Afriquia Gaz sécurise 600 MDH grâce à une émission obligataire

Afriquia Gaz a finalisé une émission obligataire par placement privé pour un montant total de 600 MDH, destinée à des investisseurs qualifiés.

L’émission, structurée en une seule tranche, est remboursable sur une période de cinq ans.

Avec ce levier, Afriquia Gaz vise plusieurs objectifs stratégiques :

diversifier ses sources de financement ;
optimiser le coût de sa dette ;
soutenir ses projets d’investissement à venir.

En outre, cette levée de fonds permettra à l’entreprise de préparer le renouvellement d’un emprunt obligataire arrivant à échéance en 2025.

Carburants : les derniers chiffres du secteur (Conseil de la concurrence)

21,16 milliards de dirhams. C’est le chiffre d’affaires réalisé, lors du troisième trimestre de 2024, par les neuf pétroliers surveillés par le Conseil de la concurrence. Cela représente une baisse de près de 5,8% par rapport à la même période de l’année précédente.

Ces données ont été révélées dans le dernier rapport de suivi des engagements pris par ces pétroliers dans le cadre des accords transactionnels conclus en novembre 2023 avec le régulateur. Les opérateurs avaient signé ces engagements suite à l’instruction du dossier portant sur des soupçons d’entente sur les prix des carburants.

Pour rappel, le nombre d’opérateurs disposant de l’agrément provisoire de reprise en raffinerie de produits pétroliers pour exercer l’activité de distribution est de 35. Mais le reporting s’appuie, surtout, sur les remontées d’informations touchant les neuf opérateurs concernés par la procédure.

Ces opérateurs ont réalisé des marges brutes moyennes de près de 1,46 dirham par litre pour le gasoil et 2 dirhams par litre pour l’essence. Ces niveaux sont « relativement supérieurs » aux moyennes enregistrées au deuxième trimestre de 2024, où les marges étaient de 1,21 dirham/litre pour le gasoil et 1,79 dirham/litre pour l’essence.

Toutefois, selon le Conseil, elles restent « globalement alignées avec les proportions constatées au premier trimestre ». Cela « confirme une dynamique de compensation adoptée par les opérateurs du marché et correspondant à un effet de rattrapage entre les périodes de l’année », explique le rapport.

Comme à l’accoutumée, le Conseil s’est penché sur la corrélation entre la variation des cotations internationales, des coûts d’achat et des prix de cession au niveau national. Le rapport relève que le marché s’est caractérisé par une tendance baissière pour les deux carburants.

Les cotations CIF ont enregistré une baisse similaire à celles des coûts d’achat pour le gasoil et une baisse relativement plus importante de 33 centimes par litre pour l’essence. Les opérateurs ont récupéré la totalité des coûts d’achat sur leurs prix de cession dans le cas de l’essence. En revanche, pour le gasoil, la baisse des prix de cession a été inférieure de 27 centimes par litre par rapport à celle des coûts d’achat et des cotations internationales, indique le régulateur.

Le réseau des stations-service représente la part la plus importante des ventes de gasoil et d’essence sur le marché national, représentant en moyenne près de 72% du volume et 76% de la valeur globale, selon le même rapport.

Le nombre de stations-service est passé de 3.447 à la fin du deuxième trimestre 2024 à 3.478 au troisième trimestre. Autrement dit, 31 nouvelles stations ont renforcé le réseau de distribution. Parmi ces stations, les neuf sociétés concernées disposent de 2.520 stations, soit 72,5% du total.

Le troisième trimestre de l’année 2024 a été marqué par une hausse du volume des importations de gasoil et d’essence. Le Conseil évalue cette augmentation à 10,8 %, s’établissant à près de 1,70 million de tonnes. Cependant, cette hausse a été contrée par une baisse de la valeur correspondante, soit -9,7%, atteignant 14,03 milliards de dirhams en glissement annuel. Les distributeurs concernés par le reporting ont réalisé près de 84% du volume et de la valeur totale des importations.

En ce qui concerne les recettes fiscales relatives à ces importations, elles se sont élevées à près de 7,21 milliards de dirhams, contre 6,76 milliards de dirhams un an auparavant, soit une hausse de 6,6%. Cette amélioration a été favorisée par une augmentation des recettes de la TIC (+510 millions de dirhams), liée à l’augmentation des volumes d’importation de ces deux carburants.

