Produire son électricité solaire au Maroc, c’est possible et peut être rentable… malgré tout !

Nous avons déjà évoqué le quantitatif[i], substantiel mais encore relativement faible d’installations solaires photovoltaïques qui, connectées au réseau, permettent de produire partie ou totalité de l’électricité consommée par certains abonnés électriques du Maroc. Malgré cela, nombre de citoyens continuent à se poser des questions, non-seulement sur la faisabilité technique mais aussi sur la légalité et sur la rentabilité de telles installations. Nous allons essayer de clarifier ce qui peut l’être, sans aucune langue de bois ni tabous, et sans doute, au passage, couper la tête à quelques fausses idées reçues. Les lecteurs rebutés par les aspects trop techniques pourront tout à fait se passer de lire le chapitre ‎C.

        A. QUID DE LA TECHNOLOGIE ?

Les  modules  photovoltaïques  (PV)  produisent  un  courant  électrique  continu  proportionnellement  au  rayonnement  solaire  qu’ils reçoivent. On  les  caractérise  par  la  puissance  électrique  maximale qu’ils  délivrent  dans  des conditions idéales  de  laboratoire,  dites  « STC ».  La puissance obtenue dans ces conditions STC est alors exprimée en Watt-crête (Wc) et ce Wc est devenu l’unité de vente dans le marché des modules solaires photovoltaïques. Si  l’on  souhaite  injecter  de  l’électricité  dans un  réseau électrique (depuis chez soi, avant un compteur d’énergie électrique), on connecte modules PV au dit réseau à travers  un  onduleur dit  « accordé »  qui  assure  la  conversion  du  courant  continu  en courant  alternatif  proportionnel  au  rayonnement  solaire  reçu. Ainsi, le système solaire devient une mini-centrale électrique qui peut avoir n’importe quelle puissance du moment qu’elle est multiple de la puissance unitaire des modules. Le courant injecté à l’intérieur de la maison interdira à autant de courant d’entrer par le compteur.

Au Maroc, les installations connectées au réseau électrique n’ont commencé que, très timidement, en 2006 mais leur part de marché devient dominante grâce à la réduction des temps d’amortissement induits par la forte baisse simultanée des prix des modules solaires PV et des onduleurs synchrones.

Nous allons ici démontrer cette dernière affirmation avec un cas concret.

     B. QUID DES LOIS ET RÉGLEMENTATIONS AU MAROC ?

Parmi les 6 Articles qu’elle a amendé, la Loi 48/15 (Bulletin Officiel N°6436 du 24/02/2016) a modifié les Articles 5 et 26 de la Loi 13/09 (Bulletin Officiel N°5822 du 18/03/2010) sur les Énergies Renouvelables :

• L’Article 5 amendé[ii] est parfaitement clair pour ce qui nous intéresse : depuis 2015, il est permis de connecter des installations de production d’énergie électrique à partir d’énergie solaire photovoltaïque sur les réseaux de basse ou de moyenne tension. Il n’y a donc absolument rien d’illégal à y injecter de l’électricité solaire. Les abonnés qui s’équipent en PV aujourd’hui ne sont pas responsables du retard des modalités d’accès au réseau et aucune réglementation ultérieure ne pourra venir leur interdire rétroactivement ce qu’ils ont fait pendant la période de vide réglementaire d’aujourd’hui.

