Énergie au Maroc

Bilan énergétique (2015)
Énergie au Maroc
Panneaux solaires au Maroc, 2004.
Offre d'énergie primaire(TPES)	19,4 M tep (812 PJ)
par agent énergétique	pétrole : 60,6 % charbon : 22,9 % gaz naturel : 5,2 % électricité : 4,2 %
Énergies renouvelables	2 %
Consommation totale (TFC)	14,4 M tep (604 PJ)
par habitant	0,4 tep/hab. (17,6 GJ/hab.)
par secteur	ménages : 26,3 % industrie : 21,5 % transports : 36 % services : 8,5 % agriculture : 7,7 %
Électricité (2015)
Production	31,22 TWh
par filière	thermique : 80,4 % éoliennes : 8,1 % hydro : 7,3 % autres : 4,2 %
Combustibles (2015 - Mtep)
Production	pétrole : 0,005 gaz naturel : 0,067
Commerce extérieur (2015 - Mtep)
Importations	électricité : 0,44 pétrole : 13,61 gaz naturel : 0,95 charbon : 4,26
Exportations	électricité : 0,01 pétrole : 0,46
Sources
Agence internationale de l'énergie
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Le secteur de l'énergie au Maroc est dominé par les énergies fossiles, presque entièrement importées, qui couvrent 88,8 % de la consommation d'énergie primaire du pays en 2015 (pétrole 60,6 %, charbon 22,9 %, gaz 5,2 %) ; les énergies renouvelables contribuent pour 9 % (surtout biomasse : 7 %) et les importations d'électricité pour 2,2 %.

La consommation d'énergie primaire par habitant au Maroc était en 2015 de 0,56 tep, soit seulement 30 % de la moyenne mondiale et 85 % de la moyenne africaine.

La production locale d'énergie primaire n'assure que 9,4 % des besoins du pays en 2015 ; elle est constituée à 96 % d'énergies renouvelables : biomasse et déchets 75 %, éolien 12 %, hydroélectricité 9 %. Le Maroc possède des réserves très importantes de schistes bitumineux et de gaz de schiste, qui n'ont pas encore été exploitées à l'échelle industrielle.

L'électricité couvre 17,2 % de la consommation finale ; sa production est elle aussi dominée par les énergies fossiles : 80,4 % (charbon 54,8 %, gaz 18,5 %, pétrole 7,1 %) ; les énergies renouvelables assurent 19,6 % de la production : hydraulique 7,3 %, éolien 8,1 %, autres 4,2 % ; elles se développent rapidement (l'éolien est passé de 2,8 % en 2010 à 8,1 % en 2015) grâce au soutien de l'État, qui s'est donné l'objectif de porter leur part à 42 % en 2020. Le Maroc se dote par ailleurs des moyens nécessaires pour pouvoir choisir l'option du nucléaire d'ici 2030.

Les émissions de CO₂ s'élèvent à 1,60 t CO₂ par habitant en 2015, correspondant à 36 % de la moyenne mondiale et supérieures de 58 % à la moyenne africaine.

Vue d'ensemble

Principaux indicateurs de l'énergie au Maroc
	Population	Consommation énergie primaire	Production	Importation nette	Consommation électricité	Émissions de CO₂
Année	Million	Mtep	Mtep	Mtep	TWh	Mt CO₂éq
1990	24,95	7,62	1,45	6,50	8,91	19,65
2000	28,95	11,02	1,35	9,93	14,11	29,54
2008	31,35	16,24	1,96	14,39	23,13	43,17
2009	31,72	16,35	1,94	15,14	23,81	43,14
2010	32,11	17,15	1,99	16,39	25,10	46,38
2011	32,53	18,48	1,83	17,57	27,07	50,74
2012	32,98	18,74	1,77	19,38	29,15	52,22
2013	33,45	18,82	1,90	18,67	29,72	51,64
2014	33,92	19,05	1,83	19,53	30,93	53,54
2015	34,38	19,39	1,82	18,78	30,67	54,93
variation 1990-2015	+37,8 %	+154,5 %	+25,5 %	+188,9 %	+244,2 %	+179,5 %

Ressources primaires

Production d'énergie primaire au Maroc par source (ktep)
Source	1990	%	2000	%	2010	%	2014	2015	% 2015	var. 2015/1990
Charbon	295	20,4	17	1,3					0 %	-100 %
Pétrole	14	1,0	12	0,9	9	0,5	5	5	0,3 %	-64 %
Gaz naturel	43	3,0	38	2,8	45	2,3	85	67	3,7 %	+56 %
Total fossiles	352	24,3	67	5,0	54	2,8	90	72	4,0 %	-80 %
Hydraulique	105	7,2	62	4,6	298	15,5	141	162	8,9 %	+54 %
Biomasse-déchets	992	68,5	1 217	90,1	1 510	78,7	1 366	1 367	75,2 %	+38 %
Solaire, éolien, géoth.			6	0,4	57	3,0	165	217	11,9 %	ns
Total EnR	1 097	75,7	1 285	95,1	1 865	97,2	1 672	1 746	96,0 %	+59 %
Total	1 449	100	1 351	100	1 919	100	1 762	1 818	100 %	+25 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie

