Pour que des équipements de production électrique puissent satisfaire les besoins d'un pays, il ne faut pas seulement qu'ils soient capables de produire l'énergie dont le pays a besoin mais qu'ils soient aussi à même de satisfaire la demande en puissance à tout instant. Pour l'instant, cet article montre qu'il semble possible de satisfaire la demande en électricité du Maroc en 2030 sans importations significatives ni ajout de centrale thermique conventionnelle tout en améliorant la performance globale de la production de l'ONEE. Les chiffres résultants des simulations des choix proposés satisfont, et dépassent même, l'objectif de 52% de capacités renouvelables prévu à cette échéance. Bien que la plupart des agrégats, tirés de plusieurs sources[i], [ii], [iii], [iv], [v], soient officiels jusqu'à fin décembre 2020, une partie des chiffres de détail de 2020 sont estimés par nos soins et il est possible qu'il en résulte de légers écarts avec de futures données définitives. Contexte actuel et prévisions de demande électrique L'énergie électrique nette annuellement appelée par le réseau marocain (E.N.A.) est en fait la somme nette de toute l'énergie électrique qui entre annuellement dans tous les réseaux électriques, qu'ils soient de très haute (supérieure à 60'000 V), de haute (60'000 V), de moyenne (22'000 V) ou de basse tension (220 V). Le graphique de gauche de la Figure 1 montre les données réelles de l'E.N.A. (en diamants bleus pour la période [1980, 2020]), ainsi que deux modèles potentiels d'évolution. Figure 1 Evolution de l'énergie électrique nette annuellement et de la puissance maximale appelée Les deux modèles d'évolution de l'électricité nette injectée représentés sur le graphique de gauche de la Figure 1 (H et B) sont tous deux établis pour la même période [1977, 2019] et extrapolés avec le même scénario d'évolution du PIB par habitant (+2.2% annuels) mais les deux modèles se distinguent toutefois par l'utilisation de deux différentes corrélations au PIB entre 1977 et 2019. Les courbes d'électricité nette injectée représentées sur le graphique de gauche de la Figure 1 (H et B) mènent aux puissances maximales appelées (P.M.A.) et de base (celle de l'aube) via une autre corrélation polynomiale à l'E.N.A. Une fois extrapolées à 2030 : * la corrélation au PIB basée sur une fonction puissance (en rouge et notée H pour « haute »), a mené à une E.N.A. proche de 62'000 GWh/an, une P.M.A. voisine de 9'000 MW et une puissance de base autour de 5'400 MW, * alors que la corrélation au PIB basée sur une fonction polynomiale (en vert et notée B pour « basse ») a mené à une E.N.A. proche de 50'000 GWh/an et une P.M.A. voisine de 8'000 MW et une puissance de base autour de 4'800 MW. Au lieu d'aller chercher un comportement intermédiaire entre les deux modèles, le modèle B a été adopté, non seulement parce que ses statistiques d'ajustement sont meilleures, mais surtout car leur amélioration est due à un meilleur accord avec les données les plus récentes de 2016 à 2020, comme montré sur la Figure 1. Capacités de production électrique Le Tableau 1 montre la segmentation par type des capacités de production électriques mobilisables rétrospectives (pour 2010 et 2020) et prospectives (pour 2030). Les trois dernières colonnes du Tableau 1 montrent aussi la part de chaque type de capacité de production dans la capacité totale. Tableau 1 Capacités de satisfaction de la demande annuelle en puissance électrique Dans le Tableau 1, on remarquera que : * Dans les regroupements, les capacités des Stations de Transferts d'Energie par Pompage (STEP) ne font pas partie des renouvelables[vi], contrairement aux usages courants au Maroc. * De plus, en 2030 : o les capacités conventionnelles (8534 MW) dépassent bien la « puissance maximale appelée » (7'963 MW) en ne