2 Mds de DH par an, c’est la ‘patate chaude’ que l’ONEE va transférer aux SRM avec les pertes ‘non techniques’

En 2024, un seul pourcent de pertes économisé sur le réseau électrique de l’ONEE-BE représentait la production annuelle de la ferme solaire NOOR 1 inaugurée par S.M. le Roi le jeudi 04/02/2016. Réduire ces pertes augmente la maîtrise d’énergie, améliore l’efficacité d’énergie du pays et baisse le besoin en devises.

Le Programme d’Électrification Rurale Global (PERG) est non seulement une fierté de tous les marocains mais fait aussi l’objet d’un intérêt certain à l’échelle internationale, notamment en Afrique Sub-saharienne. En effet, porter un taux d’électrification rurale de 18% à près de 100% en un temps record a nécessité d’affronter de multiples défis : performance technique de l’ONEE, pour avoir multiplié par trois la longueur de son réseau électrique et effort financier, quoique incomplet, de l’Etat et des citoyens, pour y avoir consacré près de 20 milliards de Dh entre 1996 et 2008 soit près de 1% du PIB du pays sans que les investissements privés n’y soient pour grand chose.

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L’ONEE-BE n’est pas sortie indemne de cette véritable course combinée de vitesse et d’endurance qui s’est conclue par de multiples impacts économiques et sociaux favorables pour le Maroc, trop longs à énumérer ici. Mais maintenant que l’extension du réseau électrique de l’ONEE-BE est un fait établi, peut-être serait-il temps de ne plus se contenter de l’autosatisfaction quantitative mais d’en corriger tous les travers. Une telle extension de réseau électrique ne pouvait se faire sans dégâts collatéraux et, puisque l’on nous explique que la « maîtrise de l’envergure » est un des facteurs-clés de la réussite d’un projet, alors profitons-en pour parler, de nouveau, des « pertes non-techniques », défaut patent et manifeste dans la « maîtrise d’envergure » de l’extension du réseau électrique marocain.

Le titre de ce cinquième article annuel sur ce sujet aurait pu, encore une fois, être un peu plus « soft » s’il avait été possible de faire l’impasse sur la principale conclusion de ce travail : les « pertes non-techniques » qui continuent à représenter des prélèvements d’électricité non encaissés dépassant le milliard de Dh annuels !

 Les pertes des livraisons de l’ONEE oscillent autour de 15% depuis 2019 

Avant de rentrer dans des détails, il faut remarquer, que nonobstant les fluctuations saisonnières que j’évoque périodiquement dans mes articles trimestriels, les pertes des livraisons totales de l’ONEE-BE, sur 12 mois glissants, semblent tendre à « fluctuer de façon stable » autour de 85% depuis pratiquement le début de 2019. Cette excellente nouvelle est visible en bleu (échelle de gauche) sur la Figure 1 qui montre l’évolution des rendements de livraison de 12 mois glissants, période évitant les fluctuations saisonnières. La courbe bleue représente un simple ajustement polynomial des ronds bleus.

Figure 1 Rendement des livraisons totales de l’ONEE-BE et longueur totale de son réseau

Ceci signifie que les pertes, elles aussi, semblent « fluctuer de façon stable » autour de 15% depuis le début de 2019. Toutefois, il se trouve que la longueur du réseau a elle-même cessé de croître comme elle l’a fait avant 2019. Donc, même si la stabilisation des pertes moyennes annuelles est, en soi, une excellente nouvelle, il est impossible, à partir de ce graphique, de l’attribuer à des mesures spécifiques puisque celle-ci peut, au moins en partie, être expliquée par le simple fait de la relative stabilisation de la longueur du réseau.

 Schéma synoptique des livraisons d’électricité au Maroc 

Toutes les données initiales utilisées proviennent de sources officielles[1]^, [2]. Toutefois, les 4’029 GWh produits par les IPP de la LER13/09 sont supposées livrées à leurs clients avec un rendement THT-HT de 96,6%.

La Figure 2, montre un schéma des flux des livraisons d’électricité au Maroc. Y sont y sont indiqués les chiffres des énergies électriques mises en jeu pour l’année 2024 (en GWh, 1 million de kWh).

