Enquête. Masen réussira-t-elle à dépasser le legs du passé ?
Avec l’annonce de la perte estimée à 47 millions de dollars par Acwa Power suite à l’avarie constatée dans la centrale Noor Ouarzazate III, les paris sont ouverts au sein du microcosme énergétique national sur les implications de cette annonce. Et l’enjeu n’est pas des moindres. Il s’agit de savoir quel est l’avenir de la centrale solaire de Ouarzazate, qui n’en est pas à son premier couac.
Cette question peut paraître extrême, mais en regardant de plus près les comptes, ou du moins ceux rendus publics, on se rend compte du déficit financier dans lequel se sont embourbées les sociétés de projets qui constituent le « complexe Noor Ouarzazate ».
Des sociétés de projets déficitaires
Ainsi, si l’on prend individuellement les derniers comptes publiés pour l’exercice 2021 au niveau de l’OMPIC, les sociétés de projets Acwa Power Ouarzazate (APO) I, II et III, portant respectivement sur les centrales Noor Ouarzazate I, II et III, affichent toutes des pertes à des degrés divers.
Concernant Noor Ouarzazate IV, basée sur la technologie du photovoltaïque, aucun bilan n’est disponible au greffe depuis son entrée en production en 2019.
Concernant spécifiquement APO III, la société de projet portant la centrale Noor Ouarzazate III, actuellement à l’arrêt, elle a affiché une perte d’exploitation de 239 millions de dirhams en 2021 et de 381 millions en 2020. Ses charges d’exploitation sont ainsi largement supérieures à ses produits. Autrement dit, la centrale revend largement à perte ce qu’elle produit, et ce depuis son démarrage.
Ses charges d’exploitation affichent près de 500 millions de dirhams en 2021 contre 260 millions de produits. En y ajoutant les charges financières, soit 304 millions de dirhams la même année, plus les impôts, on se retrouve avec une perte nette de près de 542 millions de dirhams en 2021. La perte nette en 2020 était de 642,5 millions de dirhams. Avec la dernière annonce d’ACWA Power concernant la perte de 47 millions de dollars pour 2024, la société de projet continue de consommer ses fonds propres … déjà négatifs.
Ainsi, avec la formule standard de calcul des fonds propres, c’est-à-dire le capital social + les réserves légales + les reports à nouveau + le bénéfice/perte de l’exercice, on se retrouve en 2021 avec des fonds propres négatifs de (-) 968 millions de dirhams pour un capital social de 856 millions de dirhams.
Concrètement, cette entreprise, au vu de la loi sur les SA, doit être recapitalisée ou soutenue financièrement par ses actionnaires et ses créanciers ; faute de quoi elle doit être déclarée en cessation de paiement et emprunter la voie de la sauvegarde ou du redressement judiciaire. Il est à signaler qu’elle a déjà été recapitalisée en 2020, puisque son capital est passé de 71 millions de dirhams à 856 millions durant cet exercice.
APO I et II affichent, elles, des résultats d’exploitation positifs mais des résultats nets négatifs ; conséquence de leur endettement et donc de leurs charges financières. Ainsi, APO I affiche en 2022 un résultat d’exploitation positif de près de 2 millions de dirhams, mais un résultat net de (-) 189 millions de dirhams en 2022 contre (-) 148 millions en 2021. Cette situation fait que la société de projet affiche aussi des fonds propres négatifs de (-) 925 millions de dirhams pour un capital social de 35 millions.
APO II n’échappe pas à la règle. En 2022, elle affiche un résultat d’exploitation de 55 millions de dirhams contre un RN de (-) 361 millions de dirhams. Ses fonds propres sont de (-) 473 millions pour un capital social de près de 1,1 milliard de dirhams.
Des productibles en berne
Ces recapitalisations devront être réalisées par Acwa Power, qui détient les sociétés de projets APO à hauteur de 75%, et par Masen Capital (filiale de Masen) qui détient les participations dans les sociétés de projets APO à hauteur de 25%.