Les améliorations touchent également le stockage du gasoil et de l’essence. À fin septembre 2024, la capacité totale disponible s’élevait à 1,56 million de tonnes, dont 88 % relatif au gasoil. Il s’agit d’un accroissement de près de 4,2 % par rapport au niveau relevé à la fin du deuxième trimestre 2024. La capacité de stockage combinée des neuf sociétés s’établit à près de 1,27 million de tonnes, soit 81 % de la capacité totale du marché.

La Samir : le dossier entre dans sa phase de pourrissement

« Dans l’affaire Samir, on tourne dans un cercle vicieux ». Impliquée dans le dossier de la raffinerie de Mohammédia, cette source ne cache guère sa lassitude, voire son agacement. Ouverte en mars 2016, la procédure de liquidation entame sa neuvième année sans issue en vue.

Au tribunal de commerce de Casablanca, juge-commissaire, syndic et contrôleurs se réunissent une fois par mois pour examiner les offres de rachat, seul espoir pour la relance de ce raffineur de pétrole. Les propositions, souvent chimériques et peu concrètes, se font de plus en plus rares, à l’image d’un dossier qui se trouve désormais dans une phase de pourrissement.

Selon nos sources, une seule offre est aujourd’hui sur la table. Il s’agit d’une manifestation d’intérêt émanant d’une société espagnole, Elsom Development, qui propose un montant de 2 milliards de dollars. Ce montant correspond à la valeur actuelle du raffineur, estimée à 19 MMDH, contre 21 MMDH en 2017.

Cet investisseur s’est manifesté pour la première fois en septembre 2021. Depuis, il a multiplié les relances sans jamais concrétiser sa démarche. Sa dernière sortie remonte à novembre 2024. Ses représentants ont adressé une correspondance au syndic, s’engageant à virer les montants nécessaires au plus tard le 17 décembre 2024.

Convoqués par un nouveau juge-commissaire (le quatrième à opérer dans ce dossier), les organes de la procédure ont tenu une réunion une semaine après ce délai. Rien à signaler. « C’est du déjà-vu et revu. La société envoie les mêmes relances depuis trois ans, sans aucune suite effective. À chaque fois, on nous parle de difficultés pour transférer les sommes qui, pourtant, sont conséquentes sur le papier », confie notre interlocuteur.

Pour valider l’acquisition, l’acheteur doit soumettre une offre accompagnée des « garanties en vue de son exécution », c’est-à-dire, entre autres, une caution correspondant à un pourcentage du montant de l’achat. Depuis 2017, le syndic a reçu une vingtaine d’offres, mais aucun prétendant n’a jamais déposé la garantie requise.

À la Samir, le raffinage de pétrole est à l’arrêt depuis l’été 2015. Il s’agit de l’activité historique de cette société, créée dans les années 1950 en tant qu’établissement public, avant sa privatisation en 1997.

Bien que son cœur de métier soit aujourd’hui inopérant faute de repreneur, l’entreprise arrive à vivoter grâce à la location de ses bacs de stockage. La Samir dispose d’importantes capacités (près de 2 millions de m³ de pétrole), dont une partie (80.000 m³) est exploitée par BGI Petroleum.

Selon nos informations, ce contrat de location génère environ 3 millions de DH par mois pour la Samir. Ce montant permet de couvrir les charges courantes (entretien, maintenance, paiements des salaires, frais de justice, etc…), mais reste insuffisant pour relancer la production. Le syndic Abdelkbir Safadi a déposé une centaine de demandes pour débloquer des fonds.

En interne, on espère pouvoir louer davantage de citernes pour augmenter les rentrées financières. Des pétroliers d’envergure internationale ont exprimé leur intérêt, mais pour l’heure, BGI est l’unique opérateur en place.

Le sursis, jusqu’à quand ?

