Énergie au Maroc

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Énergie au Maroc
Image illustrative de l'article Énergie au Maroc
Panneaux solaires au Maroc, 2004.
Bilan énergétique (2014)
Offre d'énergie primaire (TPES) 19 M tep
(794,7 PJ)
par agent énergétique pétrole : 61,9 %
charbon : 21,3 %
gaz naturel : 5,3 %
électricité : 4,3 %
Énergies renouvelables 1,6 %
Consommation totale (TFC) 14,1 M tep
(591,6 PJ)
par habitant 0,4 tep/hab.
(17,4 GJ/hab.)
par secteur ménages : 26,1 %
industrie : 21,6 %
transports : 35,4 %
services : 9,4 %
agriculture : 7,4 %
Électricité (2014)
Production 29,14 TWh
par filière thermique : 86,4 %
hydro : 7 %
éoliennes : 6,6 %
Combustibles (2014 - ktep)
Production pétrole : 5
gaz naturel : 85
Commerce extérieur (2014 - Mtep)
Importations électricité : 0,53
pétrole : 14,99
gaz naturel : 0,92
charbon : 4,30
Exportations électricité : 0,01
pétrole : 1,20
Sources
Agence internationale de l'énergie[1]

Le secteur de l'énergie au Maroc est dominé par les énergies fossiles, presque entièrement importées, qui couvrent 88,5 % de la consommation d'énergie primaire du pays en 2014 (pétrole 61,9 %, charbon 21,3 %, gaz 5,3 %) ; les énergies renouvelables contribuent pour 8,8 % et les importations d'électricité pour 2,7 %.

La consommation d'énergie primaire par habitant au Maroc était en 2014 de 0,56 tep, soit seulement 30 % de la moyenne mondiale et 84 % de la moyenne africaine.

La production locale d'énergie primaire n'assure que 8,8 % des besoins du pays en 2014 ; elle est constituée en quasi-totalité (95 %) d'énergies renouvelables : biomasse et déchets 77,5 %, éolien 9,4 %, hydroélectricité 8 %. 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.

La production d'électricité est elle aussi dominée par les énergies fossiles : 86,4 % (charbon 54,3 %, gaz 19,2 %, pétrole 12,9 %). Les énergies renouvelables assurent 13,6 % de la production : hydraulique 7 %, éolien 6,6 % ; elles se développent rapidement (l'éolien est passé de 2,8 % en 2010 à 6,6 % en 2014) 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 1,57 t CO2 par habitant en 2014, correspondant à 35 % de la moyenne mondiale et supérieures de 64 % à la moyenne africaine.

Vue d'ensemble[modifier | modifier le code]

Principaux indicateurs de l'énergie au Maroc[2]
Population Consommation
énergie primaire
Production Exportation
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 16,17 1,89 14,39 23,13 42,75
2009 31,72 16,28 1,87 15,14 23,81 42,72
2010 32,11 17,08 1,92 16,39 25,10 45,95
2011 32,53 18,40 1,75 17,57 27,07 50,26
2012 32,98 18,66 1,69 19,38 29,15 51,75
2013 33,45 18,74 1,83 18,67 29,72 50,47
2014 33,92 18,98 1,76 19,53 30,93 53,11
variation
1990-2014
+36,0 % +149,1 % +21,4 % +200,5 % +247,1 % +170,3 %

Ressources primaires[modifier | modifier le code]

Production d'énergie primaire au Maroc par source (ktep)
Source 1990 % 2000 % 2010 % 2011 2012 2013 2014 % 2014 var.
2014/1990
Charbon 295 20,4 17 1,3 0 -100 %
Pétrole 14 1,0 12 0,9 9 0,5 9 7 7 5 0,3 -64 %
Gaz naturel 43 3,0 38 2,8 45 2,3 51 67 83 85 4,8 +98 %
Total fossiles 352 24,3 67 5,0 54 2,8 60 74 90 90 5,1 -74 %
Hydraulique 105 7,2 62 4,6 298 15,5 173 140 222 141 8,0 +34 %
Biomasse-déchets 992 68,5 1 217 90,1 1 510 78,7 1 460 1 414 1 389 1 366 77,5 +38 %
Solaire, éolien, géoth. 6 0,4 57 3,0 60 63 127 165 9,4 ns
Total EnR 1 097 75,7 1 285 95,1 1 865 97,2 1 460 1 617 1 738 1 672 94,9 +52 %
Total 1 449 100 1 351 100 1 919 100 1 693 1 691 1 828 1 762 100 +22 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie[1]

Charbon[modifier | modifier le code]

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[3].