Dès lors, la question est la suivante : quelles seraient les conséquences de cette situation pour les centrales construites grâce à une dette garantie par l’Etat marocain à hauteur de plus de 24 milliards de dirhams ?
Réponse de l’une de nos sources proches du dossier : « Les structurations prévues prévoyaient des rentabilités à long terme et pas forcément à court terme. C’est le business model qui a été construit dès le départ. Lorsque l’on regarde les états financiers des IPP, c’est un amortissement linéaire. La sortie au bout de 25 ans fait qu’à ce terme, au niveau des investisseurs, la centrale n’a plus de valeur (puisqu’elle doit être transféré à Masen à l’échéance du contrat) ».
En d’autres termes, pour cette source, ces déficits sont normaux en phase de démarrage de projet, en maximisant les postes de charges, même s’ils n’étaient pas forcément attendus avec une telle ampleur.
Mais en y regardant de plus près, le problème fondamental de ce complexe, c’est que le productible n’est toujours pas à la hauteur du potentiel théorique de ces centrales. Selon les données que nous avons pu nous procurer, très rares sont les années où le complexe a atteint son potentiel de production.
Sur la base des ventes d’électricité des trois centrales solaires thermodynamiques (ou CSP, pour concentrated solar power) entre 2018, l’année où elles ont toutes été productives, et 2022, la moyenne de la performance de ces trois centrales n’a pas dépassé 60% du productible estimé, notamment, par les bailleurs de fonds internationaux qui ont financé le projet.
D’après les rapports d’achèvement de projet publiés sur le site de la Banque africaine de développement (BAD) en 2019 (NOORo I) , 2020 (NOORo II) et 2021 (NOORo III), les productibles estimés étaient respectivement pour chacune des centrales de 500, 699 et 515 GWH, soit un productible total de 1.714 GWH chaque année pour les trois composantes CSP. Or il se trouve que dans le meilleur des cas, l’électricité effectivement vendue par ces centrales était de 1.268 GWH en 2021, soit 74% de performance, avant de chuter à 855 GWH en 2022, soit 50%.
Selon les précisions apportées à Médias24 par une source proche du dossier, cette production a relativement bien performé en 2023, atteignant des niveaux de performance de 105%, 84% et 89% par rapport aux niveaux de performances contractuelles respectivement pour Noor Ouarzazate I, Noor Ouarzazate II et Noor Ouarzazate III avant sa mise à l’arrêt.
Malgré cela, si l’on calcule une moyenne de six ans depuis le démarrage des dernières centrales, la performance opérationnelle du complexe atteint à peine 65% de l’objectif escompté. Ces données expliquent en grande partie les difficultés des sociétés de projets du complexe Noor à être en équilibre d’exploitation ou à générer des chiffres d’affaires à même de les mettre en équilibre.
Cependant, « les niveaux de production aujourd’hui disponibles permettent le paiement de la dette des centrales concernées », assure notre source au fait de la situation financière du complexe.
Une continuité de l’exploitation « préservée et garantie » ?
C’est donc plutôt la rentabilité pour l’actionnaire (ACWA) qui n’est pas encore au rendez-vous.
Et une de nos sources va encore plus loin : selon elle, la documentation contractuelle de chacune des centrales peut atteindre plus d’une centaine de sous-contrats, aussi bien pour le financement, la conception, la mise en place, l’exploitation et la maintenance des centrales.
« Concernant le productible, même si celui-ci n’est pas au rendez-vous, soit pour cause de panne ou de mauvaises conditions climatiques par exemple, il est backé par un contrat d’assurance qui rembourse l’investisseur. Ce remboursement peut ne pas apparaître sur les comptes de la société de projet, mais plutôt chez sa société mère, Acwa Power, en Arabie Saoudite. Il en va de même en cas de panne ou de défaut de construction ou de conception ; les garanties courent toujours. Il y a aussi des assurances pour couvrir le productible contractuel au cas où il y aurait un problème d’ordre climatique ou de pannes », nous explique-t-on.
