Résumé exécutif
Au Brésil, la période 2025-2026 a été marquée par une double dynamique en matière d’investissements énergétiques : d’une part, un financement public important pour les énergies renouvelables, en particulier dans le Nord-Est ; d’autre part, l’accélération des projets pétroliers en mer pré-salée. Dans la région nord-est, qui concentre 82,3 % de la capacité installée solaire et éolienne du pays, la BNDES a alloué 10 milliards de reais aux énergies propres, dont 1 milliard pour la construction de 11 centrales solaires de 505 MW à Arinos (Minas Gerais), dont le lancement a eu lieu début 2026. Au cours de la même période, les entreprises du secteur ont suspendu les investissements pour 38,8 milliards de reais (dont 141 projets pour 18,9 milliards) en raison de l’augmentation des coûts d’exploitation et de la perte d’avantages fiscaux.
L’éolien offshore a fait des progrès : en juin 2025, l’Ibama a accordé la première licence préliminaire pour un projet de 24,5 MW à Areia Branca, tandis qu’à la fin de 2025, 103 demandes de licence ont été enregistrées pour une puissance totale de 244,5 GW. Le potentiel technique de l’éolien offshore est estimé à 697 GW (selon la Banque mondiale et l’EPE, jusqu’à 1 200 GW). La première enchère d’éolien offshore, initialement prévue pour 2026, a été reportée à 2027 après la publication du décret réglementaire au premier semestre 2026. Les financements pour les projets offshore sont gérés par le biais d’accords entre la BNDES et le Banco do Nordeste (41 milliards de reais) et entre la BNDES et la CEXIM (un fonds d’1 milliard de dollars, actif depuis 2026).
Parallèlement, les investissements dans le pétrole, en particulier en mer pré-salée, continuent de dominer. Petrobras a annoncé un plan d’investissement de 109 milliards de dollars pour la période 2026-2030, dont 91 milliards sont destinés à la mise en œuvre des projets. En 2025, la production en mer pré-salée a atteint 4,897 millions de barils équivalents par jour, avec un pic de 5,160 millions en juillet. En 2026, les financements pour la transition énergétique ont été réduits de 20 %, avec une contraction de 58 % des investissements dans l’éolien et le solaire. En juin 2025, l’Ibama a suspendu l’autorisation d’un projet de 196,4 milliards de reais en raison de l’absence d’un plan climatique détaillé. La sixième enchère de vente de pétrole en mer pré-salée est prévue pour juillet 2026, avec 106,5 millions de barils provenant de six gisements.
En Afrique du Sud, Eskom a enregistré 300 jours consécutifs sans interruption de courant planifiée (load shedding) du 1er avril 2025 au 12 mars 2026, grâce à l’amélioration du facteur de disponibilité énergétique (EAF) à 65,85 % et à la réduction des pertes de puissance imprévues de 16,5 GW (en 2023) à 9,1 GW (au 31 mars 2026). Un événement important a été l’achèvement de l’unité 6 de la centrale de Kusile, le 29 septembre 2025, qui a ajouté 800 MW au réseau. Grâce au plan de reprise de la génération, 7,8 GW de capacité ont été rétablis depuis 2023, tandis que la consommation de gazole pour les turbines à cycle ouvert (OCGT) a diminué de 57,35 % entre avril 2025 et mars 2026, ce qui a permis d’économiser 6,38 milliards de rand.
En 2025, Eskom a présenté un plan d’investissement quinquennal de 320 milliards de rand, qui comprend 5,9 GW de nouvelles énergies propres. Le Plan intégré de ressources (IRP 2025) prévoit le prolongement de la durée de vie opérationnelle de 10 centrales au charbon. En 2025, le gouvernement sud-africain et les partenaires internationaux (UE, Royaume-Uni, Danemark, France, Allemagne, Pays-Bas) ont annoncé le plan « Just Energy Transition Partnership » (JETP) avec 10 milliards de dollars. En 2026, l’Allemagne, par l’intermédiaire de KfW, a mis à disposition 23 millions d’euros pour la réduction des risques de 24 projets stratégiques d’hydrogène vert. En 2025, le projet d’hydrogène de Coega, financé par 20 millions de dollars du SA-H2 Fund, a été annoncé, avec un démarrage commercial prévu pour 2029.
En 2026, plusieurs projets d’hydrogène vert sont actifs en Afrique du Sud : l’électrolyseur de 1 GW du CSIR, l’électrolyseur de 110 kW de la Wits-South Africa Hydrogen Localisation Initiative et le projet Prieska Power Reserve, qui produira 80 000 tonnes d’hydrogène par an. BurnStar Technologies et Mitochondria Energy Company ont conclu un accord pour la fourniture d’hydrogène turque pour 15 systèmes de piles à combustible de 50 kW chacun, dont le lancement est prévu fin 2026. Un total de 78 projets d’hydrogène vert, représentant une puissance totale de 38 GW et des investissements prévus de 194 milliards de dollars, ont été recensés sur le continent africain, l’Afrique du Sud, l’Égypte et le Maroc étant parmi les leaders.