Figure 2 Schéma des flux d’électricité en 2024 (chiffres en GWh annuels)

Nous ignorons ce qui se passe en aval des livraisons faites par les réseaux de l’ONEE-BE. En 2024 :

• on y a injecté 45’605 GWh d’électricité nette appelée (ENA) dont l’évolution dans le temps est représentée en vert dans la Figure 3,
• commercialement parlant il en est sorti 38’990 GWh dont l’évolution dans le temps est représentée en bleu dans la Figure 3, pour être livrées :
  • 20’180 GWh aux clients directs de l’ONEE-BE (THT, HT, MT et BT),
  • 14’916 GWh aux 11 autres Distributeurs privés et communaux (THT, HT et MT),
  • 3’893 GWh aux clients des producteurs privés agissant dans le cadre de la LER (THT et HT).

Dans les conditions de 2024, l’électricité nette appelée et les livraisons totales assurées par le réseau de l’ONEE-BE nous mènent à un rendement des livraisons légèrement amélioré (85.5% au lieu de 83,2% à fin 2023), laquelle amélioration a permis de baisser les apports en production et 266 MDh d’imports nets de produits énergétiques pour la production d’électricité.

 Evolution dans le temps de données pilotant les flux d’électricité 

La Figure 3 montre l’évolution de diverses données caractérisant ou influençant les flux d’électricité :

• L’échelle bleue de gauche est une énergie électrique (en TWh, soit 1 milliard de kWh). S’y rapportent les valeurs des cellules en jaune vif et jaune pâle de la Figure 2  :
  • les triangles bleus (▲) : l’énergie électrique nette appelée entrant dans le réseau de l’ONEE-BE,
  • les ronds bleus () :  l’énergie électrique livrée par le même réseau.

La différence entre les deux donne les pertes, leur rapport donne le rendement de livraison du réseau et le complément à l’unité donne les pertes.

• L’échelle rouge de droite est une longueur de réseau électrique (en milliers de km). Les carrés rouges (■) qui s’y rapportent représentent la longueur totale du réseau exploité par l’ONEE-BE, somme des longueurs des réseaux THT & HT (≥ 60kV), MT (15 et 20 kV) et BT (220 V).

Figure 3 Evolution de l’électricité entrante et sortante du réseau de l’ONEE et sa longueur

 Éléments liés à la longueur totale du réseau électrique de l’ONEE-BE 

En résumé, les pertes techniques d’un réseau électrique se composent :

• de pertes régulières (dues à la longueur et à la section des câbles),
• de pertes singulières (dues, ici, aux postes de transformation THT/HT ou HT/MT ou MT/BT).

Dans un réseau correctement dimensionné, les transformateurs et leurs pertes sont adaptés à la longueur du réseau électrique et les pertes techniques deviennent alors, en moyenne, proportionnelles à la longueur.

La Figure 4 montre la variation des livraisons totales de l’ONEE-BE et les pertes avec sa longueur totale :

• Les livraisons totales de l’ONEE-BE (en TWh) y sont représentées par des ronds bleus () dont la variation moyenne s’avère, comme il se doit, être une droite bleue passant par l’origine.
• Deux éléments des pertes du réseau de l’ONEE-BE sont représentés en rouge :

Figure 4 Corrélation entre la longueur du réseau de l’ONEE-BE, ses livraisons et ses pertes

• Les pertes totales (différence entre les courbes bleues de la Figure 3) sont représentées par des carrés rouges (■) dont la variation moyenne est la courbe rouge (non utilisée par la suite).
• Les pertes techniques, qui devraient être proportionnelles à la longueur, sont obtenues en ne gardant que les premiers points des pertes totales qui se comportent comme une droite passant par l’origine et leur évolution moyenne est indiquée par la droite en pointillés rouges.