• L’Article 26 amendé[i] n’évoque le rachat d’excédents de production d’énergie électrique d’origine renouvelable que pour ceux qui injecteraient sur les réseaux de haute ou de très haute tension. On peut imaginer que le silence sur les réseaux de basse et moyenne tension est une exclusion implicite de rachat d’éventuels excédents injectés sur les réseaux de basse ou de moyenne tension. On est donc parfaitement en droit d’imaginer que la réglementation future s’orientera vers ce que l’on appelle le « comptage différentiel » (de l’anglais, « net-metering ») sans rachat des excédents. C’est-à-dire que toute l’énergie injectée sur le réseau et non-récupérée est perdue.
• Comme la Loi 13/09, le Décret d’Application 2-15-772 pour l’accès au réseau de moyenne tension[ii] insiste lui aussi, à très juste titre, sur la nécessité d’éviter de surcharger les réseaux THT, HT ou MT par la puissance d’électricité renouvelable injectée. Toutefois, et comme montré sur la Figure 1, c’est exactement le cas inverse lorsque l’on injecte de l’électricité sur lé réseau de basse tension. En effet, si l’injection d’une puissance P_HT sur le réseau HT nécessite que tous les réseaux en aval supportent celle-ci, toute injection d’une puissance P_BT sur le réseau BT local va, quant à elle, réduire l’électricité demandée aux grandes centrales et donc soulager l’ensemble des réseaux électriques qui se trouvent en amont (MT, HT et THT). Ne fût-ce qu’à cause de cela, il eût été judicieux de commencer l’injection d’électricité solaire par le réseau basse tension, comme d’autres l’ont fait.

Plus de 10 ans après la Loi sur les Energies Renouvelables, déclarer que le cadre Réglementaire est « encore en cours » peut légitiment être considéré comme un excès dans le retard… mais il est vrai que le Maroc s’est fait spécialiste du retard. Espérons que l’on ne retardera pas les Décrets nécessaires aux mesures d’accompagnement de l’économie durant cette phase d’urgence sanitaire ! En commençant par la haute et très haute tension le Maroc aura fait exactement le contraire de ce qu’ont fait des pays développés et aura été le seul pays à tarder autant à publier des Décrets d’Application sur l’accès au réseau de basse tension, prenant du retard sur des pays comme la Tunisie et la Turquie mais aussi l’Afrique du Sud et le Ghana.

Si la rédaction du Décret d’Application pour la basse tension relève des prérogatives de l’Agence Nationale pour la Régulation de l’Électricité (ANRE), pourquoi ne le fait-elle toujours pas 5 ans après sa création par la Loi 48/15 ? Quel que soit l’institution dont cela relève, que ce retard excessif à promulguer le Décret d’Application soit dû à de la mauvaise volonté ou à de la faiblesse face au lobbying des distributeurs, on peut craindre que ne soit adopté un Décret d’Application pour la basse tension aussi incomplet ou inapplicable que ne l’est celui de la moyenne tension⁴. Ne fût-ce que pour cette raison, il n’est pas forcément judicieux de différer l’exécution d’un investissement, comme on le verra.

      C. QUID DU SYSTÈME DE COMPTAGE D’ENERGIE AU MAROC ?

Tous niveaux de tension confondus, il y avait un peu plus de 10 millions d’abonnés électriques en 2019 dont un peu plus de 6 millions avec l’ONEE et un peu moins de 4 millions avec les douze autres distributeurs d’électricité communaux et privés. Les Figures suivantes montrent les cas de comptage pouvant se produire.

1. Lorsque l’installation solaire ne produit pas ou pas assez pour satisfaire la demande de la maison

La Figure 2 montre que la nuit, ou bien lorsque l’éventuelle puissance de l’électricité solaire produite ne couvre pas les besoins de la maison, quel que soit le compteur électrique, l’index de comptage va augmenter pour donner au distributeur l’énergie électrique consommée (en kWh) qui sera relevée mensuellement

     2.  Lorsque l’installation solaire produit plus que la puissance demandée par la maison

Dès que la maison est équipée d’une installation solaire électrique conçue pour injecter dans le réseau et que la puissance de l’électricité solaire dépasse les besoins de la maison, ce qui est difficilement évitable, le sens de circulation de l’énergie (en orange ci-dessus) va s’inverser (en bleu ci-dessous) et trois situations de comptage peuvent se présenter :

A. Avec un compteur numérique: La Figure 3 indique que l’index de comptage des compteurs numériques (aussi appelés électroniques ou digitaux) augmente, comme si la maison avait consommé les kWh qui ont en fait été injectés dans le réseau !