Le charbon utilisé au Maroc, à 99 % pour la production d'électricité, est entièrement importé[1].

Pétrole[modifier | modifier le code]

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 5,19 Mt de brut, 1,28 Mt de matières premières de raffineries, 2,24 Mt de GPL, 2,99 Mt de diesel, 1,55 Mt de fioul et 0,18 Mt d'essence, et ses raffineries ont produit 2,28 Mt de diesel, 1,66 Mt de fioul, 0,33 Mt d'essence, 0,91 Mt de kérosène et 0,49 Mt de naphta[4]. Au total, la production des raffineries était de 6,72 ktep et les importations de produits pétroliers de 8,45 ktep. Ces produits sont consommés par les transports pour 47 %, le secteur résidentiel pour 22 %, l'industrie pour 18 %, l'agriculture pour 7 %, le tertiaire pour 2 % et les usages non énergétiques (chimie) pour 4 %[1].

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)[5]. Les principaux gisements sont situés à Timahdit dans le Moyen Atlas et Tarfaya dans le sud[6]. 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 USA, 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[7].

Le Maroc avait en 2014 deux raffineries dont la capacité de distillation de pétrole brut était de 155 000 barils/jour[8]. 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 [9].

Afriquia, filiale d'Akwa Group, est le principal distributeur marocain de carburants avec 490 stations-service et une part de marché de 39 %[10].

Gaz naturel[modifier | modifier le code]

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[8].

Le gaz importé (92 % de l'approvisionnement du pays en gaz) est utilisé à 92 % pour la production d'électricité et 8 % dans l'industrie[1].

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[11].

Uranium[modifier | modifier le code]

Le Maroc dispose de réserves de phosphates estimées à 50 Gt (milliards de tonnes), soit 72 % des réserves mondiales[12]. 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[13].

Consommation intérieure brute d'énergie primaire[modifier | modifier le code]

Consommation intérieure brute d'énergie primaire au Maroc par source (Mtep)
Source 1990 % 2000 % 2010 % 2011 2012 2013 2014 % 2014 var.
2014/1990
Charbon 1,13 14,9 2,65 24,0 2,79 16,3 3,03 3,02 3,00 4,04 21,3 +256 %
Pétrole 5,34 70,0 6,85 62,1 11,52 67,4 12,57 12,54 12,51 11,75 61,9 +120 %
Gaz naturel 0,04 0,6 0,04 0,3 0,57 3,3 0,72 1,07 1,04 1,01 5,3 x23
Total fossiles 6,51 85,5 9,54 86,5 14,88 87,1 16,32 16,63 16,54 16,79 88,5 +158 %
Hydraulique 0,11 1,4 0,06 0,6 0,30 1,7 0,17 0,14 0,22 0,14 0,7 +34 %
Biomasse-déchets 0,99 13,0 1,22 11,0 1,51 8,8 1,46 1,41 1,39 1,37 7,2 +38 %
Solaire, éolien, géoth. 0,006 0,1 0,06 0,3 0,06 0,06 0,13 0,17 0,9 ns
Total EnR 1,10 14,4 1,29 11,7 1,87 10,9 1,69 1,62 1,74 1,67 8,8 +52 %
Solde imp.électricité 0,01 0,1 0,20 1,8 0,40 2,3 0,40 0,42 0,46 0,52 2,7 x57
Total 7,62 100 11,02 100 18,41 100 18,41 18,66 18,74 18,98 100 +149 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie[1]

La consommation d'énergie primaire par habitant au Maroc était en 2014 de 0,56 tep, soit seulement 30 % de la moyenne mondiale (1,89 tep/hab) et 84 % de la moyenne africaine (0,67 tep/hab)[14].

