~~ieMAP - I-- Maroc Etude sur le developpement institutionnel du secteur de l'énergie Rapport No. 173/95 GG 7 - PROGRAMME CONJOINT PNUD/ BANQUE MONDIALE D'AIDE A LA GESTION DU SECTEUR ENERGETIQUE (ESMAP) OBJECTIF Le Programme eonjoint PNUD/Banque mondiale d'aide à la gestion du secteur énergétique (ESMAP) est un programme mondiale spécial d'assistance technique administré par le Département Industrie et énergie de la Banque mondiale. ESMAP dispense des conseils aux gouvernements sur les stratégies de développement énergétique durable. Créé avec l'appui du PNUD et de 15 bailleurs de fonds publics en 1983, ESMAP se concentre sur les questions de politique et de réforme institutionnelle propres à stimuler l'investissement énergétique, la maitrise de l'énergie, le développement des ressources en gaz naturel, ainsi que les énergies renouvelables, rurales et ménagères. DIRECTION ET OPERATIONS ESMAP est gouverné par un Groupe Consultatif d'ESMAP composé de représentants du PNUD, de la Banque mondiale, des gouvernements et autres institutions soutenant ESMAP financièrement, ainsi que de ressortissants des pays bénéficiant des activités d'ESMAP. Le Groupe Consultatif d'ESMAP est présidé par le Vice Président pour le Développement des secteurs privés et financiers de la banque mondiale. Un Groupe de conseil technique (TAG) composé d'experts indépendants assiste le Groupe Consultatif d'ESMAP pour examiner la stratégie et les orientations du Programme, son plan de travail et d'autres questions. Le personnel d'ESMAP se compose d'ingénieurs, de planificateurs de l'énergie et d'économistes sous 'égide du Département Industrie et énergie de la Banque mondiale. Le Directeur de ce Département exerce aussi les fonctions de Gestionnaire d'ESMAP, responsable direct de l'administration du Programme. FINANCEMENT ESMAP est un effort de coopération appuyé par la Banque mondiale, le PNUD, d'autres institutions des Nations Unies, l'Union européenne. L'Organisation des Etats américains, l'Organization latino-américaine de l'énergie et des bailleurs de fonds publics et privés d'Allemagne, d'Australie, de Belgique, du Canada, du Danemark, des Etats-Unis, de Finlande, de France, d'Irlande, d'Islande, d' Italie, du Japon, de Nouvelle-Zélande, de Norvège, des Pays-Bas, du Portugal, du Royaume-Uni, de Suède, et de Suisse. INFORMATIONS SUPPLEMENTAIRES Une liste complète des projets réalisés par ESMAP est annexé à ce rapport Pour de plus amples informations et des copies des rapports ESMAP contacter: ESMAP c/o Industry and Energy Department, The World Bank 1818 H Street N.W. Washington, D.C. 20433, U.S.A. Courier électronique: hbretaudeau@worldbank.org@internet MAROC ETUDE SUR LE DEVELOPPEMENT INSTITUTIONNEL DU SECTEUR DE L'ENERGIE JUILLET 1995 Division du développement du secteur électrique, de l'efficacité énergétique et des combustibles domestiques Département de l'industrie et de l'énergie Banque Mondiale 1818 H Street, N.W. Washington, D.C. 20433 Le présent document fait l'objet d'une diffusion restreinte. Sa teneur ne peut tre divulgueé sans l'autorisation du Gouvernement, du PNUD ou de la Banque mondiale. Taux de change (Décembre 1993) 1 dollar EU = 9.5 DII Equivalences Bbl Baril de pétrole 0.15899 métre cube =42 US gallons BTU Unité thermale britannîque 0.252 kilocalories= 1.055 kJ GWh Gigawatt/heure 1,000,000 kilowatt-heures(kWh) kg kilogramme 1,000 grammes kcal kilocalorie 4.19 x 10-3MJ = 3.968 BTU km kilomètre 1,000 mètres kV kilovolt 1,000 volts kWh kilowatt/ heure 1,000 Watt/heures m3 mètre cube 1,307 cubic yards MJ megajoules 1OGJ = 103kJ MVA megavolt ampère 1,000 kilowatt ampères MW megawatt 1,000 kilowatts; 1,000 kW MWh megawatt heure 1,000 kilowatt heures 860,00 kcal =0.248 TEP at 34% efficacité thermale TEP Tonne équivalent pétrole 10.2 million kcal = 40.5 million BTU = 42.5 GJ t tonne-métrique 1,000 kilogrammes; 2,204.6 livres lb livre 0.454 kilogrammes 1 litre 1,057 quarts (liquide) Facteurs de Conversion Fuel BbI/Tonne Litre/Tonne GPL 11.60 1,Bâ." Kérosène 7.90 1,235 Essence 8.50 1,350 Gazole 7.30 1,150 Fuel 6.70 1,099 Facteurs de converioen eergédque Fuel GJ = 103MJ/unité Unité physique/Tep Fuel liquide (tonnes): Pétrole brut 42.7 1.00 GPL 45.2 0.94 Kérosène 43.1 0.99 Essence Aviation 43.5 0.98 Essence 44.0 0.97 Gazole 42.3 1.01 Fuel 41.0 1.04 Méthane 33.5 Electricité (MWh) 3.6 (per def.) 4.0 Bois (tonne) 16»1 2.91 Charbon de bois (tonne) 30 1 1.46 il Bois séché à l'air Abbrévistin DH Dirhan GM3 un milliard de mètres cubes GWh Gigawatt /hemure kg Kilogrammes ktop millier de tonnes équivalent kV Kilovolts kW Kilowatt kWh Kilowatt/heme M million Ma mètre cube MM milliard MVA Mega-volt ampère MW Megawatt t tonne métrique tep tonne équivalent pétrole USS dollar E.U. Acronymes AID Association Internationale pour le Développement CDER Centre de Développement des Energies Renouvelables CIPEP Comité Interministériel Permanent des Entreprises Publiques DE Direction de l'énergie EMPL Europe-Maghreb Pipeline Limited/Société Gasoduc Europe-Maghreb ESMAP Energy Sector Management Assistance Programme GME Gasoduc Maghreb-Europe GPL Gaz de pétrole liquéfié MEM Ministère de l'énergie et des mines MIGA Agence Multinationale d'Investissement Garantie OCP Office Chérifien des Phosphates ONAREP Office National de Recherche et d'exploitation Pétrolières ONE Office National de l'Electricité PCE Production concessionnelle de Electricité PIE Producteur Indépendant d' Electricité PNUD Programme des Nations-Unies pour le Développement SAMIR Société Anonyme Marocaine de l'Industrie du Raffinage SCP Société Chérifienne des Pétroles SFI Société Financière Internationale SNPP Société Nationale des Produits Pétroliers SONATRACH Société Nationale dc Transport, Recherche et Production d'Hydrocarbures SODUGAZ Société de Développement et d'Utilisation du Gaz TGCC Turbine à gaz cycle combiné Année Fiscale du 1er Janvier au 31 décembre MAROC ETUDE SUR LE DEVELOPPEMENT INSTITUTIONNEL DU SECTEUR DE L'ENERGIE Table des matiéres SOMMAIRE................................................................. ............ii LE SECTEUR DE L'ELECTRICITE......................................------............................. 1 INTRODUCTION ..............................................................-- ......- - ..... 1 PROBLEMES........................... -...............--....----.......................2 A. Insuffisance de la capacité de production........................................................... 2 B. Investissements privés............................ - - -- ...................-------.......------.-4 C. Prix..................--- ...... .... -... .. .... . .............................................6 D. Autonomie de gestion et incitations............................................................. ... 7 E. Absence d'une coordination appropriée et d'une réglementation prévisible........8 F. Factures impayées.........................................8 OPTIONS ET RECOMMANDATIONS...............................9 A. Mesures à court terme ......................................9 B. Options à long terme .................. ........ ....................------.. . ------............ 10 PLAN D'ACTION ............................................22 A. Mesures spécifiques ......................................22 B. M esures stratégiques .....................................................--....--... -..... -.......... 23 EVOLUTION RECENTE .,..................- ............. ......24 II. LE SECTEUR PETROLIER .......................................25 INTRODUCTION .................. .............. ............25 QUESTIONS ET PROBLEMES.................................................................................. 26 A. Efficacité du secteur...................................................................-.......... ...26 B. Structure du marché......................................26 C. Organisation du secteur.....................................................................................28 D. Prix et taxation du pétrole ...................................29 OPTIONS................................................. ..--......... -..-......34 A. Scénario 1..........................~-- .............. .......35 B. Scénario 2.......................................37 C. Scénario 3 ...............................~.- -....-.-.........39 PLAN D'ACTION ......, ....................................-.......... ........40 A. Mesures spécifiques ...... ................................40 B. Mesures stratégiques ......... .............................42 EVOLUTION RECENTE .............................................43 III. LE SECTEUR DU GAZ NATUREL ..................................45 INTRODUCTION..............................................-45 QUESTIONS ESSENTIELLES ET OPTIONS DE DEVELOPPEMENT DU GAZ NATUREL................................ .-... ...--........-.......45 A. Approche globale pour une énergie nouvelle.................................................45 B. L'approvisionnement du Maroc en gaz naturel................-...-......................50 C. Probièmes institutionnels ..........................-.........54 -2- D. Problèmes économiques .......................................................................................59 E. Prix, tarifs, fiscalité............................................................................................60 PLAN D'ACTION ............................................64 A. Mesures sp.cifiques ......................................................................................... 64 B. Mesures stratégiques ......................................64 EVOLUTION RECENTE ............................................................................................65 IV. EFFICACITE ENERGETIQUE, ENERGIES RENOUVABLES......................................66 ANALYSE DE SITUATION.......................................................................................66 A. Une très forte contrainte énergétique..............................................................66 B. Des enjeux énergétiques décisifs à court et moyen terme..............................67 C. Un prolramme national de maîtrise de l'énergie............................................68 D. Une dynamique certaine des énergies renouvelables........................................70 LES QUESTIONS PRIORITAIRES.............................................................................75 A. Une stratégie d'efficacité énergétique .................................................................75 B. Une programmation énergétique intégrée.......................................................80 RECOMMANDATIONS ORGANISATIONNELLES................................................83 A. Introduction........................................................................ ........83 B. Un pôle fort de programmation énergétique à la Direction de l'Energie ...........83 C. Efficacité énergétique: élargissement de la mission du CDER.................... 86 A N N EX ES .. ............................................ ............... .................. ..............................................90 PREFACE Au début de l'année 1993, le Gouvernement du Maroc a demandé au Programme ESMAP/PNUD/Banque mondiale une assistance technique pour une étude de restructuration et de développement institutionnel du secteur de l'énergie marocain. L'objectif de cette activité est de contribuer à la défnition d'un cadre institutionnel en vue de la réorganisation du secteur de l'énergie. Le but de cette réorganisation est de rendre le secteur plus adapté à la politique de réformes économiques du pays, dans le cadre des mesures en cours de privatisation, de libéralisation du marché, de restructuration du secteur, et aussi en vue de l'introduction future du gaz naturel. Une mission de reconnaissance ESMAP/Banque a visité le Maroc en mars 1993, et s'est mise d'accord avec les pouvoirs publics sur la méthodologie, le progrâmme et le calendrier de travail de cette étude. Il a été convenu que l'étude sera effectuée conjointement par une équipe de la Banque et d'ESMAP, et d'une Task Force du Ministère de lEnergie et des Mines (MEM). La Task Force a été dirigée par Mr. A. Bouhaouli, Conseiller au Cabinet du Ministre. Elle était composée de Mme. A. Haddouche (gaz naturel), Mr. T. Adyci (économie d'énergie), Mr. L. Afsahi (électricité), Mr. S. El Aoufir (produits pétroliers). Mr. R. Filali (juriste, consultant) était responsable de la rédaction du projet de législation gazière. La mission principale ESAMP a visité le Maroc en juin-juillet 1993. Elle était composée de Mr. A. Ferroukhi (chef de mission, IENPD), Mlle E. Battaglini (économiste, IENPD) et Mrs. J.M. Chevalier (économiste de l'énergie, consultant), B. Dutkiewicz (spécialiste du raffinage, consultant), D. Robinson (spécialiste de l'électricité, consultant), B. Laponche (spécialiste de l'efficacité énergétique, consultant), R. Pleasant juriste, consultant). Mrs. C. Khelil, H. Beaussant (IENOG), Mr. J.P. Charpentier (IENPD) et Mr. J. Larrieu (MNIIE) ont apporté leur assistance à la mission. La rédaction du rapport a été réalisée par M.lle Emilia Battaglini avec l'assistance de Mmes Renée Njiki, Linda Walker-Adigwe et Vonica Burroughs. L'étude a été effectuée en trois phases: (1) diagnostic du secteur et analyse des problèmes essentiels; (2) identification des alternatives institutionnelles de réorganisation et de renforcement de l'efficacité du secteur; et (3) sélection des options appropriées au développement du secteur, dans le cadre des réformes économiques. Les résultats préliminaires de l'étude ont été présentés à l'occasion d'un séminaire de trois jours sur "Les perpsectives de développement du secteur de l'énergie au Maroc", organisé conjointement par le MEM et ESMAP/Banque. Il a eu lieu à Rabat du 13 au 15 décembre 1993. Le séminaire a été conçu et préparé dans le but d'inviter les principaux décideurs marocains du secteur àcontribuer à la définition des besoins et des options concernant cette restructuration et à la préparation d'un plan d'action et de mise en oeuvre. Le séminaire a abouti à un large consensus entre les participants, à une série de recommandations qui peuvent servir de cadre de travail au plan d'action du gouvernement. Les conclusions et recommandations du séminaire, dont la plupart ont reçu le soutien de la Banque, ont été inclus dans ce rapport, à la fin de chaque chapitre. Certaines des conclusions et recommandations feront l'objet d'un suivi et, dans certains cas, d'études complémentaires ultérieures. Sur la base des principales conclusions et recommandations de cette étude, les pouvoirs publics ont déjà décidé de mettre en oeuvre la plus part des réformes proposées, en particulier dans des secteurs de l'électricité et pétrolier. Le secteur énergétique connaît une mutation profonde et se trouve à !avant garde du processus de libéralisation et de privatisation. Ce processus atteint les objectifs de la politique énergétique marocaine qui sont la fourniture d'énergie compétitive et l'énergétisation du milieu rural. Dans le secteur de l'électricité, un appel d'offres a été lancé pour l'introduction du producteur indépendant d'électricité. La production concessionnelle d'électricité (PCE) adoptée comme approche par les autorités marocaines, constitue une prémière étape dans la séparation des activités de production, transport et distribution de l'ONE. Dans le secteur pétrolier, l'Etat s'est totalement désengagé de la distribution des produtits pétroliers, qui est, d'ores et déjà assurée par des societés de distribution privées. En outre, il est prévu de procéder prochainement à la privatization totale de la Samir. Concernant les agences de régulation dont la création est recommandée par la Banque mondiale, il y a lieu de signaler qu'une commission a été créée au MEM pour réfléchir sur l'opportunité et l'utilité de créer de telles agences. SOMMAIRE SITATION GENERALE 1. Le Maroc est fortement dépendant de ces importations pétrolières pour couvrir sa demande énergétique. Cette dépendance a un impact large et peu commun sur l'économie du Maroc et sur son environnement; ce qui affecte les échanges extérieurs du pays, sa dette nationale, les revenus du gouvernement et les investissements du budget. Données de base,1992 *Population: 26.2 millions PNB: 28.4 milliards de dollars (Taux de croissance 1980-92:3,8%p.a.) (Taux de croissance 1980-92: 4.0% p.a.) PNB per capita: 1.084 dollars E.U. Consommation énergétique: Importation énergétique: 1.103 10,8 Mtep millions de dollars (15% des Commercial: 7,3 Mtep importations totales) Traditionnel: 3,5 Mtep Ratio de Dépendance énergétique:92% Consommation énergétique uIntensité énergétique Percapita (kgep per capita) (kgep per 1000 $ de PNB) Maroc 278 Maroc 256 Tunisie 567 Tunisie 344 Algérie 614 Algérie 453 Espagne 2409 Espagne 164 France 4034 France 175 Sources: Rapport sur le développement dans le monde 1994 et estimations de la mission. 2. Pendant la décennie 80, les pouvoirs publics se sont efforcés de réduire la dépendance pétrolière du Maroc par le recours à la conversion à d'autres formes d'énergie et au développement des ressources énergétiques nationales. Pendant cette décennie (1991-2000), les pouvoirs publics ont défini une politique énergétique qui s'appuie sur: l'optimisation des conditions d'approvisionnement énergétique et la recherche de stratégies alternatives d'approvisionnement; l'amélioration de la gestion de la demande; la promotion de la participation du secteur privé; la protection de l'environnement. ESMAP recommande que ces efforts soient soutenus par les projets d'études de développement du gaz naturel, de la politique des prix du gaz et de restructuration du secteur de l'énergie. 3. Le processus de libéralisation de l'économie décidé par le gouvernement et soutenu par la Banque mondiale est actuellement en cours d'application. Par 'application de loi sur la libéralisation du commerce extérieur ainsi que des autres mesures, le gouvernement favorise la création d'un environnement propice à encourager l'investissement privé et à accélérer le processus de privatisation. Ces initiatives entranent des changements dans le secteur de l'énergie, particulièrement en ce qui concerne: la réforme du secteur de l'électricité; le système d'approvisionnement du marché pétrolier et la protection de l'industrie du raffinage; la réorganisation de secteur de la distribution des produits pétrolierset, à moyen terme, des entreprises entreprises du secteur (raffineries, ONE,Régies); la disponibilité de nouvelles sources de financement, spécialement privés etextérieurs, pour couvrir les besoins grandissants en investissements du secteur. 4. L'ajustement du secteur de l'énergie au nouvel environnement institutionnel et économique nécessite la prise en compte d'initiatives à la fois à court et à long-terme. A court- terme, le secteur doit aborder et règler les problèmes de délestages et d'inefficacité dans le secteur de l'électricité, aussi bien que les problèmes des prix et du régime de taxation des produits pétroliers. Il s'agit là d'obstacles majeurs à la participation des investissements privés et au développement du secteur en général. Aussi le secteur doit-il rapidement définir le cadre institutionnel dans lequel les investisseurs privés doivent opérer; à moyen-terme, la mise en oeuvre de l'option institutionnelle, la plus appropriée au contexte national dans lequel évolue le secteur, doit être retenue. A long-terme, le secteur doit se pencher sur le développement et l'adoption de l'option la plus efficiente - et au moindre coût - pour couvrir les besoins énergétiques du pays, dans un environnement d'une économie de marché, ouverte sur l'extérieur. LE SECTE-UR DE L'EL-ECCUE Questions Essentielles 5. Le secteur de l'énergie au Maroc a été confronté ces dernières années à de sérieuses difficultés, notamment: coupures et délestages d'électricité; accroissements substantiels des arriérés de paiement et des dettes croisées des entreprises; insuffisance d'autonomie dans gestion des entreprises; absence d'une approche économique prévisible d'ajustement des tarifs et des prix; absence d'un cadre légal clair et d'un système de régulation du secteur, adapté aux changements ayant lieu dans le reste de l'économie. 6. Le Maroc doit faire ainsi face à des prises de décisions difficiles en matière de politique du secteur. Par exemple, comment réaliser l'important programme d'investissement de production d'électricité pour couvrir les besoins grandissants de la demande, dans me période de - iii - transition vers la libéralisation de l'économie; comment maîtriser efficacement cette demande, particulièrement anx périodes de pointe, et offrir un service de qualité suffisante pour ne pas perturber les activités des secteurs de production. A la veille de l'arrivée du gaz naturel, le pays doit aussi saisir les avantages qu représentent cette forme d'énergie à la suite de la construction du gazoduc Maghreb-Europe (GME), reliant l'Algérie à l'Espagne à travers le Maroc. 7. Le gouvernement du Maroc s'est déjà engagé dans un programme importaut de réformes économiques qui favorisent l'investissement privé et la libéralisation. Différentes voies potentielles de réforme existent, certaines plus radicales que d'autres, demandant des changements phs substantiels dans la structure et la régulation du secteur. Des programmes de réformes très radicales, comme celles effectuées par exemple en Angleterre et aux Pays de Galles, supposent des bénéfices plus substantiels à long-terme, mais à un coût aussi substantiel en matière d'efforts nécessaires pour assurer la transition, avec une incertitude quant aux résultats, Des réformes moins radicales - comme par exemple l'introduction de la production indépendante d'électricité tout en gardant la structure du secteur pratiquement inchangée - peut conduire à des résultats plus modestes à long-terme, mais elles sont plus faciles à introduire, et les bénéfices à court-terme sont plus probants. Il est donc essentiel de définir les objectifs et les priorités avec beaucoup de précaution, avant de s'embarquer dans une réforme institutionnelle importante. Options et Recommamdations Mesures à court-terme 8. Appel à la concurrence pour la production privée d'électricité: Il a été recommandé et convenu avec les pouvoirs publics, de faire appel à la concurrence pour sélectionner les futures centrales électriques indépendantes au Maroc, au lieu de négocier directement avec un seul développeur. Il a été aussi recommandé et convenu que les pouvoirs publics commandite une étude qui doit définir les règles et procédures à adopter dans le but d'encourager la production indépendante d'électricité au Maroc. 9. Demande énergâtique: Il a été recommandé que les pouvoirs publics, l'entreprise nationale d'électricité ONE (Office National d'Electricité) et les compagnies régionales de distribution d'électricité (Régies) tiennent compte de la prise de conscience des consommateurs actuellement, face aux coupures et délestages, pour renforcer le rôle du CDER (Centre de Développement des Energies Renouvelables) comme centre de promotion de la maîtrise de la demande d'énergie et d'économie d' énergie. 10. Paiements des arriérés: Récemment, l'introduction d'un nouveau système de paiement, qui impose des pénalités de retard, a été proposé. La mise en oeuvre de ce système est une condition préalable et indispensable à l'amélioration des performances financières des entreprises du secteur. Il est clair qu'il s'agit d'une question de discipline, d'autonomie dans la gestion et de lancement d'initiatives à tous les niveaux des organisations publiques du secteur. Cela suppose bien sûr des réformes institutionnelles fondamentales comme celles proposées dans le Plan d'Action (para. 14). il. Réformes tarifaires: Les pouvoirs publics doivent accorde une attention immédiate à rintroduction d'une structure tarifaire qui reflète les coûts é ý.aomiques, et en particulier, aux mesures à prendre en matière de dissuasion dans la consommation d'électricité -iv - aux périodes de pointes horaires et saisonnières. Les pouvoirs publics ont convenu de mettre à jour l'étude tarifaire au coût marginal à long-terme, y compris la définition d'un système de modulant les tarifs en fonction des périodes de consommation, et d'appliquer, à la suite de cette étude, un nouveau système de niveau et de structure de tarifs. 12. Options_à_longtmnn: Certaines des réformes sectorielles préconisées actuellement - parmi les plus efficaces dans le domaine de l'électricité - proposent la promotion de la concurrence dans l'activité de production d'électricité, parallèlement àl'introduction d'actions d'incitations de régulation dans les autres activités (transport et distribution) où persistent des aspects institutionnels liés à l'existence d'un monopole naturel. Trois modèles structurels possibles d'introduction de la concurrence dans la production d'électricité ont été considérés: Appel à la concurrence pour l'offre de fourniture d'électricité à l'ONE. Appel à la concurrence pour l'offre de fourniture à une Agence d'Achat. Des producteurs d'électricité vendent directement l'électricité aux compagnies de distribution. Il est concevable de retenir de préférence le premier modèle comme première étape dans le cadre d'une libéralisation progressive du système électrique. 13. Les pions de réformes dans la distribution d'élecriit: Les Régies ne jouissent ni d'autonomie dans leur gestion, ni de mesures incitatives suffisantes leur permettant de prendre les décisions à caractère commercial nécessaires. Dans un tel contexte, des options spécifiques au secteur de la distribution, introduisant des réformes à caractère institutionnel et de régulation sont préconisées. Ces réformes concernent les quatre aspects fondamentaux suivants: type de relations entre les activités de distribution et les autres activités du secteur de l'électricité (production et transport), ainsi que les autres activités municipales de service; définition des incitations économiques et de régulation appropriée à une fourniture de service efficace et de qualité; règles de concurrence dans les conditions de "fourniture en détail" aux consommateurs finals; introduction de capital et de gestion privée dans les activités de distribution. Plan d'Action 14. Durant le séminaire qui a eu lieu à Rabat en décembre 1993, un consensus a été atteint entre les parties concernées par la gestion et les opérations du secteur électrique. Des mesures spécifiques ont été proposées pour être appliquées dans le court et le moyen terme et, des mesures stratégiques de restructuration et de réformes du secteur ont été préconisées et devraient être réalisés sur le long-terme. Ces mesures ont été acceptées et ont bénéficié du soutien des participants au séminaire, venant aussi bien du secteur que des administrations présentes, concernées par la réforme du secteur. -v- * soutenir et mettre en oeuvre une solution pour régler au plus tôt les arriérés de paiement dans le secteur; introduire et mettre en application un nouveau système de paiement qui comprend l'inclusion d'une pénalité pour les paiements en retard; ajuster les prix de l'électricité aux coûts économiques pour couvrir le gap existant entre les deux; éliminer la distorsion fiscale, actuellement pénalisant le fuel oeil à l'avantage du charbon importé; soumettre les IPPs (production indépendante) à l'appel d'offre afin d'assurer la concurrence dans la production d'électricité; renforcer les programmes de gestion de la demande de l'ONE. Mesures stratégiques adopter un modèle "progressif" de réformes de structure, sans chocs majeurs, ceci par la restructuration de l'ONE en trois compagnies indépendantes et autonomes - production transport (pooling de 'électricité et planning) et distribution; préparer une nouvelle loi et une nouvelle régulation-Code de l'Electricité -qui définiront les principes et les règles des activités du secteur, avec l'assistance d'experts juridiques nationaux et internationaux; créer une entité indépendante de régulation pour assurer l'application et le suivi de la nouvelle réglementation. Evolution Recente 15. Les autorités marocaines ont entamé récemment un processus global d'élaboration d'un programme de restructuration du secteur de l'électricité. Certaines des mesures concrètes envisagées se fondent sur les recommandations du séminaire de décembre. La stratégie adoptée comprend un certain nombre de mesures invitant le secteur privé dans la génération d'électricité. Le MEM est persuadé que le PIE (c'est à dire la PCE) constitue pour le Maroc la meilleure solution pour répondre à ses besoins d'électricité. Le MEM a demandé l'aide de la Banque pour la mise en oeuvre du programme suivant: séparation ("corporatisation") de l'ONE en trois entités indépendantes; préparation et mise en oeuvre d'un code de l'électricité; préparation des documents pour l'appel d'offre et les contrats d'achat d'électricité pour les producteurs indépendants; mise à jour de l'étude sur les tarifs et application des nouvelles structures et de niveau des prix. Le MEM et l'ONE ont demandé l'assistance de la Banque mondiale pour le fmancement des études concernant la préparation du code de l'électricité, les documents d'appel d'offre et des contrats d'achat et des tarifs. LE SECIEUR PETROLIER Questions Essemtielles 16. Pendant les huit dernières années, le secteur pétrolier, en ce qui concerne ses activités en aval (raffiage et distribution), a fait l'objet d'un examen minutieux et d'analyse dans un effort de le rendre plus efficace et plus compétitif. La question de la compétitivité par rapport au marché international de l'industrie du raffinage constitue encore l'aspect essentiel quand il s'agit de considérer l'efficacité globale de ce secteur. Trois facteurs exogènes influencent la restructuration du secteur: La privatisation, qui est déjà à un stade bien avancé dans le sous secteur de la distribution; La loi de libéralisation du commerce extérieur, qui va affecter l'importation des produits pétroliers; L'introduction du gaz naturel algérien, qui va sérieusement la structure des marchés des produits pétroliers au Maroc. 17. La politique de libéralisation du secteur pétrolier est généralement supportée par les pouvoirs publics et le secteur. L'unanimité n'est pas faite toutefois sur la voie à suivre et le temps nécessaire pour accomplir cette libéralisation. Elle n'est pas faite non plus sur la structure optimale à adopter pour permettre d'assurer un approvisionnement pétrolier au moindre coût du marché, tout en maintenant la sécurité de cet approvisionnement. 18. Les questions essentielles que confrontent le secteur peuvent être résumées comme suit: Une structure du marché caractérisée par des distorsions importantes des prix et des taxes, et des risques potentiels de perturbations sérieuses de cette structure causés par l'introduction du gaz naturel; Lorganisation du secteur: la privatisation a commencé dans la distribution, mais il n'existe pas un plan exhaustif d'optimisation de l'approvisionnement pétrolier national, qui tienne cmpte du futur rôle des deux raffineries locales; Les prix des produits pétroliers et leur taxation: les prix sont contrôlés, leur structure est figée, et le mécanisme de leur taxationest trop lourd. 