Mais il existe un palliatif technique : certains onduleurs de grande marque permettent d’interdire l’injection vers l’extérieur de la maison. Même si cette interdiction est imparfaite au moment des variations de puissance, nous verrons que moins de 6% de l’énergie mise en jeu est finalement injectée. C’est en tous cas mieux que de devoir payer l’électricité injectée dans le réseau après avoir financé l’installation solaire qui la produit !

Si l’on exclut la centaine d’abonnés de haute et très haute tension, le comptage numérique concerne un peu moins d’un million d’abonnés (moins de 10%) :

• pratiquement tous les abonnés de moyenne tension du pays (0.36% des abonnés ONEE et probablement moins chez les autres distributeurs), soit moins de 40’000 abonnés au total,
• environ 926’000 abonnés en basse tension par l’ONEE qui sont équipés de compteurs numériques à prépaiement dans les zones rurales (dits compteurs « NOUR »),
• une infime minorité des abonnés basse tension qui bénéficient d’une tarification bi-horaire.

B. Avec un compteur électromécanique irréversible : La Figure 4 indique que l’index de comptage des compteurs électromécaniques (ou analogiques) irréversibles (anti-retour) ne va pas changer car la rotation du disque en sens contraire est interdite par un système cliquet-rochet (indiqué par le symbole de cliquet-rochet  en façade du compteur). Le surplus d’électricité qui est alors envoyé dans le réseau est consommé dans le voisinage sans contrepartie.

Bien qu’encore minoritaires chez les abonnés de basse tension, les compteurs électromécaniques irréversibles, reconnaissables au symbole  sur leur façade, remplacent progressivement les compteurs électromécanique réversibles.

C. Avec un compteur électromécanique réversible : La Figure 5 indique que l’index des compteurs électromécaniques « classiques » va décompter l’énergie injectée car la rotation du disque en sens contraire est permise. L’électricité injectée dans le réseau décomptée par le compteur peut alors être récupérée lorsque la maison aura besoin d’alimentation externe (comme en ‎A).

Les compteurs électromécaniques réversibles sont tellement courants chez les abonnés de basse tension de tout le pays qu’ils sont désignés par « classiques ». Ces compteurs sont de loin les plus favorables à l’abonné qui investit en solaire photovoltaïque puisque ce sont les seuls qui permettent un comptage différentiel équitable (un kWh donné pour un kWh rendu). Mais les distributeurs ne l’entendent pas de cette oreille car lorsque les agents chargés des relevés découvrent un compteur tournant en sens contraire sans fraude, les distributeurs le font aussitôt remplacer par un compteur électromécanique irréversible (comme en ‎B). Face à l’acte désormais légal d’injecter de l’électricité, le distributeur n’a plus que la réponse de changer le compteur réversible. Toutefois, une question continue à me tarauder : « Dans les contrats actuellement en vigueur, le distributeur a-t-il réellement le droit de remplacer un compteur sans aucun accord préalable de l’abonné concerné ?« 

D. Peut-être demain, avec deux compteurs électromécaniques irréversibles : La Figure 6 indique comment on peut, du côté « maison », placer un compteur irréversible qui comptera l’énergie électrique sortante pendant que celui du distributeur compte l’entrante.

La solution de double comptage préconisée par la Figure 6 peut être mise en œuvre dès aujourd’hui en toute légalité, à condition de bien placer le compteur irréversible « out » du côté de la maison. Elle permet certes de connaître d’énergie cédée en plus de celle prise au réseau, mais elle ne permet pas de connaître les besoins réels de la maison. Certains compteurs numériques dits « double flux » permettent de fournir les mêmes informations.

Toute solution qui sera retenue dans le futur ne pourra se contenter de la méconnaissance de l’énergie nette injectée par les installations solaires connectées au réseau car cela contribuerait à une sous-évaluation des « pertes non-techniques » indésirables à éliminer[i]. Ainsi, la Figure 7 montre une solution encore non-réglementaire aujourd’hui mais qui permettrait, à terme, de mesurer séparément l’énergie électrique solaire produite et injectée dans le réseau ainsi que l’énergie électrique consommée par la maison. En fait la maison est entièrement approvisionnée de l’extérieur (réseau) et toute la production est injectée directement dans le réseau.