Consommation finale d'énergie[modifier | modifier le code]

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 % 2011 2012 2013 2014 % 2014 var.
2014/1990
Charbon 0,35 6,1 0,53 6,2 0,02 0,1 0,02 0,01 0,02 0,02 0,1 -95 %
Produits pétroliers 3,58 63,4 5,68 66,5 9,64 72,9 10,30 10,43 10,59 10,61 72,9 +196 %
Gaz naturel 0,04 0,8 0,04 0,4 0,05 0,3 0,05 0,07 0,05 0,09 0,6 +98 %
Total fossiles 3,97 70,4 6,25 73,1 9,70 73,4 10,36 10,51 10,65 10,72 73,6 +170 %
Biomasse-déchets 0,97 17,2 1,19 14,0 1,48 11,2 1,43 1,39 1,36 1,36 9,3 +40 %
Électricité 0,70 12,5 1,10 12,9 2,03 15,4 2,19 2,35 2,40 2,48 17,0 +252 %
Total 5,65 100 8,54 100 13,22 100 13,99 14,25 14,41 14,55 100 +158 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie[1]

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 % 2011 2012 2013 2014 % 2014 var.
2014/1990
Industrie 1,96 34,7 2,22 26,0 2,91 22,0 3,23 3,35 3,12 3,05 21,0 +56 %
Transport 1,30 23,0 2,68 31,4 4,45 33,7 4,71 4,78 4,94 5,01 34,4 +286 %
Résidentiel 1,28 22,7 2,10 24,6 3,31 25,0 3,40 3,54 3,59 3,70 25,4 +188 %
Tertiaire 0,63 11,2 0,77 9,0 1,12 8,5 1,16 1,19 1,30 1,33 9,2 +110 %
Agriculture 0,27 4,7 0,48 5,6 0,89 6,7 0,94 0,99 1,00 1,04 7,2 +291 %
Usages non énergétiques (chimie) 0,21 3,6 0,29 3,4 0,53 4,0 0,56 0,40 0,46 0,42 2,9 +104 %
Total 5,65 100 8,54 100 13,22 100 13,99 14,25 14,41 14,55 100 +158 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie[1]

Secteur de l'électricité[modifier | modifier le code]

L'Office National de l’Électricité et de l’Eau potable (ONEE)[15], 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[modifier | modifier le code]

Production d'électricité au Maroc par source (TWh)
Source 1990 % 2000 % 2010 % 2011 2012 2013 2014 % 2014 var.
2014/1990
2015[16] %
Charbon 2,21 23,0 8,78 68,3 10,87 45,6 11,68 11,86 12,03 15,82 54,3 +615 % 17,05 57,0
Pétrole 6,20 64,4 3,30 25,6 5,72 24,0 6,58 6,92 5,81 3,77 12,9 -39 % 2,09 6,98
Gaz naturel 2,96 12,4 4,05 6,20 5,82 5,60 19,2 ns 5,78 19,32
Total fossiles 8,41 87,3 12,08 93,9 19,55 82,0 22,31 24,98 23,66 25,18 86,4 +200 % 24,92 83,31
Hydraulique 1,22 12,7 0,72 5,6 3,63 15,2 2,14 1,82 2,79 2,03 7,0 +67 % 2,28 7,62
Éolien 0,06 0,5 0,66 2,8 0,69 0,73 1,48 1,92 6,6 ns 2,51 8,39
Total EnR 1,22 12,7 0,78 6,1 4,29 18,0 2,83 2,54 4,27 3,96 13,6 +224 % 4,79 16,01
Total 9,63 100 12,86 100 23,84 100 25,14 27,52 27,93 29,14 100 +203 % 29,91 100
Source des données : Agence internationale de l'énergie[17]

La demande d'électricité en 2015 a atteint 34,4 TWh, satisfaite par les sources suivantes[16] :

  • centrales thermiques de l'ONEE : 7,63 TWh ;
  • centrales hydroélectriques : 1,89 TWh ;
  • turbinage des STEP : 0,40 TWh ;
  • éolien ONEE : 0,58 TWh ;
  • éolien privé : 0,64 TWh ;
  • centrale de Jorf Lasfar : 14,93 TWh ;
  • EET (Énergie électrique de Tahaddart) : 2,49 TWh ;
  • Compagnie éolienne du Détroit + Tarfaya : 1,15 TWh ;
  • autres privés : 0,06 TWh ;
  • solaire : 0,006 TWh ;
  • importations : 5,14 TWh ;
  • exportations : 0,16 TWh ;
  • consommations du pompage et des auxiliaires : 0,47 TWh ;
  • éolien via réseau client : 0,14 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[18] :

  • 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[19].