laissant les capacités d'interconnexion que comme élément de secours, o les capacités utilisant partiellement ou totalement des turbines à vapeur, comme les centrales alimentées au charbon et celles au gaz naturel (totalisant 6'051 MW), dépassent bien la puissance « de base » (5'439 MW) en ne laissant les capacités d'interconnexion que comme élément de secours, o les capacités renouvelables frisent les 49% mais quand on y ajoute la part des STEP hydrauliques, même indûment6, l'objectif des 52% est très significativement dépassé. Les capacités qui étaient mobilisables en 2010 et 2020 sont connues mais, pour éviter de surcharger le corps du texte, les choix qui ont préfiguré à l'établissement des valeurs de 2030 du Tableau 1 sont détaillés en Annexe avant les Références de la fin de l'article. Les équipements de production électrique qui y figurent sont : * soit extraits des documents de la Stratégie Energétique avec mise à jour régulière, * soit extraits des actualités vérifiables faites dans la presse. Quitte à sacrifier une partie des turbines à vapeur, il est certain que la limitation des émissions de gaz à effet de serre militerait plutôt en faveur du maintien des TAV alimentées par du fuel plutôt que de celles alimentées par du charbon. Toutefois, on irait au devant de très lourds problèmes financiers si l'on choisissait de faire supporter à l'ONEE le surcoût de l'électricité à base de fuel en dehors des heures de pointe (où l'usage de TAG au fuel pourrait rester de mise). Bien que les responsables se limitent souvent à évoquer les chiffres moyens passés[vii] aujourd'hui obsolètes, il y a bel et bien un contexte de ralentissement de la demande en électricité mis en évidence par la dégringolade de la courbe de croissance violette du graphique de gauche de la Figure 1. Ce ralentissement de la croissance comporte en lui-même des opportunités à saisir et le scénario pour 2030 présenté dans cet article consiste à vérifier si, en attendant un scénario moins carboné pour 2050, il n'est pas suffisant d'améliorer la performance des centrales thermiques existantes de l'ONEE et de contribuer à améliorer sa productivité évoquée dans un article précédent[viii] pour faire face tant aux besoins d'énergie qu'aux appels d'électricité « de base » et « de pointe« . Facteurs de charge et production électrique Le facteur de charge figurant dans le Tableau 2 est le rapport de l'électricité effectivement produite par une capacité donnée pendant un an divisée par ce qu'elle aurait pu produire si elle était utilisée à pleine puissance pendant les 8'760 heures de l'année. Le Tableau 2 montre les facteurs de charge des capacités résultant des productions annuelles passées (2010 et 2020) ainsi que ceux qui ont permis de calculer les productions futures de 2030. Tableau 2 Facteurs de charge des capacités ayant permis d'atteindre les productions annuelles Les pourcentages entre parenthèses ne sont donnés qu'à titre indicatif puisqu'ils représentent des facteurs de charge moyens hybrides se rapportant à des technologies différentes. Certes les productions rétrospectives de 2010 et 2020 sont connues et donc les facteurs de charge aussi, il convient toutefois de justifier les facteurs de charge qui ont permis de calculer les différentes composantes de l'énergie produite en 2030 montrées dans le Tableau 2 : * Les centrales qui utilisent de la vapeur sont lentes à démarrer et servent essentiellement à alimenter la consommation d'électricité dite « de base » (celle qui dure 24 heures). Pour les CGCC et les TAV au charbon, retenir un facteur de charge 75% est tout à fait conservateur puisqu'il est couramment atteint et même dépassé au Maroc par les centrales au gaz naturel ainsi que par les centrales au charbon privées. En effet : o Ce n'est qu'une double coïncidence avec