Charbon

Une mine de charbon a été exploitée à Jerada et Hassi Blal, au nord-est du pays près de la frontière algérienne, par Charbonnages du Maroc Jerada de 1936 à 2000. Mais en 2015 encore, un millier de mineurs clandestins creusent des puits en quête d’anthracite, à des profondeurs qui atteignent les 80 mètres. Plusieurs morts sont enregistrées chaque année dans ces mines clandestines et les malades pulmonaires sont si nombreux qu'une unité médicale spécialisée dans la prise en charge des silicotiques est en construction pour les 6 000 patients atteints de silicose

Le charbon utilisé au Maroc, à 80 % pour la production d'électricité et 20 % dans l'industrie, est importé à 99 %.

Pétrole

Le Maroc importe la quasi-totalité de ses besoins en pétrole brut ainsi que la majorité des produits pétroliers qu'il consomme : en 2015, il a importé 2,69 Mt de brut, 0,36 Mt de matières premières de raffineries, 2,31 Mt de GPL, 4,11 Mt de diesel, 1,59 Mt de fioul, 0,44 Mt d'essence et 0,37 Mt de kérosène, et ses raffineries ont produit 1,14 Mt de diesel, 0,55 Mt de fioul, 0,19 Mt d'essence, 0,41 Mt de kérosène et 0,20 Mt de naphta. Au total, la production des raffineries était de 3,19 Mtep et les importations de produits pétroliers de 10,52 Mtep. Ces produits sont consommés par les transports pour 47 %, le secteur résidentiel pour 21 %, l'industrie pour 18 %, l'agriculture pour 7 %, le tertiaire pour 1 % et les usages non énergétiques (chimie) pour 5 %.

Gisements de pétrole de schiste au Maroc, USGS, 2005.

Selon le Conseil mondial de l'énergie, les réserves prouvées de pétrole de schiste au Maroc étaient estimées en 2013 à 53 Gbl (milliards de barils)Les principaux gisements sont situés à Timahdit dans le Moyen Atlas et Tarfaya dans le sud. Un premier gisement avait été découvert à Tanger dans les années 1930, et les grands gisements de Timahdit et Tarfaya ont été découvertes à la fin des années 1960 ; ils ont été étudiés de façon approfondie ; les réserves suffiraient à couvrir les besoins du Maroc pendant 800 ans. L'ascension des prix pétroliers pendant les années 1980 et 1990 a amené des compagnies européennes et nord-américaines à explorer ces gisements et à expérimenter leur exploitation ; plus de 2 200 tonnes de schistes bitumineux de Timahdit et Tarfaya ont été traités dans des usines pilotes aux États-Unis, en Europe, au Canada et au Japon. Une usine pilote a été construite au Maroc et a traité 2 500 tonnes de schistes bitumineux de Timahdit de 1983 à 1986, et des études ont été menées pour bâtir des usines de 50 000 bl/j (barils par jour) à Timahdit et Tarfaya, mais la chute des prix pétroliers au milieu des années 1980 a stoppé ces projets. L'intérêt pour ces projets est revenu avec la hausse des prix des années 2000 ; l'Office National des Hydrocarbures et des Mines (ONHYM) a conclu en 2009 un accord avec Petrobras et Total pour explorer Timahdit et Tarfaya et un autre avec San Leon Energy Plc pour tester la fracturation hydraulique à Tarfaya.

Le Maroc avait en 2014 deux raffineries dont la capacité de distillation de pétrole brut était de 155 000 barils/jour. La société Samir (entreprise marocaine), en difficultés financières, a cessé en août 2015 l'activité de sa raffinerie de Mohammédia, la seule du Maroc, et a été mise en liquidation judiciaire le 1^er juin 2016.

Afriquia, filiale d'Akwa Group, est le principal

Gaz naturel

Gazoduc Maghreb–Europe (en jaune).

Le gazoduc Maghreb-Europe, qui achemine le gaz algérien de Hassi R'Mel à Cordoue en Espagne, traverse le Maroc, dont la rémunération pour ce transit est un péage annuel sous forme de gaz.

Le gaz importé représente 93 % de l'approvisionnement du pays en gaz, qui est utilisé à 93 % pour la production d'électricité et 7 % dans l'industrie.