Par ailleurs, la Figure 4 appelle les commentaires suivants :

• Les livraisons de l’ONEE-BE ont augmenté proportionnellement à la longueur du réseau électrique, la droite moyenne (trait continu bleu) passant par l’origine du graphique montrant un visuel acceptable et un coefficient de corrélation satisfaisant (95%). La pente de cette droite indique que les ventes du le réseau de l’ONEE représentent un peu plus de 9,74 MWh par an pour chaque kilomètre de ligne soit un chiffre d’affaires dépassant à peine la dizaine de milliers de Dh par km de ligne dont seule une faible partie revient aux investissements (on laissera chacun imaginer les temps de retour de tels investissements dont tout le pays a profité, sauf l’ONEE).
• Après 250’000 km, les pertes totales ont commencé à s’écarter du comportement linéaire (pointillés rouges). La différence entre la courbe rouge des pertes totales et les pointillés rouges des pertes techniques est désignée par « pertes non-techniques », vocable emprunté aux gens du métier.
• Le rapport de la droite des pertes techniques à celle des livraisons nous permet d’estimer un taux de pertes techniques moyen sur l’ensemble de la période à 10.2%, {1.1/(1.1+9.7)}, soit un rendement de calculé ainsi de 89.8%, qui reste proche de la moyenne des rendements de livraison de l’ONEE entre 1999 et 2006 à 91.0%. Les pertes techniques de 2024 devraient afficher 4,2 TWh sur les 6,6 totales, ce qui laisse un reliquat de près de 2,4 TWh de « pertes non-techniques ».

Figure 5 Comparaison des pertes non – techniques avec la production d’électricité renouvelable

Dans la Figure 5, la courbe en rouge représente l’évolution dans le temps des ces pertes « non-techniques » où elles sont comparées à la compilation des productions d’électricité renouvelable du pays.

Ainsi donc, malgré les incertitudes d’une telle méthode, qui pourraient mener autant à surestimation qu’à sous-estimation, force est de constater que les pertes non-techniques dans les livraisons de l’ONEE ont augmenté de près de 0,25 TWh entre 2011 et 2019 pour osciller autour de 2 TWh depuis. Et même s’il semble que les pertes non-techniques aient baissé en 2024, il conviendra de voir si l’amélioration se confirmera dans le futur car les fluctuations de la méthode adoptée sont bien trop grandes pour pouvoir affirmer quoi que ce soit sur une seule année.

 Commentaires 

Les pertes techniques nécessiteraient certes un diagnostic à part mais avec bien d’autres informations que celles rapportées ici. En moyenne sur [2012, 2024], elles ont été estimées par {1,1/(1,1+9,7)} à 10,2%, ce qui est très acceptable. Même s’il pouvait être possible de les réduire, elles sont, hélas, une fatalité de l’extension de réseau dans un pays où l’habitat rural est très dispersé (à l’inverse, par exemple de l’Egypte où l’essentiel de la population est située autour du Nil). Les pertes techniques sont aussi dépendantes de la répartition géographique des flux alimentant le réseau électrique par rapport à celle des flux sortants.

Quant aux « pertes non-techniques », elles révèlent des défauts de gestion qui, au dire même de spécialistes[4], « peuvent et doivent être éradiquées« . Finalement, ces pertes « non-techniques » :

• avaient déjà absorbé une grande partie de la production d’électricité éolienne du Maroc en 2012,
• ont toujours dépassé toute la production d’électricité solaire du Maroc !

Évidemment, les « pertes non-techniques » ne sont pas prélevées sur les seules centrales à énergie renouvelables puisqu’une partie de la production de toutes les centrales y contribue. Bien entendu, et surtout grâce au fait que leur valeur tendrait à diminuer, on ne peut pas parler de « dérapage » puisque, pour l’instant, avec 2 TWh, les « pertes non-techniques » ne représenteraient que 4.5% des 44 TWh d’électricité nette appelée. Mais justement, on ne devrait pas trop s’attarder sur les pourcentages car cette énergie représenterait des prélèvements d’électricité non encaissés voisins de deux milliards de Dh annuels ! Je ne demande qu’à être contredit et préférerais me tromper si on me prouve le contraire, chiffres à la clé.