Le seul inconvénient de la Figure 7 réside dans la nécessité d’amener la sortie de l’onduleur jusqu’à l’extérieur de la maison (pour que le compteur « out » puisse être relevé par le distributeur).

D. Résultats d’une expérience récente au Maroc

L’ouverture de l’information à l’échelle mondiale fait que certains grands fabricants d’onduleurs ont mis en ligne des informations sur certaines des installations solaires existantes dans le monde entier[i]. Il se trouve que, parmi les 66 répertoriées au Maroc en février 2020 chez l’un d’entre eux, au moins l’une d’entre elles a fonctionné sous deux des trois types de compteurs cités plus haut : numérique (ci-dessus ‎A) et électromécanique (ci-dessus ‎B) et a permis de tirer des conclusions intéressantes que nous allons explorer.

Durant la phase de référence A1 (qui a duré plusieurs années et précédé l’installation solaire), la maison a eu un rythme moyen de consommation mensuelle de 569 kWh/mois. En moyenne, le bâtiment a consommé 20% de celle-ci, les trois heures quotidiennes du recyclage de l’eau de la piscine 20% alors que les 40% restants étaient utilisés par le pompage alimentant l’irrigation au goutte-à-goutte du jardin, initialement programmé en fonctionnement nocturne.

Sur la base d’une productivité annuelle voisine de 1,75 kWh/Wc[i]^{, [ii]}, l’installation solaire photovoltaïque qui a été installée en début de la Phase A2 a été dimensionnée pour produire toute l’énergie électrique consommée annuellement (569×12=6’828 kWh/an), soit une capacité de 3,85 kWc, ce qui représentait un pari sur l’avenir puisque la capacité du système était complètement inadaptée à la consommation diurne de la phase A1. Que l’onduleur ait été configuré en mode d’interdiction d’injecter n’a pas empêché les résultats d’autoconsommation d’être décevants en phase A2 (25% des économies moyennes mensuelles, comme montré en Figure 10) car la part diurne de la consommation d’électricité était insuffisante (comme montré en Figure 9).

Par la suite, il fut possible de brancher l’ensemble de la maison sur un compteur électromécanique irréversible ce qui amorça la Phase B et permit de configurer l’onduleur sans limite d’injection

Il est important de noter que les 3 phases A2, A3 et B ont aussi été rythmées par une adaptation progressive des utilisateurs vers plus d’utilisation diurne de l’électroménager et des appareils électriques. Compte tenu de ces différents apprentissages relatifs à la gestion de la demande et du changement de type de comptage, la Figure 9 montre, comment :

• l’approvisionnement externe (quantité achetée au distributeur en rouge) est passé d’un rythme mensuel initial de 569 à 291 puis à 229 avant de descendre à 192 kWh alors qu’il est espéré descendre à 0 lorsque le « net-metering » (comptage différentiel réglementé) sera possible,
• partant de zéro, la production solaire consommée (en vert) est passée d’un rythme mensuel de 99 à 301 puis à 392 en attendant que le net-metering ne lui permette de monter aux 569 kWh.

l’injection d’électricité (en jaune) n’a représenté que 4.4% et 5.6% durant les phases A2 et A3 où l’onduleur était configuré en mode d’interdiction d’injecter (à cause du compteur numérique) mais la phase B a révélé des excédents non-récupérés de 250 kWh par mois, ménageant la possibilité de 100% d’autoconsommation pendant la future phase du net-metering avec même un léger excédent possible à 72 kWh par mois.

La Figure 10 montre l’évolution du principal indice qui a motivé la succession des différentes phases, c’est-à-dire la part de la consommation autoproduite.