Notre source donne d’ailleurs en exemple le dernier communiqué d’Acwa Power annonçant la mise à l’arrêt de la centrale et affirmant que la réception finale de l’usine n’a pas encore été accordée aux constructeurs, laissant entendre que ce sont eux qui vont prendre en charge les surcoûts et réparations programmées.
Cette justification signifie-t-elle que la faiblesse de production sera constamment appuyée par un mécanisme assuranciel ? Auquel cas, à quel coût pour le complexe ?
Quoi qu’il en soit, comme nous l’affirme notre source, « la continuité de l’exploitation des centrales sera préservée et garantie ». Elle rappelle que « les projets EnR sont généralement des projets capitalistiques dans lesquels la part de l’investissement est importante au début du cycle de vie du projet et la rentabilité ne peut être jugée que sur le terme de la période d’exploitation. En contrepartie les projets EnR ne sont pas impactés par la volatilité des coûts des intrants (source renouvelable Vs coût du charbon, du gaz etc.). Les résultats d’exploitation de ces sociétés des premières années s’écartent en partie des projections initiales pour des raisons différentes comme la variation d’année en année de la ressource solaire disponible ou le niveau de la performance enregistrée lors de la période de fiabilisation graduelle de ce type d’actifs industriels ».
Il faut savoir que chaque centrale est constituée de plusieurs milliers de miroirs étalés sur plus de 3.000 hectares, qu’il faut aligner parfaitement avec la course du soleil, nettoyer et maintenir, ainsi que des chaudières, des bacs de stockage, des systèmes d’information à optimiser pour maximiser les rendements. Une technologie complexe donc, surtout à cette échelle.
Et les six années déjà écoulées ne semblent pas encore suffisantes pour fiabiliser les centrales NOORo II et III.
NOORo I, quant à elle, a nécessité au total huit années pour atteindre son potentiel théorique. Reste à savoir si cela va durer ou pas.
La situation n’est pas spécifique au Maroc. Elle a trait à la technologie des centrales CSP. Celles-ci poursuivent une logique de gigantisme afin de réduire les coûts de production d’électricité. Plus elles grandissent, plus les infrastructures sont complexes à mettre en place et à fiabiliser, et plus elles requièrent des investissements énormes et de longues périodes d’amortissement, surtout en comparaison au photovoltaïque ou à l’éolien qui ont connu une baisse continue de leurs coûts.
A titre de comparaison, la centrale CSP à tour d’Ivanpah, en Californie, avec ses 386 MW, a coûté 2,2 milliards de dollars. Elle a souffert de performances réelles inférieures aux attentes. Elle n’a atteint que 91% de son objectif après sept ans d’exploitation. Des problèmes techniques tels que les fuites de sels fondus ont aussi été constatés à la centrale à tour solaire de Crescent Dunes dans le Nevada. Un échec largement médiatisé qui a conduit le développeur de la centrale à abandonner son projet d’extension.
« Le constat aujourd’hui est que les centrales CSP, partout au monde, nécessitent plus de temps pour la stabilisation de leur exploitation. Ce temps observé est relativement supérieur comparé à une centrale thermique classique. Cette stabilisation passe par une phase d’alignement étant donné qu’une centrale est composée d’un circuit de plusieurs équipements techniques, tous constituant un procédé industriel », résume un expert énergétique.
Masen, un modèle économique risqué
A ces problématiques de coûts et de rentabilité s’ajoutent d’autres liées au modèle économique, notamment la nécessité du soutien public, que ce soit à travers la garantie des prêts ou en termes de subvention des prix.
