Comment l’ONE se prépare à  la pression de l’été

L’office a demandé aux distributeurs de prévoir des plans de coupure, en cas de besoin GMT+1 peut soulager la courbe de charge, mais la demande est trop forte par rapport à l’offre.
Les industriels refusent de programmer leurs arrêts techniques pendant l’été.

Les responsables de l’Office national de l’électricité (ONE) doivent remercier le ciel pour sa clémence : le temps frais et même les quelques précipitations enregistrées ces dernières semaines ont atténué la pression sur la demande qui commence généralement, à cette période de l’année, à évoluer à la hausse.

L’utilisation (de plus en plus répandue) d’appareils de ventilation est différée de quelques semaines, tandis que les agriculteurs ont recours moins fréquemment au pompage pour arroser leurs cultures.

La situation est donc gérable, pour le moment, et elle est en effet gérée convenablement si l’on exclut l’incident technique qui s’est produit dans une chaudière à la centrale de Jorf, il y a environ un mois, et qui a eu pour conséquence des coupures d’électricité chez les agriculteurs du Souss.

Mais il ne faut pas se leurrer : bientôt, avec l’arrivée des grandes chaleurs, la courbe de consommation va repartir à la hausse. Compte tenu du niveau de l’offre, inférieur même aux prévisions de consommation modérées établies en 1999 et qui tablaient sur une croissance de la demande de 6% (on sait que celle-ci est depuis 2003 de 8-9%), l’ONE se prépare à gérer cette période avec le plus grand soin. Et donc, éventuellement – car il faut envisager tous les scénarios – avec le moins de perturbations possibles. C’est ainsi que l’office a demandé aux distributeurs d’être prêts pour, en cas de nécessité, procéder à des coupures.

«L’ONE nous a même demandé de mettre au point des plans de délestage, afin que, le moment venu, l’impact soit le moins préjudiciable possible», explique un responsable dans une société de distribution. Plus clairement, il s’agira, en cas de nécessité, de couper par paliers, en fonction de l’importance de la zone concernée, afin de soulager le réseau et donc d’éviter un black-out total.

Lui-même également distributeur dans certaines villes (comme Agadir et Oujda), dans les zones périphériques des villes, donc les zones industrielles, et, bien sûr, en milieu rural, l’ONE a lui aussi son propre plan de gestion pour cette période critique qui correspond en gros aux mois de juillet et août au cours desquels la courbe de charge atteint des pics qui, d’année en année, s’exacerbent.

Par exemple, entre le pic de l’été 2006 et celui de l’été 2007, la hausse a été de 476 MW, ce qui correspond à une progression de la demande de 8,9%.

L’éolien ne fonctionne pas en pointe et l’hydraulique est aléatoire
C’est pourquoi l’office a déjà saisi les industriels, gros consommateurs d’électricité, pour leur demander de faire coïncider, dans la mesure du possible, les travaux de maintenance de leurs équipements, donc l’arrêt de leur fonctionnement, avec cette période sensible de juillet/août.

Mais, apparemment, il n’y a pas eu de répondant, chacun excipant de ses contraintes, notamment des impératifs de satisfaction des besoins du marché, comme c’est le cas pour les cimentiers, notamment.

Du coup, si l’ONE se trouve en manque de «jus», comme disent les électriciens, il le prendra forcément ici pour le fournir là, selon un arbitrage qui tiendra compte évidemment de certains paramètres, d’ailleurs en vigueur partout dans le monde.

Par exemple, il coupera une usine ou une exploitation agricole afin de préserver l’essentiel, c’est-à-dire les villes, donc les services publics et les ménages.

Bien sûr, ce sont là des situations extrêmes, mais qui peuvent se produire. Certes, l’instauration de GMT + 1 depuis le 1er juin 2008 aura certainement un impact positif. Les simulations réalisées par l’ONE montrent que cette mesure peut en effet générer un écrêtement de la courbe de charge de 100 à 150 MW. Mais le problème de fond demeure posé : l’offre est insuffisante par rapport à la demande. Le Maroc dispose de 5 300 MW.

En réalité, il ne faut compter vraiment que sur les 3 469 MW que représente le parc de production thermique (les centrales à charbon, au fioul, au gaz naturel et les turbines à gaz, quoique celles-ci restent très onéreuses).

Les 1 262 MW que représentent les installations hydrauliques sont certainement les bienvenus, sauf qu’ils sont aléatoires : non seulement les barrages servent aussi à l’irrigation, mais en cas de sécheresse, la contribution de cette source d’énergie s’amenuise encore plus.

Quant aux 114 MW fournis par l’éolien, ils ne servent pas à grand-chose en période de pointe. Heureusement qu’il y a l’interconnexion (600 MW) qui permet de faire la soudure. Mais même avec celle-ci (qui n’est d’ailleurs pas construite dans ce seul objectif), c’est tout juste si la demande en pointe est satisfaite.

Autrement dit, dans les moments critiques, toutes les installations fonctionnent à flux tendu, il n’y a pas de marge de réserve. Qu’un petit pépin survienne, et c’est le noir ! C’est évidemment une situation intenable pour les gestionnaires du réseau qui sont en permanence sur les nerfs.

C’est pourquoi la construction de centrales électriques s’impose plus que jamais. Beaucoup d’observateurs ne comprennent pas que le projet de Safi traîne en longueur, alors que la reconstitution de la marge ne peut se réaliser sans de nouvelles centrales.

Les pouvoirs publics sont ainsi interpellés, puisque c’est à eux qu’il revient d’arbitrer entre des projets touristiques et la réalisation d’unités de production d’électricité.