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Trois ans après avoir frôlé le pire, comment le Maroc s'est protégé contre les délestages électriques
Plusieurs leviers actionnés à la fois : augmentation de la capacité de production, renforcement de l'interconnexion, baisse de la demande en heures de pointe et économies de consommation.
Le programme se poursuit jusqu'en 2012 : 2 500 MW de capacité de production électrique supplémentaire à installer et une plus grande quote-part des énergies renouvelables dans le bilan national.
En 2008 et après les prévisions pessimistes qui avaient fait craindre le pire, quelques mois auparavant, le ministère de l’énergie et des mines avait mis en place une stratégie énergétique poursuivant deux grands objectifs : répondre à une demande en énergie évoluant à un rythme annuel moyen de 5% (7% en moyenne pour l’électricité) et réduire la dépendance de l’extérieur pour l’approvisionnement en sources d’énergie (le taux de dépendance est aujourd’hui supérieur à 95%). Pour atteindre ces objectifs, des actions à court, moyen et long termes avaient été définies. Deux ans après, qu’en est-il d’abord des actions de court terme, destinées précisément à assurer une adéquation entre l’offre et la demande, celle-ci évoluant plus vite que celle-là ?
On s’en souvient, dans le cadre du programme de court terme (2008-2012), un plan national d’actions prioritaires (PNAP) a été mis en place. Il s’appuyait sur deux leviers : l’offre, en augmentant les capacités de production, et la demande, en incitant les consommateurs à maîtriser leur facture, à mieux consommer.
En termes d’offre, le programme a prévu une capacité électrique additionnelle de 3 500 MW à l’horizon 2012. Selon le ministère de l’énergie et des mines (MEM), qui préside le comité de pilotage de ce plan, plus de 1 000 MW de capacités supplémentaires ont, à ce jour, été mises en place. Elles proviennent principalement de la mise en service, en mai 2010, de la centrale thermo-solaire à cycle combiné de Aïn Béni Mathar (472 MW), et, en 2009, des centrales de turbine à gaz de Mohammédia (3x100 MW), des groupes diesel de Tan-Tan (116 MW), du parc éolien Dar Saadane (107 MW)...
A ces moyens additionnels de production, il faut ajouter, selon le MEM, le renforcement de l’interconnexion avec l’Algérie, après la réalisation d’une troisième ligne de 400 KV, mise en service en septembre 2009 et portant la capacité de transit entre les deux pays de 400 MW à 1 200 MW.
Le programme EnergiePro, qui consiste en l’auto-production d’électricité à partir de l’éolien, a, lui, cette caractéristique de pouvoir être classé dans les actions agissant à la fois sur l’offre et la demande. Sur l’offre, parce que, en cas d’excédents d’énergie produits par les auto-producteurs, ils sont versés dans le réseau national, moyennant paiement bien sûr ; sur la demande, surtout, car chaque projet d’auto-production électrique est en réalité un investissement évité à l’opérateur historique qu’est l’Office national de l’électricité (ONE) et, au bout, un gain pour la collectivité.
GMT + 1 procure un gain de puissance de 80 MW pendant les heures de pointe
Lancé dans le cadre de l’ancienne réglementation, qui limitait l’auto-production à un maximum de 50 MW de puissance, le programme EnergiePro avait déjà suscité l’intérêt des investisseurs puisqu’un certain nombre de conventions ont été signées dans ce sens, consistant en autorisations d’études de faisabilité (topographie, consistance du vent, etc.).
Depuis mars dernier, date de publication de la loi (13-09) sur les énergies renouvelables, ces projets s’inscrivent désormais dans ce nouveau cadre, qui offre de nombreux avantages, dont, entre autres, la suppression de la limitation de puissance.
Mais si les actions sur l’offre nécessitent évidemment des ressources financières souvent importantes, et des délais de réalisation longs, celles qui agissent sur la demande, et c’est tout leur intérêt, n’exigent généralement que des aménagements techniques fort peu onéreux, voire de simples changements dans la manière de consommer, moyennant une réglementation adaptée.