La location sera résiliée en cas de cession globale des actifs du raffineur. Cette cession est l’option privilégiée par le tribunal de commerce de Casablanca. Cela explique pourquoi, depuis 2016, les autorités de la procédure n’ont pas encore amorcé la liquidation des biens de la Samir. Dans des cas classiques, ces biens auraient été cédés en lots pour satisfaire les créanciers. Une démarche qui aurait acté la mort officielle de l’unique raffinerie marocaine. Le caractère stratégique de cette entreprise justifie ce long sursis. Mais jusqu’à quand ?

Du côté des salariés, la position reste inchangée : le sort de la Samir ne se jouera pas au tribunal, mais dépendra d’une décision politique. Réunie le 31 décembre 2024, la branche syndicale de la Confédération démocratique du travail (CDT) à la Samir a, une nouvelle fois, appelé à une action du gouvernement pour débloquer cette crise. L’exécutif est ainsi invité à « abandonner sa position négative et à trouver une solution, y compris par la cession en compensation des dettes au profit de l’État ». Autrement dit, un appel à la « re-nationalisation » du raffineur, vingt-sept ans après sa privatisation.

Comment le recours fréquent au fioul creuse le déficit de l’ONEE

La publication des résultats du dernier appel d’offres de l’ONEE pour l’acquisition de fioul et de gasoil, ainsi que du rapport de l’ANRE pour le compte de l’année 2023, montre à quel point le pays dépend des énergies fossiles, mais aussi l’impact de ces dernières sur les résultats financiers de l’ONEE, gravement endetté. Elle montre aussi les conséquences du retard pris par le Maroc dans le développement de ses capacités renouvelables et la mise au point de la stratégie gazière.

78% de l’électricité nationale encore carbonée

Tout d’abord, faisons un point sur les chiffres. La part des énergies renouvelables dans la production électrique nationale ne dépasse pas les 21,7% en 2023 contre 18,1% en 2022. Cela veut dire que plus de 78% de l’électricité produite au Maroc est encore carbonée. Et cela indique, comme cela est prévu par les contrats de concession signés par l’ONEE vis-à-vis de ses fournisseurs, que l’Office s’acquitte annuellement de la facture d’achat des combustibles (charbon, gaz), quel que soit le cours de ces matières sur le marché international.

De fait, c’est ce qui, selon une source publique haut placée, creuse le déficit de l’ONEE, avec le maintien des prix élevés des combustibles. Selon notre interlocuteur, effet volume oblige, c’est le charbon qui vient en tête des charges d’exploitation de l’Office, suivi du gaz puis du fioul.

« Le charbon, qui coûtait dans les 85 $/t en moyenne entre 2018 [année de pleine production à la centrale charbon de Safi, ndlr] et 2021, a atteint un pic de 400$/t en 2022 [inflation mondiale et guerre en Ukraine, ndlr], puis est revenu à une moyenne de 180 $ en 2023 et 120-125 $ en 2024.

« Durant cette période, le surcoût matière a coûté à l’ONEE, 41 milliards de DH supplémentaires sans que cela soit suivi d’une augmentation tarifaire de l’électricité », affirme notre source.

Cette augmentation des cours internationaux, qui ne sont pas encore revenus aux niveaux historiques, est doublement pénalisante pour l’ONEE puisque, d’une part, il achète la matière plus cher et, d’autre part, il achète aussi l’électricité auprès de ses fournisseurs plus cher.

Ainsi, alors qu’avant 2022, l’électricité à base de charbon coûtait entre 0,60 et 0,65 DH/kWh, celle-ci coûte aujourd’hui autour de 0,90 DH/kWh pour une électricité vendue autour de 0,81 DH/kWh en moyenne selon les chiffres de l’Office de 2023.

En gros, sur chaque kWh des 27.121 GWh produits de charbon en 2023 (64% de la production électrique nationale), l’ONEE a perdu selon les estimations 10 centimes par kWh.

Dépendance aux capacités de réserve

Cette perte attendue, tout comme celle liée au gaz d’ailleurs, est en lien avec la nature des contrats PPA signés sur le long terme par l’ONEE avec ses fournisseurs. Ceux-ci contiennent au niveau du prix d’achat de l’Office une partie fixe qui concerne essentiellement l’amortissement de l’infrastructure ainsi que la rémunération de la concession alors que la partie variable dépend du cours du combustible. Les capacités de ces centrales comme celles de Safi ou de Jorf Lasfar sont dites, base-load, c’est-à-dire qu’elles tournent quasiment en continu pour assurer l’essentiel de la consommation nationale.