La donnée la plus importante est la coexistence de l’expansion de projets à grande échelle au Brésil dans les secteurs des énergies renouvelables et de la mer pré-salée, tandis que les financements pour les technologies de transition diminuent, créant une tension entre les engagements climatiques et les stratégies économiques. En Afrique du Sud, la réalisation de 300 jours consécutifs sans interruption de courant confirme une plus grande stabilité du système électrique, bien que la durabilité à long terme dépende de la mise en œuvre des plans de transition vers les énergies propres et de l’intégration des sources renouvelables.
Partie I – Brésil : énergies renouvelables, éolien offshore et pré-exploitation
En 2025-2026, le Brésil a fait état d’une tendance contradictoire des investissements énergétiques : des injections de capital importantes dans les énergies renouvelables, en particulier dans le Nord-Est, et une accélération simultanée des projets pétroliers en pré-exploitation, accompagnée d’une réduction des fonds alloués aux technologies de transition. Un événement central a été l’approbation par le BNDES d’un financement d’1 milliard de reais (environ 185,1 millions de dollars) pour la construction de 11 centrales solaires à Arinos, dans l’État de Minas Gerais, d’une puissance totale de 505 MW, qui sont entrées en service début 2026. Ce projet fait partie d’une initiative plus vaste du BNDES qui, en 2025, a alloué 10 milliards de reais à des projets d’énergie propre dans le Nord-Est, une partie des fonds étant accordée sous forme de subventions dans le cadre du programme « Nova Indústria Brasil ».
Au cours de la même période, on a observé une forte baisse des investissements dans le Nord-Est : les entreprises du secteur des énergies renouvelables ont suspendu près de 38,8 milliards de reais d’investissements entre 2025 et 2026, évaluant la possibilité de quitter la région en raison de l’augmentation des coûts d’exploitation et de la perte d’avantages fiscaux. Cette tendance est confirmée par le fait que 141 centrales solaires et éoliennes ont suspendu les investissements pour 18,9 milliards de reais. Malgré cela, le Nord-Est reste dominant dans les énergies renouvelables : il détient 82,3 % de la puissance installée totale solaire et éolienne du pays, y compris 30 GW de capacité opérationnelle et 78 % des projets en cours de construction. En 2025, 6 751,03 MW de puissance ont été ajoutés, dont 2 464,04 MW solaires et 1 537,90 MW éoliens.
L’éolien offshore a connu un développement accéléré. En juin 2025, l’Ibama a délivré la première licence préliminaire pour un projet au large d’Areia Branca (Rio Grande do Norte) avec deux éoliennes (8,5 MW et 16 MW) pour une puissance totale de 24,5 MW. Le projet, développé par l’Institut Senai d’Innovation pour les Énergies Renouvelables (ISI-ER), devra obtenir la licence d’installation dans les 18 mois et devenir opérationnel dans les 36 mois. Fin 2025, l’Ibama avait enregistré 103 demandes de licence pour des projets offshore pour une puissance totale de 244,5 GW ; selon d’autres estimations, il s’agissait de 104 projets pour un potentiel de 700 GW. Le potentiel technique de l’éolien offshore est de 697 GW et, selon la Banque mondiale et l’EPE, il peut atteindre 1 200 GW. Le premier appel d’offres était prévu pour 2026, mais il a été reporté à 2027 après la publication du décret réglementaire au premier semestre 2026.
Les financements pour les projets offshore sont gérés par le biais d’initiatives conjointes du BNDES et du Banco do Nordeste, qui ont signé un accord en mars 2025 pour 41 milliards de reais destinés à l’éolien offshore et aux technologies vertes. De plus, le BNDES et l’Export-Import Bank of China (CEXIM) ont signé un accord pour un fonds d’1 milliard de dollars (400 millions provenant du BNDES) pour soutenir les projets de transition énergétique, d’IA, d’infrastructures, d’extraction minière et d’agriculture au Brésil, qui deviendra opérationnel en 2026. En 2025, le BNDES a également financé 16 centrales solaires dans 13 villes de neuf États pour un total de 156 millions de reais et 31 MW de puissance.
