Après le ferrochrome, une file d'attente se forme : les rabais électriques industriels sud-africains se multiplient
La relance des fonderies de ferrochrome de Boshoek et Wonderkop de Glencore Merafe, débloquée par un tarif d'électricité réduit de 62c/kWh, a été largement rapportée comme le sauvetage d'une industrie...
La relance des fonderies de ferrochrome de Boshoek et Wonderkop de Glencore Merafe, débloquée par un tarif d'électricité réduit de 62c/kWh, a été largement rapportée comme le sauvetage d'une industrie en difficulté. Rapportée à un ensemble plus large, elle est plus lourde de conséquences : le dernier exemple, et le plus visible, d'un schéma par lequel l'Afrique du Sud maintient de plus en plus ses industries énergivores en vie grâce à des accords électriques négociés inférieurs au tarif standard, secteur par secteur.
Le mécanisme est l'accord de tarification négociée (negotiated pricing agreement, NPA), un tarif bilatéral conclu entre Eskom et un grand client industriel et approuvé par l'autorité de régulation de l'énergie (Nersa). L'accord ferrochrome est loin d'être le premier.
Le précédent le plus important est le NPA de dix ans que la Nersa a approuvé en 2021 pour la fonderie d'aluminium Hillside de South32 à Richards Bay, la plus grande fonderie d'aluminium primaire de l'hémisphère sud et, à environ 10,3 TWh par an, quelque 5,6 % des ventes totales d'électricité d'Eskom. Aux termes de cet accord, Hillside bénéficie d'un rabais estimé à environ 50 % sur la durée du contrat, soit quelque 10 milliards de rands par an par rapport au tarif industriel standard Megaflex d'Eskom.
Les détails n'ont été rendus publics qu'après que le groupe de plaidoyer Open Secrets a forcé leur divulgation, en écho à une décision de justice de 2013 qui avait de même contraint à la publication de l'accord antérieur avec le prédécesseur de Hillside, BHP Billiton, dont il était apparu qu'il payait environ 15 % du tarif appliqué aux consommateurs ordinaires.
Le cadre ferrochrome, approuvé par le Cabinet et porté par le ministre de l'Électricité et de l'Énergie, Kgosientsho Ramokgopa, a élargi la porte. Le tarif de 62c/kWh couvre à la fois la coentreprise Glencore Merafe et Samancor Chrome, et Eskom a déjà sollicité une aide temporaire pour Transalloys, la dernière fonderie de manganèse du pays, dont l'usine de 5 milliards de rands au Mpumalanga est menacée. ArcelorMittal South Africa, qui dépense environ 3,5 milliards de rands par an en électricité, est en discussions de haut niveau avec Eskom pour son propre tarif préférentiel, et Eskom a explicitement indiqué que les producteurs de ferroalliages et d'acier bénéficieraient d'un examen prioritaire pour des dispositifs similaires. La file d'attente s'allonge donc, et l'électricien a signalé son intention de la traiter.
La justification est réelle et enracinée dans une véritable crise. Les tarifs d'électricité ont augmenté de plus de 1 100 % depuis 2003, et les ventes d'électricité industrielle ont chuté d'environ 40 % par rapport à leur pic de 2004/05, à mesure que les usagers énergivores fermaient, se contractaient ou migraient. L'Afrique du Sud, détentrice d'une part estimée à 70 % des réserves mondiales de chromite et dotée d'une base de transformation minière stratégiquement importante, a vu plus de la moitié de ses fours à chrome s'arrêter. La logique de développement du maintien de cette industrie, emploi, exportations, chaînes de valeur en aval, et la charge elle-même, qui contribue aux coûts fixes d'Eskom, n'est pas négligeable.
Mais l'accumulation d'accords a suscité un examen sévère sur trois plans. Le premier est la transparence. Eskom a constamment refusé de publier les accords, invoquant leur sensibilité commerciale, et a soutenu que leur divulgation créerait des attentes de traitement similaire chez d'autres demandeurs, précisément la dynamique qui se déploie aujourd'hui. Des groupes de la société civile et des analystes font valoir qu'une tarification préférentielle financée, de fait, par un service public devrait être examinée comme toute subvention, par une modélisation ouverte et des auditions publiques, et que ce n'est pas le cas.
Le deuxième est de savoir si les rabais sont même justifiés selon leurs propres termes. Une analyse de Meridian Economics sur l'accord Hillside a conclu que le bénéfice de stabilité du réseau qu'Eskom invoque pour justifier le rabais, la capacité de Hillside à être interrompue en cas de pénurie, pourrait être reproduit à moindre coût avec environ 1,2 GW de stockage par batteries de deux heures, pour moins de 3 milliards de rands par an, impliquant un rabais net à la fonderie d'environ 7 milliards de rands par an que l'argument économique n'étayait pas pleinement.