l'inachèvement de la mise en service de Aïn Beni Mathar (en 2010) et avec les travaux de réhabilitation à Tahaddart (Avril à Juin 2020) qui a tiré vers le bas le facteur de charge des CGCC du Maroc (qui ont tourné à 80% de moyenne entre 2013 et 2017). o Les contrats « take-or-pay » dont bénéficient les concessionnaires privés, imposent à l'ONEE de ne mettre en route ses centrales à TAV alimentées au charbon (à Jerada et à Mohammedia) que pour combler les déficits qu'auraient les « concessionnaires charbonniers » pendant leurs opérations de maintenance. Puisqu'à Jorf Lasfar et à Safi, on a tourné à 80% entre 2013 et 2017, c'est donc bien la faible performance des TAV de l'ONEE qui tire vers le bas le facteur de charge moyen de la filière charbon du Maroc. * Les centrales brûlant des produits pétroliers (TAG ou Diesel) sont supposées fonctionner, en moyenne, une demi-heure par jour arrondie à 2% du temps. * Les centrales STEP hydrauliques, les fermes solaires, les parcs éoliens, les barrages hydroélectriques reprendraient les valeurs moyennes arrondies de 2020. La simulation du fonctionnement d'un tel d'équipement de production électrique en 2030 montre un solde annuel légèrement exportateur (-292 GWh), comme cela s'est produit en 2019. Calculé sur la base des chiffres du Tableau 2, le Tableau 3 montre comment la part de l'électricité renouvelable pourrait passer de 17.8% en 2020 à 32.13% en 2030, ou bien de 18.9% en 2020 à 34.5% en 2030 si l'on intégrait, fût-ce illégitimement4, les STEP hydrauliques. Tableau 3 Contributions à la production électrique brute locale Compte tenu d'un facteur d'émission de gaz à effet de serre de 633 grammes d'équivalent CO2 par kWh d'électricité produite au Maroc en 20206, il est légitime d'espérer qu'il descendra autour de 500 grammes en 2030. Impressionnant effort pour un pays qui affichait encore 960 grammes en 1996 mais cela reste certes insuffisant pour une planète qui nécessite une baisse des émissions et non celle de leurs valeurs spécifiques. En attendant, le scénario développé ci-dessus nécessite tout de même de relever les manches pour réaliser, dans les temps, en 10 ans : * 1'417 MW de capacités hydroélectriques dont 467 dans des barrages conventionnels, * 1'778 MW de capacités éoliennes, certes presque toutes parfaitement identifiées, * 2'390 MW de capacités solaires dont 1'054 dans des installations d'autoproduction qui ne risquent pas d'être réalisées avec l'esprit dans lequel semble vouloir s'engager la loi sur l'autoproduction d'électricité[ix], [x]. A quelque chose malheur est bon dit le proverbe, les centrales thermiques au charbon privées du Maroc combinées lui auront permis de limiter les importations d'électricité au minimum vital. Combinées au ralentissement de la demande, elles lui auront permis, en plus, d'éviter l'appel à l'électricité thermonucléaire. Maintenant qu'il est établi que nous pouvons nous passer d'importations massives d'électricité sans recourir à de nouvelles centrales thermiques (ni charbon, ni fuel ni gaz naturel) pendant les 10 prochaines années, n'est-il pas temps de concevoir pour 2040 ou 2050 des scénarios sérieux, basés sur encore plus de renouvelables et l'intégration progressive de véhicules électriques (qu'ils soient à batterie ou à hydrogène vert) ? – Dans le transfert de besoin en combustibles blancs pour le transport vers de l'électricité verte, il y a une énorme opportunité pour améliorer l'indépendance énergétique, même si elle est très capitalistique. Par Amin BENNOUNA ([email protected]) Annexe Etant donné que les capacités mobilisables en 2010 et 2020 sont connues, il convient d'expliquer les choix qui ont préfiguré à l'établissement des valeurs de 2030 figurant dans le Tableau 1 : * Turbines à vapeur (TAV) alimentées par du charbon, aucune centrale n'a été