemental à des conséquences importantes sur le financement international du plan de transition juste, les protagonistes occidentaux relevant l'indécision et surtout le maintien d'une capacité charbonnière plus importante que celle prévue dans ce plan qui, pour le moment, n'est financé qu'à environ 7% du montant total prévu.

Plusieurs explications sont avancées par le gouvernement sud-africain pour justifier ce décalage, dont l'inadaptation du réseau de transport et les problèmes liés aux importations d'intrants qui concurrencent les productions nationales. Il y a aussi une explication de nature politique qui tient aux divisions au sein du gouvernement d'union nationale, des partis politiques, des syndicats et des organisations civiles sud-africaines à propos des énergies renouvelables et, plus généralement, de la notion de transition énergétique. Autant Kgosientsho Ramokgopa, actuel ministre de l'Électricité et de l'Énergie, est favorable aux unes et à l'autre, comme les ministres appartenant à la DA, les associations environnementalistes et les militants activistes verts, autant Gwede Manstashe, désormais ministre des Ressources minérales et pétrolières, y est hostile, comme le sont des partis politiques radicaux (EFF,

<footnote n="27">²⁷ 'Ramaphosa signs Electricity Regulation Amendment Act into law', *Engineering News*, 16th August 2024, *Engineering News*, https://www.engineeringnews.co.za/article/ramaphosa-signs-electricity-regulation-amendment-act-into-law-2024-08-16</footnote>

<footnote n="28">²⁸ 'A shoddy piece of work' — experts decry South Africa's new blueprint for energy', *Daily Maverick*, By Julia Evans 10 Jan 2024
https://www.dailymaverick.co.za/article/2024-01-10-shoddy-experts-decry-south-africas-new-blueprint-for-energy/</footnote>
Economic Freedom Front) et des fractions de l'ANC restées fidèles à l'ancien président Jacob Zuma. Pour ce dernier ensemble hétérogène, les programmes de développement des énergies renouvelables sont un cheval de Troie du capitalisme étranger destiné à perpétuer sa domination et qui bloque la nécessaire transformation du pays (Baker L., Philips J., 2019). Cette critique des énergies renouvelables en rejoint une autre, celle de la transition énergétique formulée entre autres acteurs par Gwede Mantashe et par nombre de présidents africains lors des deux dernières COP. La transition énergétique est dénoncée comme une nouvelle injonction néocoloniale des Nords déniant aux Africains leur liberté de choix, en particulier d'utiliser leurs abondantes énergies fossiles alors que le continent n'est en rien responsable du niveau mondial d'émission de gaz à effet de serre. C'est beaucoup moins vrai pour l'Afrique du Sud, mais efficacement relayé par les lobbys charbonnier, gazier et nucléaire, l'argument y a une portée certaine.

Comment interpréter cette ambiguïté en termes conceptuels ? D'abord, les « éléments nouveaux » au sens de Schumpeter sont plus nombreux qu'auparavant et sont bien impulsés par l'innovation et le progrès technique, en particulier via la numérisation, la multiplication d'interfaces électriques de plus en plus performants et l'IoT (Internet of Things), qui assurent la flexibilité et permettent tous types de connexion et de transport de l'électricité, comme le wheeling. Mais est-ce la conséquence d'une politique publique volontariste ou surtout celle de pratiques de sécurisation effectuées par des entreprises et des ménages disposant de moyens financiers et lassés des coupures et des hausses de tarifs ? Les diverses mesures gouvernementales ont certes favorisé le boom des énergies renouvelables, mais les investissements privés dans nombre de ces dernières ont été réalisés hors des cadres réglementaires et hors de tout contrôle, comme le montre l'extrême difficulté statistique à les recenser. Ensuite, une fois encore la dimension institutionnelle est au cœur de la question électrique et le rôle des désajustements au sens des courants de pensée de la régulation est essentiel. Le pouvoir d'État de Cyril Ramaphosa a certes réautonomisé et reprofessionnalisé Eskom, mais il ne parvient pas à arbitrer entre les positions divergentes en son sein afin de proposer une vision et une stratégie électriques claires et avoir réparti la question énergétique dans deux ministères à la tête desquels se trouvent deux personnalités que tout oppose quant au rôle respectif des énergies fossiles et des énergies renouvelables ne facilite pas la quête d'un consensus entre les six partis représentés au gouvernement. Début novembre 2024, et en tenant compte de la temporalité, si le régime technopolitique d'Eskom est bien en cours de changement, il est difficile de savoir s'il existe vraiment une technopolitique de l'électricité ancrée sur une diversification du mix électrique et que la crise aurait suscitée.

