Pourquoi a-t-on lancé tant d’appels d’offres et à manifestation d’intérêt pour des turbines à gaz ?

Au Maroc, il incombe à la Branche Electrique de l’Office National de l’Electricité et de l’Eau Potable (ONEE) la responsabilité d’assurer l’équilibre entre l’offre et la demande sur le réseau électrique marocain 24h/365j. A ce titre, la flexibilité du réseau et le stockage de l’énergie sont donc au cœur de sa mission comme rappelé par son Directeur Général, Tarik Hamane, lors d’une conférence à Casablanca au début 2025.

Ainsi, après avoir adjugé la future centrale à gaz naturel de Al Wahda de 2×495 MW (fichtre !), la Branche Electricité de l’ONEE, a lancé un Appel à Manifestation d’Intérêt (AMI) pour un projet dont le délai de réalisation global est de 14 mois (fichtre !) avec mise en service prévue pour l’été 2026 :

• Construction simultanée de 3 turbines à gaz qui utiliseront du gaz naturel pour produire de l’électricité d’une puissance totale comprise entre 300 et 450 MW :
  • 150 MW environ pour Aïn Beni Mathar,
  • 150 MW environ pour Kenitra
  • 150 MW environ pour Mohammedia.
• Mise en place d’un système de stockage d’énergie par batterie (BESS), d’une capacité totale de 1.600 MWh-AC. Une telle capacité représenterait près de 3% des capacités mondiales installées à 2023[1] (53 GWh) et que si l’on devait la décharger aux trois-quarts pendant 3 heures par jour (soit un régime de décharge C4), la puissance qu’elle fournirait atteindrait 400 MW. Il est dit que la capacité sera répartie sur plusieurs sites stratégiques du pays (non – communiqués), c’est-à-dire que l’on va aussi, dans la mesure du possible, les placer là où l’on aurait aussi des réductions de pertes.

Ces équipements, ont l’ambition d’accompagner la transition énergétique et à renforcer la résilience du réseau électrique national tout en participant à la réponse aux contraintes imposées par l’intermittence des énergies renouvelables. Ils sont donc pensés pour permettre au réseau électrique de satisfaire l’augmentation de la demande par des parts plus importantes d’électricité renouvelable. Plus de stockage à gaz et de turbines pour augmenter les parts d’électricité renouvelable ? – Oui, bien sûr, mais allons voir plus loin.

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Pour ne pas perturber la lecture de l’article, les calculs des coûts de production ont été placés en Annexe.

 PRODUCTION ÉLECTRIQUE A BASE DE FOSSILES AU MAROC  

Sans faire un cours de génie électrique, il faut tout de même rappeler un minimum de choses, ne fût-ce que, d’abord, répondre à deux questions :

1- pourquoi doit-on dire « turbines à gaz qui utiliseront du gaz naturel » et que ce n’est pas un pléonasme ?

2- comment, plus de turbines à gaz pourraient-elles contribuer à admettre plus d’électricité renouvelable ?

Dans toutes les centrales thermiques, il y a une génératrice électrique tournante à 3’000 tours par minute, soit 50 tours/seconde qui donne le fameux 50 Hz, est entraînée par un moteur thermodynamique :

