Le changement
L’Afrique du Sud a passé plus d’un an sans délestage, tandis que le Zimbabwe a également connu une période prolongée d’amélioration de l’approvisionnement en électricité. Pourtant, les producteurs de MGP sur les deux marchés continuent de rechercher des contrats d’électricité privés. Plutôt que d’abandonner les services publics nationaux, les producteurs dissocient de plus en plus la production d’électricité de l’accès au réseau : des producteurs privés fournissent une part croissante de leur électricité, tandis que les services publics nationaux restent responsables du transport, de l’équilibrage et de l’approvisionnement résiduel.
Le paradoxe
L’argument initial en faveur de l’électricité privée était simple : des réseaux nationaux peu fiables constituaient une menace directe pour les opérations minières. Mais l’environnement d’exploitation a changé. Eskom a enregistré 365 jours consécutifs sans délestage le 16 mai 2026. Son facteur de disponibilité énergétique a atteint 65,85 % sur l’année se terminant le 12 mars 2026 et l’entreprise a fourni sans interruption pendant 98,9 % de l’exercice clos le 31 mars 2026, contre 9 % deux ans plus tôt (Eskom, 2026a). Au Zimbabwe, la ZESA a déclaré 188 jours consécutifs sans délestage à l’échelle nationale à la fin juin 2026. Le stockage utile du lac Kariba s’était également rétabli à 48,09 % le 22 juin 2026, contre 23,47 % un an plus tôt et seulement 13 % au plus bas de la sécheresse en 2024. Parallèlement, la Zambezi River Authority a porté l’allocation d’eau 2026 à 36 milliards de mètres cubes, contre 30 milliards (Newsday Zimbabwe, 2026b ; Energy News Network, 2026).
Pourtant, l’amélioration de la fiabilité du réseau n’a pas freiné les investissements dans l’électricité privée. Au contraire, la contractualisation s’est accélérée. Envusa a achevé son cluster Koruson 2 de 520 MW en août 2026. Sibanye-Stillwater a signé deux accords avec des négociants en février 2026, portant son portefeuille sous contrat à 765 MW. ARM Platinum a mis en service une centrale de 100 MW en décembre 2025, tandis que Siyanda Bakgatla a signé un accord d’électricité privée en juillet 2026. Zimplats, quant à elle, a consacré la plus grande part de ses dépenses d’investissement trimestrielles de mars 2026 au développement solaire (Mining Weekly, 2026a, 2026b, 2026c ; Newsday Zimbabwe, 2026a).
Le directeur général de Northam a formulé ce point alors que le système électrique se redressait déjà, notant que l’électricité demeurait un risque important malgré la réduction du délestage, car les tarifs d’Eskom devraient continuer d’augmenter plus vite que l’inflation des prix à la consommation (Creamer, 2024). Pour les producteurs de PGM, l'électricité privée devient de plus en plus une décision stratégique d'approvisionnement, plutôt qu'une simple réponse d'urgence à une fourniture peu fiable.
Figure 1. Augmentations moyennes approuvées des tarifs d'Eskom pour les clients directs, exercices 2023 à 2028.
Ce qui a changé la donne
NERSA a approuvé une augmentation moyenne de 8,76 % pour les clients directs d'Eskom à partir du 1er avril 2026, et de 9,01 % pour les acheteurs en gros municipaux à partir du 1er juillet 2026, avec une nouvelle augmentation de 8,83 % déjà approuvée pour 2027/28 (Eskom, 2026a). Eskom réoriente également le recouvrement des coûts vers des charges fixes. La part fixe de la charge de capacité de production passe de 20 % en 2026 à 30 % en 2027, et cette partie est exclue du crédit d'énergie disponible dans le cadre du wheeling et de la facturation nette (Eskom, 2026b). Ce détail réduit la valeur d'un mégawattheure transporté par rapport à celui produit derrière le compteur.