Selon l'U.S. Energy Information Administration, les réserves techniquement récupérables de gaz de schiste du Maroc sont estimées à 20 trillions de pieds cubes (566 milliards de mètres cubes), dont 17 dans le bassin de Tindouf (dont 8 au Sahara occidental) et 3 dans celui de Tadla

Uranium

Le Maroc dispose de réserves de phosphates estimées à 50 Gt (milliards de tonnes), soit 72 % des réserves mondiales Ces gisements marocains contiennent environ 6,9 MtU (millions de tonnes d'uranium contenu). Ils pourraient produire environ 1 000 tU/an comme sous-produits du phosphate. Cette ressource d'uranium était utilisée jusqu'aux années 1990 aux États-Unis, puis a été abandonnée pour cause de compétitivité insuffisante, mais la remontée des prix du marché mondial de l'uranium la remet à l'ordre du jour

Consommation intérieure brute d'énergie primaire

Consommation intérieure brute d'énergie primaire au Maroc par source (Mtep)
Source	1990	%	2000	%	2010	%	2014	2015	% 2015	var. 2015/1990
Charbon	1,13	14,9	2,65	24,0	2,79	16,3	4,04	4,44	22,9 %	+292 %
Pétrole	5,34	70,0	6,85	62,1	11,52	67,4	11,75	11,75	60,6 %	+120 %
Gaz naturel	0,04	0,6	0,04	0,3	0,57	3,3	1,01	1,02	5,2 %	+2260 %
Total fossiles	6,51	85,5	9,54	86,5	14,88	87,1	16,78	17,22	88,8 %	+158 %
Hydraulique	0,11	1,4	0,06	0,6	0,30	1,7	0,14	0,16	0,8 %	+54 %
Biomasse-déchets	0,99	13,0	1,22	11,0	1,51	8,8	1,44	1,37	7,0 %	+38 %
Solaire, éolien, géoth.			0,006	0,1	0,06	0,3	0,17	0,22	1,1 %	ns
Total EnR	1,10	14,4	1,29	11,7	1,87	10,9	1,74	1,75	9,0 %	+59 %
Solde imp.électricité	0,01	0,1	0,20	1,8	0,40	2,3	0,52	0,43	2,2 %	x47
Total	7,62	100	11,02	100	18,41	100	19,05	19,39	100 %	+155 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie

La consommation d'énergie primaire par habitant au Maroc était en 2015 de 0,56 tep, soit seulement 30 % de la moyenne mondiale (1,86 tep/hab) et 85 % de la moyenne africaine (0,66 tep/hab)14.

Consommation finale d'énergie

La consommation finale d'énergie au Maroc (après raffinage, transformation en électricité ou en chaleur de réseau, transport, etc) a évolué comme suit :

Consommation finale d'énergie au Maroc par source (Mtep)
Source	1990	%	2000	%	2010	%	2014	2015	% 2015	var. 2015/1990
Charbon	0,35	6,1	0,53	6,2	0,02	0,1	0,02	0,02	0,1 %	-95 %
Produits pétroliers	3,58	63,4	5,68	66,5	9,64	72,9	10,61	10,95	73,3 %	+206 %
Gaz naturel	0,04	0,8	0,04	0,4	0,05	0,3	0,09	0,07	0,4 %	+56 %
Total fossiles	3,97	70,4	6,25	73,1	9,70	73,4	10,72	11,04	73,8 %	+178 %
Biomasse-déchets	0,97	17,2	1,19	14,0	1,48	11,2	1,43	1,34	8,9 %	+38 %
Électricité	0,70	12,5	1,10	12,9	2,03	15,4	2,48	2,57	17,2 %	+266 %
Total	5,65	100	8,54	100	13,22	100	14,62	14,95	100 %	+165 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie

La répartition par secteur de la consommation finale d'énergie a évolué comme suit :

Consommation finale d'énergie au Maroc par secteur (Mtep)
Filière	1990	%	2000	%	2010	%	2014	2015	% 2015	var. 2015/1990
Industrie	1,96	34,7	2,22	26,0	2,91	22,0	3,12	3,10	20,7 %	+58 %
Transport	1,30	23,0	2,68	31,4	4,45	33,7	5,01	5,20	34,8 %	+300 %
Résidentiel	1,28	22,7	2,10	24,6	3,31	25,0	3,70	3,79	25,4 %	+196 %
Tertiaire	0,63	11,2	0,77	9,0	1,12	8,5	1,33	1,22	8,2 %	+93 %
Agriculture	0,27	4,7	0,48	5,6	0,89	6,7	1,04	1,11	7,4 %	+316 %
Usages non énergétiques (chimie)	0,21	3,6	0,29	3,4	0,53	4,0	0,42	0,52	3,5 %	+156 %
Total	5,65	100	8,54	100	13,22	100	14,62	14,95	100 %	+165 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie.

Secteur de l'électricité

L'Office National de l’Électricité et de l’Eau potable (ONEE) né en 2012 du regroupement de l'Office national d'électricité créé en 1963 et de l’Office national de l'eau potable (ONEP) créé en 1972, était l'opérateur unique de la fourniture d'électricité au Maroc jusqu'à ce que la loi autorise les producteurs indépendants, à la fin des années 1990, puis que la Loi 13-09 sur les Énergies Renouvelables ouvre la voie à la construction de centrales éoliennes et solaires privées, sur appels d'offres. En 2015, l'ONEE ne couvre plus que 29 % de la demande (cf infra).