Centrales thermiques classiques[modifier | modifier le code]

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[20].

La société Énergie Électrique de Tahaddart (EET), fondée en 2002, exploite la centrale à cycle combiné de Tahaddart, mise en service en 2005[21] ; la centrale a une puissance de 384 MW et produit près de 9 % de l'électricité du pays[22] ; le capital d’EET est détenu à hauteur de 48 % par l’ONEE, 32 % par Endesa Generación et 20 % par Siemens Project Ventures[23].

Les nouvelles centrales mises en service entre 2009 et 2015 sont[19] :

  • 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)[24] ;
  • 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[19] :

  • 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 %)[25].

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[modifier | modifier le code]

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[26] ; ce réacteur de type TRIGA d’une puissance de 2 mégawatts a été fourni par l'américain General Atomics[27].

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[28].

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[29].

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[30].

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[31]. 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[32].

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[33].

Énergies renouvelables[modifier | modifier le code]

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[8].

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[34].

D’ici 2030, le Maroc vise à promouvoir un programme en faveur de l’environnement et du climat dans le cadre de la politique de réduction des émissions de gaz à effet de serre. Cette stratégie va permettre au Maroc de se faire fort dans plusieurs réalisations dans les différentes filières des énergies renouvelables : éolienne, solaire et hydroélectrique. Le Maroc doit importer 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 renforcement  des énergies renouvelables et à mettre en place une nouvelle stratégie de diversification énergétique qui ne dépend pas essentiellement sur les combustibles fossiles[35].

L’un des principaux piliers sur lesquels se base le plan vert marocain, est le développement croissant des énergies éolienne, solaire et hydraulique ainsi que sur la réduction des subventions accordées aux carburants fossiles . Ce dernier ,envisage d’ici 2020 de porter 42% de la part des Énergies renouvelables du mix énergétique du royaume , et de l’augmenter  à 52% d’ici 2030. [36]

Actuellement elle a atteint les 26 % mais elle devrait continuer de grimper suite au compte tenu de la politique incitative  conquise par le Roi Mohammed VI et par le  potentiel prodigieux dont dispose le pays[36].

C’est sur  une surface de 3500 km que s’étendent les zones côtières d'où le Maroc dissimule d'importants gisements d'énergies renouvelables, autant pour le solaire que pour l'éolien. On estime actuellement son rayonnement solaire moyen à 5 kWh/m2 par jour et son potentiel éolien à plus de 6000 MW ce qui résulte à des technologies renouvelables de plus en plus compétitives[36].

D’un point de vue ambitieux, les objectifs que le Maroc avait fixé en termes d'énergies renouvelables ont pourtant d’énormes chances d'être atteints dans les délais prévus . Ses capacités de production ne cessent d augmenter et se développer ces dernières années, et si l on remarque la diminution du montant global des investissements dans les énergies vertes en 2016 selon le dernier rapport du Programme des Nations Unies pour l'Environnement (PNUE), c'est surtout du fait d'une déflation qui a diminuer des coûts des technologies en question[36].

Hydroélectricité[modifier | modifier le code]
Réservoir d'Al Wahda, 2011 (NASA).

La production hydroélectrique du Maroc a atteint 2,52 TWh en 2015, au 13e rang en Afrique avec 2,2 % de la production africaine, loin derrière la Zambie : 13,9 TWh et l'Égypte : 13,7 TWh[y 1].

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)[y 1].

Le Maroc s'est donné l'objectif d'atteindre 2 000 MW en 2031[y 2].