Reste néanmoins une certitude, cette crise, quel que soit le prisme sous lequel on l'analyse, n'a pas abouti à la remise en question du grand réseau, national ou municipal, au contraire, elle a permis d'accélérer son extension et sa modernisation. Partisans et adversaires de la dé intégration d'Eskom n'envisagent nullement une bifurcation en faveur d'une émergence de communautés énergétiques locales et déconnectées du grand réseau. Dans un contexte national où les infrastructures du système électrique sont des biens collectifs dont l'État a historiquement organisé la production et où le grand réseau est à la fois l'incarnation matérielle et le vecteur sociotechnique du bien commun, terme qualifiant ici l'imaginaire et le projet politique (Jaglin et Dubresson, 2021), les représentations comme les revendications d'accès à l'électricité se réfèrent au grand réseau à l'exclusion de toute autre solution, dont les mini-réseaux isolés. Ces derniers sont encore très peu nombreux et toujours considérés
comme une solution provisoire d'attente du grand réseau, comme à Jabula, îlot d'habitat précaire situé à Philippi au Cap et où en 2023, le mini-réseau construit en 2016 (Jaglin et Dubresson, 2021) a été démantelé avec l'arrivée du réseau municipal. En outre, la plupart des expériences montrent que la mise en place de mini-réseaux destinés aux populations pauvres créé des inégalités sociales et/ou creuse celles qui préexistaient (voir par exemple Bobbins et al., 2024 pour Khayelitsha au Cap) et que des limites de tous types sont rapidement atteintes (sur le projet Enkanini à Stellenbosch, van Breda et Swilling, 2019). En outre, une prolifération de mini-réseaux isolés et financés par des populations aisées est un risque de fragmentation (Jaglin, 2023), sinon de sécession électrique au détriment du projet politique de solidarité entre consommateurs. La crise n'a donc pas modifié la pensée sur les infrastructures du système électrique et c'est surtout l'extension, la modernisation et la quête d'une plus grande flexibilité des réseaux national et municipaux, les rendant capables d'intégrer une diversité de dispositifs sociotechniques, qui est à l'agenda.

## Conclusion : sortie de crise ou simple répit ?

Envisagée sous l'angle des coupures tournantes, la crise électrique a sans doute surdéterminé le début de changement du mix sud-africain au début de la présidence Zuma, le pouvoir d'État s'étant résigné à agir sous contrainte mais non nécessairement en accord avec ses choix fondamentaux ainsi que l'a montré le gel du REI4P. Ensuite, une concomitance entre nouvelle donne institutionnelle, reprise des coupures en 2018 et baisse spectaculaire des coûts du kWh solaire et éolien a favorisé la finalisation d'un projet de changement du mix (IRP2019), provoqué la création de programmes d'urgence et, surtout, créé les conditions de mise en œuvre de la réforme structurelle d'Eskom deux décennies après sa préconisation. En termes gramsciens, le « nouveau » émerge donc lentement et difficilement et il est possible que cette émergence soit annonciatrice d'un début de sortie de la crise fonctionnelle des infrastructures électriques. En termes schumpetériens, compte tenu des temporalités et de la longueur des cycles, il est trop tôt pour tirer des conclusions relatives aux effets des innovations en cours.