• Centrales Diesel: Le plus populaire des moteurs thermodynamiques est le moteur à cycle Diesel (du nom de l’inventeur) qui est un moteur à combustion interne qui brûle un mélange d’oxygène de l’air avec du gasoil. L’électricité qui est produite par les génératrices qu’il entraîne coûte trop cher pour être utilisée en dehors des installations d’appoint ou de compensation. De telles centrales électriques sont désignées par « Centrales Diesel« , elles permettent d’atteindre des rendements de production électrique de 30-33% et comme on le sait déjà, leur démarrage est très rapide et permet la génération d’électricité en quelques secondes qui bien sûr augmente avec la taille, à cause de l’inertie.
• Turbines à vapeur: A l’instar de la rotation de la soupape d’une cocotte minute, le plus ancien des moteurs thermodynamiques est le moteur thermodynamique à cycle de Rankine (du nom de l’inventeur) qui utilise de la vapeur d’eau sous pression qui peut être produite de façon auxiliaire par toute « combustion externe » mélangeant de l’oxygène de l’air avec du charbon, du fuel, de la biomasse ou bien des déchets. La vapeur d’eau sous pression peut aussi être produite par une huile chauffée par de l’énergie solaire concentrée ou de l’énergie géothermique (chaleur souterraine). De telles centrales électriques sont désignées par « turbines à vapeur » ou TAV et permettent d’atteindre des rendements de production électrique de 32-35% mais leur démarrage est très lent à cause de la nécessité de produire la vapeur avant la génération d’électricité.
• Turbines à gaz: Le gaz naturel permettant d’atteindre des températures bien plus élevées, son utilisation pour la vapeur d’eau des TAV serait un gâchis. Pour cela, est venu s’instaurer le moteur thermodynamique à cycle de Brayton (du nom de l’inventeur) qui, à l’instar des réacteurs d’avion, nécessite des températures plus élevées et fonctionne avec la combustion interne de mélanges d’oxygène de l’air avec du gaz naturel ou bien aussi du fuel. De telles centrales électriques sont désignées par « turbines à gaz » ou TAG. et permettent d’atteindre des rendements de 40-43% quand elles sont alimentées par du gaz naturel. Leur démarrage est relativement rapide.
• Centrales à cycle combiné: La température des gaz brûlés sortant de la cheminée des TAG alimentées au gaz naturel est suffisamment élevée pour que sa récupération permette de produire de la vapeur d’eau sous pression pour actionner une TAV. Les centrales électriques comportant simultanément les deux moteurs thermodynamiques (Brayton et Rankine) sont désignées par « centrales à cycle combiné » ou CCC et permettent d’atteindre des rendements de production électrique de 55-58% mais leur démarrage est très lent à cause de la nécessité de produire la vapeur pour la TAV avant la pleine génération d’électricité.

Le tableau ci-dessous résume la situation des capacités au Maroc (2024 et 2026) réparties en différents cycles thermodynamiques classés en fonction croissante de leur vitesse de démarrage.

Tableau 1 Capacités (2024 et 2026) des centrales électriques alimentées par des produits énergétiques fossiles

Qu’elles soient alimentées au fuel ou bien au gaz naturel, la vitesse de démarrage des TAG permet, quand on manque de capacité de stockage :

• de les mettre en route ou augmenter leur régime afin de pallier immédiatement à une insuffisance brusque de la production (entre autres, causée par une augmentation brutale de la demande ou l’intermittence du soleil ou du vent) qui, en les freinant, ralentirait les vitesses de rotation des génératrices et ferait descendre la fréquence du secteur sous les fameux 50 Hz,
• de les couper ou réduire leur régime afin de pallier immédiatement à un excès de la production (entre autres, causée par une baisse brutale de la demande ou par l’intermittence du soleil ou du vent) qui ferait la fréquence dépasser les 50 Hz.

Notons qu’à date, il n’y a pas encore de « turbines à gaz alimentée par du gaz naturel » au Maroc. La raison en est relativement simple : l’approvisionnement en gaz naturel. En effet, jusqu’à fin 2021, le Gazoduc Maghreb-Europe (GME) était destiné à acheminer du gaz naturel algérien vers l’Espagne pendant 25 ans et le Maroc n’en prélevait qu’une part minoritaire, qui suffisait tout juste à alimenter les 860 MW des deux CCC de Tahaddart et Aïn Beni Mathar. Mais depuis que ce gazoduc a été fermé côté algérien, il est utilisé en sens inverse avec du gaz naturel acheté liquéfié par le Maroc et gazéifié en Espagne. La capacité maximale du GME avoisine les 13 milliards de m³/an alors que seul 0,85 milliard/an y a transité en 2023 et 2024 : il y a donc encore du potentiel disponible pour mieux exploiter ce gazoduc.

 STOCKAGE DE L’ÉLECTRICITÉ PRODUITE AU MAROC  

Toujours sans faire de cours de génie électrique, rappelons comment fonctionnent les systèmes de stockage d’électricité dont il sera question dans les prochaines années au Maroc :