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[37] Oum Errabiâ Settat 1947 32
Daourat[37],[38] Oum Errabiâ Settat Settat 1950 17
Afourer I[37] El Abid Afourer Béni Mellal-Khénifra 1951 84 350
Bin el Ouidane[37],[39] El Abid, affluent de l'Oum Errabiâ Azilal Béni-Mellal 1953 135 287 106
Mohamed V Moulouya Zaïo Nador 1967 23 85 48
Idriss Ier[37],[40] Oued Inaouen, affluent du Sebou Taza Fès-Meknès 1978 40
Oued El Makhazine[37] Oum Errabiâ Oued El Makhazine Kénitra 1979 36
Al Massira[37],[41] Oum Errabiâ Douar Oulad Aissa Settat 1980 128 221
Allal el Fassi[37],[42] Sebou Fes-Boulemane 1994 240 220
Al Wahda[37],[43],[44] Ouargha Ouezzane Fès-Meknès 1997-98 240 400 62
STEP d'Afourer[45] El Abid Afourer Tadla-Azilal 2004 465 700
Tanafnit El Borj[19] Oum Errabiâ Tanafnit Khénifra 2009-10 40

Projets [19] :

  • 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[46].
  • 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[47].
  • STEP estcla methode que le Maroc a adopter pour  accélérer les chantiers hydroélectriques L’Office national de l’électricité et de l’eau potable (ONEE) a décidé d’ébaucher des  études détaillées pour l’inauguration de deux nouvelles stations de transfert d'énergie par pompage (STEP). Celles-ci concernent la STEP EL Menzel II (300 mégawatts – MW) située sur le haut Sebou (à 35 km de Sefrou) et de la STEP Ifahsa (300 MW) au nord du pays (en rive droite de l’Oued Laou, à environ 14 kilomètres de la ville de Chefchaouen). Au cours de 2017 l’Office compte entretenir plusieurs appels d’offres portant sur la «réalisation des études détaillées et spécifications techniques» ainsi que «Les études géologiques et géotechniques» de ces deux STEP. Les deux projets hydroélectriques El Menzel et Ihafsa étaient programmés il y a quelques années, et a été établi par l’ONEE, nommément en ce qui concerne la capacité électrique. Leur importance est désormais primordiale pour affermir  la stratégie de développement des énergies renouvelables dans le pays. El Menzel II et Ifahsa porteront ainsi à 4 le nombre de STEP au Maroc. Leur exaucement s’inscrit dans le but de porter la part des énergies renouvelables à 42% de puissance installée prévue en 2020, à 52% à  2030, dont 12% à base d’hydroélectricité. [48]

Le Maroc concevoit foncièrement d’accroitre une capacité additionnelle de production d’électricité de sources hydrauliques de 1.330 MW d’ici 2030. En plus des STEP, l’ONEE compte  également développer des usines hydroélectriques. C’est le cas, entre autres, du complexe hydroélectrique de Khénifra (3 centrales : Imezdilfane, Taskdert et Tajemout pour une puissance globale projetée de 128 mégawatts)[49].

Éolien[modifier | modifier le code]
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 3e du continent après l'Afrique du Sud et l'Égypte ; l'année 2016 n'a vu aucune nouvelle mise en service[50].

En 2017, le Maroc prend la 2e place en Afrique et au Moyen-Orient en terme de parc éolien, avec une capacité installée estimée à 892 MW contre 1 500 MW pour l’Afrique du Sud[51].

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 Maroc après 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[52].

La société allemande Siemens a lancé en 2017 un projet de construction d’une usine de fabrication de pales pour éoliennes terrestres à Tanger[53].

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 MW supplémentaires en installations éoliennes[54].

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)[55],[56].

Principaux parcs éoliens en fonctionnement ou en construction[19],[57]
Nom du parc Province MW Date m.s.* Opérateur
Al Koudia Al Baida[58] Tanger 54 2000-2001 Compagnie éolienne du Détroit
Essaouira-Amogdoul (YNNA Bio Power)[59] Essaouira 60,3 2007 ONE
Tanger (Dhar Sadane)[60] Tanger 140 2009-2011 ONE
Sendouk[61] 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[62]
Jbel Khelladi[63] Tanger 120 2016 UPC
Taza Taza 150 2017 ONE
Midelt Midelt 180 2017 Nareva/Siemens/Enel[62]
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[modifier | modifier le code]
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[64]. 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[24].