La crise n'est cependant pas réductible à ses dimensions sociotechniques et la question de la - et du - politique n'est pas réglée. D'une part les coupures ont eu des conséquences électorales lors des élections législatives de 2024 et elles sont pesé lourd dans la perte de la majorité absolue de l'ANC à l'Assemblée nationale. Si les coupures devaient reprendre jusqu'en 2027, comme Eskom l'envisage dans ses dernières perspectives, rien n'assure que la fragile situation actuelle perdure, d'autant que les réductions de charge pratiquées pour contrecarrer les insuffisances du réseau de transport ont des effets similaires aux coupures sur la population et les entreprises. D'autre part, concernant le futur mix électrique, rien n'est réglé sur le fond depuis l'analyse de Baker et Philips (2019) et il faut attendre la publication définitive de l'IRP2023 pour tenter de comprendre les choix et les rapports de pouvoir qui en sont à l'origine. Début novembre 2024, répondre par l'affirmative à la question posée dans le titre de cette note est ainsi plus qu'aventureux et d'ailleurs, ni le ministre de l'Électricité et de l'Énergie, ni les dirigeants d'Eskom ne s'y risquent.
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# ANNEXES

<figure><img src="image_3.png" /><figcaption>## Annexe 2. La réduction de la demande annuelle et du pic de demande 2010-2024 (3ème trimestre)</figcaption></figure>

<figure><img src="image_4.png" /></figure>
Annexe 3. Evolution du PIB sud-africain, 1925-2021

<figure><img src="image_5.png" /><figcaption>FIGURE 1: SOUTH AFRICA'S HISTORIC ANNUAL GDP GROWTH</figcaption></figure>

Source: Bureau for Economic Research, 2021.

Annexe 4. Électricité réellement disponible en % de la capacité de production
(EAF, Electricity Availability Factor) 2018-2024

The Energy Availability Factor (EAF) is the amount of energy a
generator was able to produce compared to its capacity over a period.
From the figure below it is clear that the EAF has decreased from 2018
to 2023.

<figure><img src="image_6.png" /></figure>

CENTRE FOR RENEWABLE &
SUSTAINABLE ENERGY STUDIES

<figure><img src="image_7.png" /></figure>

Stellenbosch
UNIVERSITY
IYUNIVERSITI
UNIVERSITEIT

<figure><img src="image_8.png" /><figcaption>Average Weekly EAF</figcaption></figure>

The Centre for Renewable and Sustainable Energy Studies (CRSES) | Stellenbosch University

Source: Eskom 2024.

<footnote n="1">¹ Unless otherwise stated, quarter-on-quarter growth rates are seasonally adjusted and annualised.</footnote>
# Annexe 5. Projections de la demande et de capacité de réponse d'Eskom, juillet 2024-août 2025

## 52 Week Outlook

This is the forecast demand vs. available generating capacity for each week for 52 weeks ahead. Colour codes ranging from Green (no shortage) to Red (worst case) are used to indicate the absence or presence of a capacity constraint.