C’est le modèle qui a été adopté par NOOR Ouarzazate I, II et III, et partiellement par la centrale Midelt 1 (hybride CSP+PV). Un schéma de financement complexe et qui demande une subvention constante pour maintenir Masen à flot.
Agence publique bénéficiant de la garantie de l’Etat, Masen agit comme un emprunteur souverain. Elle lance les appels d’offres pour les projets à développer en choisissant un consortium de « producteurs indépendants d’énergie » (IPP) sur la base d’un prix d’achat (le fameux PPA). Elle lève ensuite au nom de l’Etat les financements nécessaires pour la réalisation du projet sous forme de dettes auprès des bailleurs de fonds tels que la Banque mondiale, la Banque africaine de développement, l’Agence française de développement, la Banque allemande de développement (KfW), le Fonds Climat des Nations Unies.
Une fois ces accords de financements accordés sur la base d’un niveau de rémunération et de performance, Masen rétrocède ces financements aux sociétés de projets où elle est actionnaire minoritaire (25%), via sa filiale à 100% Masen Capital, comme nous l’affirme une source sûre : « pour les premiers projets du Plan Noor, Masen a levé de la dette concessionnelle, à des conditions avantageuses, et l’a rétrocédée à l’investisseur privé sélectionné pour le développement de chaque Projet. Ces conditions de financement ont également contribué à optimiser les tarifs des Projets. Ce schéma a concerné essentiellement les premiers projets solaires de Masen, ainsi que des projets éoliens portés par l’ONEE ».
Et d’ajouter, « pour ces premiers projets solaires, il fallait optimiser le coût de sortie d’électricité. Les financements concessionnels avaient des taux et des maturités intéressants, et permettaient également de bénéficier de dons… Pour le projet Noor Ouarzazate, Masen a pu bénéficier de plus de 100 millions d’euros de dons ». Les périodes de grâce et de remboursement peuvent atteindre 40 ans.
En contrepartie, cette rétrocession permet à Masen, vis-à-vis du concessionnaire, d’une part de réévaluer à la hausse le taux et les conditions de financement des prêts souverains qu’elle a obtenus, et d’autre part, de facturer aux sociétés de projet une commission de gestion, ce qui lui permet en principe de dégager un petit bénéfice nécessaire à son équilibre financier.
La subvention, elle, permet à Masen de payer le gap, constitué de la différence entre le prix du PPA signé avec les sociétés de projets et le prix de revente à l’ONEE. Cette subvention est censée permettre à Masen de se maintenir en équilibre, voire de dégager de la valeur en cas d’excellence opérationnelle.
« A l’origine, le deal qui a été fixé entre l’ONEE et Masen, c’est que l’ONEE achète l’électricité produite à NOOR Ouarzazate I sur la base du prix de revente de l’ONEE en très haute tension (THT) », nous explique une autre source proche du dossier.
Ce qui fait un prix d’achat de l’électricité compris entre 0,80 et 0,90 dirhams/kwh alors que le coût de production et la base sur laquelle la concession a été accordée à Acwa Power était de 1,62 dirhams/kwh.
La différence entre le prix d’achat d’électricité signé entre Masen et l’ONEE et le prix du PPA devait être prise en charge par Masen lors des premières années d’exploitation sur la base d’un prêt accordé par la Banque internationale pour la reconstruction et le développement (BIRD), une filiale de la Banque mondiale pour subventionner cette perte et ne pas plomber la situation de Masen.
On retrouve d’ailleurs ce schéma dans le deuxième accord de financement signé par Masen et la Banque mondiale en 2014, qui a bénéficié de la garantie de l’Etat marocain.
Selon notre source proche du dossier, « pour les autres centrales, un accord tripartite entre l’Etat, via le ministère des Finances, Masen et l’ONEE a permis de poursuivre sur le schéma d’achat convenu pour la centrale Noor I, avec cette fois-ci la prise en charge par l’Etat du différentiel de prix entre le prix des PPA et le prix de vente réel de Masen à l’ONEE, c’est-à-dire le prix de la THT ».