19. Certaines des recommandations ci-dessous, qui ont été adoptées par le séminaire, font l'objet des observations suivantes. La Banque mondiale considère que le choix le plus efficace pour le pays aurait été le décontrôle des prix sortie raffinerie et la libéralisation des importations. Ceci aurait amené les deux raffineries à entrer en concurrence avec les importations des produits pétroliers, sur la base des prix du marché international, sans restriction à l'importation. En vue de l'élimination des licences d'importation des produits pétroliers, le séminaire a proposé l'établissement d'un système de tarif différentiel entre le pétrole brut et les produits importés pour une période transitoire, et par la suite, des importations et des prix. La Banque suggère que, si cette voie était suivie, le différentiel de tarif imposé aux produits pétroliers soit supprimé progressivement durant la période de transition. Options 20. Les pouvoirs publics s'orientent vers une politique du secteur pétrolier plus libérale et plus ouverte sous l'impulsion des lois sur la privatisation et sur la libéralisation du commerce extérieur. Le stade ultime de libéralisation du secteur, le calendrier de sa mise en oeuvre et les étapes intermédiaires par lesquelles il faut passer, ne sont pas encore bien définies. Trois scénarios ont été envisagés pour tenir compte de 'impact, en termes de bénéfices et de risques, des différentes options de politique de restructuration: Scénario 1: Libéralgiti du secteur ptMlier dans le délai le plus court possible. en conformité avec la mise en oeuvre de la loi sur la libéralisation du commerce extérieur. Ce scénario envisage une libéralisation rapide et extensive du secteur pétrolier marocain, consistant à permettre l'importation et l'exportation sans restriction des produits pétroliers; la non-restriction desprix et des marges, et/ou des distordions dues au système de taxation. Ce scénario aurait îespecté les objectifs immédiats des lois sur le commerce extérieur et sur la privatisation; il aurait établi un système de marché libre où les décisions au niveau de l'offre et de la demande seraient fixées par les prix frontières des produits pétroliers commercialisés. Scénario 2: Décontrôle progressif avec une plus longue période de maintiende la capacité du raffinage national. L'objectif de ce scénario est d'assurer au pays l'approvisionnement en produits pétroliers au moindre coût, basé sur les prix frontière dictés par le marché international. En même temps, cela permettrait le maintien d'une certaine flexibilité de raffinage local, dans des conditions d'efficacité. Ce scénario explore les options d'exploitation et d'investissement, qui doivent être considérées, si la décision est prise de maintenir à long-terme une capacité de raffinage national. Scénario 3: Dérégulation. à la suite d'une période de transition pour permettre à l'industrie de raffinage de s'adapter aux conditions d'un marché ouvert A la concurrence. Ce scénario se situe entre les scénarios 1 et 2, en ce sens que les raffineries sont protégées contre une compétitio, . xcessive pour une période transitoire limitée. Après cette période de transition (trois ans), le secteur du raffinage serait totalement décontrôlé, et serait capable d'opérerefficacement dans un marché ouvert. Plan d'Action 21. Durant le séminaire de décembre 1993, une série de mesures spécifiques et stratégiques ont été recommandées, à la suite des discussions des options présentées ci-dessus. Elimintr les distorsions fiscales entre l'essence et le gasoil en instituant une taxe (vignette) sur le diesel; Adopter une harmonisation fiscale pour tous les combustibles; Introduire le système d'indexation parallèlement à l'application de la loi sur le commerce extérieur; - viii - Etendre la zone off-shore aux produits raffinés et aux profits; Régler la question des droits de douane spécifiques liée aux conventions particulières avec certains pays fournisseurs de pétrole. Mesures statgiques Eliminer graduellement le monopole d' importation; Accorder une période de transition de cinq ans aux raffineries pour leur permettre de s'adapter à un environnement compétitif et non-protégé; Diversifier et intégrer verticalement l'industrie du raffinage en amont et en aval; Etablir unc entité de régulation de la distribution en utilisant la SNPP; Réglementer l'importation, le stockage et la distribution des GPL. Evolution Recente 22. Le gouvernement vise à libéraliser entièrement le secteur pétrolier et à optimiser ainsi, l'approvisionnement du marché pétrolier. La privatisation de la raffinerie de SAMIR est envisagée dans ce cadre global. L'objectif consistera à ouvrir le secteur aux operateurs privés, tant nationaux qu'interationaux. LE SECTEUJR DU J GAZ NAITREL Questions Essentieller et Options 23. L'introduction du gaz naturel au Maroc contribuera à atteindre les objectifs économiques, comme l'accroissement de la compétitivité des industries locales, la stimulation de la croissance économique et l'attrait des investissements étrangers. Pour maximiser ces bénéfices, un certain nombre de questions-clé doivent être réglées. Il s'agit notamment de prendre des décisions à caractère institutionnel, concernant la structure du secteur, son cadre légal et la création d'une autorité de régulation qui supervise les activités de la future industrie gazière. Les pouvoirs publics ont besoin de développer et de réviser continuellement les stratégies du marché, pour faciliter l'expansion économique du système de transport du gaz et d'accroître son utilisation efficace, par les centrales électriques notamment. 24. Les aspects essentiels suivants ont été analysés dans le cadre du développement du gaz naturel: Une approche globale dans le cadre d'une nouvelle politique de l'énergie: l'introduction de quantités importantes de gaz naturel au Maroc entraînera des changements structurels essentiels dans le secteur de l'énergie du pays. Cela implique une substitution et une concurrence inter-énergétique sans précédent. Ces changements entraîneront une plus grande flexibilité du marché énergétique, une diminution de la pollution, la mise en place d'une régulation de l'industrie gazière et de nouvelles formes d'organisation. faudra donc que l'introduction du gaz naturel dans l'économie soigneusement planifié, tenant compte des caractéristiques du gaz naturel et du rôle et de l'impact que cette nouvelle source d'énergie va avoir sur la politique nationale de l'énergie. -ix_ La fourniture du gaz naturel comprend: le gaz de transit, le gaz commercial contractual acheté à l'Algérie, et d'autres sources potentielles de gaz naturel; Les aspects institutionnels: l'organisation de l'industrie gazière dans un environnent de marché ouvert, la législation gazière nécessaire au transport et à la distribution, une autorité chargée de régulation de l'industrie sur le plan économique, administratif et technique; Les aspects économiques: en général et de prix, de tarifs et de taxation en particulier: principes de sprix et de régulation, de régime fiscal, de financement, le risque et de garanties. Plan d'Action 25. Durant le s6minaire, la stratégie suivante ainsi que les mesures spécifiques suivantes ont été recommandées, dans le but de définir le cadre institutionnel, financier, légal et opérationnel pour le développement de l'industrie du gaz au Maroc. MesureS spéiflques Définir les principes de la tarification du gaz qui assure la couverture du coût de (transport et distribution) et une marge de profit raisonnable aux investisseurs, tout en protégeant les intérêts des consommateurs; Assurer un régime fiscal approprié, en prenant en considération l'impact Gle la diversification des combustibles, et l'impact de l'environnement; Promulguer le Code Gazier (en cours de préparation). Mesures stratégique Empêcher le monopole d'état et les abus éventuels liés au pouvoir de monopole; Accorder les concessions de transport par pipeline pour une période limitée; Assurer le libre accès aux conduites de transport; Réguler les tarifs et les prix; Etablir une entité de régulation financée éventuellement par l'industrie gazière; Organiser un programme de formation du personnel marocain dans l'industrie gazière. Evolution Recente 26. Le projet du Code gazier vient d'être terminé et sera ,entôt soumis à l'approbation du Gouvernement. A la suite de son étude institutionnelle, l'taidAP a entrepris une étude sur les tarifs du gaz, avec la participation active de la Task Force et du personnel de la SNPP. Le MEM est favorable à la participation de la Banque mondiale au financement du réseau national de gaz qui devrait être construit conjointement avec les partenaires privés, après la construction du gazoduc Maghreb-Europe (GME). Conformément aux conclusions de l'étude de l'ESMAP sur le développement du gaz (Phase 11), le MEM tient à promouvoir l'utilisation du gaz dans le secteur industriel. Le développement escompté de la future industrie du gaz implique l'approvisionnement de ce produit aux installations industrielles, le long du principal axe économique:Kenitra-Mohammedia-Casablanca. EFFICACITE ENERGETIUE ENERGIES NOUVELLES ETBENOVELBLSâm PLANEFICATIN ENERETIU Questions Essentielles 27. La production d'énergie du Maroc n'est pas suffisante pour couvrir les besoins du marché national, constituant ainsi une entrave majeure au développement économique et social du pays. Les contraintes économiques et politiques de la dépendance énergétique du pays se combinent aux contraintes sociales et environnementales. Ces contraintes, ainsi que la difficulté grandissante de gérer le système énergétique (offre et demande) durant une péripde de transition et un futur énergétique incertain, peuvent transformer en crises potentielles la situation critique actuelle caractérisée par: Des coupures et des délestages de l'électricité (tel que mentionné plus haut), avec des répercussions sévères sur la production économique; Un déficit du bois de feu, avec ses conséquences environnementales, qui souligne l'importance des questions (sur le plan économique, social, et politique) liées à l'électrification rurale et, en général, à l'approvisionnement en énergie des communautés rurales; La crise potentielle pouvant débouchant sur une croissance rapide et incontrôlée de la consommation des GPL (seule alternative à la consommation du bois de feu et la préservation de la forêt). 28. Dans le but d'arriver à un équilibre de l'offre et de la demande d'énergie, tout le monde est conscient de la nécessité de: Améliorer l'efficacité des utilisations énergétiques; Développer les sources d'énergie nouvelles et renouvelables, aussi bien dans le secteur des "nouvelles énergies" (comme l'énergie solaire, photovoltaïque, éolienne, et microcentrales hydraulique) qui sont particulièrement utiles dans la décentralisation de l'électrification, aussi bien que dans l'utilisation de la biomasse, par des techniques plus modernes et plus efficaces. 29. Les questions essentielles sur lesquelles le secteur doit se pencher dans sa stratégie globale concernent: L'insuffisance de l'offre énergétique: le pays a des ressources naturelles limitées et une consommation énergétique déséquilibrée; Un potentiel d'énergies nouvelles et renouvelables considérable; Une utilisation inefficace de l'énergie, particulièrement dans les zones urbaines et dans l'industrie; Des moyens insuffisants pour une gestion efficace de la demande d'énergie (DSM); L'absence d'une planification énergétique intégrée. - xi Recommandations 30. La politique suivie par les pouvoirs publics, encourage une plus grande autonomie institutionnelle, une plus grande compétition, l'ouverture des marchés et une plus grande implication du secteur privé. Dans ce cadre, le pays peut et doit créer les conditions appropriées pour poursuivre les efforts, d'une manière plus soutenue, en matière de développement des mesures d'efficacité énergétique et des énergies renouvelables. Ceci implique en particulier qu'il faut davantage stimuler la participation des agents économiques à ces efforts, et limiter l'intervention du secteur public dans ces activités. Deux modifications à la situation actuelle facilitera la réalisation de cet objectif: un nucléus solide de planification énergétique devra être crée au sein de la Direction de l'Energie, ceci afin que les pouvoirs publics puissent avoir accès à tous les éléments essentiels au développement de politique énergétique; Le CDER devra être clairement chargé de la responsabilité de promotion et d'incitations dans le domaine de l'efficacité énergétique, parallèlement à sa mission de développement des énergies renouvelables. 31. Ces modifications sont fondamentales pour procurer une nouvelle dynamique au sein du secteur, sans nécessiter une modification complète de la structure organisationnelle actuelle. En fait, il s'agit de l'extension logique des activités passées exercées par la Direction de l'Energie. Ces dispositions démontrent la volonté des pouvoirs publics d'aller de l'avant concrètement dans les domaines de l'efficacité énergétique et du développement des énergies renouvelables. 32. Les actions, adoptées actuellement, dans le domaine de la maîtrise de la demande ne représentent en fait que des mesures à court-terme, destinées à "gérer" la pénurie en imposant des réductions de la consommation et des coupures d'électricité. L'obstacle immédiat causé par la pénurie d'électricité renforce la nécessité d'actions étudiées qui ont pour but d'améliorer l'efficacité globale au niveau de l'utilisation de l'électricité. Ces actions devront être étudiées, non seulement dans le but d'atténuer les effets immédiats de la crise, mais de tracer les fondations d'une conversion à long-terme à l'efficacité dans tous les secteurs consommant de l'électricité. Une plus grande attention doit être apportée aussi au niveau de l'efficacité en amont des actions sur la demande, là où il est absolument vital de développer une production autonome de la production dans les industries-clé (raffinage, sucreries) grâce à la cogénération. Etant donné l'urgence de la situation actuelle, il est essentiel que les pouvoirs publics prennent des décisions en vue de: procéder rapidement à un inventaire de la disponibilité des ressources au niveau de l'offre énergétique; fixer un prix d'achat de l'électricité par l'ONE à des conditions favorables, auprès des auto-producteurs; * faire prendre en charge par l'ONE les dépenses d'investissement nécessaires à la réalisation de connections avec les auto-producteurs, dans les limites techniques appropriées. Maroc - Strategle du Secteur de l'Energle RESTRUCTURATION DU *CADRE LEGAL SCERD 'NRI RESTRUCTURATION SECTEUR DE L'ENERGIE RESTRUCTURATION DU SECTEUR DU RAFFINAGE eDEREGULATION CADRE LEGAL SECTEUR ELECTRICITE PRIX DU GAZ -OI GAZ PETROLIER STRUCTURE DE L'INDUSTRIE EXPANSION AU MOINDRE COUT IMPACT SUR LE RAFFINAGE PLAN DE DEVELOPPEMENT GAZIER . LE SECTEUR DE L'ELECTRICITE INTRODUCTIQN 1.1 L'étude des arrangements institutionnels du secteur de l'électricité au Maroc est d'actualité, compte tenu des sérieux problèmes auxquels ce pays est confronté, notamment : Les déficits graves de production dont on prévoit qu'ils doivent se prolonger jusqu'à la fin de 1994 et qui sont révélateurs des problèmes de planification des investissements et des contraintes financières. Une accumulation substantielle et généralisée d'arriérés de paiement et de recouvrement qui met les entreprises du secteur dans une situation fmancière difficile. Un manque d'autonomie par rapport aux ministères de tutelle, ce qui conduit à des ingérences politiques et décourage les initiatives des équipes de direction. L'absence de concurrence entre les entreprises du secteur qui ont donc moins intérêt à rechercher l'efficacité. Un manque de coordination entre les entreprises du secteur, en particulier entre l'Office national de l'électricité (ONE) qui détient le monopole de la production et les régies municipales de distribution. L'absence d'une politique de tarification économiquement saine et prévisible; les tarifs ne reflètent pas convenablement les coûts économiques et n'évoluent pas en fonction de l'inflation et du fioul. L'absence d'une législation et d'une réglementation claires avec, au contraire, des contrôles compliqués, ministériels ou autrts, qui se chevauchent et diffèrent suivant les entreprises administrées. 1.2 En outre, le Maroc est confronté à des décisions politiques difficiles au sujet, par exemple, de la façon de réaliser le grand programme d'investissement nécessaire pour répondre à la demande d'électricité prévue, de la façon de maîtriser la croissance de la demande en particulier aux périodes de pointe, et de la façon de tirer parti du gaz naturel amené par le gazoduc Algérie-Maroc-Espagne (GME) nouvellement construit. 1.3 Le Gouvernement s'est déjà lancé dans des réformes économiques plus larges et a annoncé des mesures de libéralisation qui favorisent les investissements privés. Ses représentants ont indiqué publiquement leur appui aux investissements privés dans la production d'électricité. Pour mobiliser des fonds privés, les investisseurs, étrangers ou nationaux, ont besoin qu'un rendement suffisant leur soit adéquatement garanti. La meilleure garantie consiste à établir une structure telle que: les entreprises puissent fonctionner efficacement sur une base commerciale; les abonnés payent un prix suffisant pour couvrir les coûts des nouveaux investissements; des incitations soient en place pour encourager la construction et l'exploitation -2- efficaces de nouvelles centrales de production, lignes de transport et réseaux de distribution; et que l'industrie puisse profiter des économies réalisées aux niveaux de la consommation de combustible et de l'efficacité de la conduite des réseaux (utilisation prioritaire des moyens les plus efficaces) ainsi que grâce à leur interconnexion. Pour que ces objectifs puissent être atteints, il faut qu'un cadre législatif et réglementaire approprié soit en place. 1.4 Les réformes peuvent suivre de nombreuses voies différentes, certaines plus radicales que d'autres, et réclamer des changements plus ou moins importants de la structure et de la réglementation du secteur. En général, les programmes les plus radicaux, tel celui appliqué en Angleterre et au Pays de Galles, offrent des avantages plus substantiels à long terme mais à un coût potentiel notable au plan des efforts nécessaires pour réaliser la transition, et avec des incertitudes quant aux résultats. Les réformes les moins radicales, par exemple celles qui font appel à la mise en place de moyens de production indépendants en laissant la structure fondamentale essentiellement inchangée, sont moins prometteuses à long terme mais plus faciles à réaliser et produisent à Iourt terme des avantages plus certains. En conséquence, il est essentiel de définir soigneusement les objectifs et priorités avant de se lancer dans une réforme des institutions. 1.5 Ce chapitre analyse les problèmes les plus importants auxquels le secteur de l'électricité est confronté actuellement; cela concerne les réformes structurelles, législatives et réglementz.ires nécessaires ainsi qu'un plan d'action de développement du secteur. Les principales caractéristiques du secteur de l'électricité au Maroc et ses tendances sont présentées dans l'Annexe 1. PROBLEMES 1.6 Les principaux problèmes auxquels le secteur de l'électricité doit faire face sont: insuffisance de la capacité de production a promotion des investissements privés a niveau et structure des prix autonomie de gestion et incitations absence de coordination et de réglementation a factures impayées. A. Insuffisance de la capacité de production 1.7 Les raisons du manque de capacité (dont on prévoit qu'il doit continuer jusqu'à la fin de 1994) se trouvent surtout du côté de l'offre, bien qu'il y ait aussi certains rapports avec la demande. 1.8 Du côté de l'offre, les modèles de planification de l'ONE avait pris comme hypothèse de base un cycle hydrologique qui s'est avéré trop optimiste; en fait, le Maroc a connu 12 années de temps sec, alors que l'hypothèse de planification prévoyait un mélange d'années sèches et d'années humides. En conséquence, à certains moments, la capacité hydro-électrique effective n'a été que de 60 MW, alors que les modèles de planification prévoyaient que le minimum serait de 315 MW (en année sèche). Ces hypothèses sont en cours de révision. Si les résultats de la nouvelle étude conduisent à réduire les prévisions de capacité hydro-électrique minimum garantie, cola aura des conséquences importantes sur la taille des besoins futurs de capacité et sur l'équilibre à réaliser entre les investissements hydro-électriques et thermiques. On sera alors conduit à relever les estimations des investissements nécessaires pour les années à venir. TABLEAU 1.1 CAPACITES ET PRODUCTION HYDRO-ELECTRIQUES DE L'ONE 1980-91 HYDRO-ELECTRICITE PRODUCTION ANNEE CAPACITE PRODUCTION HYDRO- MW GWh ELECTRIQUE % DU TOTAL 1980 604 1,515 31.8 1981 604 1,024 20.0 1982 604 573 10.5 1983 604 481 8.2 1984 604 367 6.0 1985 610 486 7.5 1986 610 643 9.3 1987 616 825 11.3 1988 616 936 12.1 1989 616 1,157 14.1 1990 616 1,220 13.8 1991 616 1,266 13.5 Source: Banque mondiale, Second projet d'électrification rurale, Rapport d'évaluation No 3262-MOR du 30 août 1990; ONE, Rapports d'activité de 1990 et 1991. 1.9 Toujours en ce qui concerne l'offre, il y a eu de longs retards de mise en service des nouvelles centrales. C'est le cas, par exemple, avec Matmata (240 MW) qui n'entrera en service qu'au second semestre de 1994 au lieu de la fin de 1992. Ces retards sont dus, en grande partie, au type de financement: en effet, avec. les crédits bilatéraux, le processus d'approbation est beaucoup plus long (en particulier dans le pays donateur) qu'avec les crédits fournisseurs ordinaires. Par contre, leur coût est très bas (10 ans de différé d'amortissement, remboursement en 20 ans, taux d'intérêt de 1,5 %) surtout si on les compae aux crédits fournisseurs (remboursement en 10 ans et taux d'intérêt de 8 à 10 %) ce qui explique pourquoi le Ministère des finances préfère que l'ONE s'appuie sur des crédits bilatéraux pour financer ses investissements. Ici, le problème n'est donc pas simplement celui des délais mais plutôt celui de la faible autonomie financière de l'ONE. 1.10 Par suite de ces délais ou retards et du problème de la planification de l'équipement hydro-électrique, les centrales en service ont été menées plus durement qu'il n'aurait été souhaitable et, en conséquence, il y a eu de sérieux problèmes de disponibilité. Par exemple, les turbines à gaz (normalement conçues pour tourner au floul pendant de courtes périodes) ont tourné en continu comme s'il s'agissait de centrales de base. Le temps a donc manqué pour effectuer les opérations quotidiennes d'entretien (qui consistent à nettoyer les -4- résidus de fioul lourd dans les turbines), ce qui a entraîné des pannes. On s'est alors trouvé en face d'un cercle vicieux suivant lequel le manque de capacité disponible a conduit à ajourner les opérations d'entretien, ce qui, à son tour, a conduit à une nouvelle réduction de la capacité disponible. Il est difficile d'imputer ce problème à une mauvaise gestion technique de l'équipement. Il est clair que les coupures ou les pannes sont en rapport avec les problèmes plus larges de planification et de financement que nous avons évoqués plus haut et qui sont à l'origine d'un usage trop intensif de l'équipement thermique. 1.11 En ce qui concerne la demande, la croissance a été d'environ 7 % par an au cours des dix dernières années et il n'y a eu pratiquement aucun effort systématique pour la réduire, par exemple en décourageant la consommation aux périodes de pointe à l'aide d'une structure appropriée des tarifs, ou en encourageant une utilisation plus efficace de l'énergie à l'aide de programmes visant à la conserver (meilleure isolation thermique des réfrigérateurs, emploi de lampes à faible consommation pour l'éclairage public, etc.) 1.12 A court terme, les mesures prises pour pallier la pénurie d'électricité visent soit à réduire la demande, soit à augmenter l'offre. Ainsi, en ce qui concerne la demande, l'ONE et les régies procèdent à des coupures de courant qui touchent souvent des zones industrielles tout entières, arrêtent les programmes de télévision de 14 à 18 heures, réduisent l'éclairage public, etc. Ces mesures ont plutôt pour effet de restreindre l'offre que d'encourager l'utilisation plus efficace et la conservation de l'énergie. Les coupures sont très coûteuses pour le pays en termes de production industrielle perdue et elles sont aussi très gênantes. 1.13 En ce qui concerne l'offre, la principale mesure (hormis l'usage plus intensif de l'équipement existant) a consisté à commander six turbines à gaz qui doivent être installées àTétouan (3 x 33) et Tit Mellil (3 x 33) et doivent entrer en service au début de 1994. La possibilité d'ajouter 3 x 33 MW à Casablanca a été considérée par l'ONE. 1.14 La question de loin la plus importante consiste à savoir quels enseignements il convient de tirer de cette pénurie d'électricité et quelles mesures à long terme il faut prendre pour éviter de se retrouver dans une même situation à l'avenir. Nous avons déjà mentionné trois points essentiels qui méritent sérieusement l'attention. Ce sont: a) la révision du plan d'investissement marocain pour tenir compte du fait que la contribution « garantie » des centrales hydro.électriques est inférieure aux prévisions; b) la nécessité de donner à l'ONE une plus grande autonomie de gestion et de le rendre responsable de la planification et du financemnent des investissements; et c) la nécessité de mettre en oeuvre des mesures visant à ralentir la croissance de la demande en pointe. B. Investissements privés 1.15 Ici, les principaux problèmes concernent l'encouragement des investissements privés et les modifications à apporter au système de planification ainsi qu'au cadre institutionnel et juridique pour les faciliter, 1.16 Actuellement, l'ONE a, juridiquement, le monopole de la production au dessus de 300 kW bien que les producteurs autonomes comptent pour environ 12 % dans la production totale. Les instances politiques se sont engagées à permettre désormais, et même à encourager, la production d'électricité par des opérateurs indépendants. Les difficultés financières sont parmi les raisons les plus importantes de l'intérêt considérable porté par le Gouvernement à l'idée de faire appel à des investissements privés pour la production d'électricité. Une autre raison est que les investissements privés peuvent encourager le secteur de l'électricité marocain à se montrer plus efficace et plus dynamique. En se basant sur ce qui s'est passé dans d'autres pays, il semble probable que les avantages des investissements privés seront maximums si on encourage simultanément la concurrence (appels d'offres pour la construction des nouveaux équipements, par exemple). 1.17 Plusieurs arguments ont été présentés à l'encontre des investissements privés. L'un d'eux consiste à dire que le coût et le prix de l'électricité monteront parce que les investisseurs privés doivent faire des bénéfices, ce qui n'est pas le cas pour 'ONE. Les constatations faites dans de nombreux pays suggèrent que la combinaison de la concurrence et des investissements privés entraîne, en fait, un abaissement des prix. En tous cas, si un investissement privé ne se montre pas économiquement viable, la concurrence ouverte (et loyale) avec l'ONE devrait le révéler. Nous ne croyons pas non plus l'argument selon lequel les investisseurs privés ne réagiront pas d'une manière effective aux urgences ou aux ordres du centre de conduite du réseau, bien qu'il soit exact qu'ils veuillent que leurs obligations contractuelles soient clairement spécifiées et leurs services payés en conséquence. Finalement, nous pensons que l'argument suivant lequel l'ONE est handicapé par de lourdes obligations en tant que service public (par rapport aux investisseurs privés potentiels) et par les nombreuses taxes qu'il paye à l'Etat n'est pas valable. Nous pensons que l'ONE doit être traité sur la même base que les producteurs indépendants et doit voir l'introduction du capital privé dans le secteur comme une occasion d'obtenir pour lui-même une plus grande autonomie financière et administrative qui lui permettra de concurrencer effectivement les investisseurs privés, ou même d'en faire partie. Il est important également que l'Etat reconnaisse que les producteurs privés indépendants ne lui procureront peut-être pas autant de revenus fiscaux que l'ONE actuellement (par exemple, dans le cas où les droits de douane ne s'appliqueraient pas aux investisseurs privés, comme prévu originalement). Néanmoins, notre conclusion est que les investissements privés peuvent apporter une contribution importante au secteur de l'électricité marocain, en particulier s'ils sont accompagnés par un climat concurrentiel qui oblige les divers opérateurs à prouver qu'ils sont réellement plus efficaces. 1.18 Il y a deux sortes d'investissements privés envisagés actuellement. Le premier concerne la coproduction et l'autoproduction par les grandes industries. Actuellement, l'autoproduction représente environ 12 % de la production totale d'électricité du pays mais les quantités d'électricité vendues aux réseaux publics sont négligeables. En ce qui concerne la coproduction, sa part est insignifiante. La question est de savoir si les investissements de ce type peuvent et doivent être stimulés, par exemple en relevant le prix d'achat de l'électricité fournie au réseau ou en prévoyant d'autres incitations. Les avantages de ces investissements additionnels, par exemple pour combler les déficits actuels d'électricité et pour réduire les difficultés financières de l'ONE, doivent être évalués par rapport au risque d'encourager des solutions chères et économiquement injustifiées. L'une des façon d'évaluer les coûts et avantages consiste à inclure explicitement l'autoproduction et la coproduction dans les appels d'offres puis à examiner les prix proposés par les différents opérateurs. 1.19 Le potentiel le plus important se trouve du côté des producteurs indépendants capables de construire de grandes centrales thermiques conventionnelles ou des centrales à turbines à gaz à cycle combiné. En principe, l'investisseur privé réunit lui-même les financements nécessaires au projet sur la base des rentrées attendues de la vente de l'électricité à l'ONE au titre d'un contrat à long terme. Actuellement, l'ONE et son ministère de tutelle -6- (Ministère de l'énergie et des mines) envisagent une opération conjointe portant sur un investissement dans une centrale àturbines à gaz à cycle combiné (centrale TGCC) de 350 à 450 MW, avec comme partenaires l'ONE, 'ENDESA (Espagne) et l'EdF (France). Cet investissement serait de l'ordre de 400 à500 millions de dollars et seraitefinancé à 80 % par l'emprunt et à 20 % par des capitaux propres. Les participations en capitaux propres seraient de 10 % pour l'ONE et 45 % pour l'EdF et l'ENDESA. 1.20 L'une des questions les plus importantes soulevées par Pinitiative du Gouvernement dans sa recherche d'investissements privés consiste à déterminer quels sont les arrangements institutionnels qui présentent le maximum d'avantages. Sur quelle base faut-il choisir les investisseurs? Qui les choisira s'il y a plusieurs solutions? Sur quelle base leurs investissements seront-ils rémunérés? Faut-il restructurer complètement le secteur de l'électricité ou simplement réviser la législation pour permettre et encourager ces investissements? Toutes ces questions, et d'autres encore, doivent recevoir une réponse avant que des décisions puissent être prises en ce qui concerne la place future des investissements privés dans le secteur de l'électricité au Maroc. Nous en examinerons quelques unes plus loin dans ce chapitre. 