Les investissements pétroliers, en particulier en pré-exploitation, continuent de dominer. Petrobras a annoncé un plan d’investissement de 109 milliards de dollars (581,4 milliards de reais) pour la période 2026-2030, dont 91 milliards destinés à la réalisation de projets et 18 milliards à la phase d’évaluation. En 2025, l’entreprise a investi 3 milliards de dollars dans les énergies renouvelables et l’expansion des projets de pré-exploitation. Cependant, en 2026, les financements pour les initiatives de transition énergétique ont été réduits de 20 %, avec une contraction spécifique de 58 % pour l’éolien et le solaire. En 2025, la production de la pré-exploitation a atteint 4,897 millions de barils équivalents par jour (+13,3 % par rapport à 2024) et en juillet 2025, elle a atteint un record de 5,160 millions de barils. Au cours de 2025, les gisements Itapu (avec FPSO P-71) et Búzios 6 (avec FPSO P-78, capable de produire jusqu’à 180 000 barils par jour) sont entrés en production.
Les plans de développement de la pré-exploitation prévoient la construction de 11 nouvelles plateformes (FPSO) d’ici 2027, dont la plateforme Sepetiba dans le gisement de Mero, avec une capacité de 180 000 barils par jour. La quatrième phase de la pré-exploitation dans le bassin de Santos devrait produire 773 000 barils par jour, soit 23 % de l’extraction nationale. En juin 2025, l’Ibama a suspendu l’autorisation pour un projet de 196,4 milliards de reais en raison du manque d’un plan climatique détaillé, condition nécessaire pour reprendre la procédure d’autorisation. Petrobras a également acquis 3,5 % du gisement Mero et 0,95 % du gisement Atapu, portant ses parts respectives à 41,4 % et 66,38 %. Pour juillet 2026, une sixième vente aux enchères de pétrole de la pré-exploitation est prévue, avec 106,5 millions de barils provenant des champs Mero, Itapu, Atapu, Sépia, Búzios et Bacalhau.
Malgré les tendances contrastées, les déclarations officielles confirment l’intention d’un développement équilibré. Petrobras a déclaré qu’elle maintiendrait 31 % de sa matrice énergétique provenant de sources renouvelables d’ici 2050, tout en développant la production en pré-exploitation. Le Ministère des Mines et de l’Énergie (MME) a fixé une limite de 12 miles nautiques pour les projets éoliens offshore et prévoit la création de 500 000 emplois dans le secteur d’ici 2050. Cependant, le manque de transparence sur les financements, l’absence de données sur les investissements directs dans les projets offshore et l’indisponibilité d’informations sur les coûts de construction spécifiques rendent difficile une analyse économique complète. Il est important de noter que, malgré la croissance des investissements dans les énergies renouvelables, en 2025-2026, une fuite de capitaux significative a été constatée dans le secteur, ce qui met en évidence la vulnérabilité du modèle de développement actuel.
Le fait le plus important est que le Brésil développe, en 2025-2026, simultanément des projets à grande échelle dans les secteurs des énergies renouvelables et de la pré-exploitation, tandis que les financements pour les technologies de transition sont réduits, ce qui crée une tension entre les engagements climatiques et la stratégie économique.
Partie II – Afrique du Sud : stabilité du réseau, hydrogène vert et minéraux critiques
Entre le 1er avril 2025 et le 12 mars 2026, Eskom a enregistré 300 jours consécutifs sans coupure de courant, grâce à l’amélioration du facteur de disponibilité énergétique (EAF) et à la réduction des arrêts imprévus. Au cours de ces 12 mois, l’EAF a été de 65,85 % ; au cours de l’exercice 2025-2026, il a atteint 65,35 %, soit une augmentation de 4,75 % par rapport à 2023-2024. Un facteur clé a été la réduction des pertes de puissance imprévues, qui sont passées de 16,5 GW en 2023 à 9,1 GW au 31 mars 2026 (-44,5 %). Au cours de la semaine du 6 au 12 mars 2026, la perte moyenne est passée de 15,382 GW à 7,224 GW (-53 %).
Malgré cette amélioration, 26 heures de pannes ont été enregistrées au cours des mois d’avril et de mai 2025, témoignant d’une vulnérabilité persistante du système. Cependant, entre le 1er avril et le 31 août 2026, Eskom ne prévoit pas de surcharge du réseau, grâce à une réserve de puissance de 6 GW et au fonctionnement stable des installations. Un événement important a été l’achèvement de l’unité 6 de la centrale de Kusile, le 29 septembre 2025, qui a ajouté 800 MW au réseau, portant la puissance totale de Kusile et de Medupi à 9,6 GW. L’unité 6 a été mise en service commercialement depuis septembre 2025, bien que la production ait débuté le 23 mars 2025.
Eskom met en œuvre un plan de reprise de la production d’électricité, qui a rétabli 7,8 GW de capacité depuis 2023, notamment l’unité 4 de Medupi et l’unité 6 de Kusile. Grâce à ce plan, 4,0 GW de puissance supplémentaires ont été ajoutés, ce qui a réduit la consommation de gazole des turbines à cycle ouvert (OCGT) de 57,35 % entre le 1er avril 2025 et le 12 mars 2026, ce qui a permis d’économiser 6,38 milliards de rands. Sur la période 2023-2026, les dépenses en gazole ont diminué de 26,9 milliards de rands (environ 1,4 milliard de dollars).