De tels montants ne seraient plus compatibles avec le « voile de pudeur » qui est lancé sur cette affaire de pertes « non-techniques ». En effet, les montants mis en jeu sont comparables à l’écart entre le paiement et la vente de l’électricité solaire thermodynamique de Ouarzazate qui a pourtant fait couler beaucoup d’encre. A défaut d’explication, officielle ou officieuse, on est bien obligé, pour susciter d’éventuelles réactions et débats, de livrer les bruits de couloir  qui circulent sur ce sujet, sans vraiment les hiérarchiser (une réunion informelle devant un verre de thé avec des électriciens agréés éclaire sur certains de ces bruits de couloirs) :

• On raconte que, maintenant que les activités d’eau et d’électricité sont regroupées dans l’ONEE, la Branche Eau ne payerait pas les factures d’électricité liées à l’adduction et le transport de l’eau et que symétriquement, la Branche Electricité ne payerait pas ses factures d’eau.
• On raconte qu’on « achèterait la paix sociale » avec l’électricité, sans vraiment s’en cacher semble-t-il.
  • En donnant des années d’électricité gratuite, sans la compter avec des compteurs, à des familles déplacées des zones d’habitat insalubre.
  • En fermant les yeux sur des branchements sauvages, toujours sans compteur, dans des quartiers réputés « difficiles ».

Si l’ONEE est certes assujetti à pratiquer son métier de distributeur d’électricité avec responsabilité sociale, a-t-il vraiment vocation à payer pour ces « cas sociaux » ?

• A supposer que l’ONEE soit supposé avoir cette vocation, alors pourquoi ne met-on pas de compteurs chez les bénéficiaires pour, au moins, en avoir une trace dans les bilans de l’ONEE.
• A supposer que l’ONEE ne soit pas supposé avoir cette vocation, pourquoi l’a-t-on plongé là-dedans et comment l’en sortir ?
• On raconte même qu’on « achèterait des voix » avec l’électricité en ordonnant des « branchements sans vente et sans compteurs » de quartiers ou villages entiers, quand cela doit faciliter une élection.

Si ceci s’avérait vrai, il ne faudrait pas du tout que ceux-ci soient mélangés aux précédents et que les choses rentrent dans le droit chemin.

• On raconte que des « instructions » exigent de ne pas prélever l’électricité de certains compteurs, mais il est plus probable que ces fausses « instructions » seraient plutôt utilisées à mauvais escient.
• On imagine bien qu’une telle gabegie puisse aussi ouvrir la porte à faire les choux gras de certains clients et agents qui trouveraient des terrains d’intérêts « convergents » au détriment de l’ONEE.

Bien qu’il ne s’agisse « que de 4.5% » de l’électricité nette appelée, c’est bien assez pour semer la pagaille dans le contrôle de gestion qui, quoique complexe, est parfaitement possible à condition d’en avoir la volonté et d’y affecter et les ressources adéquates. Il semblerait pourtant que les données matérielles pour connaître les « points noirs » soient disponibles, ne fût-ce, par exemple, qu’avec le croisement du comptage des la sortie des transformateurs et les compteurs individuels… Mais est-on prêt à payer les sacrifices que suppose l’ouverture d’une telle Boîte de Pandore ?

Pourquoi l’écartement au comportement linéaire à l’égard de la longueur du réseau, que nous désignons par « pertes non-techniques », n’a-t-il explosé qu’après 2011 ?

Autant de questions que, j’espère encore, le futur ne laissera pas sans réponse.

Il est tout à fait compréhensible qu’un tel article sur ces « pertes non-techniques » puisse paraître « insolent, alarmiste, prétentieux et sans nuance » à certains égards, mais l’absence de communication publique à ce sujet ne plaide ni pour la compréhension, ni pour les circonstances atténuantes. Par ailleurs, avec de tels montants en poche depuis plus de 10 ans maintenant, l’ONEE, en plus d’être un fleuron de nos Etablissements et Entreprises Publics (EEP), aurait pu être une institution financièrement saine qui aurait eu les moyens de ses ambitions sans devoir appeler les subsides de l’Etat pour faire ses investissements[5]^{, [6]} ou pour honorer ses créances à l’égard des entreprises qu’elle contracte[7]^, [8]. A priori, les contribuables ne sont pas supposés payer pour ces « pertes non-techniques » dont la non-maîtrise n’est encore que très furtivement évoquée mais non chiffrée dans quelques documents internationaux[9]. Qui sait ? On peut rêver ! Peut-être même aurait-on pu limiter la hausse graduelle des prix de l’électricité intervenue entre 2014 et 2018 ?