1.21 Finaïement, nous avons évoqué un problème à propos du plan de développement existant. Il est important de reconnaître que les nouveaux producteurs offriront peut-être de fournir de l'électricité à des prix qui rendront les plans précédents périmés. Par exemple, si ces producteurs indépendants peuvent construire des centrales TGCC capables de fournir l'électricité à des prix très inférieurs aux coûts admis comme hypothèse au moment de la préparation des plans de développement, il y aura de bonnes raisons pour envisager d'orienter le développement vers ce type de centrale, aux dépens des autres types. Ainsi, l'introduction d'un système d'appels d'offres mettant en concurrence les divers producteurs indépendants fera apparaître des informations qui pourront remettre en cause les investissements prévus précédemment. Ce processus engendrera des incertitudes au niveau de l'ONE et des organismes prêteurs. En conséquence, les réformes du secteur doivent être mises en place avec précaution de manière àne pas mettre en danger les engagements de crédit acquis tout en permettant de modifier éventuellement les plans pour tenir compte des informations nouvelles concernant le coût des autres moyens de production possibles indiqués par les offres concurrentes. C. Prix 1.22 Les tarifs abonnés sont fixés avec des préoccupations sociales et politiques à l'esprit. Ils ne reflètent donc pas les coûts économiques de la fourniture de l'électricité à certaines catégories d'abonnés. Ce qui explique pourquoi il y a des tarifs nationaux uniformes et pourquoi le système favorise les abonnés résidentiels. Bien que des tarifs nationaux uniformes soient appliqués également dans beaucoup d'autres pays, ils entraînent généralement certains coûts économiques. Tout en acceptant ces coûts, on peut quand même introduire un bon nombre de réformes. 1.23 Electricité de France (EdF) a procédé à une étude des tarifs abonnés et des tarifs de gros au Maroc. Cette étude recommande de réformer la structure des tarifs, tout en gardant leur caractère d'uniformité; parmi les réformes proposées, on peut citer: l'introduction d'un tarif en deux parties pour les abonnés basse tension (abonnés résidentiels, par exemple); -7- 'introduction, pour tous les abonnés, d'une modulation des prix suivant l'heure ou la saison (division du jour en trois périodes différentes avec tarif heures de pointe et tarif heures creuses, tarifs saisonniers pour les abonnés haute tension, etc.); redevance fixe liée à la puissance offerte par la ligne installée et prix du kWh lié au facteur de charge; réduction de la redevance fixe dans le cas des abonnements heures creuses; une méthode permettant de tenir compte systématiquement des différents coûts de distribution (c'est-à-dire soit que l'ONE applique des prix de transfert différents suivant la compagnie de distribution, soit que le prix de transfert soit le même pour toutes les compagnies de distribution mais qu'il y ait un système de compensation entre les différentes compagnies). 1.24 Ces recommandations ont été jugées par l'Administration et par les régies comme étant difficiles à mettre en oeuvre en raison, évidemment, des problèmes de mesure des consommations (par exemple, il faudrait installer des nouveaux compteurs chez tous les abonnés concernés) et parce qu'il serait difficile d'expliquer au public pourquoi il y a un tarif de pointe et comment se comporter à son égard. En outre, la modification des tarifs de gros (ou l'introduction d'un système de compensation entre les régies) serait politiquement difficile si elle implique un changement de la politique « ni gain, ni perte » appliquée précédemment. 1.25 Une autre que1ion importante concerne le prix d'achat par l'ONE de l'énergie fournie par les coproducteurs et autoproducteurs. Le point de vue de l'ONE est que le potentiel de coproduction est très petit au Maroc à cause du niveau relativement faible de l'industrialisation et parce que les producteurs potentiels sont si petits que leurs coûts seraient nécessairement plus élevés que ceux de l'ONE. Néanmoins, il est évident que le moment est venu de voir si les conditions auxquelles 'ONE accepte d'acheter l'énergie aux producteurs indépendants, autoproducteurs et coproducteurs sont raisonnables. En particulier, il faut déterminer si l'ONE devra désormais offrir des contrats « capacité et énergie » aux fournisseurs qui pourront garantir la disponibilité de la ressource, et des contrats « prix de l'énergie seulement » à ceux qui ne pourront offrir de garantie. D. Autonomie de gestion et incitations 1.26 La question importante consiste à déterminer si la structure institutionnelle actuelle convient pour encourager l'efficacité aux niveaux des investissements, des opérations et de la gestion. 1.27 A tous les niveaux, il y a des incidences politiques qui réduisent l'autonomie et l'efficacité de la gestion. Par exemple, lONE et les pouvoirs publics ne se conforment pas au "Contrat-Programme"; le plan d'investissement de l'ONE est établi et financé en tenant compte des problèmes immédiats auxquels le Gouvernement doit faire face. Les contraintes financières conduisent à préférer les aides bilatérales aux crédits commerciaux, ce qui entraîne un allongement des délais de réalisation des projets. En outre, l'ONE doit payer de nombreuses taxes (droits de douane et taxes d'importation, par exemple) qui ne s'appliqueraient pas aux investisseurs étrangers, et doit aussi acheter le fioul produit localement à des prix alourdis par une fiscalité substantielle. 1.28 Les équipes de gestion des régies interprètent leur rôle comme comportant une composante « sociale », ce qui se traduit parfois par un manque d'autonomie et de discipline quand il s'agit du recouvrement des arriérés (en particulier ceux des organismes publics), du paiemeni des fournisseurs (en particulier l'ONE) et du débranchement des abonnés qui ne payent pas. Lee décisions de raccordement des abonnés sont aussi parfois guidées par des pressions politiques et « sociales » plutôt que par des considérations commerciales. 1.29 Il est évident que les performances en matière d'opérations et d'investissements, prises dans leur sens le plus large, c'est-à-dire en comprenant les résultats financiers, le paiement des facteurs, les pertes de distribution et les retards de construction, sont mauvaises. Cependant, il est difficile de dégager des conclusions générales quant aux causes de cette situation. Ainsi, la faute des factures d'électricité impayées incombe partiellement à l'Administration (en tant que cliente) et partiellement aux responsables des compagnies électriques qui n'ont pas intérêt à insister pour être payés. Les problèmes financiers sont dus, en partie aussi, au Gouvernement qui est peu disposé à relever les tarifs. La faible disponibilité de l'équipement peut être imputée à divers facteurs, notamment à l'énorme pression qui s'exerce pour pousser les centrales plus qu'il ne faudrait le faire normalement, de manière à pallier la pénurie d'électricité dont souffre le pays. 1.30 Néanmoins, il est important de faire en sorte que la responsabilité de l'amélioration des performances soit clairement définie et que les dirigeants aient suffisamment d'autonomie et aient intérêt à remplir efficacement leurs fonctions. En conséquence, nous considérons que la question des performances fait partie du problème plus large de la mise en place d'une réforme des institutions qui donne aux équipes de direction l'autonomie et les responsabilités nécessaires. E. Absence d'une coordination appropriée et d'une réglementation prévisible 1.31 En dehors de la question des ingérences politiques et du manque d'autonomie de gestion, il y a un problème de coordination. Il est particulièrement évident dans les domaines où les attributions de l'ONE et des régies se recouvrent. Dans ce cas, les décisions ne sont prises qu'avec des difficultés considérables. 1.32 Il semble aussi que la réglementation soit anormalement confuse et imprévisible; plusieurs ministères sont impliqués (MEM, Finance, Intérieur, Affaires Economiques). Il n'y a aucun système indépendant de réglementation des décisions économiques (notamment pour les tarifs) sur lequel les investisseurs éventuels pourraient s'appuyer avec confiance. F. Factures Impayées 1.33 Un obstacle important s'oppose au. développement d'un secteur privé de l'électricité au Maroc : il s'agit de l'habitude de ne pas payer les factures. Les dettes impayées ne constituent que l'un des aspects du problème plus large du financement que l'ONE et les autres compagnies électriques ou pétrolières doivent résoudre. A la fin du mois de mars 1993, les arriérés des comptes clients de l'ONE représentaient environ 5.000 millions de dirhams (approximativement 500 millions de dollars). De leur côté, les clients des régies, surtout ceux du -9- secteur public, leur devaient des sommes substantielles. Enfin, 'ONE avait des dettes considérables, en particulier envers les distributeurs de produits pétroliers pour le fioul et envers l'Etat pour le service de la dette. On reconnaît généralement que le problème des arriérés et celui de l'accumulation de nouvelles dettes a besoin d'être résolu. S'il ne l'est pas, cela pourrait compliquer sérieusement l'entrée d'investisseurs privés dans le secteur de l'électricité. Les producteurs indépendants et leurs banquiers auront tendance à ne pas prendre pour argent comptant les garanties de paiement de l'ONE si cet organisme a la réputation de ne pas se faire payer par ses clients et de ne pas payer ses fournisseurs. 1.34 Si le problème des défauts de paiement n'est pas résolu d'une manière convaincante, il est probable que les investisseurs qui appuient les producteurs privés indépendants exigeront des garanties (par exemple du Ministère des finances) et incorporeront une prime de risque plus élevée dans leur calcul du prix de l'électricité. Si les investisseurs nourrissent de sérieuses inquiétudes quant aux risques de défaut de paiement, l'électricité d'origine privée pourrait s'avérer plus chère que celle de l'ONE. OPTIONS ET RECOMMANDATIONS A. Mesures à court terme Lancement d'appels d'offres aux producteurs privés 1.35 Il a été recommandé au Gouvernement, qui a accepté, de lancer des appels d'offres pour la sélection des premiers producteurs indépendants d'électricité, de préférence à des négociations directes avec un seul développeur. Les appels d'offres faciliteront aussi la détermination du site le plus économique. Le seul inconvénient de cette recommandation est qu'il faudra faire attention à ce qu'ils ne retardent pas la mise en service d'une centrale TGCC. 1.36 Il a été recommandé et convenu avec le Gouvernement qu'une étude soit faite sur les règles et procédures liées à la production d'électricité par des opérateurs indépendants au Maroc. Il devra envisager, en particulier: a) les changements à apporter au cadre institutionnel et juridique pour permettre et encourager la production, l'autoproduction et la coproduction par des opérateurs privés; b) le processus et les critères de sélection des producteurs indépendants; et c) les termes et conditions des contrats à mettre en place pour la vente de l'électricité des producteurs indépendants à l'ONE ou aux réseaux. La dmande lecriité 1.37 On recommande que le Gouvernement, l'ONE et les Régies profitent du fait que les Marocains sont sensibles à la pénurie d'électricité pour renforcer le rôle du CDER (Centre de Développement des Energies Renouvelables) dans la promotion des programmes de gestion de la demande orientés vers l'efficacité et la conservation de l'énergie (voir chapitre IV sur l'efficacité énergétique). - 10- L&s arriérés 1.38 Les efforts de l'Administration visant à régler le problème des arriérés et à éviter l'accumulation de nouvelles dettes sous la forme d'un système de « vignettes » (un genre de quasi-monnaie qui ne peut être dépensée que pour acheter de l'électricité) n'ont pas encore donné des résultats positifs. L'introduction d'un système de payement avec pénalités de retard a été suggérée; il est recommandé de mettre rapidement en application ce système. 1.39 Bien que le problème vienne peut-être un peu de la nouveauté du système des vignettes dont le fonctionnement n'est pas encore bien assimilé, nous pensons qu'il s'agit surtout d'uie question de discipline, d'autonomie et d'incitation chez les responsables des organismes du secteur public, à tous les niveaux. En particulier, si les responsables des régies n'ont pas personnellement intérêt à réclamer le paiement des factures, il est peu probable qu'ils feront suffisamment pression sur leurs clients compte tenu, en particulier, du contrôle politique qui s'exerce sur les régie et qui constitue un facteur important de leur gestion. Tout ceci suggère qu'il faut s'engager dans des réformes institutionnelles plus fondamentales (voir plus avant). Réforme des tarifs 1.40 Nous n'avons pas étudié le rapport de l'EdF en détail. Certains éléments fondamentaux d'une réforme logique de la structure des tarifs figurent dans les conclusions de l'étude de l'EdF du 1992, qui doit être mise à jour. On recommande que le Gouvernement porte immédiatement son attention sur l'introduction d'une structure des tarifs qui reflète les coûts économiques et qui, en particulier, décourage la consommation aux heures et mois de pointe. 1.41 Cependant, la réforme de la structure des tarifs ne constitue qu'une partie du problème. Il y a aussi un problème connexe important qui consiste à déterminer comment établir un système de réglementation qui soit basé sur des principes économiques sains, permette aux entreprises de récupérer leurs coûts d'investissement et de fonctionnement, assure une évolution prévisible et automatique des tarifs de l'électricité et incite les opérateurs du secteur à abaisser leurs coûts et à améliorer la qualité du service. Nous recommandons que le Gouvernement ordonne une étude sur l'établissement d'un système de réglementation des tarifs. 1.42 Il a été recommandé que le pouvoirs publics et l'ONE se conforment aux dispositions du contrat-programme, selon lesquelles ONE a convenu de réaliser les objectifs techniques et financiers adéquats, et le Gouvernement a accepté de se conformer au respect des niveaux économiques des tarifs. B. Options à long terme 1.43 Les principaux objectifs des réformes à long terme consistent à améliorer l'efficacité économique (concernant les investissements, les opérations, la conduite des réseaux, l'administration et la consommation) et la sécurité de l'offre dans le secteur de l'électricité. Dans l'objectif d'amélioration de l'efficacité nous comprenons toute une gamme d'objectifs secondaires qui touchent à la gestion tels que l'introduction d'incitations plus fermes pour : assurer le recouvrement des factures impayées, améliorer la disponibilité des unités de production, réduire les coûts d'investissement et minimiser les coûts de fonctionnement, tout en maintenant la - il - sécurité de la fourniture du service. Pour réaliser cette dernière condition, le Gouvernement peut chercher à diversifier les types et sources d'approvisionnement, en même temps qu'il peut encourager le développement des ressources nationales de combustibles. 1.44 Le Gouvernement espère aussi incorporer plusieurs objectifs sociaux et politiques dans sa réforme du secteur de l'électricité; il cherche, par exemple, à augmenter ses revenus fiscaux et à développer l'électrification rurale. L'un des buts de la réforme doit donc consister à identifier clairement les coûts économiques de ces objectifs politiques et à permettre, si possible, de les poursuivre sans mettre en danger la viabilité commerciale des compagnie du secteur de l'électricité, ni affaibiir les incitations qui leurs sont offertes. Par exemple, il est peut- être préférable de subventionner directement les abonnés appartenant à des groupes vulnérables plutôt que de fixer des tarifs inférieurs aux prix de revient; de même, ce serait certainement une erreur de taxer le gaz de telle manière que la production d'électricité à l'aide de turbines à gaz ne soit plus viable financièrement. 1.45 En se basant sur les constatations faites dans de nombreux pays industrialisés ou en développement, l'une des réformes les plus avantageuses consiste à encourager la concurrence au niveau de la production et à introduire en même temps des incitations réglementaires dans les branches d'activité comportant une forte composante naturelle de monopole (le transport et la distribution). Notre évaluation des réformes structurelles possibles est axée en premier lieu sur celles qui encouragent la concurrence au niveau de la production; pour cette analyse, nous supposerons que les compagnies de distribution garderont le monopole de la fourniture aux abonnés. Ensuite, nous examinerons les réformes institutionnelles possibles au niveau de la distribution. 1.46 Nous allons étudier trois modèles possibles pour introduire la concurrence dans la production: Appels d'offres pour fournir de l'électricité à l'ONE. Appels d'offres pour fournir de l'électricité à un office d'achat. Producteurs vendant directement aux compagnies de distribution. 1. Appels d'offres pour fournir de l'électricité à l'ONE 1.47 Description. Avec ce modèle (qui correspond de près au modèle américain et à la plupart de ceux appliqués dans les pays en développement pour essayer d'encourager des investissements privés dans la production), l'ONE reste responsable de la façon de répondre aux besoins du pays en matière de production (soit en tant que producteur direct, soit comme acheteur), ainsi que du transport haute tension et de la conduite des réseaux. Le seul changement par rapport au statu quo est que l'ONE doit procéder à des appels d'offres officiels et réglementés pour la construction des nouvelles unités de production et pour la satisfaction des nouveaux besoins en énergie, bien qu'il puisse garder la propriété des installations existantes. 1.48 Pour la construction des nouvelles unités de production, la concurrence se fait entre les producteurs privés indépendants, les coproducteurs potentiels et la filiale de production de l'ONE. Le soumissionnaire gagnant signe un contrat de fourniture d'électricité à long terme avec l'ONE qui, à son tour, fournit les régies et son propre marché de distribution. Les autorités régulatrices sont chargées de s'assurer que l'ONE ne défavorise pas les producteurs qui ne lui sont pas affiliés, ce qui est plus facile si les branches transport et distribution sont rendues - 12- indépendantes de la branche production, au moins au plan de la comptabilité, sinon sous forme de compagnies totalement séparées. 1.49 Ce modèle est compatible avec une solution qui laisserait la distribution dans son état actuel (une moitié entre les mains de l'ONE et l'autre entre celles des régies); il l'est aussi avec une solution comportant des changements au niveau de la distribution. Par exemple, pour maximiser la souplesse en ce qui concerne la concurrence à l'avenir, il serait préférable que les branches production et transport de l'ONE signent des contrats transparents et de longue durée avec la branche distribution. 1.50 Ayalage. Le principal avantage de ce modèle est qu'il a une bonne probabilité d'intéresser assez rapidement des investisseurs étrangers puisque la production serait alors vendue par contrat à un monopole établi. Ce modèle présente aussi l'avantage de minimiser les perturbations tant aux plans d'investissement actuels qu'à la conduite des réseaux, et donc de minimiser aussi les coûts de réorganisation et ceux des appels d'offres. 1.51 Incnvynients. Le premier inconvénient est que les appels d'offres risquent de ne pas être impartiaux si l'ONE est à la fois acheteur et vendeur potentiel. En outre, cela crée une situation de monopsone dans laquelle l'ONE, seul acheteur, produit aussi de l'électricité et peut donc utiliser sa position dominante pour favoriser ses propres centrales, ou pour minimiser les paiements aux producteurs indépendants après qu'ils auraient construits leurs installations de production. En conséquence, les investisseurs chercheront à obtenir des garanties pour se protéger contre ces éventualités. Il y a aussi la possibilité qu'étant donné l'ampleur limitée de la réforme, les investisseurs craignent que la structure change à nouveau assez rapidement. Il sera donc essentiel de les convaincre que leurs capitaux n'auront pas à faire face à de nouveaux risques par suite de changements futurs. 2. AppeWs d'offres pour fournir de l'électricité à un office d'achat 1.52 Descrption. L'office d'achat est indépendant des compagnies productrices existantes et sa mission consiste à choisir les compagnies qui seront chargées de construire et exploiter les nouveaux équipements de production. L'office d'achat est également chargé d'acheter de l'électricité aux centrales existantes (qui peuvent appartenir à l'ONE ou avoir été vendues à des investisseurs privés). Il passe, avec tous les producteurs, des contrats à long terme qui prévoient des incitations économiques suffisantes pour qu'ils mettent leur production à la disposition du réseau quand cela est nécessaire et minimisent leurs coûts d'exploitation. L'office d'achat, à son tour, vend l'électricité en gros aux compagnies de distribution soit sur la base d'un prix fixé annuellement (et reflétant le coût complet de la production et du transport) soit sur la base d'un contrat à long terme. 1.53 Ce modèle exige que la branche production de l'ONE soit séparée (administrativement et probablement aussi en termes de structure du capital) de la branche transport, de façon à garantir que l'ONE ne puisse pas utiliser son contrôle du transport pour orienter le choix en sa faveur. Comme avec le modèle 1, celui-ci est compatible avec la création de nouvelles compagnies régionales de distribution (qui pourraient reprendre les opérations de distribution de l'ONE), ou avec la solution consistant à laisser à l'ONE ses opérations de distribution. En outre, ce modèle place la planification de l'approvisionnement sous la responsabilité de l'office d'achat, qui doit alors être associé étroitement aux problèmes de -13- transport, auquel cas la fusion de la branche transport de 'ONE et de l'office d'achat peut être raisonnablement envisagée. 1. APPELS D'OFFRES POUR FOURNIR DE L'ELECTRICITE A L'ONE PIE Autoproducteurs Clients clients PIE = Producteurs Indépendants d'Electricité P/T= Production/Transmission Les zones en grisé indiquent un monopole 1.54 Avantage. Ce modèle peut être intéressant pour établir la concurrence au niveau de la production. Par rapport au modèle 1, son principal intérêt est d'offrir de meilleures chances d'établir une concurrence loyale entre les producteurs, tout en étant compatible avec la privatisation des centrales existantes de l'ONE. Il présente un second avantage (qui pourrait être considéré par certains comme un inconvénient) en ce sens, qu'il permet au Gouvernement de garder le contrôle de la planification des investissements. 1.55 Inconvénients. Les principaux inconvénients viennent de ce que ce modèle exige d'apporter des changements substantiels à la structure et aux opérations du secteur. Il exige en particulier d'établir de nouveaux rapports contractuels entre une compagnie de transport indépendante et des compagnies de production également indépendantes. Les rapports de ce genre peuvent être bénéfiques, comme cela a été le cas en Espagne, mais leur établissement n'est pas simple. On peut aussi s'inquiéter de la centralisation du processus décisionnel. Un troisième - 14- inconvénient vient du fait que ce modèle risque de soulever de sérieux problèmes juridiques et financiers par suite de la création d'un office d'achat chargé dès le départ de lourdes obligations financières. 3. Producteurs vendant dimp de distribuion 1.56 Dscription. En gros, ce modèle se rapproche étroitement des modèles anglais et chilien. Les producteurs et distributeurs ont librement accès au réseau de transport et peuvent passer des contrats directement. Ce modèle exige probablement une séparation complète des branches production, transport et distribution de l'ONE. Il nécessite également l'établissement d'un système de mise en commun des ressources ou d'un mécanisme de marché de gros pour permettre de planifier et conduire efficacement la marche des réseaux. 1.57 Dans ce cas, on peut juger souhaitable de procéder à une introduction progressive de manière à minimiser les perturbations. La réforme peut alors commencer par l'adoption initiale de l'un des deux autres modèles. Pendant cette phase préalable, pour assurer une transition plus facile, il peut être préférable, bien que pas absolument nécessaire, de transférer les moyens de distribution de l'ONE à des compagnies indépendantes 1.58 Avantage. Les principaux avantages de ce modèle par rapport aux deux autres sont qu'il évite le favoritisme qui peut se rencontrer au niveau des appels d'offres dans le modèle 1 et la centralisation excessive des décisions qui caractérise le modèle 2. Il permet de décentraliser les décisions au maximum vers les opérateurs indépendants, ce qui peut conduire à des innovations et à un abaissement des coûts grâce à la concurrence sur le marché de l'électricité et sur celui des capitaux (où les actionnaires sont à même de comparer les performances). 1.59 Inconynients. L'un des inconvénients de ce modèle est qu'il faut longtemps pour mettre en place les grands changements structurels qu'il implique, notamment au plan de la séparation du contrôle de la production, du transport et de la distribution, et qu'il nécessite la mise en place de rapports contractuels complexes pour permettre le libre accès au réseau de transport. Un second inconvénient (que l'on ne retrouve pas dans le modèle 2) concerne la coordination entre les compagnies. Il faut organiser un système de mise en commun des ressources et un marché de gros pour garantir que les actions autonomes des producteurs indépendants et des compagnies de distribution soient compatibles avec une conduite efficace de la marche des réseaux et de la production. Un troisième problème vient du fait que les marchés doivent être passés directement entre les producteurs et les distributeurs, ce qui conduit naturellement ces derniers à choisir les sources d'approvisionnement les moins chères. En conséquence, certaines centrales risquent de se trouver dans une situation où elles n'ont aucune chance d'enlever un marché, même si elles doivent être maintenues en service pour des raisons de sécurité de l'approvisionnement (ou pour des raisons politiques). Finalement, ce modèle n'est possible que si les compagnies de distribution sont considérées par les investisseurs comme étant à faible risque. 1.60 Il y a beaucoup d'autres modèles possibles (par exemple une intégration verticale totale dans le cadre d'un monopole national complet, comme à l'EdF) mais ce sont les trois modèles décrits ci-dessus qui présentent le mieux les caractéristiques fondamentales d'un système permettant la concurrence au niveau de la production. Aucun d'eux n'est intrinsèquement le meilleur tant que les buts et le calendrier de la réforme n'auront pas été clairement définis. Il est certain que le modèle 1 est celui qui est le plus facile à mettre en place - 15 - et qui offre les avantages potentiels les plus rapidement réalisables. Les deux autres promettent des avantages plus importants mais plus longs à se manifester et, à court terme, ils coûtent plus cher à mettre en oeuvre. Enfin, il est possible d'imaginer le modèle 1 comme constituant la première phase d'une évolution vers un système plus libéral. Cependant, si le but consiste à s'orienter finalement vers le modèle 3, cela doit être reconnu explicitement dès le départ et planifié en conséquence. 2. APPELS D'OFFRES POUR FOURNIR DE L'ELECTRICITE A UN OFFICE D'ACHAT (OA) Producteur Autoproducteurs Producteurs (ONE) (PIE) Clients PIE = Producteurs Indépendants d'Electricité OAIT = Office d'Achat/Transport Les zones en grisé indiquent un monopole Les options de réforme au niveau de la distribution 1.61 Les Régies ne semblent être ni suffisamment indépendantes des pressions politiques pour prendre leurs décisions sur une base commerciale, ni avoir intérêt à le faire. Cette conclusion couvre des considérations telles que le recouvrement des factures impayées, le raccordement des abonnés et les délestages nécessaires. Nous sommes aussi arrivés à la conclusion que la coordination entre les régies et l'ONE est mauvaise, par exemple quand il s'agit de planifier les investissements d'interconnexion. Dans l'ensemble, ces conclusions nous conduisent à recommander de procéder à un examen des dispositions institutionnelles et réglementaires possibles dans le secteur de la distribution. -16- 1.62 Le Gouvernement pourrait trouver bon d'envisager des réformes dans les quatre domaines fondamentaux suivants: Les rapports entre la distribution de l'électricité et les autres branches du secteur (production et transport), ainsi qu'avec les autres services municipaux (eau et assainissement). Les incitations réglementaires, économiques, ou autres, pour rendre la distribution plus efficace et pour en améliorer la qualité. La concurrence au niveau du détail pour desservir les abonnés. L'introduction de capitaux privés, ou d'une gestion privée, dans la branche distribution. 3. PRODUCTEURS VENDANT DIRECTAMENT AUX COMPAGNIES DE DISTRIBUTION Producteur Autoproducteurs Producteurs (ONE) (PIE) Compagnies de distribution Clients résidentiels et commerciaux PIE = Producteurs Indépendants d'Electricité 1.63 Rapports entre la distribution de l'électricité et les autres activités du secteur. Il y a deux questions importantes concernant la distribution : a) doit-elle être intégrée verticalement avec la production et le transport (comme à l'ONE) ou doit-elle en être séparée (comme avec les régies municipales)? b) Doit-elle être séparée de la fourniture de l'eau et des services d'assainissement? - 17- 1.64 En réponse à la première de ces questions, le raisonnement économique et les constatations faites dans d'autres pays suggèrent que l'efficacité de la distribution est possible dans les deux cas, c'est-à-dire avec des compagnies séparées ou avec des compagnies intégrées verticalement, et que les incitations réglementaires et l'histoire jouent probablement un rôle plus important que le degré d'intégration. De nombreux pays, Allemagne et Espagne par exemple, ont, comme le Maroc, un système mixte dans lequel des compagnies de distribution spécialisées coexistent avec des compagnies intégrées verticalement. Du point de vue de l'amélioration du service, nous ne pensons pas que la solution réside principalement dans la modification du degré d'intégration verticale ou de séparation. Cependant, afin de permettre de comparer en toute connaissance de cause les performances des différentes compagnies de distribution, il est important que la branche distribution de l'ONE soit nettement séparée des branches production et transport, au moins, du point de vue comptable. En outre, si le Gouvernement désire que la concurrence se développe au niveau de la production, comme dans le modèle 3 où les producteurs se concurrencent et ont le droit de vendre directement aux compagnies de distribution, la branche distribution de l'ONE doit être complètement séparée de ses activités amont. 1.65 La seconde question est de savoir s'il faut séparer la branche distribution des services d'adduction d'eau, d'assainissement et autres (construction, par exemple). Là encore, la théorie économique et les constatations faites dans divers pays soutiennent les deux modèles, c'est-à-dire celui des services combinés et celui des services séparés. Le principal critère de choix est économique, la combinaison des différents services municipaux permettant de réaliser des économies d'échelle que l'on ne pourrait obtenir avec plusieurs organismes séparés passant individuellement leurs propres marchés. Cependant, les avantages économiques potentiels de cette solution sont probablement faibles et doivent être jugés par rapport aux inefficacités qui risquent de résulter de l'absence de spécialisation au niveau de la gestion, en particulier dans le cas des services qui peuvent être fournis plus efficacement et plus économiquement par des spécialistes extérieurs. Pour des raisons similaires à celles décrites ci-dessus, il est important d'introduire le maximum de transparence et de responsabilisation dans la distribution, et de s'assurer que les chefs de service de l'ONE et les directeurs des régies aient intérêt à améliorer la qualité du service et à abaisser les coûts, par exemple en passant des marchés avec des firmes extérieures pour la construction, chaque fois que cette solution apparaît comme la plus économique. La création de compagnies de distribution contribuerait à la réalisation de ces objectifs mais une telle mesure n'est ni nécessaire ni suffisante. 