Les chiffres de la Figure 10 on été calculés sur la base des hypothèses suivantes :

• une installation vieillissant de 0.7% par an,
• un investissement de 45’000 Dh financé par fonds propres prélevés sur un compte rapportant 2% par an pendant 25 ans (Caisse d’Epargne),

On aboutit à un coût de production de l’électricité de 0.39 Dh/kWh (LCoE). La Figure 11 permet de voir comment le coût réel de l’électricité consommée descendra vers ce coût lorsque la potentielle phase C de « net-metering » réglementé sera atteinte. Si la phase B actuelle devait se prolongeait indéfiniment, l’électricité solaire consommée coûterait 0.58 Dh/kWh menant à un temps de retour sur investissement voisin de 6 ans (71 mois), comme montré sur la Figure 12. D’ailleurs, cette dernière montre pour chacune des phases, l’évolution du rythme mensuel des économies réalisées (en bleu et échelle de gauche) ainsi que le temps de retour sur investissement (en rouge et échelle de droite).

Bien sûr, tous ces chiffres seraient légèrement modifiés si l’on changeait de site à l’intérieur du Maroc, mais assez peu puisque les productivités annuelles ne varient pas plus de ±10% sur l’ensemble du pays^{8, 9}.

Les émissions de gaz à effet de serre évitées par les installations solaires PV en phase d’exploitation dépendent bien sûr du mix électrique du pays mais, en 2019, elles ont été de 812 grammes d’équivalent CO₂ par kWh d’électricité évitée sur la partie basse tension du réseau électrique. L’interdiction d’injecter étant levée, la production annuelle de 6’800 kWh solaires photovoltaïques devrait permettre à l’installation d’éviter l’émission de 5.5 tonnes d’équivalent CO₂ par an.

E. Conclusion

• A condition d’assurer d’une bonne gestion de la demande en faveur de la consommation diurne d’électricité, il est possible, avant même la promulgation du Décret d’Application, d’investir dès aujourd’hui avec une rentabilité acceptable dans des installations solaires photovoltaïques connectées au réseau.
• Selon le site d’implantation et dans des conditions de net-metering idéales (décomptage de l’énergie injectée), une installation PV raccordée au réseau basse tension au Maroc pourrait, atteindre des coûts de l’électricité entre 0.4 et 0.48 Dh/ kWh et entre 4 et 5 ans de temps de retour sur investissement.
• L’installation dont l’étude a été présentée au chapitre ‎0 est clairement surdimensionnée pour avoir été, dès aujourd’hui, utilisée dans les conditions où elle l’a été. Malgré cela, moyennant quelques efforts dans la gestion de la demande, elle a permis d’assurer un coût de l’électricité utilisée à 0.58 Dh/kWh et un retour sur investissement légèrement inférieur à 6 ans.
• Le transfert des 250 kWh mensuels excédentaires vers 2 chauffe-eau électriques aurait été possible par des équipements électroniques, appelés « energy diverter« [i], toutefois :

• • la maison étudiée était déjà équipée de chauffe-eau solaires en thermosiphon et l’investissement additionnel n’aurait pas été aussi rentable car ceux-ci n’auraient pas nécessité autant d’appoint électrique mensuel,
  • un tel équipement ne permettait pas de régler le problème essentiel restant : compenser l’appoint d’énergie nécessaire lorsque la production d’énergie solaire est nulle (la nuit) ou insuffisante en plein jour.

Par Amine Bennouna, Professeur à l’Université Cadi Ayyad, Marrakech (sindibad@uca.ac.ma)

Références 

[1] Amin BENNOUNA, « Trois décennies d’énergie solaire photovoltaïque au Maroc« , EcoActu 03 Octobre 2019, https://www.ecoactu.ma/trois-decennies-denergie-solaire-photovoltaique-au-maroc/

[1] Intégralité du nouvel Article 5 de la Loi 13/09 tel qu’amendé par la Loi 58/15 : « Les installations de production d’énergie électrique à partir de sources d’énergies renouvelables peuvent être connectées au réseau électrique national de basse tension, moyenne tension, haute tension ou très haute tension. Toutefois, l’application des dispositions de la présente loi aux installations de production d’électricité, à partir de sources d’énergies renouvelables, au réseau électrique national de basse tension ou moyenne tension, notamment celles relatives à l’accès audit réseau, est subordonnée à des conditions et modalités fixées par voie réglementaire.« 