<table><thead><tr><th>Week Start</th><th>Week</th><th>MW<br>RSA<br>Contracted<br>Forecast</th><th>MW<br>Residual<br>Forecast</th><th>MW<br>Available<br>Dispatchable<br>Capacity</th><th>MW<br>Available<br>Capacity (Less<br>OR and UA)</th><th>MW<br>Planned<br>Maintenance</th><th>MW<br>Unplanned<br>Outage<br>Assumption (UA)</th><th>MW<br>Planned<br>Risk Level<br>(-16200 MW)</th><th>MW<br>Likely Risk<br>Scenario<br>(-18200 MW)</th></tr></thead><tbody><tr><td>29-Jul-24</td><td>31</td><td>32182</td><td>31056</td><td>45411</td><td>29211</td><td>4650</td><td>14000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>05-Aug-24</td><td>32</td><td>32221</td><td>30589</td><td>45128</td><td>28928</td><td>4933</td><td>14000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>12-Aug-24</td><td>33</td><td>31789</td><td>30157</td><td>45978</td><td>29778</td><td>4083</td><td>14000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>19-Aug-24</td><td>34</td><td>31741</td><td>30109</td><td>47097</td><td>30897</td><td>2964</td><td>14000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>26-Aug-24</td><td>35</td><td>31404</td><td>29772</td><td>46461</td><td>30261</td><td>3600</td><td>14000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>02-Sep-24</td><td>36</td><td>31556</td><td>29668</td><td>44821</td><td>29621</td><td>5240</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>09-Sep-24</td><td>37</td><td>31803</td><td>29915</td><td>44978</td><td>29778</td><td>5083</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>16-Sep-24</td><td>38</td><td>31413</td><td>29526</td><td>45138</td><td>29938</td><td>4923</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>23-Sep-24</td><td>39</td><td>30909</td><td>29021</td><td>44615</td><td>29415</td><td>5446</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>30-Sep-24</td><td>40</td><td>31076</td><td>28928</td><td>44381</td><td>29181</td><td>5680</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>07-Oct-24</td><td>41</td><td>31090</td><td>28943</td><td>45198</td><td>29998</td><td>4863</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>14-Oct-24</td><td>42</td><td>30988</td><td>28840</td><td>47498</td><td>29598</td><td>5283</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>21-Oct-24</td><td>43</td><td>31288</td><td>29140</td><td>44613</td><td>29413</td><td>5448</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>28-Oct-24</td><td>44</td><td>31043</td><td>28945</td><td>44468</td><td>29268</td><td>5593</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>04-Nov-24</td><td>45</td><td>30877</td><td>28868</td><td>44468</td><td>29268</td><td>5593</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>11-Nov-24</td><td>46</td><td>30756</td><td>28747</td><td>44220</td><td>29020</td><td>5841</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>18-Nov-24</td><td>47</td><td>30513</td><td>28504</td><td>43405</td><td>28205</td><td>6556</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>25-Nov-24</td><td>48</td><td>30369</td><td>28360</td><td>43608</td><td>28408</td><td>6453</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>09-Dec-24</td><td>49</td><td>30491</td><td>28165</td><td>43320</td><td>28120</td><td>6741</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>09-Dec-24</td><td>50</td><td>30725</td><td>28398</td><td>43680</td><td>28480</td><td>6381</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>16-Dec-24</td><td>51</td><td>29472</td><td>27145</td><td>42388</td><td>27188</td><td>7673</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>23-Dec-24</td><td>52</td><td>27305</td><td>24979</td><td>41238</td><td>26038</td><td>8823</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>30-Dec-24</td><td>53</td><td>27003</td><td>24770</td><td>41953</td><td>26753</td><td>8108</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>06-Jan-25</td><td>5</td><td>29323</td><td>27090</td><td>42950</td><td>27750</td><td>7111</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>13-Jan-25</td><td>6</td><td>30006</td><td>27773</td><td>42970</td><td>27770</td><td>7091</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>20-Jan-25</td><td>7</td><td>30111</td><td>27878</td><td>43156</td><td>27956</td><td>6905</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>27-Jan-25</td><td>8</td><td>30338</td><td>28105</td><td>43158</td><td>27958</td><td>6903</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>03-Feb-25</td><td>9</td><td>30275</td><td>28153</td><td>43514</td><td>28314</td><td>6547</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>10-Feb-25</td><td>7</td><td>30453</td><td>28331</td><td>43514</td><td>28314</td><td>6547</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>17-Feb-25</td><td>8</td><td>30607</td><td>28486</td><td>43483</td><td>28283</td><td>6578</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>24-Feb-25</td><td>9</td><td>30504</td><td>28382</td><td>44098</td><td>28898</td><td>5963</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>03-Mar-25</td><td>10</td><td>30359</td><td>28547</td><td>44098</td><td>28898</td><td>5963</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>10-Mar-25</td><td>11</td><td>30779</td><td>28967</td><td>44843</td><td>29643</td><td>5218</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>17-Mar-25</td><td>12</td><td>30715</td><td>28908</td><td>44036</td><td>28836</td><td>6025</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>24-Mar-25</td><td>13</td><td>30578</td><td>28744</td><td>44188</td><td>28988</td><td>5873</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>31-Mar-25</td><td>14</td><td>30504</td><td>28778</td><td>43548</td><td>28348</td><td>6513</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>07-Apr-25</td><td>15</td><td>30981</td><td>29254</td><td>44331</td><td>29131</td><td>5730</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>14-Apr-25</td><td>16</td><td>31342</td><td>29616</td><td>43598</td><td>28398</td><td>6463</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>21-Apr-25</td><td>17</td><td>32093</td><td>30366</td><td>44408</td><td>29208</td><td>5653</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>28-Apr-25</td><td>18</td><td>31446</td><td>29719</td><td>45603</td><td>30403</td><td>4458</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>05-May-25</td><td>19</td><td>32738</td><td>31338</td><td>46176</td><td>30976</td><td>3885</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>12-May-25</td><td>20</td><td>32377</td><td>31878</td><td>46366</td><td>31166</td><td>3695</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>19-May-25</td><td>21</td><td>34328</td><td>32929</td><td>46791</td><td>31591</td><td>3270</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>26-May-25</td><td>22</td><td>34432</td><td>33033</td><td>46611</td><td>31411</td><td>3450</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>02-Jun-25</td><td>23</td><td>32403</td><td>31205</td><td>46136</td><td>30936</td><td>3925</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>09-Jun-25</td><td>24</td><td>32620</td><td>31422</td><td>45347</td><td>30147</td><td>4714</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>16-Jun-25</td><td>25</td><td>32560</td><td>31362</td><td>45717</td><td>30517</td><td>4344</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>23-Jun-25</td><td>26</td><td>32971</td><td>31773</td><td>45717</td><td>30517</td><td>4344</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>30-Jun-25</td><td>27</td><td>33298</td><td>31742</td><td>45717</td><td>30517</td><td>4344</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>07-Jul-25</td><td>28</td><td>33163</td><td>31607</td><td>45862</td><td>30662</td><td>4199</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>14-Jul-25</td><td>29</td><td>33173</td><td>31617</td><td>46027</td><td>30827</td><td>4034</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>21-Jul-25</td><td>30</td><td>32834</td><td>31278</td><td>45254</td><td>30054</td><td>4807</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>28-Jul-25</td><td>31</td><td>32316</td><td>30760</td><td>45424</td><td>30224</td><td>4637</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr><tr><td>04-Aug-25</td><td>32</td><td>31787</td><td>30155</td><td>44074</td><td>28874</td><td>5987</td><td>13000</td><td></td><td></td></tr></tbody></table>