L’ONEE-BE a beaucoup fait pour améliorer sa situation ces dernières années :

• « Amélioration » du mix électrique,
• Réduction des charges d’exploitation hors achat d’énergie (dont il ne maîtrise pas le coût unitaire),
• Maîtrise des charges et amélioration des indicateurs de performances,
• Amélioration des coûts de financement.

Ne serait-il pas temps de prendre le taureau par les cornes pour « maîtriser l’envergure » du PERG en s’attaquant sérieusement à ces « pertes non-techniques », qu’on dise ce qui se fait et qu’on fasse ce qu’on aura dit ? Comme souvent, ces années de silence ne sont pas la solution.

Quand je lis des articles sur le vol d’hydrocarbures au Nigeria, je ne peux m’empêcher de penser à ces « pertes non-techniques » qui représentent une « patate chaude » de 2 milliards par an que l’ONEE-BE va  transférer aux Sociétés Régionales Multiservices (SRM) avec l’activité de distribution d’électricité. Un autre « pavé dans la mare » réside dans le déséquilibre régional de la répartition de cette « patate chaude » qui va sans doute tomber sur les SRM des Régions les moins urbanisées, sans doute les plus pauvres. Entre la fin de 2024 et la fin de 2027, le suivi de ces pertes risque d’être beaucoup plus compliqué à cause de l’entrée progressive des SRM qui n’auront pas la distribution d’électricité dans les 12 Régions du pays avant fin 2027. Et si, de plus, la diffusion publique de leurs ventes venait à être aussi sporadique ou absente que celles des Régies Communales actuelles ou celles de la gestion déléguée confiée à Amendis et Redal, ça promet !

Je voudrais être une petite souris pour voir comment l’ONEE, siégeant au Conseil d’Administration des SRM, va les conseiller pour traiter ce problème dans le futur.

 Références 

[1] Office National de l’Electricité et l’Eau Potable, « Rapports Annuels« , Différentes années, http://www.one.ma/

[2] Office National de l’Electricité et l’Eau Potable, « Brochures de chiffres-clés« , Différentes années, http://www.one.ma/

[3] A. Bennouna, « Les pertes ‘non – techniques’ d’électricité en 2023, encore un manque à gagner substantiel« , EcoActu, 12 Juillet (2024), https://ecoactu.ma/pertes-non-techniques-electricite-2023/

[4] A. Adnane, « Les mécanismes de réduction des pertes techniques et commerciales.« , Troisième Conférence Générale du COMELEC (Commission Technique), 14-15 Novembre 2006, Hôtel Aurassi, Alger, Algérie, https://www.comelec-on.org/media/file/379/mecanismes_de_reduction_des_pertes_techniques_et_commerciales_a_adnane_5b59cbc760c1f6.05506161.pdf

[5] Maghreb Arab Press (MAP), « Contrat programme ETAT –ONEE« , http://www.mag.gov.ma/index.php/fr/espace-m%C3%A9dias/268-communiqu%C3%A9s/924-contrat-programme-etat-onee.html

[6] Maroc Diplomatique, « ONEE : Vers un nouveau contrat-programme avec l’État pour la période 2019-2023« , 6 Août 2019, https://maroc-diplomatique.net/onee-vers-un-nouveau-contrat-programme-avec-letat-pour-la-periode-2019-2023/

[7] Selon le Ministère de l’Economie et des Finances, le retard de paiement moyen des Etablissements et Entreprises Publiques (EEP) serait de 36,9 jours en Mars 2023,, l’ONEE étant en 3^ème position avec 107 jours, https://www.finances.gov.ma/Publication/depp/DP_02_05_2023/Liste1.pdf

[8] Medias24, « L’ONEE fait des avances aux sous-traitants« , 10 Avril 2013, https://www.medias24.com/428-L-ONEE-fait-des-avances-aux-sous-traitants.html

[9] Banque Internationale pour la Reconstruction et le Développement (BIRD) , « Document d’évaluation du projet concernant une proposition de prêt – Rapport n° : PAD1026« , 3 Avril 2015, http://documents.worldbank.org/curated/en/329541468187755520/pdf/PAD1026-FRENCH-PUBLIC-Final-French-PAD-Clean-and-Efficient-Energy-Project-3-avril-2015.pdf

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