1.66 Incitations sur les plans réglementar économique. et de gestion. en&yu d'améliorer l'efficacité de la distribution par l'ONE et les Régies municipales et la qualité d service rendu aux consommateurs. L'une des façon d'améliorer l'efficacité de la distribution consiste à introduire des incitations réglementaires liant directement les performances aux prix et à des récompu.ýâses ou sanctions pour les dirigeants. Par exemple, le Gouvernement pourrait envisager de0 contrats-programmes spécifiant des objectifs en ce qui concerne les pertes en ligne, les délais de raccordement, la réduction des coupures, le recouvrement des factures et la réduction des coûts. Ces contrats devraient spécifier ce que le Gouvernement compte faire de son côté ainsi que la façon dont les dirigeants des régies municipales seraient récompensés ou pénalisés, suivant que les performances seraient bonnes ou mauvaises par rapport aux objectifs. 1.67 Une seconde réforme possible consiste à introduire un concurrent servant d'étalon. Cette méthode permet à l'autorité régulatrice de comparer plusieurs compagnies de - 18 - distribution et de fixer les prix (ou les récompenses et sanctions pour la gestion) par rapport aux performances de la compagnie choisie comme étalon. Inévitablement, les différentes compagnies de distribution partiront de situations également différentes et devront faire face à des problèmes différents; il convient alors naturellement prendre en compte ces différences dans les comparaisons. Les constatations faites dans d'autres pays suggèrent que cette façon de réglementer la distribution permet d'introduire une efficacité dynamique parce que les dirigeants des entreprises publiques et privées sont ainsi encouragés à se concurrencer mutuellement pour améliorer leurs performances. Pour que ce genre de concurrence se développe, les autorités régulatrices doivent disposer d'informations cohérentes sur toutes les compagnies de distribution, ce qui souligne l'importance de la séparation comptable et administrative (éclatement) de la distribution par rapport aux autres activités. 1.68 Une troisième réforme peut être introduite en même temps que les deux premières sous la forme d'une incitation liée à un « prix plafond ». Les prix sont alors indexés à l'aide d'une formule (inflation moins un facteur d'amélioration de la productivité, par exemple) pendant plusieurs années et la compagnie ainsi réglementée peut garder pour elle les revenus additionnels résultant d'un abaissement de ses coûts, à condition de respecter un seuil minimum de qualité du service. 1.69 Pour chacune de ces propositions, l'autorité régulatrice a besoir e réunir de bonnes informations comparatives sur les indicateurs de qualité du service. Ces indicateurs doivent être largement publiés de manière à faire pression sur les dirigeants. 1.70 Introduction de la concurrence au niveau du détail pour desservir les abonnés. Certains pays ont introduit, ou envisagent d'introduire, une « concurrence au niveau du détail ». Par exemple, en Angleterre et au Pays de Galles, le Gouvernement a séparé la distribution (accès aux lignes locales) de la vente au détail de l'électricité aux abonnés. Des détaillants se concurrencent alors pour vendre l'électricité aux abonnés et payent une redevance aux compagnies de distribution pour l'usage des lignes locales. 1.71 En principe, nous appuyons l'idée d'une séparation des segments ayant un caractère naturel de monopole (les lignes utilisées pour la distribution locale, par exemple) par rapport aux segments concurrentiels quand il n'y a pas d'économie d'échelle à réaliser en les intégrant vers l'amnt. De cette manière, la concurrence permet d'obtenir des résultats maximums en termes d'abaissement des coûts et d'amélioration de la qualité des services offerts aux abonnés; en outre, les inefficacités résultant de la réglementation administrative sont alors confinées à ces segments où eiles constituent un mal nécessaire pour protéger les clients contre les excès éventuels d'un monopole sauvage. Cependant, le calcul des coûts et avantages se complique quand il y a possibilité de réaliser des économies d'échelle en intégrant verticalement les segments ou en associant plusieurs produits, ce qui est le cas avec la distribution d'électricité et sa vente au détail. En conséquence, quel que soit le pays, le choix d'une politique appropriée doit comprendre une étude des coûts et avantages de l'introduction de la concurrence au niveau du détail. 1.72 Les constatations faites dans d'autres pays suggèrent que pour tirer au mieux parti de la concurrence au niveau du détail, il faut changer radicalement l'organisation et la réglementation du secteur de l'électricité. Par exemple, il faut déterminer les conditions d'accès aux réseaux de transport et de distribution, mettre au point des mécanismes de marché de gros et, plus généralement, adapter le système à une situation dans laquelle il est peu probable que les - 19- clients se verront offrir un tarif national uniforme. A notre point de vue, les coûts de l'introduction de la concurrence au niveau du détail au Maroc dépassent les avantages à attendre en termes d'amélioration de la qualité et de l'efficacité du service. Nous n'écartons pas cependant l'idée d'offrir à quelques très gros clients la possibilité de choisir entre plusieurs fournisseurs concurrents (lONE, une régie ou un producteur indépendant) mais nous n'irons pas jusqu'à recommander une séparation compète des fonctions distribution et vente au détail, comme dans le modèle bolivien, ni à recommander l'introduction de la concurrence au niveau du détail pour la majorité des abonnés. 1.73 Introduction de capitaux privés, et promotion de la gestion privée. dans le secteur de la distribution. Les réformes décrites plus haut sont compatibles avec le maintien de la distribution sous contrôle municipal, avec une tutelle du Ministère de l'intérieur et de l'information. Une réforme plus radicale consisterait à introduire une gestion privée, ou même un passage complet sous contrôle privé. 1.74 Il y a, dans un sens large, deux modèles à envisager (en plus de développer la sous-traitance des services ancillaires, tels que la construction). Le premier consiste à vendre des parts des compagnies de distribution à des actionnaires institutionnels et à de petits actionnaires privés. Ce modèle a servi de base à la réforme des services publics en Grande Bretagne pendant plus de dix ans et il est adopté de plus en plus dans le monde entier. D'après ce modèle, les actionnaires privés font pression sur les dirigeants des compagnies de distribution pour qu'ils délivrent les bénéfices attendus. A condition que le système de réglementation soit convenablement conçu (par exemple, comparaisons avec une compagnie étalon et incitations liées à un prix plafond), a rentabilité de la compagnie de distribution augmente au fur et à mesure que ses coûts diminuent et que la qualité s'améliore. 1.75 Pour que la privatisation réussisse, il faut qu'une structure appropriée soit en place afin que les incitations offertes aux fournisseurs privés des services s'alignent naturellement le mieux possible avec l'intérêt public. Ceci exige que l'on porte une grande attention au cadre concurrentiel, structurel et réglementaire avant la cession. Le principal avantage économique d'une participation privée au capital réside dans l'accès à un marché des capitaux concurrentiel. En général, les récompenses ou sanctions d'une bonne ou mauvaise gestion sont plus marquées sous contrôle privé. La valeur d'un contrôle indépendant des performances par les prêteurs et investisseurs dépend, dans une certaine mesure, de l'existence d'une contrainte très ferme imposée aux compagnies par L, pression de la concurrence ou par un régime de réglementation qui ne permette pas de faire payer les mauvais résultats aux consommateurs. Il est difficile d'imaginer qu'un tel système puisse fonctionner au Maroc au stade actuel, en partie parce que le marché des capitaux n'y est pas encore développé. 1.76 Dans le contexte marocain, on peut envisager un autre système plus faisable qui consiste à accorder des franchises de durée limitée à des firmes privées. Avec ce type de privatisation partielle, des compagnies privées se concurrencent p=ur avoir le marché (c'est-à- dire le droit de fournir les services prévus dans des conditions de monopole pendant une période de 15 à 25 ans, par exemple) plutôt que de se concurrencer à lintérieur du marché. La compagnie adjudicatrice signe alors un accord de franchise, ou reçoit une licence, qui spécifie ses obligations (qualité du service, investissements, etc.) et la base de paiement. Le contrat peut comprendre aussi les incitations présentées plus haut en même temips, peut-être, qu'un système de prix plafond et de référence à une compagnie étalon. -20- 1.77 Ce modèle a été appliqué couramment dans le secteur français de l'eau pendant de nombreuses années et il est de plus en plus en faveur dans des pays tels que l'Argentine, le Mexique, la Malaisie et en Europe de l'Est. Bien qu'en général les franchises n'impliquent pas de changements dans la structure du capital social, les franchisés privés typiques doivent assumer une partie des risques, par exemple en ce qui concerne les revenus. Théoriquement, la procédure des appels-d'offres doit aboutir à des soumissions concurrentes et les incitations prévues doivent encourager l'efficacité. En réalité, l'expérience française montre que ce processus théoriquement concurrentiel a besoin d'être entretenu. Dans le cas des marchés à long terme, il y a parfois une forte tendance à favoriser l'entreprise en place au moment du renouvellement d'une concession ou de la réadjudication d'une franchise. Il faut également des compétences spécialisées pour suivre le sous-traitant privé et pour s'assurer qu'il remplit bien ses obligations en ce qui concerne les prix, la qualité du service et l'entretien de l'équipement. Cadre législatif et réglementaire 1.78 Actuellement, il n'y a pas de législation globale couvrant l'ensemble du secteur de l'électricité au Maroc. A la place, le secteur est sous la tutelle directe de l'Administration centrale dont les responsabilités en la matière sont réparties entre plusieurs ministères et comités différents. Cette situation entraîne plusieurs problèmes, notamment: le manque d'autonomie de gestion vis-à-vis de l'Administration, par exemple en ce qui concerne le financement des investissements; l'absence d'une structure de réglementation clairement définie et prévisible pour la fixation des tarifs, ce qui contribue aux problèmes financiers; un manque de coordination entre les ýdifférents organismes du secteur, notamment entre l'ONE et les régies; et, les difficultés rencontrées pour attirer les investisseurs étrangers, ceux-ci n'étant pas sûrs des « règles du jeu ». 1.79 En plus de ces problèmes concernant le cadre juridique, le système manque d'une réglementation économique explicite qui encourage l'efficacité et l'amélioration de la qualité du service dans les domaines où la concurrence n'est pas possible (transport), et qui garantisse que les prix offerts aux abonnés et le rendement offert aux investisseurs soient raisonnables. 1.80 En conclusion, nous sommes d'avis que le Maroc doit mettre en place une législation qui couvre l'ensemble du secteur de l'électricité et qui soit accompagnée d'un système de réglementation économique permettant aux objectifs de la loi de se concrétiser en pratique. Nous allons présenter ci-dessous plusieurs options concernant : a) les institutions régulatrices; b) la nature de leurs responsabilités; et c) les réformes juridiques et réglementaires qui permettraient d'encourager les investissements privés et de faciliter le jeu des forces du marché dans le secteur de l'électricité. 1.81 Le choix des institutions régulatrices est important. On peut envisager trois solutions principales : la création d'un organisme régulateur qui soit indépendant des autres organismes du secteur de l'électricité et des ingérences politiques, en particulier en ce qui concerne la gestion courante du secteur; -21- la création de divisions de réglementation séparées au sein des ministères concernés (ou au sein d'un seul ministère, celui de l'énergie et des mines, par exemple); le maintien des responsabilités générales de réglementation dans les ministères (ou au ministère pilote) sans création d'une division séparée en leur sein. Bien que les autorités régulatrices ne puissent jamais être totalement protégées contre les pressions politiques, nous sommes nettement en faveur d'un isolement aussi net que possible par rapport aux ingérences politiques auxquelles la gestion courante est inévitablement soumise au niveau des ministères. Ceci se traduit normalement par une préférence pour la première solution. Cependant, il est tout aussi important de s'assurer que les principes de la réglementation soient prévisibles et transparents et que les fonctions respectives de l'institution régulatrice et des ministères soient clairement spécifiées. 1.82 La nouvelle législation qui régira le secteur de l'électricité devra définir clairement les respaonbilités politiques du Gouvernement, des autorités régulatrices et des organismes administrés. Ceci contribuera à réduire les ingérences inutiles de l'Etat dans la gestion des entreprises. 1.83 La définition qui précise des responsabilités aux divers échelons dépendra de la structure du secteur de l'électricité finalement choisie et du degré de concurrence admis. Cependant, les principales fonctions pouvant être attribuées à l'institution régulatrice pourraient comprendre: la fixation des tarifs sur la base de principes stricts et définis par les lois et règlements; la délivrance des licences pour les producteurs et l'adjudication des franchises pour les distributeurs en spécifiant les responsabilités des entreprises dans le cadre des réformes de structure adoptées (par exemple, franchises de distribution si cette solution est adoptée); l'établissement de normes techniques et de normes de performance pour garantir la fiabilité et l'efficacité du système; lr participation à l'élaboration de la politique nationale de l'énergie, par exemple en matière d'électrification rurale et de gestion de la demande; l'examen et l'approbation des plans d'investissements et des projets prùposés par les entreprises; et l'examen et l'approbation des arrangements à mettre en oeuvre pour le transport de l'énergie, la mise en commun des ressources et la conduite des réseaux (s'ils existent). 1.84 Si le Gouvernement désire encourager les investissements privés en matière de production, le cadre législatif et réglementaire doit le mentionner explicitement Par exemple, la loi, ies règlements et les contrats doivent spécifier clairement les droits et obligations des investisseurs dans les projets du secteur de l'électricité. Le régime juridique et réglementaire doit également spécifier comment les conflits doivent être résolus. Il serait bon également d'envisager la mise au point de documents modèles pour les transactions (par exemple, contrats d'achat d'électricité). - 22 - 1.85 Si le but consiste à encourager la concurrence aussi bien que les investissements privés, la loi et les règlements doivent réduire ou supprimer les obstacles à la concurrence. Par exemple, la loi doit encourager le recours aux appels d'offres concurrentiels pour la construction des nouvelles unités de production. On pourrait mettre au point à ces effets des procédures et des critères modèles pour les appels d'offres et les évaluations. Suivant les réformes structurelles adoptées, il peut être aussi souhaitable que le cadre juridique et réglementaire défende les subventions croisées au sein des organisations intégrées, en particulier la subvention d'une activité soumise à la concurrence (production d'électricité, par exemple) à l'aide de ressources prélevées sur une activité bénéficiant d'un monopole (distribution, par exemple). 1.86 Un système juridique et réglementaire couvrant le secteur de l'électricité ne peut pas être créé du jour au lendemain et il n'est probablement pas nécessaire qu'il soit introduit tout entier et d'un seul coup avant le début des investissements privés dans la production d'électricité. Cependant, il y a des priorités à étudier de toute urgence. Elles comprennent les principe de réglementation des prix ainsi que les conditions préalables essentielles à réunir pour permettre les investissements privés en matière de production. PLAN D'ACTIN 1.87 Pendant le séminaire de décembre 1993, les responsables du secteur de l'électricité ont discuté les nombreuses difficultés financières qui ont freiné l'ONE dans son programme d'investissements, se traduisant délestages fréquents. Cette situation est due aux raisons suivantes: des arriérés de payements des entreprises publiques (Régies/l'ONE, secteur public/ à ONE et Régies); un systèmz de taxation élevée du fioul; a un système de prix de vente du Kwh contrôlé par le Gouvernement; un manque d'autonomie de gestion.; 1.88 Pour remédier à cette situation, la décision de faire appel à des producteurs indépendants a été retenue, mais les questions suivantes doivent être examinées: l'absence de cadre juridique; la non-crédibilité financière à la fois de l'ONE et des Régies; la situation de monopole actuelle de l'ONE; ce qui risque d'orienter vers une situation biaisée, où les producteurs indépendants demandent une garantie étatique et ne sont pas sélectionnés sur la base d'appels d'offres concurrentiels. A. Mesures spécifiques 1.89 Pour améliorer l'efficacité du secteur, le séminaire a recommandé de nombreuses mesures a court terme: régler au plus vite la question des arrières de payement introduire une discipline de payement avec pénalité de retard -23 - aligner le prix du Kwh sur son coût économique revoir la système de la fiscalité énergétique appliquée à 'ONE (fioul) soumettre les producteurs indépendants à des appels d'offre pour assurer une concurrence réelle dans la production d'électricité renforcer le programme d'action sur la demande, engagé par l'ONE, par la mise en application des techniques de DSM (demand-side management) B. Mesures stratégiques 1.90 Le séminaire est arrivé à un consensus sur les mesuresstatégiques à long-terne pour restructurer le secteur. Quelle que soit l'option structurelle retenue, l'objectif est d'aboutir à une situation concurrentielle où tous les acteurs sont traités sur le même pied d'égalité, en particulier sur le plan fiscal. La réforme doit toucher les trois phases du cycle de l'électricité: production, transport et distribution. La séquence décisionnelle logique doit être successivement: a) la définition de la structure organisationnelle; b) la définition d'un cadre légal (code de l'électricité); et c) la mise en place d'une agence de régulation indépendante, chargée du contrôle et de l'application des règles définies dans le code. Structure_organisationnelle du secteur 1 91 La réforme du secteur proposée par le séminaire envisage une solution évolutive sans perturbation majeure. Une option similaire à celle retenue par le Portugal a été suggérée. Cette structure implique une scission de l'ONE en entités indépendantes - production, transport, distribution - évoluant en sociétés gérées sur des bases industrielles et commerciales. La production serait assurée par l'entité ou les entités de production de l'ex-ONE et des nouveaux producteurs indépendants. Toute nouvelle installation se faire sur un base concurrentielle par appel d'offres. Système légal et réglementaire 1.92 Lorsque la structure organisationnelle sera définie, le Gouvernement devra préparer un Code de l'Electricité. Cette loi, qui relève d'une décision politique, définira les règles du jeu auxquelles tout les acteurs devront suivre. Le séminaire a recommandé l'assistance d'experts juridiques, locaux et internationaux. Agece deRmna n 1.93 Cette agence, qui devra être indépendante pour exercer ses activités en toute impartialité, sera chargée de l'application et du contrôle de la loi. La possibilité de créer une agence de réglementation générale pour l'ensemble du secteur énergétique a été proposée; la définition du cadre réglementaire le plus approprié pour le cas du Maroc doit être analysée d'une manière approfondie. 1.94 Le séminaire a abouti à un consensus sur le besoin de réforme du secteur (et sa restructuration sur des bases saines de crédibilité financière) et sur le cadre structurel général à adopter, en particulier en ce qui concerne les moyens de production de l'électricité. Un certain nombre d'aspects n'ont pas été suffisamment étudiées, particulièrement dans le cadre des reformes: la reforme concernant le système de distribution; le cadre légal et de régulation (les -24 - incitations et sanctions dans la gestion; le mode de fixation des tarifs); et l'analyse des risques. (Ces aspects ont été discutés dans la section précédente "Options et Recommandations"). EVOLUION RECENTE 1.95 Les autorités marocaines ont entamé récemment un processus global d'élaboration d'un programme de restructuration du secteur de l'électricité, en attachant une importance particulière au programme national d'électrification rurale. Certaines des mesures concrètes envisagées se fondent sur les recommandations du séminaire de décembre. La stratégie adoptée comprend un certain nombre de mesures invitant le secteur privé à: a) reprendre les nouvelles centrales de production à base de charbon, en voie d'achèvement (Jorf 1 et 2, c'est-à-dire 2*330 MW); b) construire, s'approprier et exploiter de nouvelles centrales thermiques de production, à base de charbon (Jorf 3 et 4, c'estmà-dire 2*330MW), ou d'un cycle combiné à base de gaz (350 à 450 MW); etc) faire transférer une partie du réseau de distribution. Le MEM est persuadé que le PIE (c'est à dire la PCE) constitue pour le Maroc la meilleure solution pour répondre à ses besoins d'électricité. Le Ministère examine actuellement la possibilité d'accorder des concessions de deux réseaux locaux de distribution exploités par l'ONE notamment à Agadir. 1.96 Le MEM a demandé l'aide de la Banque pour la mise en oeuvre de ce programme. La Banque fournit des conseils et un appui financier au titre de: l'évaluation des offres aux fins de préselection de deux unités à cycle combiné, opérant avec le gaz algérien et devant entrer en service en 1997/98; la préparation des dossiers d'appel d'offres pour la reprise et la construction d'usines de production d' électricité; la préparation et la négociation d'accords d'achat d'électricité; l'élaboration du code d'électricité; la mise à jour de l'étude sur les tarifs d'electricité; et la réorganisation de l'ONE. - 25 - IL LE SECTEUR PETROLIER INTRODUCTION 2.1 Au cours des huit dernières années, le secteur pétrolier a été l'objet d'une attention et d'une analyse minutieuses qui avaient pour but de le rendre plus efficace et plus compétitif. Vu la taille et les moyens de traitement des deux raffineries (SAMIR et SCP), on s'est demandé si ces deux installations demeuraient performantes face à la concurrence internationale, et l'on est arrivé à la conclusion qu'elles subiraient un léger désavantage économique (environ 6 % des prix franco frontière) si elles devaient s'aligner sur les prix du marché pétrolier mondial. On avait alors estimé que le maintien par le Maroc de sa propre industrie de raffinage était justifié. car, ainsi, le pays ne dépendrait pas de l'étranger pour ses produits pétroliers, ce qui résoudrait les problèmes de sécurité nationale et garantirait l'approvisionnement. On recommanda une modification de la méthode de contrôle des prix du pétrole afin de réduire l'écart entre les prix intérieurs et les prix franco frontière, et de modérer d'autres distorsions dues au régime fiscal différentiel. La question de la compétitivité internationale du sous-secteur du raffinage demeure le thème central des discussions sur l'efficacité du secteur pétrolier. Les changements qui s'opèrent actuellement dans l'économie et dans le secteur énergétique du Maroc appellent une réévaluation des questions, des problèmes et des choix -y compris la question du sous-secteur du raffinage - auxquels doit faire face l'ensemble du secteur pétrolier. 2.2 Trois nouveaux facteurs exogènes influent sur la restructuration éventuelle du secteur pétrolier : La loi sur la privatisation - La privatisation du secteur pétrolier a déjà commencé. Le premier sous-secteur privatisé a été celui de la distribution. Le commerce extérieur - L a nouvelle loi de commerce extérieur, qui vise à libéraliser les échanges internationaux, aura pour effet d'ouvrir le marché marocain. L'introduction du gaz naturel - L'introduction du gaz naturel acheminé par le gazoduc reliant l'Europe au Maghreb modifiera sensiblement la structure du marché des produits pétroliers au Maroc. 2.3 La tendance à la libéralisation de l'économie marocaine que concrétise la loi de commerce extérieur, ainsi que les directives sur la privatisation des entreprises de l'Etat et leur application dans le secteur pétrolier, cadrent avec la politique de la Banque mondiale, qui vise à ouvrir ce secteur aux échanges internationaux et à le rendre plus performant. Cette politique et ses objectifs sont appuyés par les organismes officiels chargés de superviser le secteur énergétique et par les diverses sociétés pétrolières. Cependant, les avis sont partagés concernant l'orientation et le profil temporel de la libéralisation, et la détermination de la structure optimale dont le secteur aura besoin pour alimenter le pays en produits pétroliers au moindre coût tout en maintenant un approvisionnement sûr. La structure dont le secteur sera finalement doté et le degré d'intervention et de contrôle gouvernementaux dont on aura éventuellement besoin pour assurer la compétitivité du secteur pétrolier demeurent à l'étude. La privatisation du sous-secteur de la distribution et de la commercialisation est en cours et sera totalement achevée d'ici à décembre 1993. Les principaux sujets à l'étude sont les suivants: a) détermination de la cadence -26 - et du calendrier de déréglementation des importations et des exportations de manière à pernettre au sous-secteur du raffinage de s'adapter à un nouveau marché plus ouvert, b) détermination de l'échelonnement de la libération des prix des produits pétroliers au départ de la raffinerie et au niveau du consommateur, et c) élaboration de la meilleure structure institutionnelle possible pour le sous-secteur du raffinage. QUESTIONS ET PROBLEMES A. Efficacité du secteur Economies potentielles 2.4 Les principales améliorations que l'on pourrait apporter au secteur pétrolier pour le rendre plus efficace sont les suivantes: Opimiaion de l'offre - Des études récentes sur le sous-secteur du raffinage révèlent que les raffineries marocaines, certes efficaces selon les normes mondiales, souffrent, dans une certaine mesure, d'une inflexibilité et d'une incapacité inhérentes face à la demande intérieure. Une analyse des performances des raffineries durant la période 1980-1988 a indiqué que le coût des produits livrés par ces dernières dépassait en moyenne de quelque 6 % les prix franco frontière, soit l'équivalent de 540 millions de dirhams par an. Selon un étude menée par le groupe de travail cette inefficacité pourrait être i) éliminée par un changement du régime d'exploitation des raffineries (choix du brut) et/ou ii) une réduction d'environ 3 % (300 millions de dirhams) serait possible si les raffineries disposaient d'une flexibilité accrue au niveau du traitement. Se la structure du marché - Le mécanisme de détermination des prix, une fiscalité discriminatoire et/ou une subvention aux produits créent des distorsions artificielles sur le marché: i) le gazole est favorisé au détriment de l'essence dans les transports, ii) le régime fiscal n'est pas le même pour le fuel lourd et le charbon, et iii) le GPL est subventionné. Structure des sociétés - La privatisation des sociétés de distribution devrait rehausser l'efficacité des secteurs de la distribution et de la commercialisation. La centralisation de l'industrie permettra sans doute de réaliser d'importantes économies, mais celles-ci seront contrebalancées par la nécessité de relever les marges, qui sont actuellement jugées insuffisantes. En définitive, le consommateur y gagnera, mais au niveau du service et de la sécurité plutôt que sur le plan financier. B. Structure du marché Impact du gaz naturel 2.5 L'introduction du gaz naturel dans le secteur énergétique marocain d'ici à 1997-2000, affectera énormément le sous-secteur du raffinage. Des études préliminaires sur -27- l'effet que produira l'apparition du gaz naturel arrivent aux conclusions suivantes: i) le fuel lourd, qui représente aujourd'hui 40% de la gamme des produits pétroliers, baissera à 25 % d'ici à l'an 2000, et ii) la capacité des raffineries, qui devait être maintenue à son niveau actuel jusqu'en 1997, le sera jusqu'au début du siècle prochain. Le principal aléa des prévisions sur les produits pétroliers est l'évaluation de la mesure dans laquelle le gaz naturel se substituera aux combustibles actuellement utilisés dans le secteur de l'électricité. Autrement dit, l'introduction du gaz naturel se fera-t-elle aux dépens du charbon ou du fuel lourd? Selon les estimations de la SAMIR, le gaz naturel lui fera perdre environ la moitié de ses ventes de fuel lourd, et le reste du marché que se taillera le gaz naturel lésera le charbon. Bien entendu, cela réduira la gamme des produits raffinés, et il sera donc plus difficile pour les raffineries d'équilibrer l'offre et la demande de produits pétroliers en comptant uniquement sur le raffinage, à moins de procéder à certains changements ou ajustements. L'important, c'est que la politique de tarification du gaz naturel et les décisions relatives aux investissements dans des projets de centrales électriques à gaz adoptés par l'Etat, affecteront énormément les plans d'exploitation et la viabilité de la SAMIR et de la SCP. Distorsions tarifaires et fiscales 2.6 Les principales distorsions affectant la structure et l'efficacité du secteur pétrolier sont les suivantes: i) les droits et les taxes d'importation ne sont pas les mêmes pour le brut et pour les produits pétroliers, ce qui favorise l'importation de pétrole brut, ii) les taxes sur l'essence ordinaire et le supercarburant sont plus élevées que la taxe sur le gazole, ce qui a conduit à la diésélisation du parc automobile, et iii) le niveau élevé des taxes et des droits d'importation, ainsi que les distorsions dans le prix du fuel lourd, masquent la position concurrentielle véritable du fuel et du charbon importé. L'Etat reconnaît qu'il applique différents régimes de prix au pétrole brut, aux produits pétroliers et au charbon, et il a l'intention de remédier aux distorsions que cela entraîne par l'adoption d'un nouveau système de détermination des prix lié au prix franco frontière. Une taxe pénalisante sur l'essence - à l'européenne - n'est pas envisagée pour l'heure, car la taxe sur l'essence est l'une des grandes sources de revenus de l'Etat. IEL 2.7 Le marché du GPL est un élément très important du secteur pétrolier au Maroc. Ce combustible se distribue aisément et peut se substituer aux énergies renouvelables en voie d'épuisement, notamment le bois de feu, jouant ainsi un rôle social et environnemental important dans le système énergétique du pays. Ces dernières années, la consommation de GPL a fortement augmenté, passant d'un taux moyen de 5 % en 1985 à plus de 10 % aujourd'hui. Actuellement, la demande dépasse de loin la capacité de production des deux raffineries, d'où un accroissement des importations, qui répondent maintenant à plus de 67-% de la demande. Cette accélération rapide de la consommation a brouillé les prévisions concernant l'évolution future de l'offre et de la demande de GPL. En effet, les prévisions actuelles de l'accroissement de la demande au cours des dix prochaines années varient entre 3% et 10 % par an. Un taux de progression de 10 % se traduirait par une consommation de plus de 2 millions de tonnes métriques par an d'ici à la fin de la décennie. Il serait donc utile d'avoir une idée plus précise de l'évolution future de la consommation, des sources d'approvisionnement et de la nécessité de recourir à la régulation de la demande dans ce secteur en plein essor. -28- C. Organisation du secteur Privattin 2.8 La privatisation du secteur pétrolier a déjà commencé, notamment dans le cas du groupe SNPP, dont trois sociétés de distribution au détail (CMH, Pétrom et Shell) ont été achetées par des investisseurs marocains et étrangers. Des négociations sont actuellement pour la privatisation des autre compagnies. Cependant, aucun plan de privatisation n'a encore été dressé pour les deux sociétés de raffinage la SAMIR et la SCP - et aucune décision n'a été prise concernant une limitation de la concentration de l'industrie et la question des pratiques commerciales restrictives. Ceci soulève un certain nombre de questions quant à la structuration future de l'industrie. On craint notamment la mainmise éventuelle d'un monopole privé sur le système de distribution. Trois sociétés de distribution - Shell, Mobil et Total - détiendraient en effet 60 % du marché après la privatisation de ý leurs filiales du groupe SNPP et maintiendraient leur participation actuelle dans d'autres sociétés privées. Autre question non encore élucidée: dans quelle mesure les sociétés de raffinage seront-elles autorisées à se lancer dans la distribution et la commercialisation (par voie d'acquisition ou de diversification)? La SCP envisage une diversification en aval pour assurer sa viabilité à long terme. Optons d as le secteur du raffinage 2.9 Dans l'analyse de l'impact de l'introduction du gaz naturel sur le secteur du raffinage, trois options ont été envisagées pour les raffineries: Option 1 - Maintien des moyens de raffinage et du mode d'exploitation actuels. Option 2 - Maintien des moyens de raffinage actuels et assouplissement du choix du pétrole brut. Option 3 - Assouplissement des moyens de traitement des raffineries (unité d'hydrocraquage pour la SAMIR). 