Production d'électricité

Production d'électricité au Maroc par source (TWh)
Source	1990	%	2000	%	2010	%	2014	2015	% 2015	var. 2015/1990
Charbon	2,21	23,0	8,78	68,3	10,87	45,6	15,82	17,11	54,8 %	+674 %
Pétrole	6,20	64,4	3,30	25,6	5,72	24,0	3,77	2,21	7,1 %	-64 %
Gaz naturel					2,96	12,4	5,60	5,78	18,5 %	ns
Total fossiles	8,41	87,3	12,08	93,9	19,55	82,0	25,18	25,11	80,4 %	+199 %
Hydraulique	1,22	12,7	0,72	5,6	3,63	15,2	2,03	2,28	7,3 %	+87 %
Éolien			0,06	0,5	0,66	2,8	1,92	2,52	8,1 %	ns
Solaire								0,006	0,02 %	ns
Autres								1,30	4,2 %	ns
Total EnR	1,22	12,7	0,78	6,1	4,29	18,0	3,96	6,11	19,6 %	+401 %
Total	9,63	100	12,86	100	23,84	100	29,14	31,22	100 %	+224 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie

La demande d'électricité en 2015 a atteint 35,4 TWh, en progression de 2,9 %, satisfaite par les sources suivantes:

production : 30,84 TWh (85 %), dont :
- centrales thermiques : 25,65 TWh, dont charbon : 16,86 TWh, gaz naturel : 5,91 TWh, fioul : 2,74 TWh ;
- centrales hydroélectriques : 1,66 TWh, dont turbinage des STEP : 0,41 TWh ;
- éolien : 3,00 TWh ;
- solaire thermodynamique (centrale Noor) : 0,40 TWh ;
importations : 5,29 TWh ;
exportations : 0,14 TWh ;
moins consommations du pompage : 0,53 TWh.

Au total, l'ONEE ne couvre plus que 29 % de la demande ; le privé contribue pour 56 % et les exportations pour 15 %.

L'ONE exploite 8 158,5 MW à fin 2015 (contre 7 994 MW fin 2014), dont

1 770 MW de centrales hydroélectriques (1 306 MW de centrales conventionnelles et une centrale de pompage-turbinage de 464 MW) ;
5 431 MW de centrales thermiques : 3 145 MW de centrales vapeur (charbon : 2 545 MW, fioul : 600 MW) ; 1 230 MW de turbines à gaz ; 854 MW de cycles combinés gaz et 202 MW de moteurs Diesel ;
796,5 MW d'éoliennes ;
161 MW de solaire.

Une capacité additionnelle de 2 760 MW a été mise en service entre 2009 et 2015

Centrales thermiques classiques

La principale centrale est une centrale à charbon construite dans la zone industrielle du port de Jorf Lasfar, à 20 km d'El Jadida, par la Jorf Lasfar Energy Company, fondée en 1997 et devenue depuis Taqa Morocco, filiale du groupe Taqa, holding d'Abu Dhabi. Sa capacité atteint 2 056 MW et elle brûle 6 millions de tonnes de charbon par an

La société Énergie Électrique de Tahaddart (EET), fondée en 2002, exploite la centrale à cycle combiné de Tahaddart, mise en service en 2005 ; la centrale a une puissance de 384 MW et produit près de 9 % de l'électricité du pays; le capital d’EET est détenu à hauteur de 48 % par l’ONEE, 32 % par Endesa Generación et 20 % par Siemens Project Ventures

Les nouvelles centrales mises en service entre 2009 et 2015 sont :

en 2009 : centrale Diesel de Tan Tan (116 MW), turbine à gaz de Mohammedia (300 MW) et extension de la centrale Diesel de Dakhla (16,5 MW) ;
en 2010 : centrale thermo-solaire à cycle combiné intégré d’Ain Béni Mathar (472 MW, dont 2 turbines à gaz Alstom de 150,28 MW, une turbine à vapeur Alstom de 172 MW et une centrale solaire thermodynamique Abengoa à réflecteurs cylindro-paraboliques de 20 MW couvrant 88 hectares);
2012 : turbine à gaz de Kenitra (315 MW);
2014 : extension de la centrale de Jorf Lasfar de deux unités (groupes 5 et 6 : 700 MW).

Les principaux projets pour la période 2016-2020 sont

2016 : extension de la centrale Diesel de Dakhla par un cinquième groupe diesel (16,5 MW) et quatre groupes diesel à la centrale de Laayoune (72 MW) ;
2017 : extension de la centrale à charbon de Jerrada (320 MW, chantier démarré en 2014) ;
2018 : centrale à charbon de Safi (2 groupes de 693 MW), pour laquelle le nouveau port de Safi et son quai charbonnier seront mis en service fin 2017 ; elle appartient à Safi Energy Company dont les actionnaires sont Nareva, filiale du holding royal Société nationale d'investissement, pour 35 %, GDF-Suez (35 %) et la japonais Mitsui (30 %).

Le projet de centrale à charbon de Nador (2 groupes de 693 MW) est programmé pour satisfaire l’accroissement de la demande du pays en énergie électrique au-delà de 2020.