Le troisième, et le plus dommageable, est que la stratégie pourrait même ne pas fonctionner. Dans un rapport préliminaire daté du 29 juin 2026, la Nersa elle-même a conclu que les NPA n'avaient pas suffi à protéger la base industrielle sud-africaine : les tarifs NPA des fonderies ont augmenté de 200 % en quatre ans, passant de 37,65c/kWh à 112,64c/kWh, alors même que ces accords étaient censés protéger les usagers exposés au commerce, et que la combinaison de taux volumétriques élevés et d'un recouvrement croissant des coûts fixes a laissé les entreprises incapables de réduire suffisamment leurs coûts pour survivre. Si les rabais sont à la fois trop généreux pour être budgétairement sains et trop faibles pour sauver les industries qu'ils visent, le cadre ne satisfait personne.
Sous les négociations au cas par cas se trouve un choix stratégique que le pays n'a pas ouvertement tranché. Soit l'Afrique du Sud bâtit un marché de gros de l'électricité compétitif et transparent, avec un accès ouvert au réseau et des prix de marché, soit elle revient à une politique industrielle ad hoc administrée par des rabais négociés d'un électricien budgétairement contraint. Les deux sont en tension. Des analystes, dont ceux de Green Building Africa, soutiennent que si les producteurs énergivores sont structurellement non compétitifs aux tarifs de marché, la réponse durable n'est pas des rabais toujours plus profonds d'Eskom, mais une réforme accélérée, permettant l'approvisionnement direct auprès de producteurs indépendants (independent power producers, IPP), le wheeling et l'agrégation à grande échelle, ce qui apporterait de nouvelles capacités, diversifierait l'offre et s'alignerait sur les engagements de décarbonation. Un cadre à 62c/kWh, selon cette lecture, risque de signaler que la rétention de la charge d'Eskom prime sur la libéralisation du marché que la réforme devait apporter.
Cette tension est aiguisée par les finances mêmes d'Eskom. Le Trésor national a fait état de renflouements et de reprises de dette atteignant près de 496 milliards de rands en 2025/26 ; la dette d'Eskom avoisine 372 milliards de rands ; les arriérés municipaux ont dépassé 103 milliards de rands. Dans ce contexte, vendre de l'électricité en dessous de son coût de production au charbon d'environ 80c/kWh à une liste croissante de clients industriels n'est pas un aménagement marginal. C'est un pari stratégique, fait à répétition, selon lequel retenir ces gros consommateurs, dont certains pourraient sinon partir vers une fourniture par IPP, vaut les recettes abandonnées. Que ce pari soit avisé dépend de questions auxquelles le processus actuel ne répond pas de façon transparente : comment les rabais sont modélisés, qui absorbe en définitive le manque à gagner, et si les fenêtres de trois à dix ans achètent un redressement ou ne font que différer une fermeture. Le ferrochrome a été le dernier à recevoir une réponse. Il ne sera pas le dernier à poser la question.
Le mécanisme est l'accord de tarification négociée (negotiated pricing agreement, NPA), un tarif bilatéral conclu entre Eskom et un grand client industriel et approuvé par l'autorité de régulation de l'énergie (Nersa). L'accord ferrochrome est loin d'être le premier.
Le précédent le plus important est le NPA de dix ans que la Nersa a approuvé en 2021 pour la fonderie d'aluminium Hillside de South32 à Richards Bay, la plus grande fonderie d'aluminium primaire de l'hémisphère sud et, à environ 10,3 TWh par an, quelque 5,6 % des ventes totales d'électricité d'Eskom. Aux termes de cet accord, Hillside bénéficie d'un rabais estimé à environ 50 % sur la durée du contrat, soit quelque 10 milliards de rands par an par rapport au tarif industriel standard Megaflex d'Eskom.
Les détails n'ont été rendus publics qu'après que le groupe de plaidoyer Open Secrets a forcé leur divulgation, en écho à une décision de justice de 2013 qui avait de même contraint à la publication de l'accord antérieur avec le prédécesseur de Hillside, BHP Billiton, dont il était apparu qu'il payait environ 15 % du tarif appliqué aux consommateurs ordinaires.
Le cadre ferrochrome, approuvé par le Cabinet et porté par le ministre de l'Électricité et de l'Énergie, Kgosientsho Ramokgopa, a élargi la porte. Le tarif de 62c/kWh couvre à la fois la coentreprise Glencore Merafe et Samancor Chrome, et Eskom a déjà sollicité une aide temporaire pour Transalloys, la dernière fonderie de manganèse du pays, dont l'usine de 5 milliards de rands au Mpumalanga est menacée. ArcelorMittal South Africa, qui dépense environ 3,5 milliards de rands par an en électricité, est en discussions de haut niveau avec Eskom pour son propre tarif préférentiel, et Eskom a explicitement indiqué que les producteurs de ferroalliages et d'acier bénéficieraient d'un examen prioritaire pour des dispositifs similaires. La file d'attente s'allonge donc, et l'électricien a signalé son intention de la traiter.
