Les prix de l'électricité en Afrique du Sud augmenteront de près de 13 %.

Publié: Feb 5, 2025 17:30
【Les prix de l'électricité en Afrique du Sud augmenteront de près de 13 %】Selon des rapports des médias sud-africains, le Comité de régulation de l'énergie de la Régulation nationale de l'énergie d'Afrique du Sud (Nersa) a approuvé la demande d'Eskom pour une augmentation de 12,74 % des prix de l'électricité. Le comité a également approuvé les augmentations des prix de l'électricité d'Eskom de 5,36 % et 6,19 % pour les exercices 2026/27 et 2027/28, respectivement. Cette décision est inférieure aux augmentations de 11,8 % et 9,1 % proposées par Eskom dans sa sixième demande de détermination pluriannuelle des prix (MYPD6). Les prix de l'électricité pour les clients directs entreront en vigueur le 1er avril 2025, tandis que les prix de l'électricité municipale entreront en vigueur le 1er juillet 2025...

Selon des rapports des médias sud-africains, le Comité de Régulation de l'Énergie du Régulateur National de l'Énergie d'Afrique du Sud (Nersa) a approuvé la demande d'Eskom pour une augmentation de 12,74 % des tarifs d'électricité. Le comité a également approuvé des hausses des tarifs d'électricité d'Eskom de 5,36 % et 6,19 % pour les exercices fiscaux 2026/27 et 2027/28, respectivement. Cette décision est inférieure aux augmentations de 11,8 % et 9,1 % demandées par Eskom dans sa sixième demande de Détermination Pluriannuelle des Tarifs (MYPD6). Les tarifs d'électricité pour les clients directs entreront en vigueur le 1er avril 2025, tandis que les tarifs municipaux entreront en vigueur le 1er juillet 2025.

L'augmentation des tarifs d'électricité pour l'exercice fiscal 2025/26 est nettement inférieure à la demande de 36,15 % d'Eskom, mais reste supérieure aux augmentations indexées sur l'inflation proposées par de nombreux intervenants lors des audiences publiques de novembre et décembre. Le taux d'inflation des consommateurs en décembre était de 3 %, tandis que le taux d'inflation annuel moyen était de 4,4 %, inférieur à la moyenne de 6 % en 2023. De plus, Nersa a fait face à certaines pressions politiques pour contrôler les augmentations des tarifs d'électricité, car le ministre sud-africain de l'Électricité et de l'Énergie, Kgosientsho Ramokgopa, avait précédemment déclaré que l'augmentation de 36,15 % proposée par Eskom était inabordable et insoutenable.

Le ministre Ramokgopa a salué la décision dans une déclaration tout en reconnaissant qu'elle exercerait une pression sur Eskom. Il a déclaré que le gouvernement reste engagé à travailler avec Eskom pour améliorer son efficacité. Cependant, Ramokgopa a noté que les ajustements des tarifs d'électricité approuvés tenaient compte de la nécessité d'atténuer la pression inflationniste sur les communautés et les entreprises. Le gouvernement sud-africain introduira des mesures supplémentaires pour soutenir les consommateurs démunis et les petites entreprises, bien qu'aucun détail spécifique n'ait été fourni.

Le président du conseil d'administration de Nersa, Thembani Bukula, a décrit la complexité du processus de prise de décision comme un "exercice d'équilibre délicat" qui prenait en compte les besoins de toutes les parties prenantes. Il a déclaré que Nersa devait garantir la durabilité d'Eskom à court et à long terme tout en veillant à ce que les services d'électricité fournis par Eskom soient à des prix raisonnables. "Ce n'est en aucun cas une tâche facile. Inévitablement, elle est influencée non seulement par nos méthodologies et règles, mais aussi par l'environnement économique national et international plus large. Nous restons guidés et contraints par les politiques et législations nationales."