Projet nucléaire

Le Centre d’études nucléaires de la Maâmora, ouvert en 2003 dans la forêt de Maâmora (communes de Salé et Kénitra), à 35 km de Rabat, dispose d'un réacteur nucléaire de recherche mis en exploitation en 2009; ce réacteur de type TRIGA d’une puissance de 2 mégawatts a été fourni par l'américain General Atomics

En 2006, le directeur de l'ONE, Younes Maamaar, expliquait que le Maroc avait « besoin du nucléaire pour diversifier ses sources d'approvisionnement et satisfaire la croissance de sa consommation d'énergie », mais le ministre de l'énergie marocain, Mohammed Boutaleb, déclarait ensuite que Rabat n'avait pas l'intention de se doter d'une centrale nucléaire. En mars 2007, une délégation du groupe russe Atomstroyexport venait proposer à Rabat un réacteur de type VVER-1000, beaucoup moins coûteux que les réacteurs français ou américains ; le site de la future centrale, lui, semblait acquis : Sidi Boulbra, entre Safi et Essaouira, sur la côte Atlantique

Le Maroc a signé en 2010 avec la France un accord sur le développement de l'énergie nucléaire. Le gouvernement comptait en 2014 lancer des appels d'offre en vue de la réalisation de sa première centrale nucléaire à usage d'électricité prévue entre 2022 et 2024

Le 3 septembre 2015, le gouvernement a approuvé un projet de décret portant sur la création de l'agence de sûreté et de sécurité nucléaires et radiologiques

En octobre 2015, un groupe d'experts de l'Agence internationale de l'énergie atomique (AIEA) est venu au Maroc pour procéder à une évaluation globale des capacités nationales nécessaires à un programme électronucléaire ; un communiqué du ministère de l'Énergie, des Mines, de l'Eau et de l'Environnement a précisé que cette mission intervient conformément à la stratégie énergétique nationale qui considère l'électronucléaire comme une option alternative à long terme. En février 2016, le rapport de cette mission a jugé conforme aux standards internationaux le cadre législatif nucléaire marocain ; les travaux de cette mission ont été menés en partenariat avec les membres du Comité de réflexion sur l'électronucléaire et le dessalement de l'eau de mer (CRED), instauré en 2009 par le ministère de l'Énergie, des mines, de l'eau et de l'environnement

En mai 2016, le ministre de l’énergie et des mines, Abdelkader Amara a démenti l’information selon laquelle les travaux de construction de la première centrale nucléaire marocaine avaient commencé à Sidi Boulbra ; cependant, les autorités ont bien entamé une réflexion sur l’inclusion du nucléaire dans le mix énergétique du Maroc à moyen ou long terme. Grâce à ses réserves de phosphates, les plus importantes au monde, le royaume pourrait tirer sur place de la roche de l'uranium afin de sécuriser son approvisionnement ; le gouvernement garde le nucléaire civil comme une option possible de son mix énergétique d’ici 2030.

Énergies renouvelables

L' Office National de l’Électricite (ONE) prévoit de porter la part des énergies solaire et éolienne à 42 % de la demande en 2020 contre 4 % en 2011

Le Maroc a adopté en 2016 une stratégie nationale de développement durable (SNDD) qui fixe des objectifs ambitieux : 5 000 MW de solaire en 2030, passage de la capacité éolienne de 280 MW en 2010 à 2 000 MW en 2020, soit 14 % de la capacité électrique totale, développement de l'utilisation des déchets.

D’ici 2030, le Maroc s'est fixé un programme de réduction des émissions de gaz à effet de serre. Cette stratégie se décline dans les différentes filières des énergies renouvelables : éolienne, solaire et hydroélectrique. Le Maroc importe 95 % de l’énergie consommée, et la production d’hydrocarbures dans le royaume est presque nulle. Cette situation l’a poussé à se lancer dans un programme de développement des énergies renouvelables et de diversification énergétique afin de ne plus dépendre essentiellement des combustibles fossiles

Le plan vert marocain repose sur le développement des énergies éolienne, solaire et hydraulique ainsi que sur la réduction des subventions accordées aux carburants fossiles. Il envisage d’ici 2020 de porter à 42 % la part des énergies renouvelables dans le mix énergétique du royaume, puis à 52 % d’ici 2030. En 2016 cette part atteint 26 %

Sur 3 500 km de zones côtières le Maroc dispose d'importants gisements d'énergies renouvelables, aussi bien pour le solaire que pour l'éolien. L'irradiation solaire moyenne est estimée à 5 kWh/m² par jour et le potentiel éolien à plus de 6 000 MW grâce à des technologies de plus en plus compétitives

Les objectifs que le Maroc avait fixé en termes d'énergies renouvelables pourraient être atteints dans les délais prévus ; ses capacités de production ne cessent d'augmenter ; la diminution des investissements dans les énergies vertes en 2016 relevée dans le dernier rapport du Programme des Nations Unies pour l'Environnement (PNUE) s'explique par la baisse des coûts des technologies en question

Hydroélectricité

Réservoir d'Al Wahda, 2011 (NASA).