ajoutée : o aux 2 centrales existantes de l'ONEE (165 MW à Jerada et 300 MW à Mohammedia), o ni aux 2 centrales existantes des concessionnaires (à 2'056 MW à Jorf Lasfar et 1'320 MW à Safi). * Centrales au gaz naturel à cycle combiné (CGCC). Aucune centrale n'a été ajoutée : o à la centrale existante de l'ONEE (452 MW à Aïn Beni Mathar), o ni à celle d'un concessionnaire (407 MW à Tahaddart). * Turbines à vapeur (TAV) alimentées par du fuel. Il s'agit d'une mise hors service des TAV de l'ONEE qui sont sous-exploitées, d'abord depuis que la subvention du fuel a été supprimée en 2014-2015, et encore plus fortement depuis la mise en service de la centrale au charbon de Safi en 2018 : o centrale TAV de Kenitra (de 300 MW, mise en service en 1978), o et centrale TAV de Mohammedia (de 300 MW, mise en service en 1981). * Turbines à gaz (TAG) alimentées par du fuel et centrales Diesel. Ces centrales sont très rapidement opérationnelles et pratiques pour les heures de pointe mais aucune centrale n'a été ajoutée : o aux 11 centrales totalisant 1'231 MW actionnées par une turbine à gaz, o ni aux 10 autres centrales totalisant 291 MW actionnées par un moteur Diesel. * STEP hydrauliques. En plus de l'existante à Afourer, il s'agit de la mise en service : o de la STEP de Abdelmoumen (350 MW) en 2022, o ainsi que celle de Oued Ifahsa (300 MW) nécessairement avant la fin de 2030. * Génératrices alimentées par la chaleur industrielle générée par les industries chimiques : pas de changement. * Centrales de production directe (PV, photovoltaïque) ou indirecte (CSP, thermodynamique) d'électricité solaire. Il s'agit de la mise en service de centrales communiquées soit d'interviews récentes, soit de documents de la Stratégie Energétique : o des 120 MW des 3 fermes solaires du Projet PV Noor Tafilalet (Erfoud, Zagora, Missour), o des 200 MW des 8 fermes solaires du Projet PV Noor Atlas (Tata, Bouizakarne, Tantan, Boudnib, Bouanane, Enjil, Outat El Haj, Aïn Beni Mathar), o des 120 MW des 3 fermes solaires du Projet PV Noor Argana (Rhamna, Tensift, Boumalne), o des 1'570 MW de la méga ferme solaire du Projet Midelt : + dont 1'080 MW de solaire photovoltaïque de Noor Midelt PV, + dont 490 MW de solaire thermodynamique Noor Midelt CSP, o des 400 MW des 9 fermes solaires du Projet Noor PV II (Boujdour, Laâyoune, Taroudant, Kelâat Sraghna, Sidi Bennour, Boujaad, El Hajeb, Guercif, Ain Beni Mathar), o des 1'054 MW de milliers de projets en autoproduction connectés aux réseaux de moyenne et basse tension. * Centrales de production d'électricité éolienne. o Des parcs éoliens prévus pour l'ONEE-BE : + des 87.1 MW du parc éolien Touahar 1 au Nord Ouest de Taza, + des 64.6 MW du parc éolien Touahar 2 au Nord Ouest de Taza, + des 200 MW du parc éolien de Koudia Al Baïda 2 à l'Ouest de Fnideq, partie du PMIEE[xi]. o Des parcs éoliens prévus pour la production concessionnelle d'électricité : + des 210 MW du parc éolien de Midelt pas tous opérationnels à fin 2020, partie du PMIEE9, + des 295.8 MW du parc éolien de Boujdour Nord Est, partie du PMIEE9, + des 198.4 MW du parc éolien de Jbel Lahdid à Essaouira, partie du PMIEE9, + des 120 MW du parc éolien de Koudia Al Baïda 1 restructuré à Fnideq, partie du PMIEE9, + des 100 MW du parc éolien de Tiskrad à Tarfaya, partie du PMIEE9, + des 70 MW du parc éolien de Sendouk à Tanger, partie du PMIEE9. o De divers autres parcs éoliens prévus pour l'autoproduction : + des 35 MW du parc éolien de Oualidia 1 & 2 (annoncé par Innovent Maroc) + des 135 MW du parc éolien de Jbel Haouch, Dar Chaoui (annoncé par LCdV) + des 36 MW du parc éolien de Dakhla (annoncé par Brookstone Partners & Soluna) + des 201,30 MW du parc éolien de Beddouza, Safi (annoncé par CEM) + des 150,50 MW du parc éolien de Zaitoune, Tétouan (annoncé par CEM) + des 80 MW du