Economie

Electricité: Une pluie de marchés dès 2018

Par Nadia DREF | Edition N°:5143 Le 08/11/2017 | Partager
122,4 milliards de DH d’investissements à l’horizon 2021 dont 109,4 milliards de PPP
50% de la capacité de production additionnelle concerne le solaire
Objectif: satisfaire la demande qui croît de 5% par an
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Les 10 dernières années ont été marquées par la réalisation de 2.933 MW, soit une évolution de 55% de la puissance installée

La période 2018-2021 est une phase charnière pour le marché électrique.  Le programme d’investissement annoncé par le ministère de l’Energie et des Mines représente plus de 122,4 milliards de DH, dont 13 milliards par l’ONEE et 109,4 milliards dans le cadre de PPP (PPA ONEE, PPA MASEN et Loi 13-09). S’y ajoutent 8,1 milliards de DH prévus pour l’extension du réseau de transport.

Ces marchés feront l’objet d’appels d’offres internationaux. D’ailleurs, plusieurs investisseurs étrangers ont exprimé leur intérêt pour le marché électrique et les énergies renouvelables. Chinois, Espagnols, Coréens, Russes, Portugais, Canadiens… La liste est longue!  
Ces investissements concernent la mise en place ou l’extension de centrales solaires, thermiques à charbon, à fioul ou hydroélectrique, cycles combiné au gaz naturel, éolien… Au total 31 projets sont programmés durant cette période. A terme, ils devront générer une capacité additionnelle de production de 7.249 MW (soit +87% par rapport à 2016), dont 5.403 MW à base d’énergies renouvelables.

Le solaire est le mieux loti avec 2.775 MW, soit 50% de la capacité additionnelle globale prévue. Plusieurs projets sont programmés à Ouarzazate, Laâyoune, Boujdour, Tafilalt, Atlas, Argana et Midelt. D’autres centrales solaires thermodynamiques (CSP) sont également dans le pipe entre 2018 et 2021. Dotées d’une capacité additionnelle de 650 MW, ces stations sont prévues à Noor Ouarzazate 2 & 3 et Noor Midelt.
Le parc éolien, quant à lui, sera doté d’une capacité de production additionnelle de 1.356 MW ventilés entre Jbel Khelladi, Iftissat, Midelt, Boujdour, Jbel Lahdid, Oualidia, Taza, Tanger II et Tiskrad.

Trois centrales thermiques à charbon seront également lancées, dont une à Jerada (350 MW) et deux à Safi (1.386 MW). En revanche, aucune centrale à charbon n’est prévue entre 2019 et 2021. Les groupes diesel prévus à Dakhla (16,6 MW en 2017 et 22 MW en 2019) et Laâyoune (72 MW) sont les dernières centrales à fioul prévues au cours des quatre prochaines années.

Pour ce qui est des centrales hydro-électriques, il est prévu la réalisation de 272 MW, entre 2018 et 2021. C’est dire que l’accent sera surtout mis sur le développement des énergies renouvelables et du mix énergétique. A rappeler que la puissance installée de sources renouvelables a atteint 2.825 MW en 2016, portant leur part à environ 34%. Elle contribue avec plus de 16% dans l’électricité produite.

L’accélération de ces investissements vise à doter le Maroc de moyens de production pour répondre à une demande de plus en plus grandissante. «Le secteur électrique est confronté à plusieurs défis, en particulier l’adéquation entre l’offre et la demande, sachant que la demande en électricité poursuivra son rythme de croissance avec un taux annuel dépassant les 5%. Ce qui nécessite la réalisation de nouvelles capacités de production pour satisfaire cette demande et fournir une marge de réserve confortable», assure Aziz Rabbah, ministre de l’Energie et des Mines.

Entre 2006 et 2016, la demande en électricité a enregistré une croissance moyenne de 5,3% par an, passant ainsi de 21.105 GWh en 2006 à 35.415 GWh en 2016.
Sur les 20 dernières années, la consommation d’électricité par habitant a été multipliée par 2,5 environ, passant de près de 413 kWh/habitant en 1996 à 1.027 kWh/habitant en 2016. Soit une progression annuelle moyenne de 4,7%.
Selon la tutelle, cette forte croissance de la consommation électrique s’explique essentiellement par le développement socioéconomique du pays (INDH, chantiers d’infrastructures,  programmes de généralisation de l’accès à l’électricité et à l’eau potable dans le milieu rural, stratégies sectorielles…).

Par ailleurs, le mix énergétique a bien évolué. En atteste l’augmentation de la part des énergies renouvelables (EnR) dans la satisfaction de la demande nationale avec la mise en service des nouvelles capacités de production. S’y ajoutent la hausse de la part du charbon suite à la mise en production des unités 5 et 6 de Jorf Lasfar ainsi que le maintien de la part du gaz naturel.

Le ministère de l’Energie explique également cette évolution par la réduction de la consommation du fuel suite à la mise en place d’un plan d’action d’optimisation d’utilisation du fuel. La contribution des énergies renouvelables, conjuguée à l’amélioration de la marge de réserve, favorise également la réduction de la dépendance vis-à-vis des importations.

Principaux indicateurs

  • Demande électrique: 35,6 tWh
  • Capacité installée: 8.327 MW
  • Marge de réserve: 10%
  • Taux d’électrification rurale: 99,49% dont 0,6% par panneaux solaires

                                                                                 

Restructuration, ouverture partielle… Les défis

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Côté distribution, la part de marché de l’ONEE s’élève à 51,7% à fin 2016 contre 48,3% pour les autres acteurs (gestionnaires délégués et régies autonomes). Pour ce qui est du réseau électrique, 85.728 km de lignes MT et 205.372 km de lignes BT ont été réalisés à fin 2016 (Ph. Bziouat)

Montée des énergies renouvelables, réorganisation, réforme réglementaire… Le secteur électrique est en pleine effervescence. Pour mener à bien cette transition, le ministère de tutelle prévoit la réalisation d’une série d'études. La première vise l’élaboration et l’adoption d’un projet de loi pour la restructuration du secteur électrique, y compris les activités de distribution.

Objectif: renforcer la libéralisation du secteur électrique et permettre à l’ONEE de séparer les activités du gestionnaire du réseau de celles de production et de distribution. Cette étude portera également sur la création de sociétés régionales de distribution d’électricité dans le cadre d’un partenariat entre l’ONEE et les collectivités territoriales, en plus de la mise en place d’un programme adopté conjointement pour l’ouverture progressive du marché de l’électricité produite à partir de sources fossiles et renouvelables HT et THT.

Une deuxième étude portera sur la mise en place d’un Code du réseau électrique national, visant à préparer les mesures d'accompagnement de l'ouverture du marché de l'électricité aux clients MT. Figure également au programme, une troisième étude relative à la réalisation de la cartographie des capacités du réseau national à accueillir les projets de production de l'électricité de sources renouvelables.

L’objectif est de répondre aux demandes des investisseurs et des industriels pour le développement de projets dans les énergies renouvelables, et la poursuite de l'ouverture progressive et partielle du réseau et du marché électriques. Quant à la quatrième étude, elle portera sur la faisabilité technique et économique du transport par véhicules et bus utilisant l'énergie électrique, dans le but de le développer pour le parc des véhicules de l’Etat.

 

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