Cela s’appelle «l’efficacité énergétique», et le PNAP contient de nombreuses mesures dans ce sens. Il y a d’abord l’application de l’horaire GMT+1 durant les étés 2008, 2009 et 2010. D’après le MEM, chaque année, cette mesure donne lieu à un effacement à la pointe, donc un gain de puissance, de 80 MW. Ça a l’air de rien, en fait cela peut éviter, lorsque la courbe de charge monte à son maximum, de devoir opérer des délestages sélectifs, ou même parfois un «black-out».
Il y a ensuite l’institution, depuis 2008, de la tarification «super pointe» pour les clients grands comptes, «gourmands» en énergie : il s’agit pour ces derniers de s’effacer pendant les heures de pointe, où le KWH subit une tarification tellement dissuasive. En reportant leur consommation à d’autres moments de la journée, autres que des forts appels de puissance, ces grands clients ne font pas que soulager le réseau, ils réduisent aussi, du même coup, leur facture.
C’est donc du gagnant-gagnant. Là encore, le gain réalisé selon le MEM, est de 79 MW en heures de pointe, chaque année.
Il y a également le programme d’installation de lampes basse consommation (LBC) : 4,5 millions d’unités, sur les 22,7 millions prévues à l’horizon 2012/2013, ont déjà été distribuées. Jusqu’à septembre 2010, seul l’ONE distribuait ces LBC, dont le prix est prélevé progressivement sur la facture (1 DH chaque mois).
Depuis cette date, les régies publiques et les gestionnaires délégués ont commencé, eux aussi, à en distribuer : 672 000 LBC ont été déjà commercialisées par ces derniers à titre de test. Dans les contrats programmes qui les lient aux pouvoirs publics, les régies publiques et les gestionnaires délégués devraient distribuer 7,7 millions de LBC d’ici à fin 2011, soit 34% de la totalité du programme.
Acheter à l'étranger quand le coût du KWH revient moins cher
A cela on peut ajouter la tarification incitative dite «modèle -20-20» à l’adresse des ménages et des patentés, incités à réduire leurs consommations d’au moins 20% par rapport au même mois de l’année, avec un bonus équivalent à 20% du gain réalisé. Depuis son lancement en août 2009, cette mesure a permis d’économiser 914 GWH, grâce d’ailleurs, principalement, à l’installation des LBC (voir les détails sur ce point dans La Vie éco du 5 novembre 2010).
Une autre mesure, à l’usage des professionnels, a été mise en place : il s’agit de l’installation de batteries de condensation qui permettent d’améliorer la consommation et donc la facture, d’une part, et de soulager le réseau, d’autre part. Il est prévu, selon le MEM, de généraliser ces batteries à l’horizon 2010.
A ce stade de déploiement de «la nouvelle stratégie énergétique», le programme de court terme décliné dans le PNAP s’enchaîne déjà avec le programme de moyen terme. C’est le cas, par exemple, du renforcement des interconnexions avec les pays voisins, avec l’objectif de passer d’une dépendance structurelle de celles-ci à un moyen d’arbitrage économique.
On l’a vu cette année 2010, l’opérateur électrique a fait le choix d’importer de l’électricité de l’Espagne, jugeant le KWH ibérique plus compétitif, alors que traditionnellement ces importations étaient contraintes. Ce sera de plus en plus le cas, en particulier après la construction d’une troisième ligne de 700 MW avec l’Espagne qui portera la puissance d’échange à 2 100 MW. Surtout, dans ce programme de moyen terme, le plus important, c’est la montée en puissance des énergies renouvelables. Rappelons ici que les programmes solaires et éoliens visaient chacun la mise en place d’une puissance de 2 000 MW à l’horizon 2010. Et déjà, la centrale solaire de Ouarzazate (500 MW) devrait être mise en service en 2015.
De nombreux autres projets devraient être achevés d’ici 2010 et 2014, comme la centrale de turbines à gaz de Kénitra (300 MW), la STEP Abdelmoumen (300MW), les groupes diesel à Agadir (72 MW)...
La vision consiste donc à combiner un renforcement du parc de production, toutes sources d’énergies confondues, avec une dominante pour les énergies renouvelables, et une consommation maîtrisée.