Par opposition, les centrales à fioul sont plus des capacités de réserve qui, en principe, doivent rester à l’arrêt. Ou du moins faut-il arbitrer entre leur fonctionnement et l’interconnexion avec l’Espagne. Ces deux sources d’énergie sont là pour faire face aux périodes de pics de consommation ou encore à des urgences (pannes ou autres) ou à l’intermittence des sources d’énergie renouvelable.

Les capacités de pointe sont aussi particulièrement coûteuses. Pour chaque kWh produit, l’ONEE perd près d’un dirham. Le fuel étant le plus coûteux des carburants bien qu’il représente 3,8% de la production nationale (contre 9,5% en 2022) soit plus de 1622 GWh 2023. Ceci représente une perte sèche de 1,6 MMDH en 2023 et plus de 4 MMDH en 2022 au moment du pic des cours internationaux de pétrole.

Cette dépendance maintenue au fioul, (et accessoirement à l’interconnexion avec le marché européen d’électricité qui a répondu à plus de 5% de la demande nationale en 2023 contre 4,4% en 2022), en plus de son coût, questionne aussi bien sur la planification de capacité alternatives que sur les retards de déploiement de la transition énergétique.

Le gaz manque encore

En effet, les principales stations de fioul sont celles de Mohammédia et Kénitra. Elles sont toutes les deux capables de fonctionner au gaz, tout comme d’ailleurs d’autres plus modestes (Tit Mellil, Tan-Tan, etc.). Or, le retard de la mise en place de la stratégie gazière fait qu’elles ne sont raccordées ni au gazoduc Maroc-Europe qui permet le fonctionnement des stations à gaz de Ain Beni Mathar et Tahaddart, ni à un terminal de regazéification de type flottant, une solution évoquée depuis au moins dix ans maintenant.

Ce retard à des conséquences financières et stratégiques énormes. En effet, au moment où le Maroc a subi le brutal arrêt d’approvisionnement de gaz de la part de son fournisseur historique, l’Algérie, ces centrales de back up ont tourné à plein régime au… fioul ou au diesel. Une situation conjuguée à l’inflation mondiale qui a explosé les comptes de l’Office.

On le voit clairement sur le graphe de l’ANRE avec une subite augmentation de la production d’électricité venant de ces deux sources d’énergies cette année-là, alors que le recours au fioul a progressivement diminué depuis 2017, avec l’entrée en production de la station à charbon de Safi et l’augmentation relative de la part des énergies renouvelables.

On le voit aussi au niveau des chiffres de l’ONEE. La production électrique venant directement des centrales de l’ONEE sur l’ensemble de l’énergie appelée est passée de 21,4% en 2021 à 24,5% en 2022, avant de revenir à 21,4% en 2023, et ce, malgré l’augmentation des capacités renouvelables. On le voit enfin sur ses comptes financiers.

Le lancement de nouveaux appels d’offres pour l’achat de fioul et de gasoil pour les stations dites « peacker » ou de pointe de l’ONEE, montre que ce qui doit être une solution d’urgence et de stabilité du réseau reste encore cette année une solution de base. Et que les surcoûts et risques y afférents vont continuer encore un temps, d’autant plus que la croissance de la demande électrique s’affirme au cours des dernières années, avec une moyenne de 4% annuellement entre 2010 et 2023.

Un constat reconnu par notre source avec des nuances toutefois. « Nous allons continuer à voir une augmentation de la production d’énergie renouvelable sur les prochaines années, avec déjà 25% de la production nationale en 2024 contre 22% en 2023. Et avec l’entrée en fonction des stations solaire Noor Midelt entre 2026 et 2027, ainsi que les capacités éoliennes nouvelles, cette part grandira. L’usage du gaz se développera aussi pour accompagner l’intermittence avec la nouvelle centrale Al Ouahda, ainsi que le raccordement de la centrale Kénitra au réseau gazier à horizon 2026-2027. Mais, il est sûr que le retard du cadre règlementaire concernant le gaz a largement impacté la mise en place de solutions avec ces technologies ».