**Notes - Assumptions critical:**

The maintenance plan included in these assumptions includes a base scenario of outages (planned risk level). As there is opportunity for further outages, these will be included. This “likely risk scenario” includes an additional 1500 MW of outages on the base plan.

The expected imports at Apollo is included.

Avon and Dedisa is also included.

The forecast used is the latest operational weekly residual peak forecast, which excludes the expected renewable generation.

**Operating Reserve (OR) from Generation: 2 200 MW**

**Unplanned Outage Assumption (UA): 14 000 MW (13000 MW from September onwards)**

**Reserves: OR + UA = 16 200 MW**

**Eskom Installed Capacity: 49 056 MW.**

**Installed Dispatchable Capacity: 50 061 MW (Incl. Avon and Dedisa).**

**Key:**

<table><thead><tr><th>Risk Level</th><th>Description</th></tr></thead><tbody><tr><td>Green</td><td>Adequate Generation to meet Demand and Reserves.</td></tr><tr><td>Yellow</td><td>&lt; 1 000MW Possibly short to meet Reserves</td></tr><tr><td>Orange</td><td>1 001MW - 2 000MW Definitely short to meet Reserves and possibly Demand</td></tr><tr><td>Red</td><td>&gt; 2 001MW Short to meet Demand and Reserves</td></tr></tbody></table>
Annexe 6. Le réseau électrique d'Eskom en 2021

<figure><img src="image_9.png" /></figure>

Source: Eskom, https://www.eskom.co.za/eskom-divisions/gx/

Annexe 7. Le plan d'extension et de modernisation du réseau de transport d'Eskom 2023-2032 (échelle nationale), version 2023.