Face à cette trajectoire, les producteurs signalent une fourniture privée à prix réduit. Sibanye-Stillwater prévoit que son coût renouvelable sera inférieur de 20 % à 30 % aux tarifs de gros prévus par Eskom, ce qui représentera plus d'un milliard de rands par an à partir de 2028. Valterra estime les économies réalisées grâce à Koruson 2 à environ 10 % en dessous des tarifs de 2026 et a enregistré environ 36 millions de rands d'économies sur les coûts d'électricité au premier semestre 2026, grâce à 181 GWh d'approvisionnement renouvelable. Northam s'attend à ce que son usine de Zondereinde réduise les coûts énergétiques de cette exploitation de 15 %, par rapport à des dépenses énergétiques du groupe d'environ 2,6 milliards de rands par an (Mining Weekly, 2026a ; Valterra Platinum, 2026b ; Creamer, 2025).
La justification de la décarbonation n'a pas disparu. C'est elle qui rend les contrats longs. L'offtake d'Envusa de Valterra court sur 20 ans et est lié à une réduction absolue de 30 % des émissions d'ici 2030, l'électricité du réseau représentant environ 87 % des émissions de l'entreprise. Sibanye cite 2,63 millions de tonnes de CO2e évitées chaque année à partir de 2028, soit une réduction de 41 % par rapport à 2024, avec 92 % des émissions du groupe provenant d'Eskom. Northam présente ses deux contrats d'achat d'électricité comme une réduction allant jusqu'à 45 % de son empreinte carbone. La durée qui garantit la certitude des prix est sous-tendue par le volet des émissions (Valterra Platinum, 2026a ; Sibanye-Stillwater, 2026 ; Northam Platinum Holdings, 2025).
Figure 2. Position des coûts déclarée par les entreprises pour l'approvisionnement privé sous contrat par rapport aux tarifs d'Eskom.
La carte du projet
Le critère d'inclusion est tout projet de production ou de stockage d'électricité acquis privément, financé privément ou contrôlé par une mine, directement associé à une opération nommée de MGP (métaux du groupe du platine) en Afrique australe. Les objectifs génériques d'énergies renouvelables des entreprises sont exclus. Vingt-huit projets répondent au critère. Lorsqu'un producteur possède à la fois une installation physique et un portefeuille de négociant, les deux sont comptés séparément afin d'éviter un double comptage de la capacité. 
Figure 3. Capacité électrique privée par producteur et par étape de livraison.
Quatre modèles contractuels
- PPA bilatéral avec transit
Le producteur contracte un projet nommé, construit sur un site distant et livré via le réseau de transport d'Eskom. Le parc éolien Castle de Sibanye est le cas de référence, un accord de construction, propriété, exploitation et transfert sur 15 ans fournissant environ 309 GWh par an, soit environ 5,5 % de la demande sud-africaine du groupe. La centrale de 100 MW d'ARM Platinum est la plus grande installation en transit contractée par un seul producteur de MGP en dehors des portefeuilles de Sibanye et Envusa, un PPA de 20 ans de 2,5 milliards de rands avec SOLA Group et African Rainbow Energy fournissant environ 270 GWh par an à partir de décembre 2025 (Engineering News, 2023 ; Mining Weekly, 2023).
- Agrégation par un négociant
Le producteur contracte un négociant agréé qui puise dans un portefeuille de producteurs. Ce modèle remplace le contrat bilatéral car il dissocie l'approvisionnement du risque de construction d'un projet unique. Sibanye a signé 138 MW avec NOA et environ 220 MW avec Etana en février 2026. Siyanda Bakgatla a obtenu 288 GWh par an de NOA en juillet 2026 dans le cadre d'un contrat à moyen terme avec option de prolongation (Mining Weekly, 2026a, 2026b).
- PPA derrière le compteur
La centrale se trouve sur le droit minier et alimente directement l'exploitation. La centrale de 80 MW de Northam à Zondereinde occupe 170 hectares dans un droit minier de 9 257 hectares et fournit environ 220 GWh par an derrière le compteur d'Eskom. La justification avancée par Northam est que l'approvisionnement derrière le compteur ne peut pas être limité et ne comporte pas de frais de transit (Northam Platinum Holdings, 2024 ; Creamer, 2024).
