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Entreprises

Energie électrique : Le déficit électrique est résorbé

Par L'Economiste | Edition N°:149 Le 13/10/1994 | Partager

Les industriels ne sont plus soumis au plan d'aménagement de la charge. Néanmoins des délestages peuvent survenir si le groupe de Jorf lâche. Mais, pour éviter que la crise ne se reproduise, une tarification plus cohérente de l'énergie électrique s'impose.

La première tranche de Jorf est opérationnelle depuis début juillet. Sa capacité de production est de 330MW. La deuxième tranche de Jorf sera opérationnelle en avril prochain.
Sont entrées en service également la première tranche de la centrale hydro-électrique de Matmata d'une capacité de 80MW et la première turbine à gaz de 33Mw de Tétouan. Les industriels pourront se réjouir de la fin de l'aménagement de la charge. Pour. les cimenteries et l'OCP, l'aménagement de la charge est maintenu mais seulement jusqu'à fin octobre.

A date d'aujourd'hui, la capacité installée de l'ONE de 2.700MW. permet de répondre à la puissance appelée même en heures de pointe. Mais les problèmes de l'énergie électrique n'ont pas pris fin pour autant.

Le risque d'un délestage plane toujours au cas où le groupe de Jorf lâche, surtout qu'il est encore dans sa phase de mise au point. La puissance qui est appelée du groupe de Jorf n'est pas de 330MW mais uniquement de 250MW dans le sens de réduire le risque, le parc d'équipements électriques ne disposant pas d'autres groupes aussi puissants. Néanmoins, dans le cas d'une défaillance du groupe de Jorf, l'ONE fera appel au 150MWde l'interconnexion avec l'Algérie. Le déficit sera alors réduit à 100MW.

Un groupe de sécurité

Les risques de perturbations électriques prendra effectivement fin au moment où l'interconnexion avec l'Espagne deviendra opérationnelle en 1996 ou lorsque la deuxième tranche de Jorf entrera en service en avril prochain.

L'interconnexion avec l'Espagne offrira la possibilité au Maroc d'appeler en cas de besoin de secours jusqu'à 300MW. Par ailleurs, les deux groupes de Jorf (de 330MW) chacun pourront se sécuriser mutuellement.

A noter également que les centrales thermiques ont souffert de la période difficile où les programmes de maintenance ont été réduits à leur strict minimum.

Un plan de remise en état est actuellement mis en oeuvre. Son coût dépassera ce qui était initialement prévu du fait de la surexploitation. Ces dépenses supplémentaires ajoutées au coût de production des turbines à gaz, très élevé par rapport aux autres moyens de production, font que l'ONE aura du mal à stabiliser ses charges d'exploitation dans les années à venir.

Il demeure que la crise de l'énergie électrique qu'a connue le Maroc durant deux années consécutives (1993 et 1994) est structurelle. La résorption du déficit par la mise en place tous azimuts des équipements électriques ne résout qu'en partie la crise électrique. Celle-ci se situerait aussi au niveau de la gestion de la demande électrique et de sa tarification.

L'ONE vend actuellement l'électricité 20% en dessous de son prix de revient. Pour cela, il reçoit une subvention de l'Etat de 800 millions de DH et accuse un déficit annuel de 600 millions de DH.

D'un autre côté et comparativement aux pays voisins, l'ONE est surtaxé dans sa consommation de fuel notamment. La fiscalité y est de 59%: les droits de douane (35%), PFI (15%) et TIC (9%). Les offices d'électricité de Tunisie, d'Espagne et du Portugal sont, par exemple, exonérés. La fiscalité sur le fuel en France est de 18%.

Autre anomalie dans la commercialisation de l'électricité: en moyenne elle est cédée aux particuliers moins cher qu'aux industriels, alors que son coût en basse tension est plus cher qu'en moyenne tension. La raison réside dans les coûts de la reconversion de la moyenne tension en basse tension et dans les frais de transport.

Le prix de vente moyenne tension est de 1DH/kw. Pour les ménages, la tarification est en fonction de trois tranches de consommation: moins de 250kw (0,79DH), entre 250 et 500kw (0,88DH), plus de 500kw (1,12DH).

