La Direction des Etudes et de la Planification Financière (DEPF) publiera bientôt sa Note de Conjoncture Economique du mois de février qui inclura, entre autres, l'électricité nette injectée et les livraisons de l'ONEE-BE à la fin 2018. Quelle nouveauté ? – Ces chiffres comporteront sans doute une stagnation conjoncturelle mais que confirment-ils structurellement? * Le constat Dans son édition de février 2019, la Note de Conjoncture Economique de la DEPF affichera sans doute le bouclage de l'année 2018 avec : * une énergie nette injectée annuelle voisine de 37'350 GWh, en croissance d'à peine 0,7% par rapport à celle 2017 (alors que 2017 bouclait à +5% par rapport à 2016), * une « consommation » annuelle voisine de 30'700 GWh, en contraction de 2,1% par rapport à celle 2017 (au lieu de +4% à fin 2017). Le mot « consommation » a été écrit entre guillemets car, en fait, il s'agit des livraisons de l'ONEE-BE incluant une partie (environ 41% en 2018) destinée aux Régies Communales et Concessions privées distributrices d'électricité qui, elles-mêmes, en perdent une partie dans leur propre réseau électrique alimentant les consommateurs finaux. Notre consommation réelle est donc légèrement inférieure à celle qui est affichée par la DEPF, tout simplement parce qu'on ne lui en communique pas d'autre. Au-delà de la simple conjoncture de 2018, la Figure 1 montre l'évolution dans le temps de ces livraisons de l'ONEE-BE en rapport avec l'électricité nette appelée. Evolution du rapport des livraisons de l'ONEE-BE à l'électricité appelée Force est de constater que le rapport, des livraisons de l'ONEE-BE à l'électricité nette appelée, plonge vers 84% à fin 2018 après avoir pointé au voisinage de 92% au milieu des années 1990. Puisque, comme dit plus haut, une partie de l'électricité livrée par l'ONEE-BE aux 11 autres distributeurs d'électricité est encore perdue dans leurs réseaux respectifs, il en résulte la courbe rouge de la Figure 2 qui montre que le rendement global du réseau électrique marocain qui a pointé légèrement au-dessus de 88,5% au milieu des années 90 a plongé légèrement en dessous de 84% à fin 2018. Evolution du rendement global du réseau électrique et de ses éléments * Les causes de cette érosion du rendement du réseau électrique. Cette érosion provient essentiellement des prolongements des lignes électriques qui ont dû être réalisées dans le cadre du Programme d'Electrification Rurale Globale (PERG) qui a permis de dépasser 99,5% de taux d'électrification rurale (TER) et 85% de taux d'abonnement rural (TAR). Comme montré par la Figure 3, il en est résulté une accélération des ventes d'électricité basse tension (passées de 1 à 12 entre 1980 et 2015) double de celle des autres niveaux de tension (1 à 5 ou 6 entre 1980 et 2015). Ventes de basse (BT), moyenne (MT) et haute (HT, THT) tension En conséquence, la part de marché de l'électricité de basse tension a augmenté en causant l'érosion du rendement de réseau électrique précédemment décrite. La corrélation qui y est associée est montrée dans la Figure 4 Corrélation entre le rendement global du réseau électrique et la part des ventes d'électricité Basse Tension Heureusement, bien que les réseaux aient continué à s'étendre après 2013, le rendement semble vouloir stagner entre 84 et 85% depuis 2014 (zone entourée dans la Figure 4). * Probables conséquences cette érosion du rendement du réseau électrique. La Figure 5 montre le schéma simplifié du flux d'électricité au Maroc. Les valeurs qui y figurent sont celles de 2017. On y voit que les ventes directes de l'ONEE-BE représentent 58,5% du marché, celles des autres distributeurs 38,3% et celles qui se font dans le cadre de la Loi 13/2009 sur les énergies renouvelables 3,3% (LER). Schéma simplifié du flux d'électricité au Maroc en 2017 La Figure 2 montre aussi qu'en 2017, nous avons perdu plus d'électricité dans nos réseaux (5'807 GWh) que nous n'en avons produite de source renouvelable (5'016 GWh par l'hydraulique, l'éolien et le solaire). Même si, grâce à la mise en service de nouveaux parcs éoliens, cette inégalité devait s'inverser en 2018 et surtout 2019, il n'en reste pas moins qu'un taux de pertes supérieur à 15% est élevé. * Les gains d'investissements en renforcement du réseau. Il faut savoir : * qu'au stade où nous en étions à fin 2017, un pourcent (1%) de gain de rendement représentait 370 GWh par an d'électricité nette injectée économisée, * qu'une centrale au charbon qui coûte environ 15 MDh pour chaque MW installé est capable de produire 7 GWh par an pour ce même MW installé, donc, chaque pourcent (1%) d'électricité non perdue dans le réseau permettrait d'éviter 53 MW de capacité charbon soit 0,79 milliards de Dh d'investissement (1/30e des investissements des 24 GDh qu'à nécessité le PERG). A ce stade, si on souhaite éviter les investissements non-rentables dans le renforcement des lignes, on d'identifie les « points noirs » du réseau, on les classifie par ordre décroissant de pertes en valeur puis on n'agit que sur ceux dont le coût de renforcement serait inférieur à 2,13 Dh par kWh économisé annuellement (provient du critère de 0,79 GDh pour 370 GWh/an). Le total du traitement de ces « points noirs » fixerait un budget à allouer et serait aussi rentable que de poursuive la résolution du problème par la seule « fuite en avant » de l'augmentation des capacités. Spécialistes et experts, à vos ordinateurs ! * Alors pourquoi cela ne se fait pas ? Le catastrophique écroulement du pont de Gênes et la communication qui s'en est suivie ont révélé au moins une chose : en démocratie ou pas, les hommes politiques sont beaucoup plus enclins à allouer des montants pour de nouvelles infrastructures que pour maintenir ou renforcer les existantes. En effet, l'impact politique d'images devant une nouvelle centrale électrique de source renouvelable est bien plus intéressant qu'une photo de travaux de doublement de lignes électriques ou qu'un communiqué sur l'amélioration du rendement de tel ou tel réseau... Ceci étant dit, 14 centrales solaires de tailles moyennes (entre 20 et 40 MW) devraient voir le jour dans les terminaisons de lignes les plus sensibles. Elles combineront le double avantage de générer de l'électricité propre tout en améliorant le rendement en limitant la distance parcourue par les courants électriques : il s'agit des Projets « Tafilalt » et « Argana« . La réglementation complète du raccordement des installations solaires photovoltaïques de particuliers au réseau BT aurait exactement le même double impact mais nos responsables ne font que retarder quelque chose qui s'imposera même en dehors de toute légalité. Le Ministre aurait promis des annonces pendant le très prochain salon « Solaire Expo« ... nous verrons bien. Par Amine Bennouna, Professeur à l'Université Cadi Ayyad, Marrakech