<figure><img src="image_10.png" /></figure>

Source: Eskom, https://www.ntcsa.co.za/transmission-development/
# Annexe 8. L'IRP 2019

<table><caption>Table 1: IRP 2019</caption><thead><tr><th>Recommended Plan IRP 2019</th><th>Coal</th><th>Nuclear</th><th>Hydro</th><th>Storage</th><th>PV</th><th>Wind</th><th>CSP</th><th>Gas & Diesel</th><th>Other*</th></tr></thead><tbody><tr><td>Current Base</td><td>37149</td><td>1860</td><td>2100</td><td>2912</td><td>1474</td><td>1980</td><td>300</td><td>3830</td><td>499</td></tr><tr><td>2019</td><td>2155</td><td>-2373</td><td></td><td></td><td></td><td>244</td><td>300</td><td></td><td></td></tr><tr><td>2020</td><td>1433</td><td>-557</td><td></td><td></td><td>114</td><td>300</td><td></td><td></td><td>***</td></tr><tr><td>2021</td><td>1433</td><td>-1403</td><td></td><td></td><td>300</td><td>818</td><td></td><td></td><td></td></tr><tr><td>2022</td><td>711</td><td>-844</td><td></td><td>513</td><td>400</td><td>1000</td><td>1600</td><td></td><td></td></tr><tr><td>2023</td><td>750</td><td>-555</td><td></td><td></td><td>1000</td><td>1600</td><td></td><td></td><td>500</td></tr><tr><td>2024</td><td></td><td></td><td>1860</td><td></td><td></td><td>1600</td><td>1000</td><td></td><td>500</td></tr><tr><td>2025</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td>1000</td><td>1600</td><td></td><td>500</td></tr><tr><td>2026</td><td></td><td>-1219</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td>1600</td><td></td><td>500</td></tr><tr><td>2027</td><td>750</td><td>-847</td><td></td><td></td><td></td><td>1600</td><td>2000</td><td></td><td>500</td></tr><tr><td>2028</td><td></td><td>-475</td><td></td><td></td><td>1000</td><td>1600</td><td></td><td></td><td>500</td></tr><tr><td>2029</td><td></td><td>-1694</td><td></td><td>1575</td><td>1000</td><td>1600</td><td></td><td></td><td>500</td></tr><tr><td>2030</td><td></td><td>-1050</td><td>2500</td><td></td><td>1000</td><td>1600</td><td></td><td></td><td>500</td></tr><tr><td>TOTAL INSTALLED CAPACITY by 2030 (MW)</td><td>33364</td><td>1860</td><td>4600</td><td>5000</td><td>8288</td><td>17742</td><td>600</td><td>6380</td><td></td></tr><tr><td>% Total Installed Capacity (% of MW)</td><td>43</td><td>2.36</td><td>5.84</td><td>6.35</td><td>10.52</td><td>22.53</td><td>0.76</td><td>8.1</td><td></td></tr><tr><td>% Annual Energy Contribution (% of MWh)</td><td>58.8</td><td>4.5</td><td>8.4</td><td>1.2</td><td>6.3</td><td>17.8</td><td>0.6</td><td>1.3</td><td></td></tr><tr><td colspan="10">Installed Capacity</td></tr><tr><td colspan="10">Committed/ Already Contracted Capacity</td></tr><tr><td colspan="10">Capacity Decommissioned</td></tr><tr><td colspan="10">New Additional Capacity</td></tr><tr><td colspan="10">Extension of Koeberg Plant life</td></tr><tr><td colspan="10">Distributed Generation Capacity for own use</td></tr></tbody></table>

* Distributed Generation, CoGen, Biomass, Landfill

** Allocation to the extent of the short term capacity and energy gap

Source: DMRE