• STEP: L’abréviation se rapporte à « Système de Transfert d’Énergie par Pompage » dans lequel, à flanc de montagne, on a un bassin supérieur que l’on remplit par une pompe électrique lorsque l’on a des excédents d’électricité inutilisés ou bien accès à de l’électricité très bon marché chez nos voisins. Puis, quant on a un déficit de production électrique (aux heures de pointe ou pour pallier à l’intermittence de l’électricité solaire ou éolienne), on laisse redescendre l’eau vers un bassin inférieur en faisant tourner la pompe dont la réversibilité la fait alors agir comme un moteur entraînant une génératrice électrique. Alors qu’elles fonctionnent avec de l’électricité de toute source, il arrive que les officiels du Maroc, quand cela les arrange pour l’esthétique des chiffres depuis 2008, de classer indûment les STEP comme équipement utilisant les énergies renouvelables, originalité marocaine, mais passons sur cette « fausse-coquille », puisque le D.G. de l’ONEE dit lui-même maintenant que c’est un moyen de stockage.
• BESS: L’abréviation se rapporte à « Battery Energy Storage System » dans lequel un chargeur permet de charger des batteries avec du courant continu à travers un redresseur / chargeur électronique lorsque l’on a des excédents d’électricité inutilisés ou bien accès à de l’électricité très bon marché chez nos voisins. Puis, quant on a un déficit de production électrique (aux heures de pointe ou pour pallier à l’intermittence de l’électricité solaire ou éolienne), on décharge les batteries à travers un onduleur synchrone qui va injecter dans le réseau électrique une puissance électrique commandée.

Bien entendu, les deux systèmes comportent une perte entre l’électricité stockée et la récupérée qui doit, sauf absolue nécessité, être largement compensée par le différentiel de coût entre le moment du stockage et celui du déstockage. Le Tableau 2 montre les capacités de stockage d’électricité du Maroc (2024 et 2026).

Tableau 2 Capacités des centrales de stockage d’électricité

Pour éviter les mêmes désagréments relatifs à la fréquence du secteur décrits ci-dessus, lorsqu’on a des capacités de stockage d’électricité (BESS ou STEP), on peut aussi, instantanément :

• pallier à tout excès de production (qui peut, entre autres, être causé par l’intermittence du solaire ou de l’éolien) en envoyant partie ou totalité de l’énergie électrique excédentaire vers le stockage,
• pallier à tout déficit de production (qui peut, entre autres, être causé par l’intermittence du solaire ou de l’éolien) en récupérant de l’énergie depuis le stockage.

Notons qu’à date, il n’y a pas encore de BESS au Maroc. Le coût de l’électricité stockée en batteries était la première raison à ce fait. Toutefois, le développement des voitures électriques a boosté les ventes annuelles de batteries (en GWh/an) qui augmente de 33% par an depuis 1990 pendant que leur densité énergétique est montée de 100 Wh/kg en 1990 à 500 Wh/kg en 2023[2] et que leur prix a chuté de -17% par an depuis 800 en 2013 à moins de 100 US$/kWh[3] en 2024. Même à prix équivalent de la capacité brute en 2024, les batteries au plomb sont dépassées depuis longtemps, grâce au fait que les batteries au lithium ont une capacité utile 4 fois supérieure (autour de 80 face à 20% par jour) et un nombre de cycles nettement plus élevé.

 MOYENS DE PRODUCTION ET COURBE DE CHARGE  

La Figure 1 montre l’évolution de la demande électrique durant la pire journée de l’année 2022. La forme de la courbe n’a pas changé significativement depuis des décades, avec son minimum M après le lever du soleil, son maximum durant la période diurne D et son autre maximum durant la période nocturne N (qui était de 7’250 MW en 2022, et que nous estimons à 7’600 MW en 2024). Nous avons déjà montré que l’augmentation de la demande professionnelle était écrêtée (réduite) par l’autoproduction[4] qui a, finalement, fait perdurer la forme montré par la Figure 1 avec une demande nocturne dépassant la diurne. En fait :

