Transition énergétique : 9 600 MW de batteries et de centrales à gaz pour sécuriser l’essor des renouvelables
Confronté aux limites de son réseau électrique et à la difficulté d’absorber toute la production disponible, Pretoria mise sur le stockage par batteries et les centrales à gaz pour gagner en flexibilité. Cette stratégie doit permettre d’accompagner la montée en puissance de l’éolien et du solaire, tout en préparant une réduction progressive de la dépendance au charbon.
L’Afrique du Sud reconfigure les priorités de sa politique énergétique. Plutôt que de privilégier immédiatement de nouvelles installations éoliennes et solaires, le gouvernement entend d’abord renforcer les capacités permettant de stocker l’électricité et d’ajuster rapidement la production aux besoins du réseau. Une orientation qui traduit une évolution majeure : au-delà des volumes produits, la performance du système électrique dépend désormais de sa capacité à mobiliser l’énergie au bon moment. Le ministre sud-africain de l’Énergie, Kgosientsho Ramokgopa, a confirmé, le 7 octobre 2026, une première allocation de 9 600 MW dans le cadre du plan intégré des ressources électriques, l’Integrated Resource Plan 2025 (IRP 2025). Ce programme comprend 4 600 MW de stockage par batteries et 5 000 MW de capacités de production au gaz. Il constitue le premier volet d’une trajectoire énergétique appelée à se poursuivre jusqu’en 2039.
Le stockage, un investissement devenu stratégique
L’augmentation des capacités renouvelables ne garantit pas, à elle seule, une meilleure disponibilité de l’électricité. Lorsque les lignes de transport sont saturées ou que la production dépasse les possibilités d’absorption du réseau, une partie de l’énergie éolienne ou solaire doit être écartée. Ce phénomène, appelé écrêtement, réduit la valorisation économique des installations et peut fragiliser la rentabilité des investissements. Les batteries apportent une réponse à cette contrainte en permettant de conserver temporairement l’électricité produite en excédent pour la restituer pendant les périodes de forte demande ou de baisse de la production renouvelable. Elles peuvent également contribuer à stabiliser le réseau grâce à leur capacité de réaction rapide.
L’Afrique du Sud dispose déjà d’une première expérience opérationnelle. En juin 2025, cinq projets totalisant 513 MW de puissance et 2 052 MWh de capacité énergétique avaient atteint la clôture financière et engagé leur phase de construction. Les trois procédures de stockage lancées jusque-là représentent 1 744 MW et 6 976 MWh. Le passage à une enveloppe de 4 600 MW marque donc un changement d’échelle. Sur le plan économique, cet investissement doit améliorer l’utilisation des actifs électriques existants et limiter les pertes liées à une production qui ne peut être acheminée ou consommée immédiatement. Son efficacité dépendra toutefois du coût des équipements, de leur durée de vie et de leur intégration au réseau.
Le gaz, un relais pour répondre aux fluctuations de la demande
En complément des batteries, Pretoria prévoit 5 000 MW de centrales à gaz. Contrairement au stockage, qui restitue une énergie préalablement accumulée, ces installations doivent produire de l’électricité à la demande, notamment lorsque les conditions météorologiques réduisent la production solaire ou éolienne. Le gouvernement inscrit cette orientation dans une perspective plus large. L’IRP 2025 prévoit 16 GW de capacités gazières dans le bouquet électrique national à l’horizon 2039. À court terme, quatre consortiums sont évalués pour un premier contingent de 2 000 MW, alors que la procédure initiale de production électrique à partir du gaz reste inachevée.
La sélection des projets devra tenir compte de leur aptitude à démarrer rapidement, à adapter leur production et à fonctionner à des niveaux variables. Mais la question déterminante sera aussi celle de leur compétitivité. La disponibilité du combustible, son prix livré, les infrastructures portuaires, les gazoducs et les raccordements électriques pèseront sur le coût final de l’électricité. Cette dépendance aux approvisionnements gaziers constitue un risque économique à surveiller. Des prix élevés ou des retards dans la construction des infrastructures pourraient renchérir la production et compromettre les bénéfices attendus de cette flexibilité.
Le réseau, condition de réussite de la transition
La stratégie sud-africaine ne pourra produire ses effets sans une modernisation parallèle du transport d’électricité. Le pays prévoit ainsi la construction de 14 000 km de lignes à haute tension sur les dix prochaines années. Ces infrastructures doivent faciliter le raccordement des nouvelles capacités de production et de stockage, tout en réduisant les contraintes qui empêchent actuellement d’exploiter pleinement certaines installations.
La première phase de l’IRP 2025 ne comprend pas de nouvelles allocations éoliennes ou solaires. Ces technologies seront intégrées à une prochaine étape, avec notamment des projets hybrides associant production renouvelable et batteries, ainsi que le développement du stockage hydraulique par pompage.
À l’horizon 2039, le pays vise plus de 105 GW de nouvelles capacités électriques, dont plus de la moitié provenant des énergies renouvelables. De son côté, Eskom, l’opérateur public, ambitionne de porter ses capacités renouvelables à 32 GW en 2040, contre moins de 1 GW actuellement, tandis que son parc au charbon devrait passer de 39 à 18 GW.
Un arbitrage entre sécurité énergétique et coût de la transition
Pour les autorités sud-africaines, l’enjeu consiste à concilier trois objectifs : sécuriser l’approvisionnement, réduire progressivement la place du charbon et maîtriser le coût de l’électricité. Les batteries peuvent améliorer la flexibilité du système, tandis que le gaz offre une capacité de production pilotable. Mais ces deux solutions nécessitent des investissements importants et ne dispensent pas d’accélérer les travaux sur le réseau. L’équation financière sera donc aussi déterminante que les choix technologiques. Le rythme de mobilisation des capitaux, les conditions de financement et la répartition des risques entre l’État et les investisseurs privés pèseront sur la réalisation des projets.
En privilégiant d’abord le stockage et les moyens de production flexibles, Pretoria cherche à préparer le système électrique à accueillir davantage de renouvelables sans aggraver les contraintes existantes. La réussite de cette stratégie dépendra moins des capacités annoncées que de leur mise en service effective, de leur coût d’exploitation et de leur contribution à une électricité plus disponible et économiquement soutenable.