parc éolien de Aferkat, Guelmim (annoncé par AGP) o Centrales de production d'hydroélectricité conventionnelle. + Des 204 MW de barrages hydroélectriques privés en projet : # des 1,5 MW du barrage de Flilou – Midelt # des 2,0 MW du barrage de Sidi Said # des 3,2 MW du barrage de Sidi Driss # des 11,7 MW du barrage de Hassan II # des 11,7 MW du barrage de Asfalou # des 10 MW du barrage de Ouljat Essoltane – Beht # des 18 MW du barrage de Boutferda # des 8 MW du barrage de Tilougguit amont – Ahansal # des 30 MW du barrage de Tilougguit aval – Ahansal # des 30 MW du barrage de Tamajjout – Ahansal # des 24 MW du barrage de Melloul 1 – Ahansal # des 24 MW du barrage de Melloul 2 – Ahansal # des 30 MW du barrage de Bab Ouender Interconnexion avec l'Europe : ajout d'une ligne sous-marine supplémentaire d'interconnexion avec l'Espagne passant par le détroit de Gibraltar de 700 Références [i] Ministère de l'Energie, des Mines et de l'Environnement du Royaume du Maroc, Portail des statistiques de l'Observatoire Marocain de l'Energie, https://www.observatoirenergie.ma/data/ [ii] Direction des Etudes et des Prévisions Financières du Ministère de l'Economie, des Finances et de la Réforme de l'Administration du Royaume du Maroc, Notes de Conjoncture, http://depf.finances.gov.ma/etudes-et-publications/note-de-conjoncture/ [iii] Bank Almaghrib, Revue de la Conjoncture Economique, http://www.bkam.ma/Publications-statistiques-et-recherche/Documents-d-analyse-et-de-reference/Revue-de-la-conjoncture-economique [iv] Rapports Annuels de l'Office National de l'Electricité et l'Eau Potable, http://www.one.ma/ [v] Annuaires statistiques du Maroc, Haut Commissariat au Plan, les anciennes versions en format papier sont disponibles à la Bibliothèque Nationale et les plus récentes en format électronique sont accessibles sur le site https://www.hcp.ma/downloads/Annuaire-statistique-du-Maroc-version-PDF_t11888.html [vi] Bien qu'étant une énergie hydraulique, l'électricité produite par les stations de transfert d'énergie par pompage (STEP) ne doit pas être comptée parmi les renouvelables car elles ne sont qu'un moyen de stockage qui absorbe lui-même de l'électricité, qui peut ne pas être de source renouvelable. D'ailleurs, il se trouve que presque tous les jours jusqu'à fin 2018, la STEP d'Afourer a été essentiellement alimentée la nuit par de l'électricité à bon marché de source non renouvelable (importée ou au charbon). [vii] Comme les 4% de croissance moyenne de la dernière décade évoquée pendant le quatrième Conseil d'Administration e l'ONEE du 29 décembre 2020, évoqué par EcoActu https://www.ecoactu.ma/onee-bilan-des-realisations/#:~:text=L'Office%20National%20de%20l,DH%20pour%20l'activit%C3%A9%20eau [viii] A. Bennouna, "Energie au Maroc, quoi de neuf en 2020 ?", Webmagazine EcoActu 29 Mars 2021, https://www.ecoactu.ma/energie-au-maroc/ et https://DOI.ORG/10.13140/RG.2.2.24171.46885 [ix] A. Bennouna, "Autoproduction électrique: deux poids, deux mesures", L'économiste, N°5784, 17 Juin (2020) Pages 41-42, https://www.leconomiste.com/article/1063443-autoproduction-electrique-deux-poids-deux-mesures [x] Saïd Guemra, "Le nouveau projet de loi sur l'autoconsommation porte atteinte aux intérêts de la nation", Interview accordée au Magazine Challenge le 12 février 2021, https://www.challenge.ma/dr-said-guemra-expert-conseil-en-management-de-lenergie-temps-reel-le-nouveau-projet-de-loi-sur-lautoconsommation-porte-atteinte-aux-interets-de-la-nation-175119/ [xi] PMIEE est l'abréviation du Projet Marocain d'Energie Eolienne qui est en fait un appel d'offres unique pour 1'050 MW d'éolien dont 200 en XXX et le reste en BOOT. Le but de PMIEE était d'augmenter le taux d'intégration local, chose qui a été atteinte avec maintenant des mâts et des pales d'éoliennes fabriqués au Maroc.