Lissage de la demande

Concernant la demande électrique, celle-ci en heures de pointe est 40% plus importante que pendant les autres moments de la journée. Ceci oblige l'ONE à disposer d'un parc d'équipements dont 40% ne seront utilisés que 5 heures par jour et qu'il doit amortir. Cette situation amène un renchérissement du prix de revient de l'électricité.

Une meilleure gestion de l'énergie passe par un encouragement des industriels à une concentration de la puissance appelée en dehors des heures de pointe. Pour cela, une tarification différenciée s'avère nécessaire. Actuellement, la réduction de 20% du prix de l'électricité après 22 heures est estimée insuffisante par les industriels. Il y a 30 ans que l'ONE propose une tarification différenciée mais sans résultat vu l'indifférence des régies. Ainsi, si la courbe de charge demeure ce qu'elle est, l'ONE ne parviendra pas à baisser ses coûts, ni à faire face à la demande compte tenu du pic de la consommation.

La gestion rationnelle de l'électricité passe également par des mesures incitatives au profit des industriels et des ménages qui entreprennent des actions pour la réduction de leur consommation: cogénération, chauffe eau solaire, énergie renouvelable de manière générale...

Production concessionnelle

Les projets de l'ONE

L'ONE a lancé l'appel d'offres pour la production concessionnelle de l'énergie électrique pour Jorf Lasfar, le mardi 11 octobre. Les adjudicataires devront remettre leurs dossiers dans un délai de 45 jours. Le contrat final devrait être signé début 1995.

Le projet de Jorf Lasfar comprend l'octroi de la construction et de l'exploitation des tranches III et IV, de 330MW chacune, la cession de droit de jouissance des tranches I et II au futur exploitant des tranches III et IV ainsi qu'une lettre d'intention pour les tranches V et VI, de 330MW chacune.

Les entreprises présélectionnées pour Jorf Lasfar sont: Steag, Tractebel, ABB, Mission Energy, EDF, Endesa, Sevillana, Coastal, National Power, AES et Bechtel.

D'autres projets sont prévus pour 1995. Il s'agit de la construction et de l'exploitation, à Mohammédia, d'un cycle combiné de 300 à 650MW pouvant brûler du GPL en attendant l'arrivée du gaz naturel. Les adjudicataires à cette centrale pourront également proposer une alternative de deux tranches vapeur, au fuel-oil n°2, de 300MW chacune, pouvant brûler du gaz naturel sans modification ultérieure des chaudières. Les groupements préqualifiés pour le projet de Mohammédia sont Steag, Tractebel avec Iberdrola, ABB, Mission Energy avec Ansaldo et Enel, Enron Development, Cogen avec General Electric, Endesa avec Sevillana, Coastal Power Production, National Power, AES Electric Limited, Total avec EDF, Hydro-Québec avec Wafa Invest, JMC Develt Co et Bechtel, Merrill International avec Westinghouse, groupe Benjelloun, Deutsche Babcock-Riley, LGPE Energy et CDE Development et enfin Edison.

Le troisième projet de production concessionnelle sera celui de la centrale à cycle combiné, de 300 à 500MW à Kénitra. Celle-ci devra fonctionner au gaz naturel.

Les groupements présélectionnés sont les mêmes que pour la centrale de Mohammédia à part qu'EDF n'est pas en groupement avec Total mais avec Endesa, Ufiner Cofreth, Sevillana et GDF.

Enfin, le dernier projet dans le programme d'équipement de l'ONE dans le cadre de la production concessionnelle est le parc éolien de Tétouan. Il s'agit de l'octroi de la construction et de l'exploitation d'un parc éolien de 30 à 50MW avec des aérogénérateurs ayant une puissance unitaire minimale de 300kw.

L'avis de présélection pour ce projet a été publié en juin 1994. Sur 26 groupes qui ont présenté des dossiers, 4 d'entres eux ont été présélectionnés. Il s'agit de Merrill International avec le groupe Benjelloun, Kenetech Windpower, Coe Development Corporation et CNF Industries, Endesa, Tramontana avec Vestas et Banque Petrofigaz et Sumitomo avec Mitsubishi.

L.T

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