[1] Intégralité du nouvel Article 26 de la Loi 13/09 tel qu’amendé par la Loi 58/15 : « L’exploitant peut également fournir de l’électricité à un consommateur ou un groupement de consommateurs raccordé(s) au réseau électrique national de moyenne tension, haute tension et très haute tension, dans le cadre d’un contrat qui prévoit, en particulier, les conditions commerciales de fourniture de l’énergie électrique, ainsi que l’engagement desdits consommateurs d’enlever et de consommer l’électricité qui leur est fournie, exclusivement pour leur propre usage. L’excédent de la production de l’énergie électrique de sources d’énergie renouvelables pour les installations connectées au réseau national de haute tension et très haute tension peut être vendu à l’Office National de l’Électricité et de l’Eau Potable. Toutefois, l’exploitant ne peut vendre plus que 20% en tant qu’excédent de la production annuelle de l’énergie électrique de sources renouvelables. Les modalités et les conditions commerciales de rachat de l’excédent de l’énergie produite à partir de sources renouvelables sont fixées par voie réglementaire.« 

[1] Décret n° 2-15-772 du 14 moharrem 1437 (28 octobre 2015) relatif à l’accès au réseau électrique national de moyenne tension, Bulletin Officiel N°6414 du 7 Safar 1437 (19 novembre 2015)

[1] Amin BENNOUNA, « Les “pertes non-techniques” dans le réseau électrique de l’ONEE engloutissent plus que l’électricité solaire produite à Ouarzazate !« , EcoActu 28 Février 2020, https://www.ecoactu.ma/les-pertes-non-techniques-dans-le-reseau-electrique-de-lonee/

[1] On pourra, par exemple, consulter le site web du fabricant allemand SMA dédié à cela et qui comporte 66 installations marocaines qui ont accepté d’être mis en ligne : https://www.sunnyportal.com/Templates/PublicPagesPlantList.aspx

[1]  N. Aarich, N. Erraissi, M. Akhsassi, A. Bennouna, A. Asselman, A. Barhdadi, L. Boukhattem, A. Cherkaoui, Y. Darmane, A. Doudou, A. El. Fanaoui, H. El. Omari, M. Fahoume, M. Hadrami, D. Moussaid, B. Hartiti, A. Ihlal, M. Khaidar, A. Lfakir, K. Loudiyi, M. Mabrouki, M. Raoufi, A. Ridah, R. Saadani, I. Zorkani, M. Aboufirass, « Photovoltaic DC yield maps for all Morocco validated with ground measurements« , Energy for Sustainable Development, 12 (2018) Pages 158-169, https://DOI.ORG/10.1016/j.esd.2018.10.003

[1]  N. Aarich, N. Erraissi, M. Akhsassi, A. Bennouna, A. Asselman, A. Barhdadi, L. Boukhattem, A. Cherkaoui, Y. Darmane, A. Doudou, A. El Fanaoui, H. El. Omari, M. Fahoume, M. Hadrami, D. Moussaid, B. Hartiti, A. Ihlal, M. Khaidar, A. Lfakir, K. Loudiyi, M. Mabrouki, M. Raoufi, A. Ridah, R. Saadani, I. Zorkani, M. Aboufirass, A. Ghennioui, « Energy performance of 3 silicon-based PV module technologies in 20 sites of Morocco« , Energy for Sustainable Development 53 (2019) Pages 30-56, https://DOI.ORG/10.1016/j.esd.2019.09.002

[1] On pourra, par exemple, consulter les sites web de quelques fabricants anglais qui semblent dominer ce marché : IMMERSUN https://www.immersun.co.uk/, POWER DIVERTER https://www.powerdiverter.com/, ou MARLEC https://www.marlec.co.uk/product/solar-iboost/?v=2a6039655313