En l’absence de pluie (hydroélectricité), et avec l’augmentation de la consommation et l’apparition de nouveau besoin comme le dessalement d’eau de mer et des industries plutôt consommatrices d’électricité comme celles des batteries pour voitures électriques, la pression sur le réseau électrique va se maintenir avec des solutions de plus en plus limitées, nécessitant l’accélération de l’installation de nouvelles capacités.

En leur absence, la dépendance au fioul aura encore de beaux jours devant elle et, avec elle, son énorme coût écologique et financier supporté par le contribuable via l’ONEE. Son déficit est estimé en 2024, selon les documents accompagnant la loi de finances 2025, à 7,32 MMDH, malgré près de 11 MMDH injectée entre recapitalisation, avances et dotations par l’Etat octroyées cette année.

Autant de moyens en moins pour décarboner plus rapidement le mix électrique national et investir massivement dans les technologies du futur.

Hydrocarbures : voici les nouveaux entrants dans un marché très convoité

Le nombre des sociétés de distribution des produits pétroliers liquides (PPL) est passé de 19 à 35 à fin septembre 2024, après l’octroi de 16 nouvelles autorisations à de nouveaux opérateurs dans le secteur par le ministère de la Transition énergétique. Ce dernier a également donné son accord de principe pour accréditer huit autres opérateurs.

Cette mesure intervient notamment à la suite d’un rapport du Conseil de la concurrence qui date de 2022, qui avait pointé la concentration élevée du marché du carburant au Maroc.

Ce rapport avait souligné que malgré l’existence de 29 opérateurs sur le marché (en 2022), trois sociétés détenaient à elles seules 54% des parts du marché. Il s’agit d’Afriquia SMDC, Vivo Energy Maroc et TotalEnergie Marketing Maroc.

Ledit rapport avait également déploré le fait que les six premières sociétés du marché réalisent près de 70% des ventes.

Pour faire face à cette problématique, et pour permettre à de nouveaux entrants d’intégrer le marché, le ministère de la Transition énergétique a facilité les conditions d’octroi des autorisations pour la distribution des PPL, ce qui a permis d’allonger, depuis 2022, la liste des distributeurs à 35 sociétés.

Le marché porté par huit grandes sociétés

Contacté par Médias24, Mostafa Labrak, expert en énergie et directeur général de Energysium Consulting, nous dévoile la liste de ces 35 sociétés. Selon nos constats, elle est portée par les huit principales sociétés suivantes :

– Afriquia SMDC (Société marocaine de distribution de carburants), dont la part de marché en volume s’élevait à fin 2021 à 22,8%, contre un chiffre d’affaires de 28,128 milliards de DH, d’après ledit rapport du Conseil de la concurrence. Il s’agit d’une filiale emblématique d’Akwa group Holding, avec une participation de 38%. Rappelons-le, le groupe Akwa agit dans divers secteurs stratégiques comme les carburants, les médias, et l’immobilier. Afriquia SMDC compte plus de 500 stations-service, réparties sur tout le Royaume, couvrant les milieux urbain et rural.

– Vivo energy, qui distribue et commercialise les carburants et lubrifiants de la marque Shell. Cette société détenait, en 2021, une part de marché de 15,3%, avec un chiffre d’affaires de 14,716 MMDH, selon le même rapport. Elle compte environ 420 stations-service au niveau de tout le Royaume.

– Totalenergies Marketing Maroc : présente au Maroc depuis plus de 90 ans, la société est un acteur majeur sur l’ensemble du marché des produits pétroliers. Elle compte plus de 360 stations-service, couvrant plusieurs grandes villes. En 2021, sa part de marché s’élevait à 15,10%, avec un CA de 14,662 MMDH.

– Ola Energy, anciennement OiLibya, est une filiale du groupe Libya Oil Holdings Limited. En 2021, sa part de marché s’élevait à 6,9%, pour un CA de 5,7 MMDH. La société détient également une participation dans la Société marocaine MJ Energy, dont elle a acquis, en 2021, 25% du capital social et des droits de vote. A la suite de cette opération, Ola Energy détient 50% du capital et des droits de vote de MJ Energy.

