**Catégories :** Actualité, Gaz, Énergie **Étiquettes :** Afrique du Sud, stockage par batterie, gaz naturel, réseau électrique, IRP 2025 **Extrait :** Le gouvernement sud-africain veut lancer une première procédure portant sur 4 600 MW de stockage par batteries et 5 000 MW de production électrique à partir du gaz. L’équilibre entre flexibilité, coût du combustible et intégration des renouvelables sera déterminant. **Slug :** afrique-du-sud-stockage-batteries-gaz-9-6-gw-electricite **Image alt :** Installation de batteries de réseau et centrale électrique au gaz en Afrique du Sud.
L’Afrique du Sud prévoit de donner la priorité au stockage par batteries et aux centrales au gaz dans la première phase de sa nouvelle planification électrique. Le ministre de l’Électricité et de l’Énergie, Kgosientsho Ramokgopa, a annoncé une capacité envisagée de 4 600 mégawatts de systèmes de stockage et de 5 000 MW de production au gaz, soit un ensemble de 9 600 MW. Ces volumes devront être concrétisés par une décision réglementaire et des appels d’offres.
Cette séquence répond à deux besoins distincts. Les batteries peuvent déplacer une partie de l’électricité disponible vers des heures plus tendues et fournir des services rapides au réseau. Les centrales au gaz peuvent produire à la demande lorsque le solaire et l’éolien ne suffisent pas. Les deux technologies ne sont donc pas interchangeables : leur valeur dépend de leur emplacement, de leur disponibilité, de leurs coûts et de la manière dont elles seront appelées.
4 600 MW pour stocker et restituer l’électricité
Le stockage peut réduire les pertes liées à l’écrêtement des renouvelables lorsque le réseau ne peut absorber toute la production disponible. Une batterie se charge pendant les périodes où l’offre excède la demande ou les capacités de transport, puis restitue l’électricité au moment où elle est utile. Elle peut aussi contribuer à l’équilibrage et à la stabilité de fréquence.
La puissance annoncée de 4 600 MW ne suffit pas à connaître le volume d’énergie disponible. Il faut également savoir pendant combien d’heures les batteries peuvent décharger à leur puissance maximale, combien de cycles elles effectueront et comment elles seront raccordées. Un système de 4 600 MW pouvant restituer son énergie pendant une heure n’offre pas le même service qu’un ensemble capable de fonctionner quatre heures ou davantage.
Les appels d’offres devront donc préciser les besoins du système électrique, les lieux de raccordement et les obligations de disponibilité. La conception des contrats déterminera aussi qui supporte les risques de dégradation des batteries, les coûts de remplacement et les variations de prix de l’électricité utilisée pour la recharge. L’expérience des premières installations sud-africaines constitue un point de départ, mais le passage à plusieurs gigawatts nécessitera une chaîne d’approvisionnement, des compétences et une planification réseau adaptées.
Le gaz comme capacité pilotable
Les 5 000 MW de production au gaz visent à apporter une capacité pilotable. Une centrale peut ajuster sa production selon la demande et la disponibilité des autres moyens de production. Cette flexibilité est utile lors des pointes et lorsque les sources variables produisent moins. Elle dépend toutefois de la capacité à disposer de gaz au bon endroit, au bon moment et à un coût compatible avec le tarif de l’électricité.
Le développement de centrales ne peut donc être séparé de la question de l’approvisionnement. Le pays devra déterminer les sources de gaz, les infrastructures d’importation ou de transport, les terminaux, les gazoducs et les contrats d’achat. Les coûts de livraison, les risques de change et la volatilité des prix influencent la compétitivité de l’électricité. Une capacité construite mais insuffisamment alimentée pourrait rester sous-utilisée, tandis qu’un combustible cher se répercuterait sur les consommateurs ou sur les finances publiques.
Les centrales devront aussi être conçues pour compléter les renouvelables plutôt que de les évincer. Des règles de dispatch, des capacités de démarrage et de montée en puissance appropriées, ainsi que des contrats rémunérant la disponibilité, peuvent favoriser un fonctionnement flexible. Il faudra toutefois veiller à ce que les engagements d’achat de gaz ne créent pas une obligation de consommation rigide sur plusieurs décennies.
Le séquençage des investissements compte
Le choix d’accorder la priorité à ces deux catégories de moyens ne signifie pas que le solaire et l’éolien sont exclus du plan national. Les autorités ont indiqué que des capacités renouvelables et des projets hybrides seront examinés dans une décision ultérieure. Le séquençage vise notamment à améliorer l’intégration de l’électricité déjà disponible et à renforcer la fourniture lors des périodes de tension.
L’ordre des appels d’offres peut influencer la structure du système pour plusieurs années. Si le stockage est bien situé, il peut permettre d’utiliser davantage de production solaire et éolienne. Si les lignes de transport restent insuffisantes, une partie de cette énergie pourrait toujours être perdue. La modernisation et l’extension du réseau doivent donc progresser en parallèle avec les capacités de production et de stockage.
Le gouvernement devra également comparer le coût de chaque solution sur l’ensemble de sa durée de vie. Pour les batteries, cette analyse inclut l’investissement, les pertes de charge, la dégradation et les remplacements. Pour le gaz, elle intègre la centrale, le combustible, les infrastructures d’approvisionnement, les émissions et le coût des périodes où l’installation reste disponible sans produire. Les options de gestion de la demande et les échanges régionaux peuvent aussi contribuer à équilibrer le système.
Une mise en œuvre à suivre sur des résultats concrets
La première décision officielle au titre du plan intégré des ressources 2025 devra détailler les volumes, les technologies admissibles et les conditions d’achat. Les investisseurs attendront des règles stables, des calendriers d’appel d’offres crédibles et une visibilité sur les contrats. Les entreprises locales auront besoin de connaître les exigences de contenu local et les possibilités de participer à la construction, à la maintenance et à l’exploitation.
La mesure du succès ne se limitera pas aux mégawatts attribués. Il faudra suivre les dates de mise en service, la disponibilité réelle des unités, le coût par kilowattheure, la diminution de l’écrêtement et la contribution à la fiabilité du réseau. Le gaz et les batteries peuvent élargir les marges de manœuvre du système, mais leur efficacité dépend de leur intégration aux réseaux, aux renouvelables et aux règles de marché.
L’annonce des 9 600 MW marque ainsi une orientation de planification, pas encore une capacité disponible. L’enjeu pour Pretoria est de transformer cet objectif en contrats compétitifs et en installations opérationnelles, tout en évitant que les coûts d’approvisionnement ou des infrastructures tardives ne réduisent la valeur attendue pour les ménages et l’industrie.