En 2024, Eskom a soumis à Nersa une demande d'augmentation de 36 % pour l'exercice fiscal 2025/26, de 11,81 % pour l'exercice fiscal 2026/27 et de 9,1 % pour l'exercice fiscal 2027/28. Cette proposition a suscité de vives protestations de la part du public et des entreprises, beaucoup affirmant que ces augmentations étaient inabordables.

Bukula a souligné que le régulateur avait pris des mesures étendues pour garantir que la participation publique et les opinions des parties prenantes soient prises en compte. Le régulateur a organisé des réunions avec les parties prenantes et des audiences publiques et a accepté des soumissions écrites. Les utilisateurs domestiques ont souligné que si ces tarifs étaient approuvés, ils devraient choisir entre acheter de la nourriture et payer l'électricité. D'autre part, les entreprises ont clairement indiqué que si ces augmentations étaient approuvées, beaucoup d'entre elles seraient contraintes de fermer.

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Indonesian state-owned coal producer PTBA has slightly raised its 2026 production target to 49.55 million tonnes from 49.5 million tonnes, while setting full-year sales and transportation targets at 49.51 million tonnes and 41 million tonnes, respectively. The production target was increased by only 50,000 tonnes, or approximately 0.1%, giving the adjustment itself very limited direct significance for market supply. More importantly, PTBA’s first-half production fell 10% year on year to 19.45 million tonnes. To meet its full-year target, the company must produce approximately 30.1 million tonnes in the second half, around 54.8% more than its first-half output. It must also sell about 28.41 million tonnes during the period, approximately 34.6% above first-half sales, meaning that the production recovery must be supported by sufficient transportation and sales capacity. PTBA’s second-quarter production increased 94% from the previous quarter, while sales rose 8%, indicating that operations had begun to recover. Its first-half average selling price increased 14% quarter on quarter and 10% year on year, helping revenue rise 8% to 22.03 trillion rupiah and net profit attributable to the parent increase 218% to 2.65 trillion rupiah. Stronger prices and profitability have increased the company’s incentive to raise production and sales. PTBA’s domestic sales fell 9% year on year to 10.77 million tonnes in the first half, while exports increased 5% to 10.33 million tonnes. The company also intends to strengthen export sales.
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South Africa’s Sasol plans to increase investment in its own coal mines to secure feedstock for its Secunda Operations while reducing coal purchases from third-party suppliers. The company produced 28.4 million tons of coal from its own mines in FY2026 and expects this to increase to between 30 million and 32 million tons in FY2027, before rising further to 34 million tons by 2028. Meanwhile, Sasol expects its external coal purchases to decline from 8.8 million tons in FY2026 to between 5 million and 7 million tons in FY2027. This represents a reduction of between 1.8 million and 3.8 million tons, or approximately 20.5% to 43.2%. The change primarily reflects Sasol’s substitution of externally purchased coal with own-mine production and does not indicate an equivalent decline in its overall coal requirements. The company said that increasing the share of own-mine coal would help maintain consistent coal quality, secure feedstock supplies and improve cost competitiveness. Sasol invested R1 billion to convert the Twistdraai export-coal washing plant into a destoning facility. The facility is now delivering processed coal with sinks below 12%. Improved coal quality, higher gasifier availability and the absence of a shutdown in FY2026 collectively supported an increase in annual output at Secunda Operations to a five-year high of 7.2 million tons. With a scheduled shutdown planned for FY2027, the company expects the facility to produce between 7.2 million and 7.4 million tons during the year. Mining capital expenditure increased from R2.9 billion in FY2024 to R4.1 billion in FY2026 and is expected to rise by a further R1 billion to R1.5 billion in FY2027, including investment in a shaft-replacement project. In addition, Sasol is assessing the production of methane-rich gas from coal as a bridge supply for industrial customers that could face a gas supply shortage from 2028 onward. However, the project still requires greater long-term pricing certainty and further regulatory assessment, and the company has not yet made a final investment decision.
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