La production hydroélectrique du Maroc a atteint 2,52 TWh en 2015, au 13^e rang en Afrique avec 2,2 % de la production africaine, loin derrière la Zambie : 13,9 TWh et l'Égypte : 13,7 TWh

La puissance installée des centrales hydroélectriques marocaines totalisait 1 770 MW fin 2015, soit 5,9 % du total africain ; 26 % de cette puissance est constituée de centrales de pompage-turbinage : 464 MW (23 % du total africain)

Le Maroc s'est donné l'objectif d'atteindre 2 000 MW en 2031

La plupart des centrales marocaines font partie de l'aménagement du fleuve Oum Errabiâ et de ses affluents.

Bassin supérieur de la STEP d'Afourer, 2012.

Schéma de la STEP d'Afourer (UR1 et 2 = usines réversibles).

La STEP d'Afourer est la première centrale de pompage-turbinage marocaine. Elle pompe les eaux de son bassin inférieur vers son bassin supérieur pendant les heures creuses, puis les turbine pendant les heures de pointe de demande. Son schéma de fonctionnement est complexe car il s'articule avec une centrale existante (1953) alimentée par le barrage Aït Ouarda.

Les principales centrales marocaines sont, par ordre chronologique :

Principales centrales hydroélectriques au Maroc
Centrale	Rivière	Localité	Province	Mise en service	Puissance (MW)	Production moyenne (GWh)	Hauteur de chute
Imfout	Oum Errabiâ		Settat	1947	32
Daourat	Oum Errabiâ	Settat	Settat	1950	17
Afourer I	El Abid	Afourer	Béni Mellal-Khénifra	1951	84	350
Bin el	El Abid, affluent de l'Oum Errabiâ	Azilal	Béni-Mellal	1953	135	287	106
Mohamed V	Moulouya	Zaïo	Nador	1967	23	85	48
Idriss I^er	Oued Inaouen, affluent du Sebou	Taza	Fès-Meknès	1978	40
Oued El Makhazine	Oum Errabiâ	Oued El Makhazine	Kénitra	1979	36
Al Massira	Oum Errabiâ	Douar Oulad Aissa	Settat	1980	128	221
Allal el Fassi	Sebou	Fes-Boulemane		1994	240	220
Al Wahda	Ouargha	Ouezzane	Fès-Meknès	1997-98	240	400	62
STEP d'Afourer	El Abid	Afourer	Tadla-Azilal	2004	465		700
Tanafnit El Borj	Oum Errabiâ	Tanafnit	Khénifra	2009-10	40

Projets:

La station de transfert d’énergie par pompage (STEP) d’Abdelmoumen, à environ 70 km au Nord-Est de la ville d'Agadir dans la province de Taroudant, d’une puissance de 350 MW, est la deuxième STEP à réaliser après celle d’Afourer (464 MW). Elle sera située en queue de retenue du barrage Abdelmoumen. Le coût du projet est estimé à 2 400 millions MAD pour une mise en service en 2021.
Le projet du complexe hydroélectrique d’El Menzel (125 MW), sur le fleuve Sebou, à 45 km environ au sud-est de la ville de Sefrou, a été conçu initialement pour utiliser les apports intermédiaires entre le barrage de M’Dez et celui de Aïn Timedrine. Le coût du projet était estimé à 2 130 millions MAD, pour une mise en service prévue en 2020. Mais en juin 2016, l'ONEE a décidé d'y développer une Station de transfert d’énergie par pompage
L’Office national de l’électricité et de l’eau potable (ONEE) a lancé des études détaillées de deux nouvelles STEP : El Menzel II (300 MW), située sur le haut Sebou à 35 km de Sefrou, et Ifahsa (300 MW) au nord du pays, en rive droite de l’Oued Laou, à environ 14 kilomètres de la ville de Chefchaouen. En 2017 l’Office compte publier plusieurs appels d’offres portant sur la réalisation des études détaillées et spécifications techniques ainsi que sur les études géologiques et géotechniques de ces deux STEP. El Menzel II et Ifahsa porteront à 4 le nombre de STEP au Maroc. L'objectif du plan vert est de porter la part des énergies renouvelables à 42 % de la puissance installée en 2020 et à 52 % en 2030, dont 12 % d’hydroélectricité

Le Maroc prévoit une capacité additionnelle de production d’électricité hydraulique de 1 330 MW d’ici 2030. En plus des STEP, l’ONEE compte développer des usines hydroélectriques coventionnelles, dont le complexe hydroélectrique de Khénifra (3 centrales : Imezdilfane, Taskdert et Tajemout pour une puissance globale projetée de 128 mégawatts)

Éolien

Éoliennes au-dessus de Tanger, 2015.

Parc éolien d'Amogdoul, Essaouira, 2007.

Le Maroc possède en 2016 une capacité éolienne de 787 MW ; c'est la 3^e du continent après l'Afrique du Sud et l'Égypte ; l'année 2016 n'a vu aucune nouvelle mise en service

En 2017, le Maroc prend la 2^e place en Afrique et au Moyen-Orient en termes de parc éolien, avec une capacité installée estimée à 892 MW contre 1 500 MW pour l’Afrique du Sud

Le Maroc a été pionnier dans le développement de l'énergie éolienne en Afrique, avec son premier parc éolien inauguré en 2000. Les régions privilégiées sont le nord (Tanger) et le sud (Tarfaya, Laâyoune).