Or, d’après notre interlocuteur, cet accord n’a pas été honoré par le ministère des Finances, qui n’a pas versé de subventions à Masen. Ce qui a fait que l’ONEE a continué à acheter l’électricité à 50 ou 60% du prix du PPA, et le bilan de Masen continuait à se creuser.
« Le gap entre les prix de vente de Masen et les tarifs des PPA était connu dès le début. Le prêt de la Banque mondiale était censé compenser la différence dans un premier temps, alors que l’abandon des subventions sur les hydrocarbures, notamment le fioul utilisé dans les centrales de l’ONEE, devait prendre le relai et permettre, via la subvention de l’État, d’assurer l’équilibre de Masen », souligne encore notre interlocuteur.
Une autre source tient, quant à elle, à voir le verre à moitié-plein. « Il faut rappeler que la structuration retenue pour le développement des premiers projets NOOR en 2010 a permis d’impulser le développement du solaire dans un contexte où le PV seul était à 0,378 $/kWh, la batterie à plus de 1.000 $/kWh et le CSP à 0,346 $/kWh (source IRENA). Le schéma retenu a ainsi permis d’optimiser le soutien au secteur à travers un processus d’appels d’offres, contrairement à la pratique de Feed In Tarifs qui était d’usage au moment du lancement du programme solaire et qui définissait une subvention fixe qui ne profitait pas des optimisations apportées par la mise en concurrence et qui a montré ses limites dans la majeure partie des pays. A titre d’information, ces subventions ont atteint un montant de 23 milliards d’euros en Allemagne et 8 milliards d’euros en France. Pour Noor Ouarzazate I, ce schéma a permis d’obtenir un tarif compétitif pour Noor Ouarzazate I (160 MW et 3 h de stockage) de 1,42 MAD/kWh (tarif moyen), par rapport au marché de l’époque ».
Le choix politique de la subvention est ainsi largement assumé comme coût d’entrée de cette technologie et de surcroit soutenu par les bailleurs de fonds.
Le pari perdu du CSP
En effet, dans le plan initial, l’utilisation du CSP, bien qu’elle génère des pertes financières prises en charge par une subvention, devait générer à long terme des gains économiques avec la baisse progressive des coûts du CSP à travers une plus grande intégration industrielle locale et une baisse mondiale du coût de cette technologie sur le modèle du photovoltaïque, dont les prix diminuaient annuellement de plus de 13%.
La Banque mondiale et Masen ont ainsi abandonné les principes d’évaluation « classique », de type coûts-avantages, pour se concentrer sur le potentiel du projet, aussi bien au niveau national à travers l’intégration industrielle dans la technologie du CSP, que mondial avec le « bénéfice » de cette technologie encore balbutiante, portant sur sa « contribution à la courbe d’apprentissage au niveau mondial pour la technologie CSP » et devant conduire, in fine, à la baisse de leurs coûts.
En résumé, le financement de cette technologie par la Banque mondiale et par les autres bailleurs de fonds, alors même qu’ils savaient que les projets étaient extrêmement risqués, était justifié par le gain latent au niveau mondial de ce type de centrale et leur potentiel plutôt que pour leur pertinence économique et leur viabilité financière.
>>>>ICI L’INTÉGRALITÉ DU RAPPORT D’ÉVALUATION DES BP DES STATIONS NOOR II ET III.
Toutefois, avec l’entrée en production de NOOR I, ce schéma de subvention financé par un prêt de la BIRD ne semble pas avoir été appliqué. Et le déficit croissant de la station Noor I a fini par rattraper Masen.
Prenant en considération ce gap de prix et la dépendance à la subvention pour maintenir l’équilibre de Masen, l’Etat a opté dès 2016 pour une autre solution afin de viabiliser tout le programme. L’accord entre l’Etat, Masen et l’ONEE, sanctuarisé par :
- la loi 17-16 modifiant et complétant la loi n°57-09 portant création Masen,
- la loi n°38-16 modifiant et complétant l’article 2 du dahir n°1-63-226 de 1963 portant création de l’Office national de l’électricité.