– Petrom, qui est la filiale la plus importante du Groupe Holsatek, géré par la famille Bouaida. Cette société, qui compte plus de 250 stations-service, opère également dans le sud du Royaume via sa filiale Petrom Sahara, où elle propose aussi un service de livraison de carburant à toutes les entreprises, notamment dans le secteur industriel. En 2021, son CA s’élevait à 8,4 MMDH, avec une part de marché de 11,3%.

– Petromins Oils Maroc : avec une part de marché de 5,2% en 2021, cette société est présente dans les plus grandes villes du Maroc, avec une concentration dans les régions de Beni Mellal et Marrakech.

– Winxo et Ziz, dont le chiffre d’affaires en 2021 s’élevait respectivement à 4,7 MMDH et à 6,2 MMDH, selon le Conseil de la concurrence.

Le reste de la liste est constitué des sociétés suivantes, qui selon nos informations, opèrent pour la majorité dans le milieu rural et qui ne sont de ce fait pas très visibles à l’intérieur des grandes villes : Green Oil (qui compte environ 140 stations-services), Inov Petrole, AM Petroservice, C.P.H.M. (Compagnie pétrolière hispano marocaine), Petro HM, Petro Star (fondée en 2012 à Agadir), BGI Petroleum (présente dans le secteur de la distribution de carburant sous la marque Yoom), S.D.C.C (Société de distribution des carburants et combustibles), BB Energy, Petrofib, Localub, Top Petrol, Cepsa (qui opère au Maroc par le biais de sa joint-venture Atlas Nord Hydrocarbures – ANH avec son partenaire Derhem Holding Group), Salama, Alamia Oil, SOMAP, United, Petrofan, Petrole Sahara, Moove, Petro Big, Apollo, So Petrol, Petrosud, Samir Oil, PNA (Petrole Nord Afrique) et Atlas Sahara.

« Le marché est petit pour supporter autant de sociétés »

Si ces sociétés ont pour but d’élargir l’offre en hydrocarbures au Maroc, arriveront-elles à trouver leur place dans le marché national qui est très compétitif ? Seront-elles rentables ? Et qu’en est-il du marché lui-même ? Est-il capable de supporter autant d’opérateurs ?

« La loi en vigueur permet à toute personne morale de créer une société de distribution si elle est capable d’installer dans un premier temps des stations opérationnelles avec un stockage minimal de 2.000 m3, qu’elles soient louées ou en propre, et d’atteindre durant les deux à trois années qui suivent un réseau d’une trentaine de stations, pour avoir l’autorisation définitive d’exercer », nous explique M. Labrak.

« Ce nombre de stations n’a pas encore été respecté par certaines des sociétés nouvellement créées, qui cherchent toujours à atteindre les 30 stations prévues par la loi », nous répond l’expert.

« Cela s’explique par la difficulté d’obtenir des terrains au niveau des villes. Ces sociétés auront du mal à en trouver, puisque l’investissement revient très cher. C’est pour cette raison qu’elles sont, pour la plupart, présentes dans des zones éloignées des grandes villes, ou dans les zones rurales, qui sont moins chères. ».

« Si celles-ci desserviront des zones qui avaient difficilement accès au carburant, les volumes espérés seront très faibles », souligne notre source, « sans oublier le matériel et l’achat de produits qui reviendront également très chers, le secteur étant assez capitalistique ».

« Ces sociétés ne seront pas compétitives au niveau des prix proposés », ajoute-t-il, « puisque la majorité ne peuvent pas importer directement. Elles s’approvisionnent auprès des grandes sociétés existantes au Maroc depuis des années. Il est toutefois à noter que ce genre de projets demande des retours sur investissement sur le long terme, 5 voire 10 ans. On verra d’ici là si elles seront capables de s’en sortir avec l’instabilité du marché, et à être rentables. Avec les voitures électriques et le gaz naturel, le marché risque d’être bousculé, notamment pour ce qui est des clients B to B« .

« L’avenir nous le dira, et tout dépendra de leurs structures et de leurs charges. Mais il est sûr que la compétition sera rude à long terme, vu les marges très limitées qu’elles peuvent appliquer ».

Et Mostafa Labrak de conclure : « pour ce qui est du marché, il me semble petit pour supporter davantage de sociétés de distribution ».