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[65],[66].

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[66].

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)[67] :

  • 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 pour fin 2016.
  • 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 pour fin 2017.

Transport d'électricité[modifier | modifier le code]

L'ONE exploite fin 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[68].

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[68].

Électrification rurale[modifier | modifier le code]

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[69].

Consommation finale d'électricité[modifier | modifier le code]

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 % 2011 2012 2013 2014 % 2014 var.
2014/1990
Industrie 4,02 49,2 6,05 47,1 8,85 37,5 9,56 10,24 10,20 10,51 36,5 +162 %
Transport 0,20 2,5 0,21 1,6 0,28 1,2 0,30 0,32 0,32 0,33 1,2 +65 %
Résidentiel 2,15 26,3 4,14 32,3 7,81 33,1 8,43 9,04 9,31 9,58 33,2 +346 %
Tertiaire 1,38 16,8 1,72 13,4 4,15 17,6 4,48 4,80 5,27 5,37 18,6 +290 %
Agriculture 0,43 5,3 0,71 5,5 2,54 10,7 2,74 2,94 2,74 3,02 10,5 +602 %
Total 8,17 100 12,84 100 23,63 100 25,51 27,35 27,85 28,81 100 +253 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie[17]

La consommation d'électricité par habitant au Maroc était en 2014 de 912 kWh, soit seulement 30 % de la moyenne mondiale (3 030 kWh/hab) mais supérieure de 61 % à la moyenne africaine (568 kWh/hab)[14].

Impact environnemental[modifier | modifier le code]

Les émissions de CO2 du Maroc étaient en 2014 de 53,11 Mt de CO2, soit 1,57 t CO2 par habitant, correspondant à 35 % de la moyenne mondiale : 4,47 Mt/hab, et supérieures de 64 % à la moyenne africaine : 0,96 Mt/hab[14].

Évolution des émissions de CO2 liées à l'énergie
1971 1990 2014 var.
2014/1971
var.
2014/1990
var.UE
2014/1990
Émissions[h 1] (Mt CO2) 6,6 19,6 50,3 +662 % +156 % -17,0 %
Émissions/habitant[h 2] (t CO2) 0,40 0,80 1,53 +283 % +92 % -22,0 %
Source : Agence internationale de l'énergie
Répartition par combustible des émissions de CO2 liées à l'énergie
Combustible 1971
Mt CO2
1990
Mt CO2
2014
Mt CO2
% var.
2014/1990
var.UE
2014/1990
Charbon[h 3] 1,2 4,2 11,8 23 % +180 % -36,4 %
Pétrole[h 4] 5,3 15,3 36,2 72 % +136 % -18,9 %
Gaz naturel[h 5] 0,1 0,1 2,3 5 % ns +35,3 %
Source : Agence internationale de l'énergie

Notes et références[modifier | modifier le code]

  1. a et b p. 78
  2. p. 48
  1. p. 49
  2. p. 97
  3. p. 52
  4. p. 55
  5. p. 58
  • Autres
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  2. (en)Morocco : Indicators for 2014, Agence internationale de l'énergie, 16 octobre 2016.
  3. Mines de charbon de l’Oriental: A Jerada, dans l’enfer des dernières gueules noires, L'économiste, 20 novembre 2015.
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  13. (en)Uranium from Phosphates, Association nucléaire mondiale, août 2015.
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  19. a, b, c, d, e et f Réalisations pour le renforcement de la Capacité de Production et du transport électriques (2009 – 2015), Ministère de l'Énergie.
  20. Centrale thermique, Taqa Morocco.
  21. Nous connaitre, EET.
  22. Chiffres-clés, EET.
  23. Nos actionnaires, EET.
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  25. GDF-Suez, Nareva et Mitsui vendent pour 30 ans à l'Office de l'électricité du Maroc la production de la future centrale à charbon géante de Safi, L'Usine Nouvelle, 11 septembre 2013.
  26. « Que fait le Maroc avec son réacteur nucléaire ? », sur http://www.lavieeco.com/, (consulté le 15 juin 2015)
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Voir aussi[modifier | modifier le code]

Articles connexes[modifier | modifier le code]