Cet accord consiste à donner l’exclusivité à Masen de développer les capacités d’EnR publiques et de transférer à titre gracieux toutes les centrales d’énergie renouvelable développées, gérées ou concédées par l’ONEE à Masen pour pouvoir baisser le prix du mix électrique de cette dernière ; C’est-à-dire permettre à Masen de profiter de centrales développées par l’ONEE avec des coûts de production inférieurs au solaire à concentration ou largement amortis, comme ceux de l’hydraulique, y compris les barrages, et surtout de l’éolien (notamment le plan des 850 MW dont le PPA entre le concessionnaire et l’ONEE a été signé à 0,3 dh/kwh) et le mélanger avec le prix du solaire à concentration qui coûte beaucoup plus cher, et à la fin revendre à l’ONEE plus ou moins au prix du THT.
« Selon ce schéma, Masen devait pouvoir se retrouver avec un résultat équilibré si ce n’est bénéficiaire », rapporte ainsi notre expert.
Un déficit caché
Toutefois, avec le retard de la mise en place de ce schéma et le non-versement de l’Etat de la subvention, le déficit de Masen continue de se creuser. Il a été estimé par le Conseil économique, social et environnemental (CESE) à plus de 800 millions de dirhams par an. Un chiffre qui semble aujourd’hui bien moins important. Selon une source sûre, le déficit de Masen en 2022 était de l’ordre de 200 millions de dirhams. Au niveau des sources publiques, les comptes de Masen ne sont plus disponibles depuis 2020 auprès du greffe du tribunal.
Une source ayant participé au lancement du programme Noor confirme ce qui précède : « Le déficit généré par l’exploitation des centrales CSP Ouarzazate est une conséquence de l’écart entre le tarif d’achat par Masen de l’énergie produite de chez les sociétés de Projet et le tarif de vente de Masen à l’ONEE, écart qui était nécessaire pour attirer au Maroc les premiers investissements de cette taille lors du lancement du Plan solaire Noor en 2010 sans impacter l’équilibre financier de l’ONE. Cet écart est réduit en partie par des produits financiers générés par ces Projets compte tenu de leur structuration financière. Aujourd’hui, le gap enregistré est moindre que ce qui était prévu, ce gap devrait tendre vers zéro avec la volumétrie induite par les projets ENR à venir. Aujourd’hui, il faudrait plutôt se focaliser sur le développement de nouveaux projets compétitifs pour atteindre cette volumétrie le plus tôt possible tout en accroissant d’avantage la décarbonation du mix électrique et partant la compétitivité de notre économie. »
Pour une autre source proche du dossier, « Masen aujourd’hui est sur une nouvelle trajectoire. Son modèle de départ prévoyait que les projets futurs équilibrent la structure dans sa globalité. Des instruments ont été par ailleurs mis en place par l’Etat et auxquels un recours n’est fait que si nécessaire. L’objectif aujourd’hui devrait être d’optimiser le prix de revient global du kWh et limiter la dépendance énergétique. EnTout en limitant la sollicitation du soutien de l’Etat. Avec les projets en cours de développement aujourd’hui et annoncés (plus de 4300 MW entre solaire et éolien devant entrer en production en 2028) cet équilibre devrait être atteint bientôt ».
Et d’ajouter : « L’optimum pour les finances de Masen est de capitaliser sur l’évolution du marché renouvelable qui est devenu très compétitif par rapport au fossile et de développer de plus en plus de projets rentables. Cette rentabilité viendrait compenser et équilibrer l’ensemble et minimiser le recours à l’Etat pour subventionner et ce, même si c’était prévu initialement. »
En d’autres termes, développer davantage de projets plus rentables pour éponger le déficit généré par les premières centrales CSP et équilibrer les comptes de Masen. Mais quid du prix du mix électrique de Masen qui se positionne comme intermédiaire entre les producteurs et l’ONEE ?