- Captive financée par l'exploitant minier
Le producteur finance et possède l'actif. Zimplats est le cas le plus important, son programme Selous de 185 MW étant financé par son propre plan de dépenses d’investissement, avec des dépenses cumulées de 34 millions de dollars américains pour la phase 2A d’ici le 31 mars 2026. La phase 1A a généré 66 053 MWh au cours de l’exercice 2025. Les cas plus modestes sont le projet solaire et de batterie Eland de Northam, la centrale de 5 MW d’Ivanhoe à Platreef et l’usine Unki de Valterra, encore à un stade précoce, au Zimbabwe (Zimplats Holdings, 2026 ; Newsday Zimbabwe, 2026a ; Ivanhoe Mines, 2025).
Figure 4.Capacité par modèle contractuel.
Qui construit et qui achète
Deux variables sont souvent confondues alors qu’elles sont en réalité indépendantes. La première est l’emplacement de la centrale : sur le site minier, derrière le compteur, ou à distance et acheminée. La seconde est celle qui supporte le capital : le mineur ou un tiers.
Northam illustre cette indépendance. Sa centrale solaire de 80 MW est située sur le terrain de Northam et a été développée via un contrat d’achat d’électricité avec un consortium composé de STANLIB Infrastructure Fund II, Royal Bafokeng Holdings et Energy Group, avec un financement de projet de Nedbank et Standard Bank, plutôt que comme un projet autofinancé. Cette même entreprise contracte l’énergie éolienne acheminée depuis Karreebosch et autofinance le solaire et le stockage à Eland. Un producteur se trouve donc simultanément des deux côtés de la frontière, finançant lui-même une partie de la centrale et achetant le reste (Engineering News, 2026 ; Northam Platinum Holdings, 2024).
Implats a clairement indiqué ce changement en mars 2026, lors d’une table ronde avec les médias, en précisant que le plan ne prévoyait plus la construction de ses propres installations et qu’elle recherchait plutôt des accords d’acheminement pour Rustenburg et Marula. Sibanye décrit l’ensemble de son portefeuille de 765 MW comme étant sécurisé par un financement hors bilan de producteurs indépendants d’électricité et de tiers. Sur les 1 783 MW cartographiés en Afrique du Sud pour lesquels le financement est divulgué, 98,6 % sont financés par des tiers (Creamer, 2026 ; Mining Weekly, 2026a).
Deux marchés, deux stratégies
La divergence entre l’Afrique du Sud et le Zimbabwe ne repose pas sur la fiabilité, car les deux réseaux se sont améliorés au cours de l’année 2026. Elle repose sur la structure du marché. L’Afrique du Sud dispose d’un cadre d’acheminement fonctionnel, de traders agréés, d’une exigence de licence pour la production décentralisée, portée à 100 MW en 2021 et supprimée entièrement en décembre 2022, ainsi que d’un poste de transformation privé à Koruson conçu pour connecter jusqu’à 1,5 GW. Un producteur peut donc acheter des mégawattheures sans posséder de centrale.
Le Zimbabwe ne dispose pas d'un marché équivalent. En mars 2026, l'Autorité de régulation de l'énergie du Zimbabwe a lancé un appel d'offres pour déterminer les tarifs de transit de l'électricité à travers les réseaux de transport et de distribution, ainsi que les frais de stockage d'électricité, ce qui place le cadre au stade de la conception plutôt qu'à celui de l'exploitation (ZERA, 2026 ; Engineering News, 28 avril 2026).
Le gouvernement zimbabwéen a plutôt exigé que les grands utilisateurs industriels produisent eux-mêmes leur électricité, convertissant ainsi le même objectif en dépenses d'investissement dans le bilan du mineur. L'exposition sous-jacente reste structurelle. Le pays a dépensé environ 881,7 millions de dollars américains pour importer de l'électricité entre janvier 2021 et mars 2026, et Kariba Sud fournit environ 45 % de la production nationale à partir d'un réservoir dont l'allocation est révisée chaque année en fonction des précipitations. La part d'électricité renouvelable de Zimplats s'est maintenue à 31 % contre un objectif de 35 % au premier semestre de l'exercice 2026, freinée par la sécheresse limitant les importations d'hydroélectricité en provenance du ZESCO zambien (Mining Zimbabwe, 2026 ; Newsday Zimbabwe, 2026b ; Creamer, 2026).