• Les moyens de production qui ont un temps de démarrage élevé, donc les turbines à vapeur (TAV et CCC), sont prioritaires pour alimenter la consommation « de base » (en gris dans la Figure 1) qui a atteint 4’720 MW ce jour là, ce que les 4’952 MW des 14 génératrices au charbon et au gaz naturel (voir Tableau 1) sont capables de fournir, seules, en dehors des courtes périodes de maintenance. En théorie, les autres moyens de production ne serviraient que de palliatif à assurer la consommation « de base », cependant, l’ONEE doit éviter d’utiliser ses propres turbines à vapeur (650 MW en charbon et 525 MW au fuel) face aux producteurs privés à qui il a été concédé des contrats « take-or-pay », qu’ils soient à base de charbon (3’442 MW) ou de gaz naturel (407 MW), ou d’éolien (1’333 MW).
• La consommation dite de « semi-base » (en bleu dans la Figure 1) doit être assurée par des moyens de production qui ne peuvent donc plus être ceux des producteurs privés contractés par « take-or-pay », qu’ils aient produisent par TAV au charbon ou par CC au gaz naturel. La puissance de cette période de consommation de « semi-base » étant de 1’140 MW, peut être, malgré un facteur de charge inférieur à 50%, assurée par les capacités éoliennes qui atteignent 2’436 MW en 2024. Mais en partie seulement car on ne peut pas encore adosser l’alimentation du pays tout entier à l’intermittence de l’éolien avec son insuffisante puissance actuelle. Les pays ayant beaucoup d’éoliennes en arrivent même à en arrêter certaines pour écrêter la surproduction mais le Maroc est très loin d’en être là. En attendant, on comble sans doute les lacunes de cette période de « semi-base » avec des imports d’électricité espagnole qui coûte moins cher que l’électricité au fuel.
• La consommation de la période diurne (en jaune dans la Figure 1) qui atteint 970 MW devrait pouvoir être assurée par du soleil ce que le Maroc aurait du mal à assurer en 2024 avec ses 897 MW installés de qui ne fourniraient, au mieux que 720 MW au zénith. Il faudrait donc beaucoup plus de solaire pour satisfaire la partie diurne « D » de la courbe de charge.

De toute ceci, il résulte que les opérateurs privés contractés au « take-or-pay » sont à quatre cinquièmes de la production brute locale quoique ne possédant que la moitié, certes performante, des capacités installées.

Figure 1 Courbe de charge durant la journée de puissance maximale appelée de 2022

On aura compris que le dispatching ne se fait pas seulement en fonction de critères techniques mais prend aussi en considération des contraintes juridiques et financières.

 COMMENTAIRES ET CONCLUSIONS  

Pas de problème d’approvisionnement des futures TAG en gaz naturel : L’arrivée de gaz naturel par le GME qui approvisionne déjà la centrale hybride à Cycle Combiné de Aïn Beni Mathar servira aussi pour la future TAG qui y sera ajoutée mais on ne dit pas comment seront alimentées en gaz naturel les futures TAG de Kenitra (150 MW) et de Mohammedia (150 MW). Peu probable qu’on installe un gazoduc pour deux TAG d’une telle puissance ne fonctionnant pas un quart du temps mais elles seront sans doute livrées en gaz naturel liquéfié provenant des puits de Tendrara par le Groupe Akwa qui en a les droits de distribution.

Le coût de l’énergie des systèmes de flexibilisation du réseau. Sauf erreur, à démontrer, parmi les systèmes de « flexibilisation » du réseau électrique face à l’intermittence des énergies renouvelables, les meilleurs rendements et les prix compétitifs d’aujourd’hui, font que le déstockage d’électricité renouvelable stockée coûte moins cher que la production d’électricité par des turbines à gaz, qu’elles soient au fuel ou au gaz naturel (voir Annexe). Par ailleurs, le stockage en batterie est sans nul doute plus rapide à mettre en œuvre que les STEP. Alors pourquoi tant d’appels d’offres et à manifestation d’intérêt pour des TAG ?

La sous-utilisation des systèmes existants pour la flexibilisation du réseau. Sauf erreur, à démontrer, les turbines à gaz alimentées au gaz naturel ne sont techniquement pas mieux adaptées que leurs homologues au fuel à la « flexibilisation » du réseau électrique face à l’intermittence des énergies renouvelables. Or, les turbines à gaz et les STEP du Maroc sont sous-utilisées et comme montré dans la Figure 2, leur sollicitation n’a pas suivi celle de la production d’électricité intermittente (en bleu) : ni la part de la production du turbinage STEP (en rouge à gauche), ni la part de la production des turbines à gaz (en rouge à droite). Alors pourquoi tant d’appels d’offres et à manifestation d’intérêt pour des TAG si la production des existantes n’a suivi que les subventions qui y ont été accordées entre 2008 et 2014 ?

Figure 2 Part des renouvelables dans la PNL superposée à celle des TAG (gauche) et à celle de la STEP (droite).

 ANNEXE : COÛTS DES MOYENS DE PRODUCTION  

A titre indicatif, le coût net de l’électricité échangée avec l’Espagne a été de 0,58 Dh/kWh en 2024.