A fin 2023, plus de 41% de la capacité installée dans le mix électrique nationale marocain est de source renouvelable avec un total de près de 4.680 MW de projets opérationnels (16% hydraulique, 18% éolien et 8% solaire) sur un total de plus de 11 GW.
Selon les données dont nous disposons, plus de 4.300 MW sont en développement par Masen (engagé ou en construction) programmés pour une mise en service avant 2028. Il s’agit de pour la partie éolienne de :
– Nassim Repowering Koudia al Baida 100 MW qui est en phase de mise en service
– Nassim Jbel Lahdid 270 MW dont la mise en service est prévue courant l’été 2024.
– Masen a également lancé en Avril 2024, le Programme Nassim Nord 400 MW comprenant l’Extension du parc éolien de Koudia Al Baida pour 150 MW et Nassim Dar Chaoui pour 250 MW d’éolien, tous deux prévus pour 2027.
Pour la partie solaire, il est prévu :
– Le début de la construction des projets NOOR Midelt I (800 MW) et Noor Atlas (290 MW) sera lancé cette année
– Les projets NOOR Midelt II et Noor Midelt III se trouvent en phase avancée d’appel d’offres pour une mise en service prévue en 2026.
Plus de projets pour dépasser les déficits du passé ?
Selon nos informations, ces nouveaux projets ne devront plus se baser ni sur la garantie publique, ni sur la subvention, ni d’ailleurs sur la technologie CSP, une technologie non mature qui a montré ses limites.
« Au lancement des projets Noor Ouarzazate le besoin était d’avoir une capacité électrique d’origine solaire avec stockage pour répondre à la pointe le soir, c’était la technologie CSP qui offrait les conditions les plus intéressantes pour répondre à ce besoin et qui a permis d’atteindre des niveaux de tarif bien en deçà du marché de l’époque. Personne n’anticipait par ailleurs l’amplitude de la baisse des prix qu’a connu la technologie PV, ni celle des batteries observées actuellement. Maintenant les projets Noor Midelt II et Noor Midelt III sont prévus en PV avec batterie. Masen a ainsi suivi l’évolution technologique pour accompagner à la fois l’optimum économique et technologique en lien avec l’évolution du marché. La capacité de stockage prévu à date est plus courte, avec environ 2h afin de couvrir la super pointe du soir [18h à 20h en hiver, 19h à 21h en été ; NDLR] avec des batteries lithium », estime une source sûre.
Pour cette dernière, « l’impulsion initiale était donc nécessaire pour lancer le plan solaire et placer le Maroc sur la carte des pays de référence en matière de développement des énergies renouvelables ».
Encore faut-il que les taux de performance soient atteints rapidement afin de couvrir les déficits passés et les ardoises nées de certains investissements hasardeux, comme Alsolen, filiale française de Masen aujourd’hui en redressement judiciaire.
Après 15 ans d’existence, Masen semble toujours chercher un modèle économique mature à même de répondre à sa mission, en l’occurrence le développement du mix énergétique national afin d’atteindre 52% de capacité en renouvelable à l’horizon 2030.
Une source d’énergie nouvelle au Maroc, et qui comporte plusieurs risques ; économiques, technologiques ou relatifs à la gouvernance. Le pays, en tout cas, a décidé de l’expérimenter afin d’assurer sa souveraineté énergétique et de réduire sa dépendance aux importations d’hydrocarbures.
Un pari qui semble aujourd’hui sur la bonne voie. Reste à savoir à quel prix l’électricité verte produite par cette configuration sera vendue, et surtout quel coût la collectivité va encore supporter et jusqu’à quand, la ressource solaire et foncière étant un bien commun.