Carburants : un plaignant sollicite la réouverture du dossier des ententes, le régulateur temporise

La Confédération démocratique du travail n’en démord pas. Le syndicat demande au Conseil de la concurrence la réouverture du dossier sur l’affaire des hydrocarbures, dans le but d’élucider les soupçons d’entente sur le marché des carburants.

Cette demande a été formulée par une lettre adressée le 4 janvier à Ahmed Rahhou, président du Conseil de la concurrence. Elle intervient quelques jours après la publication, au Bulletin officiel, de la refonte du cadre légal régissant la concurrence.

Le dossier avait été enclenché en 2016 par une saisine contentieuse, initiée par le Syndicat national des professionnels du transport, branche de la CDT. Il a été gelé en 2020 après le constat de dysfonctionnements entachant la procédure. Depuis, le régulateur conditionne la réactivation de l’affaire à l’entrée en vigueur des lois relatives à la concurrence.

Selon nos informations, les modalités de la reprise du dossier sont actuellement examinées par le Conseil de la concurrence. Les discussions sont en cours, mais le dossier ne sera rouvert qu’après la publication des décrets d’application assortis à la refonte. Pour l’heure, ces textes réglementaires n’ont pas encore été validés par le gouvernement.

Carburants : “La concurrence par les prix est quasi-inexistante, voire neutralisée” (C. Concurrence)

104 pages d’analyse sur les prix pratiqués sur le marché des carburants pendant cette période d’inflation, marquée par une hausse des prix de vente aux consommateurs quasi-généralisée et qui est susceptible de perturber le fonctionnement concurrentiel des marchés nationaux concernés.

Ce rapport n’est pas en lien avec le dossier des ententes sur le marché des hydrocarbures, pour lequel la décision du Conseil de la concurrence est toujours attendue.

Que dit donc le Conseil de la concurrence ? “La concurrence par les prix sur ces marchés est quasi-inexistante, voire neutralisée.” L’instance dirigée par Ahmed Rahhou conclut que “les marchés du gasoil et de l’essence sont des marchés fortement concentrés aussi bien en amont qu’en aval et ce, malgré l’arrivée de nouveaux opérateurs dont la taille, les moyens et l’origine n’ont pas permis d’insuffler une nouvelle dynamique concurrentielle au sein de ces marchés”.

Le régulateur avance aussi que “la structure et le fonctionnement concurrentiel de ces marchés sont restés pratiquement identiques à ceux hérités de l’époque où les prix étaient fixés par les pouvoirs publics”.

Le Conseil de la concurrence constate “qu’à l’exception de la libéralisation des prix de vente, ces marchés continuent de fonctionner selon le même schéma administratif de régulation, avec le même cadre légal et réglementaire, les mêmes intervenants, presque le même mode de détermination des prix de vente et les mêmes procédures”.

Un statu quo qui pourrait s’expliquer par “le niveau de rentabilité financière très élevé que cette activité permet de générer et qui n’incite pas les opérateurs à une rivalité concurrentielle par les prix sur ces marchés, du moment qu’ils sont assurés, ou presque, de la réalisation de résultats positifs quelle que soit la conjoncture ou le nombre d’opérateurs”.

Pour le Conseil, les constats cités sont confirmés par deux aspects :

– la stagnation des parts de marché avec de légères variations durant les périodes observées ;

– les comportements passifs des opérateurs qui ont neutralisé toute concurrence par les prix de vente.

“Au moment de la baisse des cours internationaux en 2020 et au premier semestre de 2021, il a été constaté que ces opérateurs ont préféré augmenter leurs marges au lieu de chercher à augmenter leurs parts de marché en opérant des baisses significatives de leurs prix de vente.”

Marge brute de distribution : forte hausse en 2020 et 2021

Au cours des années 2020 et 2021, les marges des sociétés de distribution ont connu une forte hausse, dépassant en 2020 la barre des 1 DH/litre chez l’ensemble des opérateurs.

Ces marges ont dépassé les 1,25 DH/litre chez les trois premiers opérateurs du marché (Afriquia SMDC, TotalEnergies Marketing Maroc et Vivo Energy Maroc) et ont même atteint 1,40 DH/litre chez Vivo Energy Maroc, soit environ 15% du prix de vente d’un litre de gasoil, contre seulement une moyenne de 9% pour la période 2018-2021.