Plusieurs leviers actionnés à la fois : augmentation de la capacité de production, renforcement de l'interconnexion, baisse de la demande en heures de pointe et économies de consommation.
Le programme se poursuit jusqu'en 2012 : 2 500 MW de capacité de production électrique supplémentaire à installer et une plus grande quote-part des énergies renouvelables dans le bilan national.
En 2008 et après les prévisions pessimistes qui avaient fait craindre le pire, quelques mois auparavant, le ministère de l’énergie et des mines avait mis en place une stratégie énergétique poursuivant deux grands objectifs : répondre à une demande en énergie évoluant à un rythme annuel moyen de 5% (7% en moyenne pour l’électricité) et réduire la dépendance de l’extérieur pour l’approvisionnement en sources d’énergie (le taux de dépendance est aujourd’hui supérieur à 95%). Pour atteindre ces objectifs, des actions à court, moyen et long termes avaient été définies. Deux ans après, qu’en est-il d’abord des actions de court terme, destinées précisément à assurer une adéquation entre l’offre et la demande, celle-ci évoluant plus vite que celle-là ?
On s’en souvient, dans le cadre du programme de court terme (2008-2012), un plan national d’actions prioritaires (PNAP) a été mis en place. Il s’appuyait sur deux leviers : l’offre, en augmentant les capacités de production, et la demande, en incitant les consommateurs à maîtriser leur facture, à mieux consommer.
En termes d’offre, le programme a prévu une capacité électrique additionnelle de 3 500 MW à l’horizon 2012. Selon le ministère de l’énergie et des mines (MEM), qui préside le comité de pilotage de ce plan, plus de 1 000 MW de capacités supplémentaires ont, à ce jour, été mises en place. Elles proviennent principalement de la mise en service, en mai 2010, de la centrale thermo-solaire à cycle combiné de Aïn Béni Mathar (472 MW), et, en 2009, des centrales de turbine à gaz de Mohammédia (3x100 MW), des groupes diesel de Tan-Tan (116 MW), du parc éolien Dar Saadane (107 MW)...
A ces moyens additionnels de production, il faut ajouter, selon le MEM, le renforcement de l’interconnexion avec l’Algérie, après la réalisation d’une troisième ligne de 400 KV, mise en service en septembre 2009 et portant la capacité de transit entre les deux pays de 400 MW à 1 200 MW.
Le programme EnergiePro, qui consiste en l’auto-production d’électricité à partir de l’éolien, a, lui, cette caractéristique de pouvoir être classé dans les actions agissant à la fois sur l’offre et la demande. Sur l’offre, parce que, en cas d’excédents d’énergie produits par les auto-producteurs, ils sont versés dans le réseau national, moyennant paiement bien sûr ; sur la demande, surtout, car chaque projet d’auto-production électrique est en réalité un investissement évité à l’opérateur historique qu’est l’Office national de l’électricité (ONE) et, au bout, un gain pour la collectivité.
GMT + 1 procure un gain de puissance de 80 MW pendant les heures de pointe
Lancé dans le cadre de l’ancienne réglementation, qui limitait l’auto-production à un maximum de 50 MW de puissance, le programme EnergiePro avait déjà suscité l’intérêt des investisseurs puisqu’un certain nombre de conventions ont été signées dans ce sens, consistant en autorisations d’études de faisabilité (topographie, consistance du vent, etc.).
Depuis mars dernier, date de publication de la loi (13-09) sur les énergies renouvelables, ces projets s’inscrivent désormais dans ce nouveau cadre, qui offre de nombreux avantages, dont, entre autres, la suppression de la limitation de puissance.
Mais si les actions sur l’offre nécessitent évidemment des ressources financières souvent importantes, et des délais de réalisation longs, celles qui agissent sur la demande, et c’est tout leur intérêt, n’exigent généralement que des aménagements techniques fort peu onéreux, voire de simples changements dans la manière de consommer, moyennant une réglementation adaptée.