La Figure 3 montre la composition des coûts de production, calculés par la méthode du LCoE[5] : les fonds propres (equity), le crédit (loan), l’alimentation énergétique (fuel) et la maintenance (O&M, supposée à 3% de l’investissement initial). Les durées de fonctionnement annuelles indiquées dans la Figure 3 sont des valeurs courantes au Maroc pour chaque technologie de production mais pour la TAG au gaz naturel qui n’existe pas encore, il est fait référence aux 30% du temps rapportés par le DG de l’ONEE[6]. Les investissements sont des valeurs rapportées par la presse locale et l’acquisition des équipements a été alignée avec 20% de fonds propres et un reliquat financé et un crédit à 4,2% par an⁶sur une durée couvrant deux tiers de la durée du projet. Le prix du gaz naturel a été choisi à 3.6 Dh/Nm³ sur la base d’informations internationales[7] ou nationales (ex-W entre 2,1 et 2.9 Dh/ Nm[8]), les autres combustibles sur des données locales[9].

Figure 3 Coûts LCoE, en Dh/kWh, calculés sur la base d’hypothèses locales, pour l’essentiel

Les résultats du LCoE de la Figure 3 sont classés par ordre décroissant mais les turbines à gaz au fuel du Maroc sont défavorisées par leur faible facteur de charge réel face à celui prévu pour la TAG au gaz naturel. Dans la Figure 4, le calcul du LCoE est refait avec des facteurs de charge des TAG identiques (fuel et gaz naturel) et est comparé avec ceux de systèmes de stockage (STEP et batterie) qui seraient alimentées par des installations solaires de la Figure 3 (à 0,343 Dh/kWh). Le coût des batteries retenu est à 950 Dh/kWh, prix admis en 2024 sans même aller vers le dernier record à 650 Dh/kWh adjugé récemment[10].

Figure 4 Coûts LCoE du stockage / déstockage (en bas) et de production des TAG, toutes deux à 2628 h/an

Lorsque les LCoE  sont calculés avec des facteurs de charges identiques (voir hypothèses ci-dessous), on découvre en Figure 4 deux paires de coûts de production sensiblement identiques :

• pour les deux les turbines à gaz (TAG fuel et TAG au gaz naturel),
• pour les deux systèmes de stockage (BESS et STEP).

Par Amin BENNOUNA (sindibad@uca.ac.ma)

Références

[1] International Energy Agency, « Global installed energy storage capacity by scenario 2023 and 2030« , https://www.iea.org/data-and-statistics/charts/global-installed-energy-storage-capacity-by-scenario-2023-and-2030

[2] Daan Walter, Sam Butler-Sloss and Kingsmill Bond, « The rise of batteries in six charts and not too many numbers« , RMI, https://rmi.org/the-rise-of-batteries-in-six-charts-and-not-too-many-numbers/

[3] Bloomberg NEF, « Lithium-Ion Battery Pack Prices Hit Record Low of $139/kWh« , https://about.bnef.com/blog/lithium-ion-battery-pack-prices-hit-record-low-of-139-kwh/

[4] Amin Bennouna, « Impact de l’autoproduction sur la demande d’électricité sur le réseau marocain », Webmagazine EcoActu, 26 Juillet (2024), https://ecoactu.ma/impact-autoproduction-demande-electricite/

[5] Wikipédia, l’encyclopédie libre, « Coût actualisé de l’énergie« , https://fr.wikipedia.org/wiki/Coût_actualisé_de_l’énergie

[7] Ship & Bunker, Rotterdam Bunker Prices, LNG380e, https://shipandbunker.com/prices/emea/nwe/nl-rtm-rotterdam#LNG-380e

[8] Site Web Attaqa.Net (en langue arabe), « Développements dans l’exploration gazière marocaine« , 16 mai 2025,  https://attaqa.net/2025/04/16/تطورات-التنقيب-عن-الغاز-المغربي-تقدير/

[9] Amin Bennouna, « Adoucissement de la facture énergétique en 2024 mais elle reste dans la ‘zone rouge’ « , Webmagazine EcoActu, 08 Avril 2025, https://ecoactu.ma/adoucissement-de-la-facture-energetique-du-maroc-de-2024/

[10] Matija Maisch, « China’s Huadian announces winners in 6 GWh BESS tender with average bid at $65/kWh« , PV Magazine, Energy Storage,  24 Mars 2025, https://www.ess-news.com/2025/03/24/chinas-huadian-announces-winners-in-6-gwh-bess-tender-with-average-bid-at-65-kwh/

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