2.10 L'analyse de ces options a abouti aux conclusions générales suivantes. Le maintien des moyens et du mode d'exploitation actuels (option 1) exigera une protection (ou une subvention) du secteur du raffinage contre les importations - à court terme comme à long terme. La subvention requise se chiffrerait entre environ 4 dollars et 8 dollars par tonne. Si la SCP et la SAMIR choisissent judicieusement leur pétrole brut (option 2), elles seront marginalement compétitives face aux produits importés. L'option 3 exigerait un investissement massif -entre 300 et 400 millions de dollars - pour doter la SAMIR d'une installation de recyclage des résidus, ce qui la rendrait compétitive face aux produits importés. Les conclusions ne sont pas affectées outre mesure par l'introduction du gaz naturel. Le problème fondamental qui se pose est le suivant: l'exploitation à long terme des raffineries marocaines exige des investissements importants pour qu'elles demeuient compétitives, sans quoi elles auront constamment besoin d'être protégées contre les importations. En outre, la définition des choix à long terme que les raffineries auront à faire doit précéder la définition de toute stratégie à court terme. En tout état de cause, il semble qu'un assouplissement du mode d'exploitation des raffineries affectera, à court comme à long terme, l'efficacité de l'approvisionnement en produits pétroliers. -29- 2.11 La libéralisation du secteur pétrolier repose sur la privatisation des sociétés de raffinage et de distribution, la libération des importations et la déréglementation des marges et des prix. Mis à part la privatisation des sociétés de distribution au détail, qui est déjà en cours, rien n'est encore décidé à propos du calendrier ou de l'ampleur des autres mesures. En ce qui concerne le calendrier, on s'accorde généralement à reconnaître qu'une ouverture totale du marché intérieur à l'entrée incontrôlée de produits étrangers conduirait probablement à un déluge d'importations et à la fermeture des raffineries marocaines. Cependant, la privatisation des raffineries sera difficile, voire impossible, si l'Etat ne maintient pas son appui. Les choix qui s'offrent au Maroc sont donc les suivants: a) une déréglementation rapide dont on ignore les conséquences, b) une période de transition contrôlée comportant un objectif clairement défini, notamment l'efficacité du secteur du raffinage, ou c) une réaction à court terme aux directives officielles en vigueur, d'où le risque de n'atteindre ni l'objectif à court terme, qui est d'améliorer l'efficacité, ni les objectifs à long terme. D. Prix et taxation du pétrole 2.12 Les prix des produits pétroliers sont fixés par l'Etat depuis une vingtaine d'années. Actuellement, l'Etat fixe le prix départ raffinerie, le prix de gros et le prix de détail. Jusqu'ici, le prix départ raffinerie a été déterminé en fonction des cours mondiaux et du principe de la fixité de la marge d'exploitation des raffineries. Les prix de gros et de détail sont fixés selon une formule rigide qui permet d'accorder une marge fixe prédéterminée au grossiste comme au détaillant. La péréquation des frais de transport à partir des deux grandes raffineries qui approvisionnent le marché permet de modérer les écarts de prix entre les régions. La subvention croisée que le mécanisme de fixation des prix permet d'accorder aux produits pétroliers est limitée au GPL par le contrôle du prix départ raffinerie (ou du prix à l'importation), avec compensation au niveau de la distribution. Les écarts entre les cours fluctuants du pétrole brut et le prix fixe des produits destinés au marché intérieur font l'objet d'un ajustement annuel entre les raffineries et l'Etat par l'intermédiaire de la Caisse de compensation et/ou par une modification des prix départ raffinerie lorsque les variations de prix sont considérables. Exception faite de quelques légers rajustements, les prix actuels sont en vigueur depuis 1986. 2.13 Les prélèvements fiscaux sur le raffinage et la distribution des produits pétroliers sont au nombre de dix. Au niveau du raffinage, il y a les droits d'importation sur le brut et les produits pétroliers, îe droit spécial d'importation sur le brut, le prélèvement fiscal classique, le prélèvement fiscal additionnel, la taxe intérieure de consommation (TIC) et les superbénéfices. Au niveau de la distribution, il y a la taxe sur la valeur ajoutée (TVA), la taxe intérieure de consommation (TIC), le crédit de droit et les ajustements par l'intermédiaire de la Caisse de compensation. Le droit spécial d'importation sur le brut est lié au prix de ce dernier et a pour but d'éponger les bénéfices exceptionnels réalisés lorsque ce cours est inférieur à 18 dollars E.U. La régulation de la demande peut également s'accomplir au moyen d'un régime fiscal différentiel consistant à augmenter la taxe sur l'essence par rapport à la taxe sur le gazole au niveau du consommateur. Le détail des recettes tirées du secteur pétrolier en 1992 et des recettes prévues pour 1993, figure au tableau 2.1. -30- Tableau 2.1 Taxes et recettes tirées des produits pétroliers 1992 % 1993 % Million de Dh Million de Dh Raffinage Droits d'importation 178 2,0 187 1,9 Droit spécial d'importation 407 4,5 151 1,6 Prélèvement fiscal 890 9,8 936 9,7 Prélèvement fiscal spécial 2.033 22,4 757 7,8 Taxe intérieure de consommation 1.688 18,6 2.941 30,3 Superbénéfices 1.050 11,6 1.264 13,1 Total raffinage 6.246 68,9 6.237 64.4 Distribuition Taxe intérieure de consommation 2.084 23,0 2.275 23,5 Crédit de droit 10 0,1 11 0,1 Taxe sur la valeur ajoutée 1.130 12,5 1.256 13,0 Caisse de compensation 299 3,3 251 2,6 Remboursements et subventions (700) (7,7) (350) -3,6 Total distribution 2.823 31,1 3.443 35,6 Total secteur pétrolier 9.069 100,0 9.680 100,0 2.14 Le système actuel de détermination des prix et de taxation des produits pétroliers est jugé déficient, car a) il n'encourage nullement un approvisionnement au moindre coût fondé sur l'optimisation des moyens de raffinage et/ou l'importation de produits, b) il ne motive pas suffisamment les raffineries, c) il est difficile à administrer, d) il manque de transparence et omet de fournir au secteur pétrolier les indications nécessaires, et e) il introduit des distorsions de prix entre produits pétroliers et entre le pétrole et les sources d'énergie rivales (charbon, etc.). A la suite d'une analyse critique de ce système, de son fonctionnement et des autres formules envisageables, effectuée au milieu des années Pt' svec le concours de la Banque mondiale, il a été recommandé que l'on adopte un système éta..sant un lien entre le prix départ raffinerie des produits pétroliers de fabrication marocaine et les prix internationaux franco frontière, et que les distorsions fiscales entre le brut et les produits pétroliers et entre le fuel lourd et le charbon soient éliminées. Compte tenu de l'inéquation de la configuration technique du raffinage au Maroc avec la profil de la demande du marché local, caractérisé par une forte consommation de fuel lourd, il fut suggéré à l'époque (1986) que le sous-secteur du raffinage bénéficie d'une certaine protection par l'application d'un régime d'indexation des prix. L'adoption de ce régime se heurta à une opposition qui était surtout due à la crainte d'une diminution des recettes de l'Etat. Les discussions concernant ce régime se poursuivent toujours, et une réévaluation est en cours, vu l'évolution de la situation. Structure des prix des produits pétroliers 2.15 Les prix des principaux produits pétroliers vendus au Maroc sont fixés, et ce, à partir du prix départ raffinerie, qui est majoré des frais fixes et des marges de distribution et de commercialisation, ce qui détermine alors le prix de base de chaque produit, auquel on ajoute les frais de transport - déterminés par l'Etat- pour calculer les prix de gros et de détail admissibles dans les différentes régions. Le détail des frais autorisés de commercialisation et de distribution figure au tableau 2.2 pour les principaux produits pétroliers et au tableau 2.3 pour le GPL. Tableau 2.2 Structure des prix des principaux produits pétroliers Supercar- Essence Pétrole Gasoil Carburant burant Ordinaire Lampant No2 (d=0,739) (d=0,722)) (d=0,792) (d=0,832) (DHIT) (DHIHL) (DH/HL) (DHIHL) (DH/HL) 1. Prix départ raffinerie 404,92 367,61 291,84 278,11 1.607,80 2. Taxe intérieure à la consommation 130,38 126,70 59,81 64,05 16,50 3. TVA (7% 1+2) 37,47 34,60 24,62 23,95 113,70 4. Crédit de droit (0,34% 2+3) 0,57 0,55 0,29 0,30 0,44 5. Pertes (1,25% 1 à 4) 7,17 6,62 4,71 4,58 6. Coût et marges de distribution 14,70 13,70 8,50 8,60 90,00 7. Allocation spéciale pour stocks 4,00 4,00 4,00 4,00 25,00 599.21 553a 393.77 383.59 1853.44 Total 37,47 34,60 24,62 23,95 113,70 Moins TVA (3) 561.74 S£gs 369.15 359.64 1.739.94 8. C. de compensation 70,57 89,51 (43,91) 1,02 13,06 9. Prix de gros hors TVA 632,31 608,69 325,24 360,66 1.752,80 10. TVA (7% de 9) 44,26 42,61 22,77 25,25 122,70 11. Prix de gros y compris TVA 676,57 651,30 348,01 385,91 1.875,50 12. Pertes de détail (0,3% de 1) 2,03 1,95 1,04 1,16 13. Marge de détail 17,40 16,75 8,95 9,93 14. Prix de vente au détail bas (Prix de base) 696.0f Q 6 W 358. 292,D0 2.16 Le tableau 2.4 ci-dessous permet de comparer les prix à la consommation pratiqués au Maroc et en quelques pays européens en 1993. Cette année-là, le prix de l'essence au Maroc était environ de 80% du prix moyen en Europe. Le prix du gazole, qui est le carburant le plus utilisé dans les transports au Maroc, était inférieur d'environ 30% au prix moyen des pays européens considérés. En revanche, le fuel lourd était beaucoup plus cher qu'en Europe (160%). -32- Ces écarts de prix sont dus a) aux différents niveaux de taxation dans les différents pays et b) à la distorsion des prix entre produits au départ de la raffinerie au Maroc, qui est attribuable au mécanisme de détermination des prix. Le tableau 2.5 permet de comparer les taux de taxation des principaux produits pétroliers au Maroc et en Europe. En chiffres absolus, la charge fiscale imposée par le Maroc en 1993 était comparable à celle de l'Europe dans le cas de l'essence et le gazole, et beaucoup plus élevée dans le cas du fuel lourd. 2.17 Avec le système actuel, il est difficile d'estimer précisément le niveau réel de taxation de chaque produit à cause a) de la complexité de la structure fiscale, b) des distorsions, dans le mécanisme des prix, entre les produits pétroliers et entre le brut et ces derniers, et c) des subventions croisées et du mécanisme de compensation. Le tableau 2.6 indique les taxes et droits directs qui frappent l'importation du brut et des produits pétroliers. Tableau 2.3 Structure des prix du GPL Remplissage Conteneurs de plus Conteneurs de moins Quantités en de 5Kgs de SKgs vrac 1. Prix départ raffinerie (importation) 1.950,00 1.950,00 1.950,00 2. Taxe à la consommation intérieure 46,00 46,00 46,00 3. TVA (7% de 1+2) 139,72 139,72 139,72 4. Pertes de remplissage 2% de 1 à 3) 42,72 42,71 42,71 5. Coût et marge 200,00 200,00 156,00 6. Allocation spéciale pour stocks 30,00 30,00 30,00 7. Transport vrac 50,00 50,00 - 8. Coût de mise en bouteilles 20,00 50,00 - 9. TVA (7% de 4 à 8) 23,99 26,09 16,01 10. Prix de vente aux distributeurs 2.502,42 2.534,52 2.380,44 Distribution 11. Prix d'achat au remplissage 2.502,42 2.534,52 2.380,44 12. Coût et marge distributeurs 278,33 346,67 432,00 13. Coût et marge dépositaires 278,33 346,67 - 3.059,08 3.227.86 2824 Moins TVA (3+9) 163.71 165.81 155.73 2.895.37 3.062.Q 2.656.71 14. Fonds de compensation (224,03) (351,77) (39,89) 15. Prix de gros hors IVA 2.671,34 2.710,28 2.616,82 16. TVA (7% de 15) 186,99 189,72 183,18 17. Prix de gros compris TVA 2.858,33 2.900,00 2.800,00 18. Marge de détail 100,00 150,00 19. Prix de détail (prix de base) 2.958,33 3.050,00 - -33- Tableau 2.4 Prix à la consommation en 1993 Pays Essence Gazole Fuel (dollars E.U./litre) (dollars E.Ualitre) (dollars E.Utonne métrique) Allemagne 0,922 0,565 118,76 Belgique 0,962 0,597 104,18 Espagne 0,821 0,555 118,17 France 0,959 0,546 104,99 Italie 1,027 0,658 152,15 Portugal 0,941 0,610 165,98 Royaume-Uni 0,807 0,625 98,61 Moyenne 0,920 0,594 123,26 Maroc 0,733 0,418 197,42 % de la moyenne européenne 79% 70,4% 160,2% Sources : 1) Statistiques de l'AIE, 1994 2) MEM Taux de change: 1 dollar E.U. =9,5 dirhams Tableau 2.5 Taxe sur les produit-pétroliers -1993 (Pourcentage du prix à la consommation) Pays Essence Gazole Fuel Industrie Fuel Electricité Allemagne 73,5 59,0 15,3 26,1 Belgique 71,8 54,9 20,8 20,8 Espagne 68,2 54,6 12,0 12,0 France 78,6 59,9 24,5 n.a Italie 74,6 64,0 18,8 n.a Portugal 73,2 59,2 39,8 0.0 Royaume -Uni 70,6 59,2 15,7 n.a Moyenne 72,9 58,7 21,0 14,7 Maroc 66,3 60.2 53,8 53,8 % de la moyenne européenne 90,9 102,5 256,2 366,0 Sources: 1) Statistiques de l'AIE 2) MEM - Taux de change: 1 dollar E.U. 9,5 dirhams -34- Tableau 2.6 Droits d'importation et taxes sur le pétrole (ler mars 1994) Bnit Produits Charbon Droits de douane normaux 2,5 % 35,0 % 2,5% Prélèvement fiscal normal 15% 15% 15% Taxe intérieure de consommation 500 Dh/T Droit de douano spécial 2,5 %*6*(1445-VI) - Prélèvement fiscal spécial 15% 6*(1445-VI) - TVA 7,0% 19,0% OPTIONS 2.8 Le Maroc commence à ouvrir et à libéraliser son économie pétrolière sous l'impulsion de la privatisation et de la législation sur le commerce extérieur. Le stade final de la libéralisation, le calendrier de mise à exécution et les mesures intermédiaires à prendre ne sont pas encore définis avc précision. Le but actuellement visé est le suivant: a) définir clairement les objectifs à long terme concernant la restructuration du secteur pétrolier, et b) mettre l'accent sur les mesures, les décisions et les options requises pour appliquer les lois existantes conformément aux objectifs à long terme du secteur. La libéralisation du secteur pétrolier exigera la concrétisation d'un grand nombre d'éléments et d'options. La plupart des mesures nécessaires sont interdépendantes et doivent donc être prises simultanément pour que les économies recherchées soient pleinement réalisées. Il importe également de prendre les décisions au bon moment pour pouvoir approvisionner le consommateur au moindre coût. Les principales mesures et décisions à prendre - par l'Etat et/ou l'entreprise privée - sont énumérées au tableau 2.7. 2.19 Pour illustrer l'interdépendance et l'impact des décisions énumérées au tableau 2.7, on analysera trois scénarios hypothétiqums basés sur différents principes et comportant divers niveaux d'économies et de risques (Tableau 2.8). Bien entendu, ces scénarios, présentés uniquement à titre illustratif, ne sont peut-être pas tous souhaitables ou applicables. Scénario 1 : Libéralisation du secteur pétrolier dès que possible, en conformité avec les directives officielles en vigueur. Scénario 2: Déréglementation progressive avec maintien à long terme d'une capacité de raffinage au Maroc. Scénario 3: Déréglementation après une période de transition devant permettre à l'industrie de s'adapter aux impératifs de la concurrence. - 35 - Tableau 2.7 Décisions à prendre 1. Privatisation Sociétés de distribution Sociétés de raffinage 2. Restrictions à limportation 3. Contrôle des prix Prix départ raffinerie Prix à la consommation Volatilité des prix 4. Fiscalité Recettes de rEtat Distorsions 5. Investissements futurs Par l'Etat Par l'entreprise privée 6. Sécurité de l'approvisionnement A. Scénario 1 2.20 Ce scénario envisage une libéralisation rapide et généralisée du secteur pétrolier marocain, ce qui aura pour effet de libérer totalement les importations et les exportations de produits pétroliers, de dégager l'industrie pétrolière nationale des restrictions qui pèsent sur les prix et les marges, et de mettre fin aux distorsions fiscales. Cela répondra aux objectifs immédiats de la législation sur le commerce extérieur et la privatisation, et créera un marché libre où les décisions relatives àl'approvisionnement et à la consommation seront fonction du prix franco frontière des produits pétroliers échangeables. Mesures 2.21 Les principales décisions à prendre sont les suivantes: Privatisation des deux sociétés de raffinage. Déréglementation des importations et des exportations. Suppression du régime fiscal différentiel et/ou des droits d'importation sur le pétrole brut, les produits pétroliers et le charbon. Libéralisation des prix départ raffinerie et suppression du contrôle des prix de détail. Réforme du régime fiscal de façon à maintenir les recettes de l'Etat au mime niveau. -36- Tableau 2.8 Restructuration du secteur pétrolier - Options - eearIo I Scénario 2 Scénario 3 Objectif Libéraliser le secteur pérolier le plus Désengagement progressif tout en Désengagement progressifsans tôt, conformément à la privatisation investissant dans la modernisation engagement vis-à-vis du raffinage et le commerce extérieur des raffineries Mesures Court terme (I au) Court terme (t au) 1. Libéralisation des I. Libéralisation progressive des I. Libéralisation progressive des importations/exportations importations importations 2. Abolition des taxes différentielles 2. Abolition des taxes sur les produits du differentielles sur les produits 2. Abolition des taxes différentielles sur charbon/pétrole du charbon/pétrole les produits du charbon/pétrole 3. Libéralisation des prix départ 3. Protection de la viabilité des 3. Protection de la viabilité des raffineries usine et de détail raffineries par le biais du par le biais de l'indexation des prix 4. Privatisation des raffineries et de contrôle des prix départ usine, départ usine et tarifs différentic!s la distribution des stqbventions directes ou entre les importations de pétrole brut et d'autres moyens de produits 4. Libéralisation des prix et des 4. Libéralisation des prix et des marges de marges de distribution distribution 5. Achever la privatisation de la 5. Privatisation totale de la distribution distribution 6. DSM du secteur pétrolier. 6. DSM du secteur pétrolier (Long terme 3 às) 1. l,estissement dans la moder- (Long terme (5 mis) niation des raffineries 2. Abandon progressif de la pro- 1. Abandonner la protection des raffineries a tection des raffineries bout de 5 ans 3. Privatisation des raffineries 2. Intégration des raffineries en amont et en aval 3. Privatisation des raffmeries 4. Créer une agence de réglementation à partir de la S?PP. Rirqusm Possibilités de fenneture des Aucun Il pourrait en résulter une période de 5 ans raffineries _ avec statut quo à la fin de la période. Ecoomrus Ecnomics mianmm de 540 millions Economics minimum pendant une 1Economics minimum pendant 5 ans. O de dolars par an sur la base des prix période de 3 ans, maximum par la ignore les économies pouvant étre réalisées des produits importés. suite par la suite. Cem%Il.ionM du es participants ont rejeté cette -a pas envisagé lamodernisation A soutenu la période transitoire; n'a pas séminaire conclusion et ot préconisé la des raffineries envisagé la privatisation des raffineries. nécessité d'une période transitoire avant la privatisation des raffineries Pco1ï" de la auraitéenvisager la privatisation La Banque devrait déterminer la Période transitoire excessive; envisage de Baqae imnWdiate des raffineries. viabilité de l'investissement dans ramener la période d'application des les raffineries avant la mesures, à 1 an et à 2 ans pour la privatisation privatisation. Subvention directe aux raffineries de la Trésorerie, préférée à l'indexation et aux tarifs différentiels pendant la Période transitoire. -37- Résultats 2.22 Une suppression ïchelonnée des restrictions à l'importation exigera la mise en place d'un nouveau mécanisme de régulation des importations conforme aux dispositions de la loi de commerce extérieur, c'est-à-dire un régime tarifaire qui établira une différence entre le brut et les produits pétroliers. La SCP, la SAMIR et les sociétés de distribution au détail deviendront alors des importateurs de produits pétroliers en mettant à profit leurs installations portuaires, leurs entrepôts et leur infrastructure. La viabilité à long terme des deux sociétés de raffinage dépendra éventuellement de l'extension de leur activité à la commercialisation et à la distribution, et/ou de la modernisation de leurs installations de traitement. Ecnomies 2.23 D'après ce qui a été observé dans le secteur pétrolier durant les années 80, le fait d'importer la totalité des produits pétroliers au lieu de raffiner le pétrole brut au Maroc se traduira par une économie moyenne équivalant à quelque 6 % du prix de gros des produits pétroliers, ce qui représentera 540 millions de dirhams par an aux prix actuels. D'autres économies seront également possibles à long terme si l'on parvient à un équilibre optimal, par la régulation de la demande, entre la consommation d'essence et de gazole dans le secteur des transports et entre le fuel lourd et le charbon dans le secteur de l'électricité. La vente de la SNPP, de la SCP et de la SAMIR relèvera à court terme les revenus de l'Etat, mais il faut aussi tenir compte du coût social qu'entraînera le redeployment d'une partie du personnel. Risques 2.24 Il est fort probable que la suppression des contrôles entraînera la fermeture des raffineries. La grande question est de savoir si l'approvisionnement sera aussi sûr avec des produits pétroliers importés qu'avec des produits fabriqués par des raffineries marocaines à partir de pétrole brut importé. Cette question a été étudiée à fond (1), mais aucune conclusion nette ne s'est dégagée. Le gouvernement marocain estime que la fermeture des raffineries risque de nuire à l'approvisionnement du pays, que ce soit en temps normal ou en cas de crisc, et éliminera bien entendu cette source centrale qui garantit actuellement l'approvisionnement du pays en produits pétroliers. B. Scénario 2 2.25 Le présent scénario vise à offrir au pays l'approvisionnement le moins coûteux possible en produits pétroliers - les prix de ces derniers étant fonction des cours inondiaux franco- frontière - tout en conservant la flexibilité d'approvisionnement que garantit une capacité de raffinage intérieure hautement efficace. Ce scénario comporte également un examen des options à envisager concernant l'exploitation et les investissements si le Maroc décide de maintenir à long terme sa propre capacité de raffinage. Mesures à court terme 2.26 Les options que l'on pourrait envisager dans l'immédiat (d'ici un à trois ans) pour accroître l'efficacité du secteur sont les suivantes: - 38 - Elimination progressive des restrictions à l'importation, ce qui permettra aux distributeurs et aux raffineurs d'importer. Achèvement de la privatisation des sociétés de distribution. Suppression du régime fiscal différentiel et/ou des droits d'importation sur le brut, les produits pétroliers et le charbon. Protection de la viabilité des raffineries par le contrôle des prix départ raffinerie (système d'indexation), l'octroi de subventions directes et la mise en place d'autres mécanismes de contrôle. Libération des prix au niveau de la distribution et levée du contrôle des marges. Optimisation du fonctionnement des raffineries en vue de maximiser leur efficacité à court terme et d'assurer leur viabilité à long terme. Mesures à long terme 2.27 Les options à long terme qu'il convient d'envisager sont les suivantes: Investissement dans la modernisation des raffineries afin d'éliminer les rigidités qui freinent actuellement la capacité de traitement. Privatisation du secteur du raffinage ou ouverture progressive de celui-ci aux prises de participation privées. Optimisation de la régulation de la demande sur le marché pétrolier (gazole, essence, GPL, gaz naturel, charbon et fuel). Abandon progressif de la protection des raffineries. Options au niveau des raffineries 2.28 L'inefficacité économique actuelle du secteur du raffinage résulte i) des restrictions et des prescriptions qu'impose le système de détermination des prix intérieurs et le régime fiscal, et ii) de l'inflexibilité technique des raffineries, notamment dans le cas de la SAMIR. Il est possible de remédier à la première cause en prenant les mesures à court terme suivantes: Le régime fiscal actuel et les accords entre états favorisent l'importation de pétrole brut de certains pays (Arabie saoudite, Koweït, Irak, Algérie et Libye). De ce fait, on importe des bruts relativement lourds qui ne permettent désormais plus de suivre l'expansion du' marché du gazole. Pour remédier à ce déséquilibre on pourrait i) importer du brut reconstitué ou enrichi convenant davantage au marché marocain et/ou ii) appliquer plus systématiquement le principe de la facturation du brut sur la base de la valorisation des produits pétroliers. -39- Eliminer la prescription qui impose aux raffineries la responsabilité d'approvisionner le marché intérieur, ce qui leur permettra d'optimiser leur gamme de produits en équilibrant leur production et leurs importations. Autoriser les raffineries à conclure des accords de coentreprise/sous-traitance avec les sociétés de distribution. 2.29 Si les raffineries savent que leur viabilité à long terme est assurée, elles seront en mesure d'envisager les investissements requis pour améliorer leurs installations de traitement en vue de répondre aux besoins futurs du marché pétrolier. Les options à envisager sont les suivantes: Maximiser la production de gazole en améliorant le pétrole lourd par le craquage catalytique, l'hydrocraquage ou la cokéfaction des résidus. Dans d'autres pays où se présentent des situations analogues, on envisage à la fois des installations dépendantes et des installations autonomes de craquage avec participation privée au capital social (Projet de construction de l'hydrocraqueur Crescent au Pakistan et Valero Oil aux Etats-Unis). Mettre en place des installations permettant une utilisation aussi efficace que possible du fuel résiduel dans les centrales électriques. On peut envisager des installations de cogénération, d'intégration du Flexicoking, de cokéfaction et de combustion du lit fluide (Chili, Mexique), et/ou de gazéification et d'IPP à cycles combinés (Italie, Chine, Bulgarie). 2.30 Dans son étude, le groupe de travail estime que la subvention accordée à la SAMIR pourra être éliminée une fois que les investissements requis pour les insta'dat'ns de traitement auront été réalisés. 'On pourra en faire autant dans le cas de la SCP. Les économies qui en résulteront sont estimées à au moins 6 % du montant des ventes franco frontière des raffineries. Le Maroc réalisera ainsi une économie nette -en sus des résultats d'exploitation actuels - d'environ 540 millions de dirhams par an, en plus de ce que rapportera la vente de la SNPP. 2.31 Ce scénario maintient la faculté de raffiner du brut au Maroc ou de recourir à l'importation, tout en conservant les installations de base en vue d'un accroissement futur des capacités de raffinage. Sur le plan technique, l'investissement requis pour moderniser les raffineries sera considérable - entre 300 et 400 millions de dollars - si l'on opte pour l'hydrocraquage. Il ne faut pas exclure un financement privé du projet. C. Scénario 3 2.32 Le troisième scénario se situe entre le premier et le deuxième, les raffineries étant protégées contre une concurrence excessive durant une période de transition très limitée. Après un certain laps de temps, le secteur du raffinage sera déréglementé et devra se tirer d'affaire sur un marché concurrentiel. Une variante en cours d'examen consisterait à instituer un -40- système d'indexation, à modifier le régime fiscal et à maintenir le contrôle des marges de distribution et des prix à li consommation. Les importations seront limitées de deux façons: application d'un régime tari faire différentiel au brut et aux produits pétroliers, et homologation des importateurs. Par comparaison au scénario 1, celui-ci offre l'avantage de donner aux raffineurs plus de temps pour s'adapter à leur nouveau rôle. Il présente toutefois les inconvénients suivants : i) l'obligation d'instituer un système compliqué de contrôles qui, de toute manière, sera abandonné sous peu, et ii) à moins que la période de transition soit bien définie et que son expiration soit jugée certaine, on aura tendance à éviter les décisions difficiles qu'il faudra prendre tôt ou tard. PLAN D'ACTION 2.33 Durant le séminaire de décembre 1993, un certain nombre d'options ont été discutées concernant le développement du secteur pétrolier. Sur cette base de discussion, le séminaire a recommandé la mise en application dans le cadre d'un plan d'action de mesures à la fois spécifiques et de stratégie. Ces recommandations sont résumées dans le tableau 2.9. Politique de privatisation et programme. A. Mesures spécifiques 2.34 Le Maroc impose actuellement une taxe plus élevée sur l'essence que sur la gazole, basée sur le fait que le gazole est utilisé essentiellement pour les besoins de l'agriculture et le transport lourd, alors que ressence est utilisée pour des besoins personnels non-essentiels. Ceci conduit à des distorsions dans l'utilisation des combustibles au Maroc où le parc de transport est fortement diéselisé. Ceci conduit en plus à un déséquilibre de production au niveau du raffinage, nécessitant l'exportation de la naphta excédentaire, avec une perte économique pour le pays. Le séminaire a reconnu la nécessité d'harmoniser la structure des taxes entre l'essence et le gazole pour renverser la tendance de diéselisation du parc. Il a été recommandé d'instituer une taxe vignette) sur les véhicules diésel privés. La Banque considère que c'est une étape dans la bonne direction, en ce sens qu1elle répartira le poids de la taxe sur les Jeux produits dans le parc automobile privé. Cela n'éliminera pas toutefois les distorsions en place dans l'agriculture et le transport poids lourd, qui compte pour une part essentielle des autres carburants au Maroc. La Banque considère que l'objectif à long terme devra être d'appliquer un traitement égal de taxation aux deux produits dans toutes leurs utilisations, afin de permettre aux consommateurs de décider du choix le moins coûteux pour lui, en fonction de ses propres utilisations. 