Cela s’appelle «l’efficacité énergétique», et le PNAP contient de nombreuses mesures dans ce sens. Il y a d’abord l’application de l’horaire GMT+1 durant les étés 2008, 2009 et 2010. D’après le MEM, chaque année, cette mesure donne lieu à un effacement à la pointe, donc un gain de puissance, de 80 MW. Ça a l’air de rien, en fait cela peut éviter, lorsque la courbe de charge monte à son maximum, de devoir opérer des délestages sélectifs, ou même parfois un «black-out».
Il y a ensuite l’institution, depuis 2008, de la tarification «super pointe» pour les clients grands comptes, «gourmands» en énergie : il s’agit pour ces derniers de s’effacer pendant les heures de pointe, où le KWH subit une tarification tellement dissuasive. En reportant leur consommation à d’autres moments de la journée, autres que des forts appels de puissance, ces grands clients ne font pas que soulager le réseau, ils réduisent aussi, du même coup, leur facture.
C’est donc du gagnant-gagnant. Là encore, le gain réalisé selon le MEM, est de 79 MW en heures de pointe, chaque année.
Il y a également le programme d’installation de lampes basse consommation (LBC) : 4,5 millions d’unités, sur les 22,7 millions prévues à l’horizon 2012/2013, ont déjà été distribuées. Jusqu’à septembre 2010, seul l’ONE distribuait ces LBC, dont le prix est prélevé progressivement sur la facture (1 DH chaque mois).
Depuis cette date, les régies publiques et les gestionnaires délégués ont commencé, eux aussi, à en distribuer : 672 000 LBC ont été déjà commercialisées par ces derniers à titre de test. Dans les contrats programmes qui les lient aux pouvoirs publics, les régies publiques et les gestionnaires délégués devraient distribuer 7,7 millions de LBC d’ici à fin 2011, soit 34% de la totalité du programme.
Acheter à l'étranger quand le coût du KWH revient moins cher
A cela on peut ajouter la tarification incitative dite «modèle -20-20» à l’adresse des ménages et des patentés, incités à réduire leurs consommations d’au moins 20% par rapport au même mois de l’année, avec un bonus équivalent à 20% du gain réalisé. Depuis son lancement en août 2009, cette mesure a permis d’économiser 914 GWH, grâce d’ailleurs, principalement, à l’installation des LBC (voir les détails sur ce point dans La Vie éco du 5 novembre 2010).
Une autre mesure, à l’usage des professionnels, a été mise en place : il s’agit de l’installation de batteries de condensation qui permettent d’améliorer la consommation et donc la facture, d’une part, et de soulager le réseau, d’autre part. Il est prévu, selon le MEM, de généraliser ces batteries à l’horizon 2010.
A ce stade de déploiement de «la nouvelle stratégie énergétique», le programme de court terme décliné dans le PNAP s’enchaîne déjà avec le programme de moyen terme. C’est le cas, par exemple, du renforcement des interconnexions avec les pays voisins, avec l’objectif de passer d’une dépendance structurelle de celles-ci à un moyen d’arbitrage économique.
On l’a vu cette année 2010, l’opérateur électrique a fait le choix d’importer de l’électricité de l’Espagne, jugeant le KWH ibérique plus compétitif, alors que traditionnellement ces importations étaient contraintes. Ce sera de plus en plus le cas, en particulier après la construction d’une troisième ligne de 700 MW avec l’Espagne qui portera la puissance d’échange à 2 100 MW. Surtout, dans ce programme de moyen terme, le plus important, c’est la montée en puissance des énergies renouvelables. Rappelons ici que les programmes solaires et éoliens visaient chacun la mise en place d’une puissance de 2 000 MW à l’horizon 2010. Et déjà, la centrale solaire de Ouarzazate (500 MW) devrait être mise en service en 2015.
De nombreux autres projets devraient être achevés d’ici 2010 et 2014, comme la centrale de turbines à gaz de Kénitra (300 MW), la STEP Abdelmoumen (300MW), les groupes diesel à Agadir (72 MW)...
La vision consiste donc à combiner un renforcement du parc de production, toutes sources d’énergies confondues, avec une dominante pour les énergies renouvelables, et une consommation maîtrisée.
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