En 2017, la commission régionale d’investissement de Drâa-Tafilalet a adopté le projet de parc éolien de Midelt, qui sera la plus grande installation éolienne au Marocaprès le mégaprojet de Tarfaya avec une capacité de production de 180 MW et sera mis en service en 2019. Ce projet contribuera au développement de la région qui va également abriter la centrale solaire de Midelt, le projet Noor Tafilalet à Erfoud et Zagora et le projet Noor Atlas à Boudnib, en plus d’autres projets hydroélectriques

La société allemande Siemens a lancé en 2017 un projet de construction d’une usine de fabrication de pales pour éoliennes terrestres à Tanger

La Compagnie éolienne du Détroit, filiale de Futuren (ex-Theolia), exploite les éoliennes installées sur le site de Koudia El Baida (50 MW), le plus ancien parc éolien du Maroc mis en service en 2000 par la Compagnie du Vent. Elle a signé un contrat de partenariat avec l’Office national de l’électricité et de l’eau (ONEE) pour co-développer des projets éoliens en région tangéroise. La première partie du projet consiste à porter la capacité des éoliennes installées de Koudia El Baida de 50 MW à 100 MW en remplaçant les turbines actuelles par d’autres plus puissantes ; la deuxième phase est le développement, aux environs du même site, de 200 MWsupplémentaires en installations éoliennes

Nareva, filiale du holding royal Société nationale d'investissement, possède les parcs éoliens d'Akhfenir (100 MW), Haouma et Foum El Oued (50 MW chacun) et Tarfaya (300 MW)

Principaux parcs éoliens en fonctionnement ou en construction
Nom du parc	Province	MW	Date m.s.*	Opérateur
Al Koudia Al Baida	Tanger	54	2000-2001	Compagnie éolienne du Détroit
Essaouira-Amogdoul (YNNA Bio Power)	Essaouira	60,3	2007	ONE
Tanger (Dhar Sadane)	Tanger	140	2009-2011	ONE
Sendouk	Tanger	65	2010
Haouma	Tanger	50	2013	Nareva
Foum El Oued	Laâyoune	50	2013	Nareva
Tarfaya	Tarfaya	300	2014	Nareva
Akhfenir	Tan-Tan	200	2013-2016	Nareva
Aftissat	Boujdour	201,6	2018-2019	Nareva
Jbel Khelladi	Tanger	120	2016	UPC
Taza	Taza	150	2017	ONE
Midelt	Midelt	180	2017	Nareva/Siemens/Enel
Tiskrad	Laâyoune	300	2017-2018	Nareva/Siemens/Enel
Tanger II	Tanger	100	2018	Nareva/Siemens/Enel
Jbel Lahdid	Essaouira	200	2019	Nareva/Siemens/Enel
Boujdour	Laâyoune	100	2020	Nareva/Siemens/Enel

Solaire

Carte de l'irradiation solaire globale horizontale au Maroc, SolarGIS 2013.

Le potentiel solaire du Maroc est exceptionnel, avec des valeurs d'irradiation annuelle supérieures à 2 200 kWh/m² dans les régions méridionales, en particulier au Sahara occidental.

Le programme marocain de l’énergie solaire « NOOR » vise 2 000 MW solaires en 2020. Il se compose de :

NOOR Ouarzazate (510 MW en CSP et 70 MW PV),
NOOR Tafilalt et Atlas (300 MW en PV),
NOOR Midelt (300 MW en CSP et 300 MW en PV),
NOOR Laâyoune et Boujdour (100 MW en PV),
NOOR Tata (300 MW en CSP et 300 MW en PV) et
des centrales solaires dans des zones économiques (150 MW en PV).

L'Agence marocaine de l'énergie solaire (MASEN), créée en 2010, a pour mission le développement des centrales du plan solaire « NOOR ».

La centrale thermo-solaire à cycle combiné intégré d’Ain Béni Mathar (472 MW), mise en service en 2010, comprend une centrale à gaz accouplée à une centrale solaire thermodynamique Abengoa à réflecteurs cylindro-paraboliques de 20 MW couvrant 88 hectares

La Centrale solaire Noor I à Ouarzazate en décembre 2015, peu avant son inauguration (NASA).