En 2025, Eskom a annoncé un plan d’investissement quinquennal de 320 milliards de rands, qui prévoit l’ajout de 5,9 GW de production d’énergie propre. En 2026, la construction de 2 GW d’énergie renouvelable a débuté. La stratégie à long terme, approuvée en 2025, vise à réduire la capacité au charbon de 39 GW à 18 GW et à atteindre 32 GW à partir de sources renouvelables d’ici 2040. Parallèlement, le Plan intégré de ressources (IRP 2025) prolonge la durée de vie opérationnelle de 10 centrales au charbon, dont certaines continueront de fonctionner pendant dix ans de plus que prévu.
En 2025, le gouvernement sud-africain et ses partenaires internationaux (UE, Royaume-Uni, Danemark, France, Allemagne, Pays-Bas) ont annoncé le plan « Just Energy Transition Partnership » (JETP) avec 10 milliards de dollars. 2,4 milliards de dollars supplémentaires ont été versés sous forme de contributions bilatérales. En 2026, l’Allemagne, par l’intermédiaire de KfW, a alloué 23 millions d’euros pour la réduction des risques liés aux projets clés d’hydrogène vert, dont 24 projets classés comme stratégiques. Dans le cadre du même programme, le projet d’hydrogène vert de Coega a été présenté en 2025, avec 20 millions de dollars provenant du SA-H2 Fund, dont la commercialisation est prévue pour 2029.
En 2026, plusieurs projets d’hydrogène vert sont en cours en Afrique du Sud. Le projet CSIR, approuvé en mai 2024 et lancé en juin 2025, prévoit un électrolyseur de 1 GW capable de produire 72 à 88 000 tonnes d’hydrogène par an, ce qui permet d’éviter 0,7 million de tonnes de CO2. L’initiative sud-africaine de localisation de l’hydrogène (Wits-South Africa Hydrogen Localisation Initiative) a reçu 350 millions de rands (environ 5,3 millions de dollars) pour un électrolyseur de 110 kW. Le projet Prieska Power Reserve, soutenu par KfW et IDC, vise à produire 80 000 tonnes d’hydrogène par an. BurnStar Technologies et Mitochondria Energy Company ont signé un accord pour la fourniture d’hydrogène turque à 15 systèmes de piles à combustible de 50 kW chacun (puissance totale de 800 kW), dont le lancement est prévu fin 2026.
En 2026, l’Afrique du Sud renforce sa coopération avec l’Inde et la Chine en matière de minéraux critiques. L’accord entre l’Inde et l’Afrique, confirmé le 22 avril 2026, prévoit des investissements conjoints de 75 milliards de dollars et un volume d’échanges d’environ 100 milliards de dollars dans le secteur du platine, du manganèse et du chrome. La Chine est le principal partenaire commercial de l’Afrique du Sud, avec des échanges de 36,4 milliards de dollars en 2025. Les États-Unis, bien qu’ayant annoncé en 2025 leur retrait de l’accord, ont versé 56 millions de dollars de subventions et potentiellement 1 milliard de dollars d’investissements commerciaux.
En 2025, l’Industrial Development Corporation (IDC) a investi 160 millions de rands dans huit entreprises appartenant à des minorités pour le développement de minéraux critiques, notamment le manganèse, le platine et la graphite. Dans le cadre du Global Lobito Corridor, financé par le Partnership for Global Infrastructure and Investment, il est prévu de moderniser la logistique pour l’extraction et l’exportation de minéraux. En 2026, 78 projets d’hydrogène vert ont été recensés en Afrique, avec une puissance totale de 38 GW et des investissements prévus de 194 milliards de dollars ; l’Afrique du Sud, ainsi que l’Égypte et le Maroc, figurent parmi les pays leaders.
Malgré les améliorations, en 2026, le risque d’une augmentation de l’énergie non fournie (unserved energy) persiste en raison de la mise hors service de 5,26 GW de production au charbon en 2029-2030, ce qui pourrait entraîner des coupures de courant critiques en 2029. Les pertes économiques dues aux interruptions en 2025 ont été estimées à 900 millions de rands par jour, tandis que le coût total de la crise énergétique, selon Greenpeace Africa, s’élève à 721 milliards de rands (38 milliards de dollars).
Le chiffre le plus important est qu’Eskom a atteint 300 jours consécutifs sans interruption de courant au 12 mars 2026, ce qui démontre la résilience du système électrique grâce à une reprise massive de la capacité de production et à la réduction de la consommation de gazole. Cependant, la stabilité à long terme dépend de la mise en œuvre des plans de transition vers l’énergie propre et de l’intégration des sources renouvelables.