2.35 Le prix des différents combustibles (charbon, gaz et fuel lourd) varie énormément au niveau du consommateur à cause des différents niveaux de taxation et des distorsions dues au contrôle des prix. Il a été recommandé que tous les combustibles doivent supporter la même taxe, de manière que le consommateur ait à faire face aux prix sans distorsions fiscales, résultant pour lui, à faire son choix sur la base du moindre coût. La nécessité de mettre en place une harmonisation fiscale aux trois combustibles a été reconnue unanimement. 2.36 Les importations des produits pétroliers sont actuellement strictement contrôlées par le MEM qui délivre des licences d'importation aux deux raffineries. De nombreuses taxes à l'importation sont imposées au pétrole brut et aux produits, et des distorsions supplémentaires -41- entre les différents produits existent à cause de l'application de la structure des prix existante. La réforme du régime pétrolier actuel est nécessaire pour être conforme aux dispositions de la nouvelle loi sur le commerce extérieur. Cependant, une période de transition entre le système actuel et le décontrôle complet a été recommandée. Pendant cette période, les raffineries locales seraient protégées contre la concurrence étrangère excessive, en imposant une taxe ad valorem à l'importation des produits, mais en supprimant la taxe sur l'importation du pétrole brut. La Banque considère qu'il eût été préférable pour l'économie du pays de décontrôler immédiatement les prix sortie raffinerie et de libéraliser les importations. Ceci aurait amené les deux raffineries à entrer en concurrence avec les importations sur la base des prix internationaux et sans aucune barrière à l'importation. Si les raffineries auraient à subir des pertes à cause du décontrôle, ces pertes devraient être compensées directement par le Trésor. Cela aurait assuré l'approvisionnement au moindre coût du consommateur local, aurait continué de garantir la sécurité des approvisionnements, liée aux opérations du raffinage national; tout en offrant en même temps un système transparent de subvention du raffinage. 2.37 Le séminaire a recommandé que le système de contrôle des prix sortie raffinerie, qui, en vigueur depuis vingt ans, soit remplacé par le système d'indexation. Le système d'indexation proposé fixerreit les prix sortie raffinerie au niveau des prix franco frontière plus d'un pourcentage fixe ou coefficient. Cette augmentation compenserait ainsi la disparité due au rendement du brut traité localement, et au manque de flexibilité des raffineries de répondre aux changements des prix des produits sur le marché international. Sur la base d'une analyse de l'évolution passée des prix sur le marché, un coefficient d'adéquation estimé à 6,5% a été considéré adéquat pour permettre aux raffineries un profit raisonnable sur leurs opérations. Les prix frontière, sous le système d'indexation, serait calculés à partir des prix des produits sur le marché de Rotterdam, plus les frais de transport, d'assurance et des autres frais d'approche. Une comparaison entre le système d'indexation avec le système de prix actuel a été faite au milieu des années 80, avec l'assistance de la Banque. La conclusion a été que, dans les conditions existantes à l'époque, le système d'indexation offrait quelques avantages par rapport au mécanisme de prix. Les avantages estimés n'ont pas été suffisamment attrayants pour que le système d'indexation soit adopté. Il n'est pas certain que les mérites relatifs des deux systèmes changera d'une manière significative pendant la période de transition proposée. 2.38 Le séminaire a recommandé de considérer l'établissement d'une zone off-shore pour les opérations des deux raffineries, en fait leur donnant un accès libre de droits de douane aux produits pétroliers. Ceci permettrait aux raffineries d'optimiser leurs opérations sans distorsions entre les différentiels de tarif entre les produits et le pétrole brut. Une revue de ces recommandations que l'établissement d'une zone off-shore serait contraire au mécanisme de protection envisagé par l'introduction de différentiel de tarifs de protection. Alternativement, l'établissement d'une zone franche pour les raffineries irait à l'encontre des objectifs envisagés par les mesures de libéralisation. La Banque suggère que les tarifs à l'importation soient appliqués également à tout importateur, y compris les raffineries, en conformité aux conditions qui seront définies par le statut d'importateur. 2.39 Le séminaire a recommandé l'établissement du statut de l'importateur, définissant et régulant les droits d'importation des produits pétroliers au Maroc. Quatre conditions sont considérées importantes dans la définition de l'importateur qualifié. La régulation dans ce statut précisera que tout importateur qualifié devra a) importer les produits pétroliers en respect des spécifications standards en vigueur au Maroc; b) dépose des moyens et infrastructure nécessaires au négoce des produits pétroliers; c) dispose des facilités portuaires -42- nécessaires à l'exercice de la profession. La Banque soutient ces conditions. Il faudra s'assurer toutefois que ces conditions sont suffisantes pour respecter les mesures de sécurité dans les opérations d'importation des produits pétroliers au Maroc, sans être par ailleurs trop restrictives, et résulter en un monopole d'importation. 2.40 Le Maroc a signé des conventions particulières avec certains pays du Moyen- Orient et d'Afrique du Nord de préférence tarifaire concernant le pétrole brut et les produits. Il est recommandé de traiter d'une manière identique les droits payés sur le brut et les produits, quelle que soit leur origine. B. Mesures stratégiques 2.41 Le séminaire propose l' élimination des restrictions quantitatives existantes sur les produits pétroliers pour éliminer le monopole d'importation effectif des raffineries locales, en respect de la nouvelle loi; et d'établir un différentiel entre les produits et le pétrole brut pendant une période de transition, et par la suite de décontroler les importations et les prix. La Banque suggère que, si cette voie était suivie, que toutes les restrictions non-tarifaires sur le brut et les produits soient éliminées. Les différentiels de tarif imposés aux produits seront alors progressivement éliminés pendant la période de transition. Après cette période, les prix seront complètement libéralisés. 2.42 Une période de transition de cinq ans a été proposée pour permettre aux raffineries de s'adapter à un environnement compétitif et non-protégé, résultant du décontrôle des importations et des prix. La Banque recommande de limiter cette période à trois ans, période étant connidérée comme adéquate pour effectuer la transition dans d'autres pays. 2.43 Le séminaire a recommandé que les raffineries locales soient encouragées à rechercher à s'intégrer dans leurs opérations aussi bien en amont dans les activités d'exploration, qu'en aval dans la distribution. 2.44 Le séminaire a proposé qu'une entité de régulation soit établie pour réguler les activités de distribution, après la privatisation des parts détenus par la SNPP. Cette entité pourrait être une agence indépendante, ou opérer à partir des structures de la SNPP. La Banque n'est pas certaine de l'utilité de créer une entité de régulation supplémentaire; il serait préférable que le contrôle des activités de distribution soit assuré par la structure existante au sein du MEM. En plus, il s'agit d'aborder la question de nécessairement procéder aux conditions de décontrôle des marges et des prix. 2.45 La régulation des importations, du stockage, et de la distribution des GPL est considérée comme séparée des autres produits pétroliers, étant-donné la situation spéciale de ces produits largement subventionnés sur le marché marocain. La Banque suggère que, après le décontrôle des produits pétroliers, la commercialisation des GPL devrait être traitée d'une manière identique à tous les autres produits. Si une subvention s'avère nécessaire, elle devrait être couverte par le Trésor, et doit bénéficier directement au consommateur final. - 43 - EVOLUION RECENTE 2.46 Le gouvernement vise à libéraliser entièrement le secteur pétrolier et à optimiser ainsi l'approvisionnment du marché pétrolier. La privatisation de la raffinerie de SAMIR est envisagée dans ce cadre global. L'objectif consistera à ouvrir le secteur aux operateurs privés, tant nationaux qu'internationaux. En particulier, les mesures suivantes ont été prises: la privatisation de l'ensemble des sociétés de distribution des produits pétroliers du groupe SNPP; la mise en application effective du système d'indexation des prix des produits pétroliers et ce, depuis le 1/01/95, avec toutes les réformes tarifaires et fiscales qui l'ont accompagnée; la décision du gouvernement de privatiser la SAMIR. -44- Tableau 2.9: Projet de restructuratio- du secteur pétrolier Mesures Spdcifiques Recommandations du Sminaire Position de la Banque Position du MEM 1. Eliminer les distorsions fiscales entre le gaz et Vignette considérée Mime que la Banque l'essence par une taxation du diesel (vignette) comme une solution non- réalisable; l'objectif doit être d'appliquer une taxe égale à tous les carburants pour toutes utilisation; Harmonisation fiscale appliquée h tous les D'accord; D'accord; combustibles (fueloil, charbon, gaz); 3. Introduire système d'indexation paralièlement à Décontrôle des prix la mise en vigueur sortie raffi-nerie; de la loi sur le commerce extérieur éliminer différentiel de tarif entre les produits et le brut. 4. Etendre la zone off-shore aux produits raffinds Les droits de douane Le MEM propose un nouveau et aux profits; doivent être appliqués à schéma: mise en place d'une tous importateurs de "plate-forme pétrolière off- produits pétroliers, y shore" qui comprend la compris les raffineries raffin?erie de la SAMIR, les instalPations portuaires et de stockage (incluant les cavernes souterraines 5. Définir le statut de l'importateur régulant les D'accord, mais A reviser pour tenir compte de droits d'importation; dépendant d'une la proposition no 4, du MEM définition acceptable (Plate-forme pétrolière) provenant de toutes sources; 6. Régler la question des conventions particulières Elininer traitement Même que la Banque avec certains pays fournisseurs spécial concernant le brut et les produits provenant de toutes sources; Mesures StratégIques 1 . Eliminer progressivement le monopole Eliminer les licences Recommandation sera d'importation d'importation, lever effective à c/ I/l/95 progressivement les différenticis de tarifs entre le brut et les produits pendant la période de transition 2. Accorder une période de cinq ans aux Limiter la période de D'accord avec une période de raffineries pour s'adapter à un environnement transition à trois ans; cinq ans. compétitifet non protégé; 3. Diversifier et intégrer verticalement les Pas d'objection D'accord raffineries et amont et en aval; 4. Renforcer les mesures anti-dumping Mettre en place ces Même que la Banque mesures, telles que définies par la loi existantes, supprimer la marge de contrôle; 5. Etablir une entité de régulation pour la MEM doit continuer à Même que la Banque distribution en utilisant la SNPP; superviser cette activité selon les lois existantes, supprimer la marge de contrôle; 6. Réguler l'importation, le stomkage et la Après le décontrôle, le Même que la Banque distribution des GPL; GPL sera traité comme tous les autres produits. Toute subvention proviendra directement du Trésir et ira au bénéfice du consommateur -45- 1H. LE SECTEUR DU GAZ NATUREL INTRODUCTION 3.1 Le Maroc s'engage dans une nouvelle ère énergétique à la suite de la construction du gazoduc Maghreb-Europe (GME). La traversée du Maroc par le gazoduc permettra au pays d'acheter le gaz sur une base commerciale à l'Algérie. L'introduction du gaz naturel dans l'économie contribuera à la réussite des objectifs économiques globaux, y compris améliorer la compétitivité des industries locales, stimuler la croissance économique, et attirer les investissement extérieurs. 3.2 Dans ce contexte, il est nécessaire de régler un certain nombre de questions essentielles pour maximiser les avantages que cette nouvelle forme d'énergie peut apporter au secteur de l'énergie et à l'économie. Ces questions portent notamment sur les décisions institutionnelles de structuration de la nouvelle industrie gazière ainsi qu'à son cadre légal et à la création d'une autorité de régulation, chargée d'arbitrer les rapports entre l'industrie et les consommateurs. Il faudra tenir compte de la protection des intérêts de toutes les parties, et éviter les abus éventuels des pouvoirs de monopole. Les contrats commerciaux d'achat de gaz, les règles d'accès aux conduites de transport, les mécanismes tarifaires et de prix doivent être préparés, tenant compte des impératifs de la réforme économique en cours. Les pouvoirs publics ont besoin de développer et de réviser continuellement les stratégies de marché, pour faciliter l'expansion économique liée au système de pipeline et encourager l'utilisation efficace du gaz dans les secteurs où il est compétitif et souhaitable à cause de son impact sur l'environnement. La Banque c,tinuera à apporter son assistance, à travers son aide technique et financière, à l'action des pouvoirs publics. OUESTIONS ESSENTIEL LES ET OPIONS DE DEVELOPPEMERNT DU G irAZ NATU REL, A. Approche globale pour une énergie nouvelle 3.3 L'arrivée de quantités importantes de gaz naturel dans le système énergétique marocain, s'il est démontré que ces consommations sont justifiées sur le plan économique, est de nature à induire des modifications majeures dans la situation énergétique du pays. L'introduction du gaz implique des substitutions inter-énergétiques et un accroissement de la concurrence inter- énergétique; elle apporte aussi une plus grande flexibilité, moins de pollution, de nouvelles formes d'organisation et de réglementation. Compte tenu de ces changements importants, l'introduction du gaz naturel dans l'économie doit être planifiée avec soin en gardant à l'esprit les spécificités de cette nouvelle énergie et la place qu'elle est amenée à prendre dans la politique énergétique du pays. Spécificités du gaz naturel 3.4 Le gaz naturel est une source d'énergie primaire dotée de caractéristiques spécifiques: elle se rapproche du pétrole à l'amont, dans la mesure où l'activité d'exploration et les risques qui y sont associés sont les mêmes; elle se rapproche de l'électricité à l'aval, dans la -46- mesure où un lien fixe est nécessaire entre le gisement et le consommateur final. Les spécificités du gaz naturel sont les suivantes: Le gaz naturel a une faible densité énergétique mais une forte volatilité. En conséquence, il doit être transporté par tuyau (le GNL est une exception Les coûts comparés de transport de l'énergie (par gros tuyaux ou par lignes à haute tension; base Europe de l'Ouest) donnent les rapports suivants: Le transport du gaz est plus cher que celui du pétrole par un facteur de cinq à dix. Le transport de l'électricité est plus cher que celui du gaz par un facteur d'environ dix. Le transport du gaz est caractérisé par de très fortes économies d'échelle. La part des coûts de transport et de distribution dans le coût final du gaz pour le consommateur final est importante ou même très importante. Le coût de stockage du gaz est élevé et ne se justifie économiquement que pour de grosses quantités. L'utilisation du gaz naturel est avantageuse sur le plan de l'environnement et de l'efficacité énergétique par rapport au charbon et aux produits pétroliers. Le gaz naturel permet notamment d'atteindre une très grande efficacité pour la production d'électricité. Le gaz naturel peut toujours être remplacé par un autre combustible à un coût qui peut être élevé mais pas prohibitif. Le gaz naturel n'est pas une énergie indispensable. Le gaz naturel est un combustible, mais aussi une matière première et, à ce titre, il peut induire d'autres activités industrielles. 3.5 Le développement du gaz naturel, en tant que nouvelle source d'énergie pour le Maroc, paraît s'inscrire naturellement dans les grandes options de la politique énergétique du pays visant à (i) minimiser le coût des approvisionnements, (ii) encourager les substitutions inter-ènergétiques les plus économiques, (iii) mobiliser les ressources nationales (le gaz de redevance peut être considéré comme une ressource nationale) (iv) améliorer l'efficacité du système énergétique. 3.6 Au-delà de ces objectifs, la situation énergétique future du Maroc est marquée, comme dans beaucoup d'autres pays, par de très nombreuses incertitudes: le coût économique de nouvelles technologies énergétiques (les schistes bitumineux, par exemple, dont dispose le Marocen grandes quantités). -47 - les prix mondiaux des énergies dominantes en termes de niveau, d'évolution et de stabilité. a le niveau attendu des consommations d'énergie. le potentiel national de découverte de pétrole et de gaz. les contraintes environnementales difficilement prévisibles. 3.7 Dans la définition d'une politique énergétique qui poursuit les objectifs énoncés ci-dessus, et qui cherche à répondre aux incertitudes, l'arrivée d'une nouvelle source d'énergie comme le gaz naturel apporte des avantages incontestables: Une plus grande diversification du bilan énergétique, c'est-à-dire moins de dépendance vis-à-vis de chaque énergie et moins de vulnérabilité aux incertitudes. Une plus grande flexibilité du système énergétique, dans la mesure où le gaz naturel se substitue à d'autres énergies, mais que le processus de substitution peut être renversé dans le futur, si les conditions économiques changent. Une efficience énergétique accrue par l'utilisation de nouvelles technologies, telles que les turbines à gaz à cycle combiné et la cogénération (production combinée de chaleur et d'électricité). Ces nouvelles technologies sont en ligne avec une approche globale qui donne une importance particulière à la demande. Elles sont de nature à diminuer les besoins futurs de nouvelles capacités de génération d'électricité, telles qu'elles sont anticipées selon les méthodes traditionnelles, et donc de réduire le montant des ressources financières requises par le pays. Une indication majeure sur la volonté du pays de prendre en compte la protection de l'environnement. L'organisation des monopoles naturels 3.8 Le transport et la distribution de gaz naturel sont généralement considérés, à l'intérieur d'une zone donnée, comme des monopoles naturels, soumis à des formes variées de réglementation. Le transport du gaz sur de longues distances implique des coûts d'investissements élevés et la situation de monopole naturel vient du fait qu'un seul tuyau (ou parfois un petit nombre) ne se justifie pas sur le plan économique. A partir de cette caractéristique, certains pays ont institué des monopoles nationaux sur le transport du gaz, tandis que d'autres octroyaient des concessions particulières à de multiples agents (Tableau 2). Pour ce qui est de la distribution du gaz, un monopole régional (ou parfcis national) est généralement concédé aux compagnies de distribution gazières. Ce monople couvre toutes les ventes de gaz, à l'exception parfois de certains consommateurs comme les centrales électriques. Les monopoles naturels entraînent donc l'intervention de l'Etat dans le but: De protéger les investisseurs engagés dans des investissements très lourds, contre la réalisation d'investissements concurrents. -48- De protéger les consommateurs contre toutes les formes de pouvoir de monopole: discrimination, abus de position dominante, pratiques prédatrices. D'assurer l'intérêt général sur le plan de la sécurité technique et de la sécurité des approvisionnements. 3.9 Différents modèles d'organisation de l'industrie gazière ont été mis en place dans différents pays. (Tableau 3.1). Parmi ces modèles, aucun n'est en mesure de démontrer sa supériorité absolue. Aujourd'hui, dans de nombreux pays, développés et en voie de développement, y compris dans les pays d'Europe de l'Est, les industries gazières subissent des changements structurels profonds. Les principales tendances d'évolution sont les suivantes: (i) rôle accru du secteur privé et des investisseurs privés, (ii) modifications dans les modes de réglementation de façon à encourager la concurrence et à accroître l'efficience énergétique, (iii) remise en cause des monopoles de droit sur le transport et les importations, apparition de procédures de libre accès aux réseaux de transport par les tiers, (iv) modifications de la réglementation pour favoriser la production indépendante d'électricité et la cogénération, (v) attention acc-e accordée à la valeur de marché du gaz rendu chez l'utilisateur, aux conditions de la concurrence interénergétique et de la concurrence entre des gaz de provenance différente, et au niveau de prix qui doit en résulter, (vi) priorité accordée au management de la demande, (vii) prise en considération des contraintes d'environnement. 3.10 Tous les modèles d'organisation impliquent nécessairement différentes formes de réglementation qui couvrent les principaux éléments de l'activité gazière: octroi des concessions, autorisations, conditions d'accès aux réseaux, principes de tarification et de prix. Parmi ces problèmes, la réglementation des prix constitue l'élément principal pour contrer le pouvoir de monopole. 3.11 Il existe trois formes principales de réglementation des prix des monopoles naturels; elles sont parfois combinées: Réglementation par prix plafond (price cap regulation). C'est un système réglementaire visant à encourager l'efficacité et le progrès technique. Un exemple de ce système est la formule mise en place au Royaume-Uni en 1987 lors de la privatisation de British Gas. Cette formule étabLit un lien entre, d'une part l'évolution du niveau des tarifs et, d'autre part, l'évolution du coût d'approvisionnement en gaz mais aussi un facteur d'efficacité qui doit avoir pour effet de réduire les coûts. Ce facteur d'efficacité (X) est négocié entre la compagnie et le régulateur. Ainsi le prix du gaz doit augmenter moins que l'indice des prix à la consommation (Retail Price Index), à supposer que le coût d'approvisionnement soit constant, selon la formule RPI-X. Dans d'autres pays, le monitoring des prix, avec un accord sur les coûts qui peuvent être incles dans le tarif de base, est fréquemment utilisé. Réglementation par le taux de profit. Cette forme de réglementation vise à limiter le profit de l'entreprise à un taux de profit "normal", calculé sur les actifs ou sur le capital social. Le but recherché est, là aussi, de faire échec au pouvoir de monopole, mais le défaut majeur de ce système est d'encourager le surinvestissement. -49- Les contrats-objectifs. Les contrats-objectifs sont le plus souvent, mais pas exclusivement, signés entre les compagnies fEtat et leur actionnaire (l'Etat). Sur une base négociée, ils tendent à formaliser, sur une période de trois à cinq ans, les principaux objectifs de l'entreprise en termes de performances, d'investissements, d'emploi, de tarifs, de structure financière. TABLEAU 3.1 FORMES D'ORGANISATION DE L'INDUSTRIE GAZIERE BELGIQUE- DISTRIGAZ: contrlée à 50 % par l'Etat, a le monopole du transport, des importations et des exportations. La distribution est assurée par des entreprises locales. DANEMARK DONG: contrôlée par lEtat à 1000% a le monopole du transport, des importations et des exportationsl. La distribution est assurée par 5 compagnies municipales. Réglementation par le Parlement. FRANCE GAZ DE FRANCE entreprise d'Etat, a le monopole sur les importations, 85 % du transport et 95 % de la distribution. La distribution du gaz est assurée conjointement avec ceLte d'électricité, avec EDF. Réglementation par le Ministère de l'Industrie (Tutelle) par le biais d'un Contrat d'objectif qui contient une clause d'efficacité (proche de la formule britannique). GRECE DEPA entreprise d'Etat, a le monopole sur les importations et le transçortl. Distribution par des entreprises municipales. IRLANDE BOARD GAS EIREN (BGE), entreprise d'Etat, a le monopole sur les importations, et le transport. Distribution par des entreprises locales contrôlées par BGE. Contrôle des tarifs par lAdministration. ITALIE SNAM, entreprise d'Etat du groupe ENI, a le monopole sur les importations, les exportations et le transportl . 55 % de la distribution est assurée par ITALGAS, contrlée par la SNAM, et par des entreprises locales. ESPAGNE ENAGAS entreprise d'Etat, a le monopole des importations et des exportations2 et une position dominante sur le transport. 55% de la distribution du gaz est assurée par ENAGAS ou ses filiales, le reste par des distributeurs locaux. Contrôle des tarifs p rAdministration. B) ENTREPRISES PRIVEES ALLEMAGNE Production de gaz naturel ptr les compagnies pétrolières. Importations et transport par des compagnies privées de transport: RLHRGAS (57% des importations), THYSSENGAS, VEW, BEB, VNG. Distribution, le plus souvent, par des entreprises municipales. Liberté des prix. Réglementation par lOffice Fédéral des Cartels. ROYAUME UNI BPJTISH GAS, créée comme entreprise publique, organisée en monopole verticalement intégré, a été privatisée en 1986. BGC conserve une position dominante sur le transport (mais liberté d'accès aux tiers), la distribution et la vente d'équipements. Réglementation par une autorité indépendante (Ofgas) et à travers la formule RPI - X (RPi - indice des prix à la consommation, X = facteur defficacité) ETATS-UNIS Plus de 7000 entreprises sont impliquées dans lindustrie du gaz naturel. La plupart d'entre elles sont privées. Un petit nombre sont verticalement intégrées (Columbia Gaz System ENRON, Consolidated Naturel Gas). Les autorités fédérales et IEtat ont poussé à la déréglemertation des prix au cours des années 80, favorisant rémergence de situation très compétitives à tous les niveaux de l'industrie 1 En Europe, la Commission des Communautés Européennes demande avec une insistance croissante la suppression de toutes les formes de monopole de droit. Plus précisément, elle demande l'abrogation des monopoles sur les importations, les exportations et le transport, et la mise en place d'une forme de libre accès des tiers aux réseaux. Plusieurs pays envisagent une privatisation totale ou partielle de leur industrie gazière. 3.12 La réglementation des monopoles naturels est assurée, soit par l'Administration (représentant les intérêts de l'Etat), soit par une autorité indépendae à laquelle est conféré le S50- pouvoir de faire respecter la réglementation. Toutes les formes d'organisation ont leurs propres coûts, avantages et inconvénients. En théorie, la réglementation par prix plafond est la plus efficace mais sa mise en place et en application ne sont pas aisées. Dans le cas du Maroc, la réglementation de l'industrie gazière sera appliquée par l'Administration, selon son traditionnel pouvoir de tutelle. La forme de réglementation à mettre en place est encore une question ouverte. Conditios majeures de développement du gaZnaturel 3.13 L'expérience historique de différents pays tend à montrer qu'un certain nombre de facteurs sont décisifs pour l'introduction et le développement progressif du gaz naturel en tant qu'énergie nouvelle: La volonté politique de développer le gaz constitue le premier élément car un certain nombre de décisions doivent être prises concernant l'organisation de l'industrie, le rôle des acteurs actuels et potentiels, les implications du développement gazier sur le reste de l'économie. L'existence d'une étude sur le marché du gaz qui passe en revue systématiquement les marchés potentiels et établit le niveau des coûts qui serait acceptable pour les différents groupes de consommateurs. Dans la plupart des cas, une importante consommation de base, telle qu'une centrale électrique, paraît nécessaire pour développer le marché (cas du Portugal, de la Thaïlande, de la Malaisie). L'existence de "règles du jeu" parfaitement définies qui établissent les éléments juridiques, techniques, économiques et financiers de la réglementation de l'industrie. Ces règles peuvent être établies par un Code gazier qui est censé mettre en place la réglementation initiale, tout en prenant en compte l'évolution possible de l'industrie: découvertes locales de gaz, nouvelles sources d'approvisionnement, nouvelles formes d'utilisation. Une claire définition de toutes ces règles constitue un préalable indispensable pour attirer les investissements privés. Dans le cas du Maroc, la volonté politique de développer le grz a été clairement indiquée. L'étude de marché et la construction du cadre juridique de l'industrie gazière sont en cours. B. L'approvisionnement du Maroc en gaz naturel Le gaz de redevnc 3.14 D'après le procès-verbal de la réunion des ministres marocain et espagnol chargés de l'énergie du 30 Avril 1991 (BO du 2 Décembre 1992) la redevance qui doit être payée au Maroc représente une compensation normale pour les contraintes imposées par le passage du gazoduc et un juste partage des bénéfices engendrés par le projet. Dans l'esprit du procès-verbal, cette redevance représente aussi une compensation du régime fiscal favorable accordé aux entreprises, marocaines et étrangères, impliquées dans la construction et l'exploitation du gazoduc. - 51 - 3.15 Un certain nombre de questions importantes concernant cette redevance doivent être clarifiées. Le processus de décision entre le paiement en nature et le paiement en espèces n'est pas encore déterminé (à la connaissance de la Banque Mondiale). Sur ce point, plusieurs éléments doivent être pris en considération: Les résultats du Plan de Développement gazier Phase 2 vont déterminer quel volume de gaz peut être placé sur le marché national et quel peut être la montée en puissance dt,ce marché. Une possibilité serait d'utiliser le gaz de redevance pour la montée en puissance du marché jusqu'à ce que soient requis des volumes supplémentaires, en particulier pour moduler les pointes dans la production de l'électricité. Ce gaz de redevance peut être considéré comme une ressource énergétique nationale mais ce n'est pas un gaz gratuit. Il appartient à l'Etat marocain, et doit être payé par l'utilisateur au Trésor à un prix qui couvre son coût d'opportunité en devises. Si la redevance est prise en nature, c'est à dire en gaz, la question du coût de transport doit être réglée. Selon le procès verbal cité, le transport du gaz de redevance est gratuit jusqu'au point principal de piquage sur le GME ne dépassant pas la région de Fez -Méknès. Depuis la réunion des ministres, le tracé initial du gazoduc a été modifié et le point de piquage sera situé à l'Ouest de Méknês. La question du transport doit donc être clarifiée. a Le gouvernement marocain doit examiner attentivement la question de savoir sur quelles bases il peut maximiser son prélèvement en passant d'un versement en nature àun versement e. espèces et vice-versa. Le processus décisionnel doit être fondé sur une comparaison. entre le prix du gaz de redevance et la valeur de marché de ce gaz sur le marché marocain. Le processus de maximisation implique toutes les parties concernées : le gouvernement marocain qui possède le gaz, ENAGAS qui peut proposer de l'acheter, SODUGAZ qui peut avoir intérêt à acheter ce gaz, sans y être toutefois contraint, les utilisateurs finals. L'efficacité du processus de maximisation est directement lié au degré de flexibilité qui est donné au Maroc pour annoncer son intention de prendre du gaz ou des devises, mais il peut être limité par la rigidité technique des utilisateurs finals ou par la rigidité commerciale de SODUGAZ 1 Si le gouvernement marocain souhaite conserver la possibilité de choisir entre gaz et devise, et si un contrat commercial est nécessaire pour l'alimentation du marché national, la négociation de ce contrat commercial doit prendre en compte les conditions selon lesquelles le choix entre gaz et devises s'effectue. Des conflits d'intérêts peuvent apparaître entre l'Etat marocain et l'acheteur du gaz (SODUGAZ). L'expérience de la Tunisie sur cette question est intéressante. En utilisant sa marge de liberté pour passer d'une redevance gaz à une redevance deviscs, le pays réalise de très impoitantes économies dans la mesure où 80 % de sa capacité installée de production d'électricité peut utiliser indifféremment du gaz ou du fuel. La grande flexibilité d'annonce qui lui est accordée lui permet de passer très rapidement au combutible moins cher. -52 - cntra commerciad'prvsonmngaerve Agri 3.16 Le Plan de Développement Gazier, Phase 2 doit déterminer le volume de gaz qui peut étre absorbé par le marché marocain avec la montée en puissance y afférent. La mission insiste sur le fait que ce Plan de développement gazier est le premier et le seul qui ait été entrepris. La mission recommande qu'aucune négociation commerciale avec l'Algérie ne soit entreprise avant que les résultats de ce Plan ne soient connus. 