La Centrale solaire Noor I (160 MW), centrale solaire thermodynamique à concentration à miroirs cylindro-paraboliques, dotée d'une capacité de stockage de trois heures, a été inaugurée en février 2016 à Ouarzazate

Les travaux de réalisation des centrales Noor II et Noor III du complexe solaire Noor Ouarzazate ont été lancés en février 2016. Noor II (200 MW), dotée d'une capacité de stockage de sept heures, sera développée sur la base de la technologie thermosolaire (CSP), avec capteurs cylindro-paraboliques, s'étalera sur une surface maximale de 680 hectares et coûtera 810 M€ (millions d'euros). Noor III (150 MW) utilisera la technologie de la tour thermosolaire, aura près de 8 heures de stockage et coûtera 645 M€. Avec la dernière phase photovoltaïque (Noor IV), Noor Ouarzazate deviendra le plus grand site de production solaire multitechnologique au monde avec une capacité de 580 MW

L’ONEE a mis en place un programme de construction de centrales photovoltaïques d’une puissance globale de 400 MWc à raison d’une puissance unitaire allant de 20 à 30 MWc par centrale, à raccorder au réseau électrique HT (60 kV) :

projet Noor Tafilalt (75 MWc à 100 MWc) : 3 centrales de 25 MWc chacune, à Zagora, Arfoud et Missour, extensible à 100 MWc ; productible annuel moyen estimé à 120 GWh ; mise en service de la première centrale prévue initialement pour fin 2016, mais a cette date les appels d'offres étaient encore en cours
projet Noor Atlas (200 MWc) : 8 centrales solaires photovoltaïques d’une puissance unitaire de 10 à 3030 MWc, sur les sites de Tata, Bouizakarne, Tantan, Boudnib, Bouanane, Enjil, Outat el Haj et Ain Beni Mathar ; productible annuel moyen estimé à 320 GWh ; mise en service de la première centrale prévue pour fin 2017.
projet Noor Argana (100 MWc à 125 MWc) : 3 à 4 centrales solaires photovoltaïques à raccorder au réseau HT ; productible annuel moyen estimé à 200 GWh ; mise en service de la première centrale prévue initialement pour fin 2017 ; fin 2016, les études préliminaires étaient en cours

Transport d'électricité

L'ONE exploite à la fin de 2015 le réseau de transport : 24 508 km de lignes à très haute tension et haute tension, et le réseau de distribution : 83 933 km de lignes à moyenne tension et 199 314 km de lignes BT

Les interconnexions avec les pays voisins ont permis en 2015 des échanges de 4 926 GWh avec l'Espagne et 47,4 GWh avec l'Algérie

Électrification rurale

Le Programme d’électrification rurale global (PERG) lancé en 1996 devait s’étaler sur une période de 15 ans, avec l’objectif de porter le taux d’électrification rurale à 80 % à l’horizon 2010. Il a été étendu et en 2015 le taux d'électrification rurale a atteint 99,15 % grâce à l'électrification de 39 096 villages par réseaux correspondant à 2 067 109 foyers et à l'équipement par kits photovoltaïques de 51 559 foyers dans 3 663 villages

Consommation finale d'électricité

La répartition par secteur de la consommation finale d'électricité a évolué comme suit :

Consommation finale d'électricité au Maroc par secteur (TWh)
Secteur	1990	%	2000	%	2010	%	2014	2015	% 2015	var. 2015/1990
Industrie	4,02	49,2	6,05	47,1	8,85	37,5	10,51	10,86	36,3 %	+171 %
Transport	0,20	2,5	0,21	1,6	0,28	1,2	0,33	0,35	1,2 %	+72 %
Résidentiel	2,15	26,3	4,14	32,3	7,81	33,1	9,58	10,06	33,6 %	+369 %
Tertiaire	1,38	16,8	1,72	13,4	4,15	17,6	5,37	5,09	17,0 %	+270 %
Agriculture	0,43	5,3	0,71	5,5	2,54	10,7	3,02	3,57	11,9 %	+729 %
Total	8,17	100	12,84	100	23,63	100	28,81	29,94	100 %	+266 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie

La consommation d'électricité par habitant au Maroc était en 2015 de 892 kWh, soit seulement 29 % de la moyenne mondiale (3 052 kWh/hab), mais supérieure de 58 % à la moyenne africaine (566 kWh/hab)

Impact environnemental

Les émissions de CO₂ liées à l'énergie au Maroc étaient en 2015 de 54,9 Mt de CO₂, soit 1,60 t CO₂ par habitant, correspondant à 36 % de la moyenne mondiale : 4,40 Mt/hab, et supérieures de 67 % à la moyenne africaine : 0,96 Mt/hab

Évolution des émissions de CO₂ liées à l'énergie
Source : Agence internationale de l'énergie
	1971	1990	2015	var. 2015/1971	var. 2015/1990	var.UE 2015/1990
Émissions (Mt CO₂)	6,6	19,6	54,9	+732 %	+180 %	-20,5 %
Émissions/habitant (t CO₂)	0,40	0,79	1,60	+300 %	+103 %	-25,5 %

Répartition par combustible des émissions de CO₂ liées à l'énergie
Source : Agence internationale de l'énergie
Combustible	1971 Mt CO₂	1990 Mt CO₂	2015 Mt CO₂	% 2015	var. 2015/1990	var.UE 2015/1990
Charbon	1,2	4,2	17,6	32 %	+317 %	-41,7 %
Pétrole	5,3	15,3	34,5	63 %	+125 %	-18,1 %
Gaz naturel	0,1	0,1	2,4	4 %	ns	+24,8 %

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