La justification est réelle et enracinée dans une véritable crise. Les tarifs d'électricité ont augmenté de plus de 1 100 % depuis 2003, et les ventes d'électricité industrielle ont chuté d'environ 40 % par rapport à leur pic de 2004/05, à mesure que les usagers énergivores fermaient, se contractaient ou migraient. L'Afrique du Sud, détentrice d'une part estimée à 70 % des réserves mondiales de chromite et dotée d'une base de transformation minière stratégiquement importante, a vu plus de la moitié de ses fours à chrome s'arrêter. La logique de développement du maintien de cette industrie, emploi, exportations, chaînes de valeur en aval, et la charge elle-même, qui contribue aux coûts fixes d'Eskom, n'est pas négligeable.
Mais l'accumulation d'accords a suscité un examen sévère sur trois plans. Le premier est la transparence. Eskom a constamment refusé de publier les accords, invoquant leur sensibilité commerciale, et a soutenu que leur divulgation créerait des attentes de traitement similaire chez d'autres demandeurs, précisément la dynamique qui se déploie aujourd'hui. Des groupes de la société civile et des analystes font valoir qu'une tarification préférentielle financée, de fait, par un service public devrait être examinée comme toute subvention, par une modélisation ouverte et des auditions publiques, et que ce n'est pas le cas.
Le deuxième est de savoir si les rabais sont même justifiés selon leurs propres termes. Une analyse de Meridian Economics sur l'accord Hillside a conclu que le bénéfice de stabilité du réseau qu'Eskom invoque pour justifier le rabais, la capacité de Hillside à être interrompue en cas de pénurie, pourrait être reproduit à moindre coût avec environ 1,2 GW de stockage par batteries de deux heures, pour moins de 3 milliards de rands par an, impliquant un rabais net à la fonderie d'environ 7 milliards de rands par an que l'argument économique n'étayait pas pleinement.
Le troisième, et le plus dommageable, est que la stratégie pourrait même ne pas fonctionner. Dans un rapport préliminaire daté du 29 juin 2026, la Nersa elle-même a conclu que les NPA n'avaient pas suffi à protéger la base industrielle sud-africaine : les tarifs NPA des fonderies ont augmenté de 200 % en quatre ans, passant de 37,65c/kWh à 112,64c/kWh, alors même que ces accords étaient censés protéger les usagers exposés au commerce, et que la combinaison de taux volumétriques élevés et d'un recouvrement croissant des coûts fixes a laissé les entreprises incapables de réduire suffisamment leurs coûts pour survivre. Si les rabais sont à la fois trop généreux pour être budgétairement sains et trop faibles pour sauver les industries qu'ils visent, le cadre ne satisfait personne.
Sous les négociations au cas par cas se trouve un choix stratégique que le pays n'a pas ouvertement tranché. Soit l'Afrique du Sud bâtit un marché de gros de l'électricité compétitif et transparent, avec un accès ouvert au réseau et des prix de marché, soit elle revient à une politique industrielle ad hoc administrée par des rabais négociés d'un électricien budgétairement contraint. Les deux sont en tension. Des analystes, dont ceux de Green Building Africa, soutiennent que si les producteurs énergivores sont structurellement non compétitifs aux tarifs de marché, la réponse durable n'est pas des rabais toujours plus profonds d'Eskom, mais une réforme accélérée, permettant l'approvisionnement direct auprès de producteurs indépendants (independent power producers, IPP), le wheeling et l'agrégation à grande échelle, ce qui apporterait de nouvelles capacités, diversifierait l'offre et s'alignerait sur les engagements de décarbonation. Un cadre à 62c/kWh, selon cette lecture, risque de signaler que la rétention de la charge d'Eskom prime sur la libéralisation du marché que la réforme devait apporter.
Cette tension est aiguisée par les finances mêmes d'Eskom. Le Trésor national a fait état de renflouements et de reprises de dette atteignant près de 496 milliards de rands en 2025/26 ; la dette d'Eskom avoisine 372 milliards de rands ; les arriérés municipaux ont dépassé 103 milliards de rands. Dans ce contexte, vendre de l'électricité en dessous de son coût de production au charbon d'environ 80c/kWh à une liste croissante de clients industriels n'est pas un aménagement marginal. C'est un pari stratégique, fait à répétition, selon lequel retenir ces gros consommateurs, dont certains pourraient sinon partir vers une fourniture par IPP, vaut les recettes abandonnées. Que ce pari soit avisé dépend de questions auxquelles le processus actuel ne répond pas de façon transparente : comment les rabais sont modélisés, qui absorbe en définitive le manque à gagner, et si les fenêtres de trois à dix ans achètent un redressement ou ne font que différer une fermeture. Le ferrochrome a été le dernier à recevoir une réponse. Il ne sera pas le dernier à poser la question.