3.17 Un contrat gazier est le résultat de longues négociations au cours desquelles chacune des parties intéressée conserve la possibilité de dire "non" avant de signer. Un très grand nombre d'éléments doivent être pris en compte dans la négociation 2 (Tableau 3) TABLEAU 13.2 PRINCMPAUX ELEMENTS D'UN CONTRAT D'APPROVISONNEMENT EN GAZ A LONG TERME LES PARTENAIRES Equilibre des pouvoirs Capacité des partenaires de conduire la négociation LES REGLES DE MISE EN VIGUEUR DU CONTRAT Le démarrage du contrat Les clauses de révisions contractuelles L'interprétation des règles (définitions, langue, loi applicable) La résolution des différents LES VOLUMES Engagement du vendeur de rendre le gaz disponible Engagement de l'acheteur d'enlever le gaz Volume annuel Flexibilité Risque de reservoir Maintenance Force majeure LE PRIX Détemination du prix initial Accord sur la fornule de prix Echéance de paiement Mode de paiement Pénalités Révision de la clause de prix Clauses de Hardship et de force majeure. Source: Banque Mondiale (ESMAP. Long Terni Gas Contracts Principles and Application. Report no 152/93, 1993). 2 Un récent document ESMAP fait l'inventaire des principaux contrais,gaziers exisait et cherch à mettre en lumiére les différences et les nuances (ESMAP Long terni Gas Contracts. Principles and Applictions. report n° 152/93, Janvier 1993). 3.18 En ce qui concerne les négociations d'un éventuel contrat commercial avec l'Algérie, les éléments suivants doivent être examinés avec le plus grand soin: Il a été dit à plusieurs reprises que le contrat devait être; signé avant le 31 Décembre 1993 Cette contrainte de temps fait pression sur la négociation et il est extrêmement improbable que toutes les données nécessaires soient connues avant cette date, De l'avis de la mission, un délai doit être demandé et obtenu. il importe de garder à l'esprit que le cycle combiné projeté peut parfaitement démarrer avec du gaz de redevance. La question du prix du transport du gaz entre la frontière algérienne et le point de piquage du réseau marocain doit être clarifiée. Dans le procès verbal de la réunion ministérielle d'Avril 1991, il est indiqué que les quantités de gaz nécessaires aux besoins marocain seront transportées 9'aux conditions les plus favorables". Les tarifs de transport du gaz entre la frontière algérienne et les différents points de piquage dcivent être connus. Il existe en effet un danger d'avoir une industrie gazière marocaine réglementée qui dépend pour son approvisionnement d'une iïdustrie de transport, en amont, non réglementée. Les tarifs doivent couvrir le coût de transport et être non discriminatoires. Le régime fiscal du gaz vendu sur le marché marocain doit être établi (droits d'importation, accise, TVA) (ci dessous 8). Dans la négociation, une attention particulière doit être accordée aux conditions spécifiques de concurrence et de substitution inter-énergétique sur le marché marocain. Si des chaudières industrielles sont converties du fuel oil au gaz naturel, elles peuvent techniquement demeurer flexibles. Le prix contractuel initial, les clauses d'escalation, les clauses de révision et les marges de flexibilité doivent tenir compte de cette flexibilité technique de base de l'utilisateur final. En d'autres termes, les conditions commerciales de fourniture de gaz au consommateur final, y compris la possibilité d'introduire des clauses d'interruptibilité, doivent être compatibles avec les conditions générales d'approvisionnement en gaz algérien. La flexibilité du contrat commercial doit aussi tenir compte du degré de flexibilité sur le gaz de redevance. Le contrat commercial avec l'Algérie est le premier maillon d'une série d'accords contractuels: pour signer un contrat de take or pay avec SONATRACH, l'acheteur (SODUGAZ ou une autre entreprise) doit avoir un contrat avec le transporteur (EMPL) et un contrat de take or pay avec le ou les principaux utilisateurs. Parmi ces utilisateurs, les propriétaires du cycle combiné doivent avoir un contrat de vente d'électricité avec l'ONE. Etant donné que des investisseurs privés sont impliqués dans cette chaîne, tous ces contrats doivent être établis sur des bases claires. Tout ceci constitue un argument supplémentaire pour recommander un délai dans la négociation. La mission tient à insister sur la nécessité de résoudre les problèmes évoqués ci- dessus avant toute négociation. Ces problèmes complexes révéleront sans doute 54 - des conflits d'intérêts entre les différents acteurs: EMPL, SODUGAZ, 'ONE et d'autres utilisateurs potentiels, les investisseurs privés nationaux et étrangers, l'Etat marocain. Des arbitrages au plus haut niveau seront sans doute nécessaires, en ligne avec la volonté politique établie de développer le gaz. Autres sources possibles d'apovisionnement en gaz, 3.19 Dans le processus de constitution d'une industrie gazière nationale, avec le démarrage d'un réseau, l'évolution à long terme de cette industrie doit être prise en considération. Le cadre institutionnel doit permettre le développement éventuel de nouveauxigazoducs (autres tuyaux en provenance d'Algérie), de gisements nationaux, d'un terminal de GNL. En conséquence, les conditions d'accès aux réseaux de transport et de distribution doivent être prévues. C. Problèmes institutionnels IJorganisation de l'ndustrie 3.20 En accord avec les recommandations de la Banque Mondiale, une compagnie gazière, SODUGAZ, a été constituée pour le transport, àpartir du GME, du gaz naturel destiné au marché marocain. Selon cette recommandation de la banque, SODUGAZ serait autorisée àvendre Io gaz aux gros consommateurs, tels que l'ONE, et à des compagnies de distribution. Il est clair que, selon la Loi de libéralisation du commerce extérieur, SODUGAZ ne peut prétendre au monopole des importations. La délimitation réelle de l'activité de SODUGAZ n'est cependant pas complètement claire. En effet, le décret du 8 Avril 1993 indique que la société a été créée pour "l'étude, la réalisation et le développement du rseau domestique haute et moyenne pression à partir du gazoduc". Le décret ne mentionne pas si toutes les catégories de consommateurs sont inclus dans le champ de l'activité. 3.21 La mission estime que SODUGAZ doit être une compagnie de transport soumise au droit commun et plus particulièrement à la législation gazière en cours d'élaboration. Cette stricte séparation entre l'activité de transport et l'activité de distribution introduit une plus grande transparence dans le secteur. Dans le long terme, elle est de nature à induire plus de concurrence. Il pourrait être toutefois admis, sous réserve des autorisations appropriées, que SODUGAZ prenne des participations dans des sociétés de distribution. L'existence de cette possibilité peut être de nature à faciliter de développement de l'activité gazière en aval. La préparation de la gagiska ezière 3.22 Les activité de transport et de distribution de gaz naturel requièrent, en tant que monopoles naturels, un cadre institutionnel et juridique précis de façon à ce qu'ils soient exploités efficacement. La philosophie sous-jacente, telle qu'elle a été explicitée plus haut (4.3), vise à mettre en place et à maintenir un équilibre entre des intérêts conflictuels, a empêcher toute possibilité d'exercice du pouvoir de monopole, à promouvoir l'efficience technique et managériale, à encourager la concurrence interénergétique et, lorsque c'est possible, la concurrence entre gaz de provenances différentes. Dans le contexte institutionnel marocain, trois sortes de textes juridiques sont nécessaires: - 55 - Une loi (la loi gazière) qui établit les principes généraux régissant l'industrie. Un ou plusieurs décrets qui établissent plus précisément les règles de fonctionnement. Une série d'arrêtés qui complètent les textes précédents d'un point de vue technique. 3.23 La loi gazière et les principaux décrets et arrêtés sont en cours d'élaboration et de discussion. Tous ces textes s'inscrivent dans une même logique; ils doivent être non contradictoires. La finalisation des détails techniques peut faire apparaître des insuffisances dans la rédaction des principes de base de la loi. Un processus itératif doit être suivi. 3.24 Ce cadre juridique, en cours de construction couvre l'ensemble de l'industrie gazière marocaine, en aval du GME. En ce qui concerne le GME, seules les spécifications techniques et de sécurité s'appliquent. Celles-ci ont déjà été édictées par instructions spéciales du Ministre des Mines et de l'Energie. Les autres principes régissant le gazoduc relèvent de la Convention de 1992. 3.25 Le contenu de la loi gazière a été discuté pour la première fois en juin 1993 entre les membre de la Task Force et la mission. Les membres du groupe sont tombés d'accord sur une première énumération des éléments qui devraient être inclus dans la loi gazière, après que les principaux termes de 'industrie aient été soigneusement définis, Ces éléments sont énumérés ci- dessous en ternies très généraux. Leur formulation définitive implique de plus amples discussions entre les parties intéressées et probablement des arbitrages au plus haut niveau. Déclaration de service public pour les activités de transport et de distribution du gaz naturel par canalisation. Les activités de transport et de distribution du gaz naturel sont assurées à travers des concessions octroyées à des opérateurs privés ou par tout mode de gestion administratif, pour ce qui est des établissements publics. L'octroi des concessions de distribution se fait par adjudication publique. Les activités de transport et de distribution du gaz naturel sont sujettes à une autorisation gouvernementale. Les activités de transport et de distribution du gaz naturel sont assurées selon des règles établies par un cahier des charges. Ces règles stipulent: (i) l'égalité de traitement pour une même catégorie d'usagers; (i) la continuité du service; (iii) la perception des droits auprès des usagers. * Le prix payé par chaque catégorie d'utilisateur doît couvrir: (i) le coût d'approvisionnement en gaz à la frontière ou au point de comptage pour un gisement local, (ii) le coût de transport et (iii) le coût de distribution. Les tarifs doivent permettre aux transporteurs et aux distributeurs de couvrir les coûts -56 considérés comme normaux, pour une exploitation prudente et diligente, et de recevoir une juste rétribution du service. Les concessionnaires sont soumis à un contrôle administratif qui est technique et financier'. Les travaux liés à la construction des réseaux gaziers peuvent faire Vàbjet d'une déclaration d'utilité pubiique. Les concessionnaires de distribution ont un droit d'accès au réseau de transport sur une base non discriminatoire et moyennant la rétribution du service. Un concessionnaire ne peut affermer tout ou partie de son activité, sauf s'il y est expressément autorisé par le gouvernement. En cas de faute grave, une concession peut être révoquée. Des périmètres de sécurité peuvent être crées, soit pour y refuser toute installation de gaz, soit pour protéger les équipements de gaz existants. L'accès de tiers aux réseaux est autorisé, sur une base non discriminatoire, et à condition que des capacités de transport soient disponibles. Un fonds spécial est créé dans le but de faire financer par l'industrie elle-même le fonctionnement du système de réglementation. 3.26 Un ou plusieurs décrets doivent être pris pour l'application des principes généraux inscrits dans la loi. Une première discussion a montré que les éléments suivants devaient être inclus dans ces décrets; ils permettraient à l'autorité désignée de prendre les arrêtés concernant tous les aspects techniques: Désignation det autorités qui accordent les concessions et les autorisations pour le transport et la distribution du gaz nature! et pour le branchement sur le GME. Désignation de l'autorité chargée de l'application de la réglementation. Définition des procédures ad hoc. Principes de prix et de tarification pour la vente du gaz haute, moyenne et basse pression. Définition des procédures pour la fixation des règles et des spécifications techniques pour la construction des gazoducs. Définition des conditions de délivrance des autorisations pour les travaux et la mise en service, et possibilités de prévision des conditions spécifiques dans l'acte d'autorisation. -57- Régime des périmètres de protection. Règles pour l'établissement des programmes de maintenance, le contrôle et les inspections de sécurité. Détermination des informations qui doivent être diffusées par les opérateurs. Cahier des charges type (un pour le transport, un pour la distribution). Détennination des périmètres de protection des installations gazières. Droits de passage. 3.27 Deux problèmes institutionnels majeurs sont couverts par ces décrets: les tarifs (voir ci-dessous) et le régime des concessions. Dans la plupart des pays, une concession pour le transport ou la distribution de gaz naturel est accordée pour une durée déterminée maximum, avec le droit pour le concédant, s'i le souhaite, de récupérer à la fin de la période la pleine propriété des installations en état de fonctionnement. Le concessionnaire amortit sur la durée de la période le coût en capital du gazoduc ou du réseau, et les tarifs qu'il est autorisé de pratiquer doivent lui permettre de rémunérer à un taux normal son capital social. Si la concession est renouvelée, la base d'amortissement incluse dans le tarif est ramenée à zéro. Sur ce point, la recommandation de la mission de la Banque Mondiale est la suivante: A l'expiration de la concession, tous les actifs seront transférés gratuitement à 'l'Etat, en état de fonctionnement, si l'Etat le souhaite. Si l'Etat ne souhaite pas reprendre les actifs, le concessionnaire sera obligé (i) de démonter toutes les installations de surface et de remettre le terrain en l'état où il se trouvait avant les travaux, (ii) de laisser les installations souterraines dans un état acceptable sur la plan de la sécurité et de l'environnement, (iii) de laisser les conduites sous-marines dans un état qui n'est pas susceptible de gêner la navigation et qui est conforme aux normes internationales. Si l'Etat choisit de reprendre les actifs, la meilleure solution serait de remettre aux enchères une nouvelle concession pour le gazoduc ou le réseau de distribution, avec le paiement à l'Etat d'un droit de reprise sur la base duquel seraient calculés les amortissements à inclure dans les nouveaux tarifs, ou encore, avec paiement à l'Etat d'un loyer annuel pour l'utilisation des actifs, ce loyer étant intégré dans les charges d'exploitation à prendre en compte pour le calcul des tarifs. Dans certains cas, on peut admettre que le précédent concessionnaire ait un droit de préemption sur la base de l'offre la plus élevée qui ait été faite par un tiers. 3.28 La question des droits exclusifs à l'intérieur d'une concession doit être également examinée. Historiquement, les réseaux de distribution urbains ont été développés par des concessionnaires qui avaient un droit exclusif de distribution pour une période de huit à dix ans sur toute la zone concédée, sauf en ce qui concerne les unités de production d'électricité et les usines pétrochimiques. 3.29 Les arrêtés n'ont pas encore été discutés, sauf en ce qui concerne la réglementation technique nécessaire pour la construction du GME. Problèmes institutionnels concrnantune iond'éleric naturel e ioeac uGE 3.30 Ces problèmes sont examinés en détail dans le chapitre sur l'électricité. Le cycle combiné qui est en prqjet sera le premier utilisateur du gaz algérien. Si des investisseurs étrangers sont impliqués dans cette construction, un certain nombre de problèmes doivent être clarifiés: la situation institutionnelle de 'ONE et de son monopole, les conditions de vente d'électricité à l'ONE et autres contraintes juridiques. Toute évolution dans le sens d'un développement de la production indépendante d'électricité dans le futur, pose le problème d'une transformation radicale du cadre institutionnel afférent à la production et à la distribution de l'électricité. Ceci implique une réflexion juridique globale, semblable à celle qui est entreprise pour le gaz naturel, avec le même enchaînement: Loi, décrets, arrêtés. Lepouvoir de tutew 3.31 Selon le projet de réorganisation de la Direction de l'Energie du Ministère des Mines et de l'Energie, il est proposé la création d'une division chargée du gaz naturel. Une telle création constitue un facteur de nature i faciliter le développement harmonieux du gaz naturel. Par ailleurs, une telle création se justifie dans la mesure où la mise en place d'un processus de réglementation pour lindustrie gazière constitue, par rapport au cadre énergétique traditionnei, une approche nouvelle qui exige de nouvelles compétences, de nouvelles méthodes, de nouvelles formes de tutelle et une possibilité de financement indépendant. L'autorité de tutelle, tout en étant partie intégrante du Ministère, disposera ainsi d'une certaine autonomie et de son propre budget. La structure opérationnelle de cette division chargée du gaz naturel doit être examinée avec soin, en relation étroite avec la mise en place du cadre institutionnel et réglementaire. Ses responsabilités recouvrent les éléments suivants: -. Lng_: contrôle des prix et/ou des profits, contrôle des coûts et des investissements; structure tarifaire et niveau des tarifs. Lini-ativ: autorisations, concessions, conditions d'accès au réseau. t Lchnique: établissement des normes, autorisations, contrôle, sécurité. La promotion du gaz naturel: l'autorité gazière a une fonction stratégique, indépendante des intérêts privés, pour concrétiser la volonté politique exprimée de développer le gaz naturel. Cette fonction recouvre plus précisément les éléments suivants: . S'assurer que le développement du gaz naturel se fait en harmonie avec la politique énergétique globale, en termes de prix, de sécurité technique, de - 59-. sécurité des approvisionnements, de fiscaité,, de protection de l'environnement. Ceci implique de nombreuses négociations avec les autres ministères. # Promouvoir les utilisations du gaz naturel les plus efficientes. 4 Recueillir les informations et les diffuser, de façon à ce que les investisseurs potentiels, nationaux et étrangers, àtous les niveaux de la filière gaz, soient informés des opportunités. En effet, il faut éviter que des informations erronées ou des barrières de nature bureaucratique ou administrative ne gênent l'entrée de nouveaux venus ou n'empêchent leur approvisionnement en gaz. # Organiser et faciliter la mise en vente sur le marché des technologies gazières et des équipements les mieux adaptés. Cet élément devrait se révéler comme un facteur très important dans le développement du gaz et il n'est pas trop tôt pour y penser. D. Problèmes économiques 3.32 La toute première étape dans l'étude de viabilité économique du gaz naturel au Maroc a été le Plan de Développement du gaz naturel, entrepris dans le cadre du programme commun UNDP/Banque Mondiale, Energy Sector Management Assistance Programme (ESMAP) (couverture verte, Janvier 1992). Cette étude est en cours de réactualisation et les résultats doivent être disponibles en Octobre 1993. Ces résultats constituent un élément clef pour toutes les décisions dinvestissement qui sont envisagées. 3.33 Les principaux objectifs de cette réévaluation sont: de préciser ce que doit être la part du gaz naturel dans le plan d'investissement optimal de I'ONE. d'estimer la demande future de gaz naturel du pays. de déterminer l'impact économique de la pénétration du gaz naturel sur les autres secteurs de l'économie, plus particulièrement l'industrie du raffinage, si le gaz naturel doit se substituer au fuel dans certains secteurs. 3.34 Une mission ESMAP s'est rendue au Maroc en Juin-Juillet 1993 pour entreprendre la réévaluation. Une attention particulière a été accordée aux plans d'investissements de l'ONE, étant donné que la production d'électricité sera dans tous les cas, la première utilisation du gaz algérien. 3.35 Six scénarios ont été élaborés avec différentes hypothèses concernant la localisation du cycle combiné (au Nord, près du GME - Kénitra - Mohamédia) et la conversion au gaz naturel des centales thermiques de l'ONE situées à Kénitra et à Mohamédia. Pour chacun de ces scénarios, la valeur actualisée nette est calculée en prenant en compte les coûts en capital, les charges d'exploitation et le volume de gaz consommé. - 60 - 3.36 Dans la comparaison entre un scénario Nord (le cycle combiné à proximité du GME) et les scénarios Sud (Kénitra ou Mohamédia), une attention particulière doit être accordée au fait que la première option retarderait considérablement le développement à grande échelle du gaz au Maroc. Les scénarios Sud impliquent la conversion au gaz naturel de gros consommateurs industriels. L'estimation de leur consommation potentielle, déjà faite dans la première étude, doit être réactualisée. 3.37 Les estimations préliminaires (Juin 1993) de la valeur de netback du gaz naturel, à la porte de la centrale à cycle combiné, donnent les chiffres suivants: 3,90 $/GJ pour une nouvelle centrale thermique de 300 MW (fuel) 0 3,64 $/GJ pour une nouvelle centrale thermique de 300 MW(charbon) 4,20 $/GJ pour la conversion (repowering ?) d'une centrale de type Kénitra. 3.38 Ces estimations économiques ont été faites avec une durée de vie de 20 ans, un taux d'actualisation de 12 % et un taux d'efficacité du cycle combiné de 46%. Ces résultats montrent qu'un prix de vente du gaz aux portes de la centrale, qui serait inférieur à ces valeurs, est économiquement rentable pour le pays. Ils montrent aussi que de nombreux acteurs sont soucieux de capter une partie de cet écart de prix, s'il existe: SONATRACH en augmentant ses prix, EMPL et SODUGAZ, en élevant leurs tarifs de transport, le Trésor marocain, les utilisateurs finals. E. Prix, tarifs, fiscalité. Principes de déterinati des prix 3.39 L'étude JNDP/Banque Mondiale/ESMAP sur le développement du gaz naturel au Maroc a déjà exprimé clairement les principes généraux sur lesquels devait s'appuyer la politique des prix de l'énergie au Maroc: Le principe d'efficience économigu implique que les tarifs soient fixés de façon à encourager l'allocation efficiente des ressources. Les prix doivent donc être, pour les utilisateurs, des indicateurs de ce que coûte au pays leur approvisionnement. L'application d'un tel principe conduit à ce que les tarifs soient fondés sur le coût marginal à long terme et que la strutcure tarifaire reflète le coût de développer et d'exploiter le système aux conditions du moindre coût. L'égalité de traitement implique que l'on fasse payer aux utilisateurs ni plus ni moins que le coût de les approvisionner. L'application de ce principe interdit les subventions croisées. Quand des subventions sont jugées nécessaires, quelle qu'en soit la raison, elles sont directes, transparentes et payées par l'entité qui les réclame. * L'autosuffisance financière implique que les entreprises soient en mesure de recouvrir par les prix le coût des services qu'elles fournissent. Toutefois, l'application de cette règle doit tenir compte des deux principes énoncés ci- dessus de façon à éviter une prolongation des inefficacités du passé. Les prix permettant de couvrir les coûts doivent être fondés sur une exploitation efficace -61 - de l'entreprise, un plan d'expansion av moindre coût et, chaque fois que cela est possible, des conditions concurrentiells. 3.40 Les discussions afférentes à la mise en application de ces principes ont progressé, mais la stneture actuelli des prix de l'énergie est encore loin d'un système efficace. 3.41 En ce qui concerne le gaz naturel, une proposition a été faite pour inscrire les principes généraux d',tabkisseminent des prix dans la Loi gazière (ci-dessus 6.2). En fonction de ces principes, chaque prix, pour chaque catégorie d'utilisateur, doit couvrir les coûts qui lui sont associés, c'est à dire le prix d'achat du gaz à la frontière (ou -au point de comptage d'un gisement local), le coût de transport et le coût de distribution. L'application de ces principes implique la transparence des tarifs de transport (dans le GME et dans les gazoducs nationaux). 3.42 Les caractéristiques de la demande influent sur les coûts d'infrastructure. Les coûts unitaires de mise à disposition sont plus bas pour un gros consommateur dont la demande varie peu sur l'année (base). Les consommateurs dont la demande connaît d'amples variations imposent des coûts d'infrastructure plus élevés. Ceci s'explique par le fait que des capacités additionnelles doivent être construites (de transport, de stockage ou de distribution) de façon à pouvoir satisfaire la demande de pointe, et que ces capacités ne sont utilisées qu'une partie de l'année. L'efficacité économique implique que le tarif appliqué à un consommateur donné reflète les coûts spécifiques qu'entraînent les caractéristiques de sa demande propre. 3.43 Pour répondre à ces contraintes techniques, le concept de "coût utile" a été proposé; il se réfère à ce qu'il est nécessaire de dépenser, selon des pratiques d'exploitation prudentes et diligentes, sans que soient comptés des investissements de capacité irjustifiés. Ces principes excluent les subventions croisées; ils ne sont pas incompatibles avec des prix négociés entre les compagnies de transport et les gros consommateurs, mais une politique tarifaire ph élaborée doit être mise en place pour les petits utilisateurs industriels, les secteurs résidentiel et tertiaire 3.44 Le prix auquel le gaz naturel peut être vendu aux consommateurs finals sur la marché marocain doit être tel que les consommateurs trouvent le gaz naturel au moins aussi attractif que les autres combustibles disponibles. Cett,. comparaison se fait en tenant compte de l'ensemble des coûts afférents à chaque type de combustible, dans *chaque secteur de consommation : efficacité comparée de chacun, coût d'investissement, charges d'exploitation, prime accordée au gaz par rapport aux énergies concurrentes. L besoin 'n fua-tri 3.45 La mission de la Banque mondiale a recommandé en Juillet 1993, qu'une étude tarifaire soit entreprise. Sans être d'une extrême urgence, une telle étude aiderait à connaître plus clairement des conditions de développement du gaz naturel au Maroc. En se référant aux résultats dc l'étude économique, l'étude tarifaire pourrait être menée de la façon suivante: Estimation de la valeur économique du gaz dans chaque utilisation aernative (industrie, résidentiel, tertiaire) dans des zones cibles, et la sensibilité de cette valeur aux différentes hypothèses. Etablissement d'un classement économique sectoriel et géographique. Les valeurs doivent être estimées à la fois pour les investissements dans le neuf et pour la conversion au gaz naturel des -62 - équipements existant. Pour le secteur industriel, la valeur netback du gaz sera estimée à partir d'une étude détaillée et, si nécessaire, à partir d'une enquête portant en particulier (mais de façon non limitative) sur les secteurs suivants: matériaux de construction, agro-alimentaire, raffinage. Examiner l'ensemble des choix possibles pour différentes politiques de pénétration du gaz et les mesures fiscales qui y sont associées. Préparer une proposition d'établissement de prix et de tarifs pour chaque catégorie de consommateurs, fondée sur les principes d'efficience économique et de viabilité financière. Faire des recommandations en ce qui concerne le besoin de différenciation tarifaire heures creuses/heures de pointe, et l'opportunité d'une péréquation géographique des tarifs. Recommander des tarifs adaptés pour le transport et la distribution du gaz, fondés sur les coûts de transport et de distribution et les scénarios offre/demande. Recommander la mise en oeuvre d'un système d'établissement des prix et des tarifs qui accorde une importance particulière à la transparence, la simplicité administrative et l'efficacité des mécanismes d'ajustement des prix. Proposer et évaluer les mesures qui seraient nécessaires pour inciter les consommateurs à se convertir au gaz, dans la cadre de le, nouvelle législation gazière. 3.46 Le système de réglementation des prix doit être défini par un décret spécifique. Dans la phase initiale d'utilisation du gaz, il paraît admis que les prix de vente du gaz entre SODUGAZ et les premiers gros utilisateurs seront des prix négociés librement. Ultérieurement, les tarifs pour le transport et la distribution seront soumis à une réglementation. La mission de la Banque Mondiale propose que ces tarifs ne soient pas conçus comme des marges, mais construits d'un façon telle qu'ils encouragent l'efficacité et permettent de recouvrir les seuls coûts jugés raisonnables et utiles. Une "rémunération normale" du capital social devrait être en ligne avec le taux de profit que peut espérer un investisseur pour un investissement présentant le même type de risque. 3.47 Le mode de réglementation à mettre en place constitue encore une question ouverte à discuter au cours du séminaire. C'est un point capital en ce qui concerne la mobilisation des ressources financières. Fiscalité 3.48 Les prélèvements fiscaux opérés au Maroc sur les produits énergétiques représentent un revenu important pour le Trésor marocain. L'essentiel de ce revenu (plus de 90%) provient des taxes sur les produits pétroliers: 6,6 milliards de dirhams en 1990, 7,7 en -63- 1991, 9 en 1992. Ces chiffres représentent respectivement 13 %, 14 % et 14,3% des revenus courants du Trésor public. Sur ce montant total, 50% provenaient du gas oil, 26% des essences et 21% du fuel (chiffres pour 1992). 