Aussi, les marges de 2021, même après avoir diminué par rapport à 2020, restent supérieures de près de 25 centimes/litre à celles constatées en 2018 et 2019.

Il en résulte, selon le Conseil, que les sociétés de distribution ont tiré profit de la forte chute du cours sur le marché international pour augmenter leurs marges. Un constat corroboré par les conclusions de l’analyse sur le niveau de corrélation. En effet, les cotations à l’international en 2020 ont baissé de 1,73 DH/litre, alors que les prix de vente sur le marché national n’ont baissé que de 1,18 DH/litre.

Marge nette sur le gasoil et l’essence

Pour sa part, le niveau de marge nette (gasoil et essence) a oscillé entre un minimum de 0,07 DH/litre et un maximum de 0,68 DH/litre durant la période 2018-2021.

Le résultat net cumulé sur la période 2018-2021, dégagé du segment du gasoil et de l’essence par les sept premiers opérateurs du marché, représente environ 63% de leurs résultats nets toutes activités confondues (soit 10,7 MMDH), alors que le chiffre d’affaires du segment (gasoil et essence) constitue plus de 76% de celui réalisé par ces opérateurs en intégrant toutes leurs activités.

L’analyse par opérateur a conduit à constater l’existence d’écarts significatifs entre leurs marges nettes. En effet, Winxo est la société la plus rentable, enregistrant les meilleures marges nettes, soit 0,37 DH/litre et 0,68 DH/litre, talonné par TotalEnergies Marketing Maroc avec une marge nette entre 0,2 DH/litre à 0,45 DH/litre. A l’inverse, Afriquia SMDC est la société dégageant les marges nettes les plus faibles des sept opérateurs, fluctuant entre un minimum de 0,07 DH/litre en 2021 et un maximum de 0,16 DH/litre en 2019.

Une aide supplémentaire aux transporteurs en août prochain

La valeur de cette nouvelle tranche de soutien sera fixée sur la base des nouveaux prix des carburants qui seront annoncés début août, a précisé le porte-parole du gouvernement, Mustapha Baitas, lors d’un point de presse à l’issue du Conseil de gouvernement tenu ce mercredi 27 juillet.

En mars dernier, le gouvernement avait lancé cette opération de soutien aux professionnels du transport routier suite à la hausse des prix des carburants.

Carburants : l’essence pourrait atteindre les 17 DH dans quelques jours

Comme annoncé, la baisse des prix à la pompe du diesel, observée début juin, sera de courte durée. Les cours des produits raffinés importés au Maroc ont connu d’importantes augmentations au cours des derniers jours.

D’après une source sûre sollicitée par Médias24, « le platts a pris +200 dollars pour le GO (gasoil) et +194 dollars pour le SSP (essence) à date d’aujourd’hui ». La quinzaine n’est pas encore finie. Elle s’achèvera le 10 juin.

Cette hausse sur le marché international est motivée par deux récentes décisions qui l’ont stressé davantage. La première est la décision de l’Union européenne d’étendre les sanctions contre la Russie aux produits énergétiques. La seconde est la réponse timide des pays de l’OPEP+, qui n’ont pas suffisamment augmenté la production.

Après ces annonces, au premier jour de reprise de cotation du platts (31 mai), ce dernier affichait déjà 1.200 dollars. Il avait pris 100 dollars en un jour. Aujourd’hui, la hausse du raffiné se confirme. Il reste à figer son niveau. Pour cela, il faudra attendre encore quelques jours.

En prenant en compte le niveau actuel d’accroissement du cours du raffiné, « l’impact sur le prix à la pompe se situerait dans les environs de 1,50 DH pour le gasoil, considérant la baisse du dollar ». En effet, la parité USD/MAD est passée de 10,16 DH le 12 mai à 9,83 aujourd’hui.

Si les opérateurs appliquent la hausse subie à l’international, le 16 juin, le prix d’un litre de diesel risque de passer à plus de 15 DH, et celui de l’essence à 17 DH.

https://medias24.com/2022/06/01/carburants-le-litre-a-20-dh-un-scenario-desormais-probable/