Figure 5. Source de capitaux pour la capacité électrique privée, Afrique du Sud contre Zimbabwe.
Annoncée, Contractée, Livrée
La capacité annoncée est un mauvais indicateur de l'électricité livrée. Sur les 2 148 MW annoncés ou programmés dans l'ensemble cartographié, 1 823 MW sont contractés, 1 392 MW sont en construction ou achevés et 864 MW sont en production. Sibanye elle-même avait mis en service environ 20 % de son portefeuille de 765 MW en février 2026.
Trois cas expliquent l'essentiel de l'écart. Le projet solaire de Karo Platinum, annoncé à 300 MW en 2018 comme alternative à une centrale au charbon, apparaît désormais à environ 30 MW, le réseau national restant la principale source d'approvisionnement dans le cadre d'un accord avec ZETDC. Zimplats a construit 35 MW d'un programme de 185 MW dont la licence a été accordée il y a plusieurs années. Le projet Buffelspoort de 40 MW de Tharisa est prêt à être lancé depuis 2021 et est retardé en attendant les approbations de raccordement d'Eskom, une contrainte que l'entreprise attribue à la congestion du réseau dans la province du Nord-Ouest (Tharisa plc, 2025).
Les plans d'autoconstruction de 2022 constituent la comparaison à plus long terme. Une enquête réalisée cette année-là a enregistré Sibanye prévoyant 175 MW de son propre solaire, Anglo-American Platinum une centrale de 100 MW à Mogalakwena et Implats une centrale de 10 MW à Marula. Aucun de ces projets n’a abouti sous cette forme. La capacité a été fournie par des tiers à la place (Energy Capital & Power, 2022).
Figure 6. Capacité privée cartographiée par étape, cumulative et imbriquée.
Perspectives
Le plafond de l’offre privée est généralement fixé par trois éléments, dont aucun n’est la disponibilité des projets. Le premier est l’accès au réseau. L’usine retardée de Tharisa montre que l’approbation de l’interconnexion, et non le capital, est la contrainte déterminante dans les provinces congestiónnées. Le deuxième est la conception tarifaire. Le passage d’Eskom vers des redevances fixes et son exclusion d’une partie de la charge de capacité de production du crédit d’énergie de roulement réduit l’avantage arithmétique de l’alimentation par roulement par rapport à l’alimentation derrière le compteur. Si cela continue, le secteur pourrait redécouvrir le modèle choisi par Northam. Le troisième est l’intermitence. Le stockage n’apparaît que dans une poignée de projets cartographiés et l’explotation minière des PGM est une charge continue. Le roulement et l’agrégation gèrent cela contractuellement plu tôt que physiquement, ce qui fonctionne tant que le réseau reste disponible comme fournisseur résiduel.
C’est là le point que les totaux en mégawatts obscurcissent. Sibanye s’attend à ce que l’approvisionnement renouvelable satisfasse environ 56 % de la demande sud-africaine d’ici 2028, Northam plus de 70 % des besoins du groupe avant la fin de la décennie, Tharisa 68 % sur une seule mine, Valterra environ un tiers de la demande du groupe et ARM Platinum environ 30 %. Aucun ne vise les 100 % et le résidu est ce qui maintient intacte la relation avec Eskom et ZESA.
La question pour le prochain cycle de reporting n’est donc pas de savoir si davantage de capacité sera contractée. Il s’agit de savoir si la part contractée peut dépasser environ la moitié de la demande sans stockage et si la structure tarifaire récompensera encore le roulement lorsque cela se produira.
Figure 7. Part d’électricité privée divulguée de la demande d’électricité, par producteur.
Références
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