3.49 Depuis le second choc pétrolier, le fuel est plus imposé que le charbon. Cette mesure avait été prise pour encourager la substitution du fuel par le charbrn. Aujourd'hui cette inégalité de traitement est considérée comme une distorsion du marché qui doit être corrigée. Le principe d'un traitement fiscal identique du fuel et du charbon, sur la base des équivalences thermiques, a été admis par l'Administration et devrait être appliqué. 3.50 L'arrivée du gaz naturel pose le problème de son traitement fiscal qui peut, à la limite, remettre en cause les conclusions du calcul économique. Une forte taxation du gaz naturel pourrait même être de nature à empêcher son développement. Dans une période de libéralisation de l'économie, il serait extrêmement souhaitable de ne pas imposer les principaux produits énergétiques qui sont utilisés comme input par l'industrie.. Le charbon, le fuel et le gaz naturel. C'est le cas dans de nombreux pays européens, et ceci pourrait être un facteur important pour attirer les investisseurs privés et renforcer la compétitivité de l'industrie marocaine. La perte qui en résulterait pour le Trésor pourrait être compensée par un accroissement de la fiscalité sur les produits blancs et l'impôt direct. 3.51 Le capital privé est impliqué à trois niveaux différents pour le développement du gaz naturel au Maroc dans le GME, dans SODUGAZ et dans la production privée d'électricité. Le GME est un investissement en offkhore qui est entièrement financé à travers EMPL. SODUGAZ et la production indépendante d'électricité donnent lieu à des apports étrangers dans le capital social et à la mobilisation de ressources financières complémentaires telles que: prêts bancaires, crédits à l'exportation, prêts d'institutions internationales telles que la Banque mondiale ou la SF1. Ces investissements comportent des risques, les uns liés aux projets, les autres au pays. Pour mobiliser les ressources financières nécessaires, le risque global doit être segmenté aussi finement que possible pour pouvoir mieux appréhender la sensibilité au risque de chacun de3 partenaires et pour examiner les différentes possibilités de couverture des risques. 3.52 Les risques projet sont : les risques de dépassement des coûts, les risques d'allongement des travaux en raison de difficultés techniques, les risques de réservoir, les risques de défauts de fonctionnement, les risques commerciaux. Ces risques sont généralement acceptés par les investiýseurs privés avec la mise en place d'un certain nombre d'arrangements contractuels appropriés avec le fournisseur de gaz, les acheteurs, les iournisseurs d'équipern:.s et le constructeur. 3.53 Les risques politiques et commerciaux concernent la fourniture du gaz, le respect des échéances de paiement par les entités publiques, la possibilité d'obtenir des devises pour les paiements à effectuer à l'étranger aux prêteurs et aux investisseurs. Les risques politiques concernent aussi l'efficience du cadre administratif et institutionnel, et l'éventualité de changements unilatéraux dans certaines dispositions contractuelles. Les investisseurs privés et les banques commerciales n'aiment pas ce genre de risques qui sont plus difficiles à couvrir. Par rapport à ces risques, la Banque mondiale peut proposer Oec conrats de gar4nties. Ces garanties sont accordées aux seuls prêteurs privés; elles ne jouent que si le gouvernement ou l'entreprise concernée se soustrait à certaines obligations contractuelles stipulées dans le contrat de - 64 - concession qui lie le gouvernement, l'entreprise et le concessionnaire "îivé. Une garantie accordée par la Banque mondiale peut avoir un effet catalyseur et aider à mobiliser, sur un projet donné, un volume important de prêts non garantis qui n'aurait pas été disponibles sans son intervention. 3.54 La Société Financière Internationale (SFI), qui est l'anne di prêt au secteur de la Banque, pourra jouer un rôle actif dans la promotion des investë;sements du secteur privé, dans les projets de production indépendante et de pipelines au Maic. En accordant des prêts au partenaire du secteur privé, elle assiste à la mobilisation et la stimulation des flux financiers locaux et extérieurs dans les projets, soit par des prêts syndiqués, soit par sa participation directe au projet. Une autre institution du groupe banque mondiale, la MIGA (l'Agence Multilatérale de Garantie des Investissements), procure une couverture d'assurance pour les investisseurs privés impliqués dans les projets réalisés dans les pays en développment. L'Agence offre une couverture étendue aux risques non-commerciaux à des taux qui sont compétitifs par rapport aux assureurs privés. La SFI ausi que MIGA peuvent participer à des co-financements de prêts néccessitanat le recours à des financements multiples, en plus des prêts de la Banque. PLAN D'ACION 3.55 Un certain nombre de problèmes importants ont été soulevés dans ce chapitre. Quelques recommandations et propositions et de nombreuses recommandations ont été faites, Nous avons résumé ci-dessous les mesures aussi bien spécifiques que stratégiques qui devraient être prises en compte par les pouvoirs publics afin de finaliser et de mettre en place le cadre et les instruments*sur le plan instituionnel, légal et financier capables d'assurer un développement rapide de l'industrie gazière au Maroc. A. Mesures spécifiques * Définir les principes tarifaires qui permettent la couverture des coûts (transport et distribution) et une marge de profit raisonnable aux investisseurs, tout en protégeant les intérêts des consommaterurs; Assurer un reg-ne fiscal harmonieux, en prenant en considération l'impact sur la divesification énergétique, l'environnement industriel et l'infrastrutume; Promulguer le code gazier (en cours de préparation); . Mesures stratégiques éviter le monopole d'état et les abus éventuels du pouvoir de monopole; accorder les concessions de transport par conduite pour une période limitée; assurer le libre accès aux couduites de transport; réguler les tarifs et les prix; - 65 - établir une entité de régulation dont les activités seraient financées éventuellement par l'industrie gazière; organiser un programme de formation du personnel marocain dans l'industrie gazière. EVOLUTTON P1CENTE 3.56 Le projet du Code gazier, préparé sous la supervision du Département juridique de la Banque mondiale, vient d'être teriné et sera bientôt soumis à l'approbation du Gouvernement. A la suite de son étude institutionnelle, i'ESMAP a entrepris une étude sur les tarifs du gaz, avec la participation active de la Task Force et du personnel de la SNPP. 3.57 Le MEM est favorable à la participation de la Banque mondiale au financement du réseau national de gaz qui devrait être construit conjointement avec les partenaires privés, après la construction du gazoduc Maghreb-Europe (GME). Conformément aux conclusions de l'étude de l' ESMAP sur le développement du gaz (Phase Il), le MEM tient à promouvoir l'utilisation du gaz dans le secteur industriel. Le développement escompté de la future industrie du gaz implique l'approvisionnement de ce produit aux installations industrielles, le long du principal axe économique: Kenitra-Mohammedia-Casablanca. IV. EFFICACITE ENERGETIQUE, ENERGIES RENoiUVABLES ET PROGRAMMATION ENERGETIQUE ANALYSE DE SITUAION A. Une très forte contrainte énergétique 4.1 La contrainte énergétique est particulièrement forte pour le Maroc. Elle constitue un frein majeur pour son développement économique et social. 4.2 La consommation d'énergie primaire commerciale (pétrole, charbon, gaz, hydraulique) était de 6,9 Mtep en 1992, contre 6,7 en 1991, soit une augmentation de 2,5%. La part du pétrole était de 80% en 1992, en augmentation (notamment du fait de "l'explosion" de la consommation de GPL). La production nationale en énergie primaire commerciale était de 0,68 Mtep en î991 et 0,57 Mtep en 1992 (baisse de 17%). Elle est faible et constituée esseniellement dce charbon (50%) et d'hydraulique (45%). La dépendance du pays pour les énergies commerciales est donc considérable (92% de la consommation importée en 1992). 4,3 L'énergie dite "non commerciale" ou "traditionnelle" a une place très importante dans la consommation d'énergie du pays: le bois de feu et le charbon de bois représentent une consommation annuelle estimée à 2,5 Mtep, soit près de 40% de la consommation d'énergie primaire commerciale. Ces chiffres soulignent la vulnérabilité du système énergétique marocain et expliquent son coût. La moindre augmentation du prix du pétrole fait croître la facture énergétique qui représente actuellement plus de la moitié des recettes que procure l'exportation des produits miniers, y compris les phosphates. ULnsomte 1-q fl mai in s tiels 4.4 Le Maroc a une population de 25 millions d'habitants. La consommation d'énergie primaire commerciale par habitant est donc de 0,28 tep par an, niveau très faible, non seulement par rapport à l'Europe des 12 (3,5 tep en 1990), mais aussi à l'Algérie (1 tep par habitant et par an, avec , il est vrai, une industrie lourde très "énergivore" et une faible efficacité dans les usages de l'énergie). fl est particulièrement intéressant d'examiner la répartition de la consommation d'énrgie finale entre les différents secteurs, avec ou sans énergie traditionnelle (bois). Le tableau suivant fournit cette répartition en 1990. 4.5 On voit l'importance du bois dans le secteur résidentiel (qui inclut les consommations artisanales urbaines telles celles des hammam et des boulangeries). Le bois est utilisé pour la cuisson, et le chauffage en zone de montagne. Corrélativement, le niveau d'électrification est faible (environ 50% des foyers ne sont pas électrifiés), tandis que la consommation d'électricité augmoente à un rythme soutenu 6,5 à 7% par an. - 67- Table 4.1 Répartition sectorielle de la consommation énergétique (1990) Sans énergie traditionnelle Avec énergie traditionnelle ktep % ktep % Industrie 1655 33,5 1655 18,7 Agricultue 524 10,6 524 5,9 Tertiaire 297 6 297 3,3 Résidentiel 839 17 4775 53,8 Transport 1619 32,8 1619 î8,3 (Source : MEM/DFSPD) 4.6 En même temps que la faiblesse globale de la consommation d'énergie, on constate une forte inégalité de consommation et de "services rendus" entre: un secteur "moderne" (résidentiel riche, tertiaire moderne, industrie, transports) qui, en règle générale, utilise l'énergie de façon peu efficace (au regard de son coût économique) et souvent la gaspille; un secteur rural et péri-urbain largement privé d'énergies commerciales et consommant bois et charbon de bois, contribuant à la déforestation. 4.7 Ainsi, aux contraintes économiques et politiques de la dépendance énergétique s'ajoutent des contraintes sociales et environnementales. Aujourd'hui, ces contraintes - de ressources et de moyens de financement - ainsi qu'une difficulté croissante à gérer l'ensemble du système énergétique (offre et demande) de façon optimale dans une période à la fois de transition et d'avenir incertain, se manifestent à travers trois "crises" ou menaces de crise: coupures et délestages dans la fourniture d'électricité, avec des répercussions graves sur la production économique et des conséquences sociales; crise du "bois de feu" avec ses répercussions environnementales, qui renforce l'urgence et l'enjeu (écono:i-que, social, politique) de l'électrification rurale et, plus généralement, de l'alimentation énergétique des communes rurales; crise (à venir?) de l'augmentation très rapide et désordonnée de la consommation de GPL (qui se présente en plus comme la seule alternative crédible à court terme du bois de feu). B. Des enjeux énergétiques décisifs à court et moyen terme 4.8 Si cette situation de crise est bien aggravée par la conjoncture (insuffisance électrique), elle est en fait structurelle et appelle à des décisions profondes dans le domaine de l'énergie. Une série d'enjeux se situe au niveau de l'approvisionnement et de la production des énergies commerciales. Ces problèmes sont traités par ailleurs. Nous insisterons ici simplement sur le fait que, du pintdesum.dunsmmateur, la pénétration du gaz naturel sera un élément extrêmement positif, à la fois par la souplesse d'utilisation de ce combustible et ses qualités vis- à-vis de l'environnement. Il n'en reste pas moins que le gaz naturel sera importé et qu'il est - 68 - essentiel de développer en parallèle des solutions permettant d'atténuer, voire de supprimer à long terme, la contrainte énergétique. Pour cela, il est indispensable de développer une action soutenue et volontariste dans deux domaines: l'amélioration de l'efficacité dans l'utilisation de l'énergie: cela signifie obtenir le même "service rendu" (production industrielle, confort ménager, facilité de déplacement) avec une moindre consommation d'énergie et la forme d'énergie la plus adéquate. Il s'agit de réaliser l'optimum économique et environnemental dans le système global de demande et d'offre d'énergie. le développement des éncgies renouvelables, d'une part dans le secteur des "nouvelles énergies" (solaire thermique, solaire photovoltaïque, aérogénérateurs) et de la petite hydraulique - apports particulièrement précieux pour l'électrification décentralisée - d'autre part dans l'utilisation de la biomasse avec des techniques modernes et performantes. 4.9 La voie des énergies renouvelables s'impose à court terme pour l'équipement énergétique des zones rurales. A moyen et long terme, couplée à l'efficacité énergétique, elle est ja condition "sine qua non" d'une moindre dépendance énergétique du Maroc. Bien qu'il y ait eu prise de conscience réelle de la nécessité de ces orientations chez les décideurs depuis plus»Ejurs années, la mise en oeuvre de programmes d'envergure et surtout la création du cadre institutionnel, organisationnel, législatif, réglementaire et financier n'a pas été menée à bien, tout au moins à la hauteur des enjeux, des potentiels, des urgences. Cependant, de nombreux éléments positifs existent à partir desquels on peut constiuire un cadre plus favorable et un programme d'action plus ambitieux. Nous allons les examiner. C. Un programme national de matrise de l'énergie Lfficlacité énrgâiu 4.10 Au niveau du gouvernement et de l'administration, la promotion de l'utilisation rationnelle de l'énergie est à la charge du Ministère de 'Energie et des Mines (MEM) et, en son sein, de la Direction de l'Energie. Dans cette Direction, cette activité a été mise en oeuvre par le Service de la Planification et du Développement (SPD), également responsable de la planification énergétique. 4.11 Sous la tutelle du MEM, mais dans un cadre indépendant de l'administration (bureau d'études privé) s'est développé depuis 1989, le projet GEM (Gestion de l'Energie dans les Entreprises Marocaines), financé par la coopération bilatérale de l'USAID. De création récente (mi-92), l'Association Marocaine de Gestion de l'Energie (AMGE) réunit déjà plus de 300 entreprises (dont les plus importantes) et se montre extrêmement active comme lieu d'information et de formation (séminaires, rencontres...) et comme "lobby" potentiel. 4.12 Le CDER, Centre de Développement des Energies Renouvelables, prend une place croissante dans les actions de maîtrise de l'énergie par l'association "efficacité énergétique- énergies renouvelables" indispensable dans les programmes d'électrification rurale; par ses accords avec le Ministère de l'intérieur pour des actions avec les collectivités locales; par Vls liens qu'il crée dans ce domaine avec la coopération internationale. -69- 4.13 Il y a indéniablement un "mouvement" vers l'efficacité énergétique qui se manifeste, résultat des efforts des premiers promoteurs, notamment au niveau de la Direction de l'Energie. Intérêt croissant des entreprises, de certaines collectivités locales, création envisagée de bureaux détudes privés spécialisés (notons le projet financé par la coopération canadienne pour l'implantation du système de tiers investisseur, avec la société ADS). 4.14 Au lendemain de l'augmentation du prix du pétrole de 1979, les pouvoirs publics ont lancé un certain nombre d'actions pour promouvoir l'utilisation rationnelle de l'énergie. Des campagnes nationales d'information et de sensibilisation (en 79/80 et en 83/84); séminaires sur les économies d'énergie dans l'industrie, la forêt et l'habitat bioclimatique. Des mesures de réglementation: allègement fiscal, éxonération fiscale, mesures incitatives dans le code des investissements industriels de 1983. Ces mesures sont restées de portée très limitée. Des audits énergétiques ont été financés par divers organismes de coopération (Banque Mondiale, coopération bilatérale) dans les secteurs de grande consommation (mines, ciment, secteur énergétique, briques, sucre, conserves, papier, textile, hôtels, transports) et quelques diagnostics réalisés par le "Bus- Energie" du MEM (projet financé par la Commmission des Communautés Européennes). Das études et une série d'audits énergétiques ont été faites, d'une part par une approche sectorielle des potentiels d'économie d'énergie dans les grands secteurs industriels consommateurs (MEM-World Bank, 1982; MEM-France, 1983-84; MEM-USAID, 1986-89), d'autre part par la prise en compte d'une politique nationale d'efficacité énergétique dans l'exercice de prospective de la demande d'énergie (programme UNDP-Worid Bank on energy planning). 4.15 Le programme d'action le plus effectif a été GEM, "Gestion de I'Energie dans les entreprises Marocaines) qui a démarré en 1989 et doit durer jusqu'en 1995 et a été doté, par V'USAID, d'un budget initial de 3,5 millions de dollars, étendu à 5, puis à 8,6millions. L'objectif de ce programme est d'aider le Maroc à économiser des devises sur les importations énergétiques par la promotion de l'utilisation rationnelle de l'énergie, suivant quatre types d'actions: Information et snsibamtion : un journal est distribué à 100 industriels; des articles sont publiés dans les journaux. Eormation: 4 ateliers de formation sont organisés à raison d'une fois tous les trois mois; ils portent sur la gestion de l'énergie, la gestion de l'électricité, les chaudières, la vapeur; des formations "à la carte" sont possibles en liaison avec les audits; une coopération est organisée avec 'ENIM (Ecole Nationale Supérieure des Mines). - 70- audits énergétiques dans les hôtels, les cimenteries, les industries agro- alimentaires; + réglage des chaudières: 4 optimisation de la facture électrique; b des projets de démonstration ont été envisagés, mais non réalisés jusqu'ici des efforts sont prévus en 1994. Pertique: ce pôle, qui devait être organisé en soutien de la Direction de l'Energie, n'a pas connu de développement. 4.16 Enfin, insistons sur l'action, récente, mais très positive, de 'AMGE, qui réunit les industriels et a organisé ri 1993 deux séninaires considérés par les participants comme très intéressants, l'un sur la cogénération en janvier, l'autre sur le tiers-financement en juin. 4.17 Notons que, dans le domaine de la coopération internationale, outre les programmes déjà cités, la Direction de 'Energie et le service SPD ont noué des liens importants sur la programmation avec le programme PNUD-Banque mondiale (1990-91); sur les questions institutionnelles avec 'AFME (maintenant ADEME); sur les programmes et les études avec I'IDAE (Espagne); sur le tiers-fiancement avec la coopération canadienne. D'autres coopérations sont également engagées avec l'Agence canadienne de développement international (ACDI), l'Agence de coopération scientifique et technique (ACCT), L'Institut italien de coopération pour l'innovation (ICIE). 4.18 La Direction de l'Energie a donc réalisé un travail important de conception, de coopération et de promotion dans le domaine de l'efficacité énergétique, mais elle n'a jamais eu les moyens de pouvoir se charger réellement de la mise en oeuvre de programmes significatifs (et ce n'est, à notre avis, ni sa vocation ni sa mission). Le rnerie 4.19 Un "Programme National de Maîtrise de l'Energie" (PNME) a été élaboré en 1990 (par SPD - DE) à partir de l'évaluation du potentiel d'économie d'énergie à court ternie, estimé à 15% à l'horizon 1996. La première mise en oeuvre du programme a été faite dans le cadre du GEM et a porté sur les volets de mesures que nous avons présentés en para. 4.15. En parallèle, l'action "Bus énergie" (audits légers de sensibilisation dans les entreprises) a été confiée à une équipe du ministère (deux ingénieurs et deux techniciens). Une série de mesures réglementaires pour l'ensemble des secteurs et pour chaque secteur ont été élaborées et proposées, ainsi que des mesures incitatives, fiscales et fnancières. 4.20 L£s aspects institutionnels ont été étudiés de façon détaillée dans ce cadre et ont abouti à la proposition de création d'une institution publique chargée de la promotion et de la mise en oeuvre du PNME : l'Agence Nationale de Maîtrise de l'Energie. Un projet précis, établi fin 90 - début 91, n'a finalement pas été retenu par le gouvemement. -71 - D. Une dynamique certaine des énergies renouvelables 4.21 De par sa position géographique (ensoleillement, littoral Atlantique) et son relief (ressources hydrauliques et forestières), le Maroc possède un potentiel considérable pour le développement des énergies renouvelables. Jusqu'ici, seul le bois de feu a joué, comme nous l'avons vu, un rôle significatif dans le bilan énergétique, avec une consommation annuelle de 2,5 Mtep. Mais, dès la fin des années 70, les autorités Marocaines ont compris l'importance de l'enjeu du développement des énergies renouvelables, ont su profiter de nombreuses coopérations dans ce domaine et ont créé le cadre institutionnel pour permettre un essor de ces énergies. Bilan nationa! des éegies maeales 4.22 Un bilan des installations en énergies renouvelables (hors bois de feu) réalisée% au Maroc a été réalisé par le CDER (Centre de développement des énergies renouvelables). Voici ce bilan à la fin de 1992: 1500 kW crête pour les applications photovoltaïques; e 18 720 m2 de capteurs solaires pour la production d'eau chaude sanitaire; 200 aérogénérateurs destinés à l'éclairage et la recharge de batteries; 320 digesteurs familiaux pour la production de biogaz (cuisson et éclairage) et 6 digesteurs de moyenne taille pour la production d'électricité (pompage et éclairage); o 3 micro-centrales hydrauliques. 4.23 On constate que l'utilisation des énergies renouvelables est bien diversifiée selon les sources d'énergie et les techniques Ce qui frappe, vu l'ensoleillement du pays, est le faible développement des capteurs solaires thermiques pour la production d'eau chaude. Le Centre de D 4.24 E L'attention acordée par les pouvoirs publics au développement des énergies renouvelables s'est concrétisé par la création en 1982 du "Centre de Développement des Energies Renouvelables", le CDER. 4.25 Le CDER est un "établissement public industriel et commercial", alimenté par le budget de l'Etat (dotation annuelle) et par la coopération, tant nationale qu'internationale.Initialement, le CDER était uniquement basé à Marrakech, où il jouit d'un site extrêmement favorable.et d'installations remarquables. Cependant, cela a conduit à un certain isolement, renforcé par les orientations initiales de ses missions, centrées sur l'évaluation des potentiels et l'étude des conditions scientifiques et techniques de leur mise en valeur : le CDER est ainsi resté longtemps en marge des programmes de réalisation. L'année 1992 a été marquée par la mise à jour par les pouvoirs publics de la mission du CDER, la mise en place d'une équipe de direction nouvelle et la création d'une implantation à Rabat, dans les locaux du MEM, lui permettant d'être en contact avec les équipes gouvernementales et administratives du secteur, ainsi qu'avec ses grands partenaires. Les axes d'intervention du CDER "rénové" sont: -72- Montage et pilotage par le CDER de projets et programmes d'envergure dans les domaines de l'électrification rurale, de la production et de la gestion de l'énergie. Il est également chargé de -la mise en oeuvre des modalités de financement des projets. Ouverture du CDER sur les aspects commerciaux et industriels par le lancement de produits matures adaptés Renforcement du rôle de service public dans les domaines de la recherche, du développement scientifique, de la promotion et de la formation. Réalisation de travaux d'études et d'ingénierie pour des tiers. 4.26 Organisation. Le CDER compte actuellement (avril 93) un effectif total de 77 personnes. Sous l'autorité du Directeur Général, quatre Directions: Dretiondes Progrmmes et Proiets: 3 personnes. Cette Direction est chargée de rélaboration des programmes liés à l'aménagement rural et à l'aménagement urbain. u Dcti i q t n eiriron 25 personnes. Cette Direction comprend les ateliers et les laborutoireq; elle est organisée (de façon originale par rapport aux habitudes, efficace et répoidant bien aux besoins d'une action "à partir de la demande") non pas par filière de production, mais par forme énergétique à l'utilisation : élctricité, énergie mécanique, énergie thermique. D Poami: environ 25 personnes. Cette Direction est chargée d'établir les plans d'opération des différents programmes lancés ou à lancer, d'évaluer les résultats à en attendre, de faire évoluer le plan de travail de l'organisme. Dt environ 25 personnes. Responsable d'une part de la gestion de l'établissement et de son personnel; d'autre part du financement des projets. 4.27 Le CDER est doté de l'autonomie de gestion et possède un statut du personnel qui lui est propre. Il est doté d'un conseil d'administration de 25 membres (administrution, grnads organismes, associations) présidé par le Premier Ministre qui délègue cette fonction au Ministre de l'Energie et des Mines. Le Conseil se réunit une fois par an. L'activité du Centre est suivie de plus près par un Conseil de Direction, présidé par le Directeur de l'Energie. Pour 1993, les budgets du CDER sont de l'ordre de 8 millions de dirhams pour le budget d'investissement et 10 millions de dirhams pour le budget de fonctionnement (dont 80% pour les frais de personnel). Ce budget correspond à la subvention de 'Etat et n'inclut pas les reettes de prestations ni les apports de la coopération internationale sur les projets. 4.28 PLes projets préparés ou lancés en 1993 ont principalement porté sur les besoins énergétiques en milieu rural, l'expertise en matière d'offre technologique et la mobilisation des ressources locales - énergétiques, financières et humaines - pour la mise au point de solutions viables. - 73 Le Progrme National de l'Electrification Décentralisée (PNED) Parallèlement au Programme National d'Electrification Rurale par extension du réseau (PNER), dont l'exécution est assurée par Y'ONE (Office National de l'Electricité). Sur la base des enseignements du Programme pilote de pré-électrification rurale (PPER) mis en oeuvre par le Ministère de l'Energie et des Mines et le Ministère de l'Intérieur (Direction générale des collectivités locales), sur un financement fTanco-marocain. Objectif : mise à disposition rapide d'un "service électrique" adapté aux douars situés loin du réseau et non envisagés par le PNER (25 000 donars environ). Première phase (1993-1994): 180 douars (financement de 8 millions d'ECU de la CEE). Solutions techniques: * Distribution de l'électricité par recharge de batteries avec une production par solaire photovoltaïque ou aérogénérateur; * Kits photovoltaïques autonomes; * Distribution de l'électricité par mini-réseau local dans le cas de micro- centrales hydrauliques (jusqu'à 50 kW). tional de diffusion es ystèmes photUlta e: Objectif: diffusion de kits photovoltaïques en sites isolés; sur la base de l'expérience du programme "Spécial Energie Maroc" réalisé avec la coopération du GTZ (Allemagne) dais la province de Kenitra; Par un système de "Fonds rotatif' (10 millions de Deutsche Marks de fonds de coopération de GTZ) accordant des crédits aux associations de bénéficiaires (le consommateur paie 20% de l'investissement initial). A noter que 1,5 MW de photovoltaïque ont été irportés et achetés en 1992. Programme de promotion des é v&bes en milieururI Objectif: développement d'une dynamique des énergies renouvelables en milieu rural à travers des petits systèmes simples et abordables (éclairage, mécanisation, pompage) et par la création d'une "Unité de pilotage pour la promotion des énergies renouvelables et nouvelles", liée au CDER mais de gestion autonome, avec un comité de Direction maroco-belge (action soutenue par la coopération belge). -74 Prqjet d'équipement en mnicrocetralshydrgaliques: 'Quatre sites équipés en 1993. Etude financée par la CEE et confiée au groupement constitué pour ce projet entre le CDER et la société ENDESA (Espagne, production d'électricité); Le projet porte sur une centrale de 80 MW (le coût estimé du kWh produit est de 0,75 DH). Projet d' ar dien.ipdtridecité aNidin Marc: Pour la fourniture d'électricité au réseau; Parc éolien de 5 MW dans la région de Tetouan : deux sites de 2,5 MW chacun, équipés d'aérogénérateurs de 150 MW chacun. Le coût estimé du kWh produit est de 0,70 DH. Elbrto el étoooi 'td de la consommation de bois-énergie au Maroc. . 4.29 D Le CDER se préoccupe de façon croissante des questions relevant de la consommation d'énergie : * c'est une obligation permanente dans le développement des énergies renouvelables d'y associer des équipements performants de basse consommation d'énergie (lampes fluo-compactes par exemple); le CDER est membre du Conseil d'administration du GEM; a signé avec La Direction Générale des Collectivités Locales un contrat-cadre portant notamment sur des actions d'économies d'énergie; est coordinateur pour le Maghreb et le Moyen-Orient du programme PRISME (Programme International de Soutien à la Maîtrise de l'Energie de l'Agence de Coopération Culturelle et Technique, organisé par l'institut des pays ayant en commun l'usage du français, IEPF); depuis son origine, le CDER a un accord de coopération avec l'ADEME (anciennement AFME), Agence française de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie; cet accord, renouvellé en 1992, porte actuellement sur les énegies renouvelables et peut être aisément étendu à la maîtrise de l'énergie. -75- LES OUESTIONS PRIORITAIRES A. Une stratégie d'efficacité énergétique Le fondement d'une stratége d'efficacité énergétique: 'optimisation intégrée du service final a. consoaivmt 4.30 Les quantités d'énergie requises pour obtenir la satisfaction d'un besoin donné sont extrêmement différentes selon la méthode choisie pour satisfaire ce besoin, l'équipement ou l'appareil utilisé et la façon dont on s'en sert, le produit énergétique consommé. Prenons quelques exemples. La cuisson des aliments: selon que l'on utilise du bois en foyer ouvert, ou du charbon de bois.en foyer amélioré, ou du gaz en bouteille, ou du gaz de réseau, la cuisson d'une soupe (réponse au même besoin) correspond à des dépenses énergétiques et à des dépenses financières très différentes. Le confort des locaux: un bâtiment d'habitation, de commerce, de bureaux, bien conçu (orientation, apports solaires, ouvertures) et bien isolé consomme pour les besoins de chauffage, de rafraîchissement et de ventilation beaucoup moins qu'un bâtiment ordinaire. L'éclairage et l'électro-ménager: une ampoule fluo-compacte consomme cinq fois moins d'électricité qu'une ampoule à incandescence pour un même niveau d'éclairage; un réfrigérateur de bonne qualité consomme deux fois moins qu'un réfrigérateur ordinaire. Les procédés et produits industriels: dans le cas de la production industrielle, deux phénomènes se conjuguent pour obtenir une diminution de la consommation d'énergie par rapport à un besoin donné. D'une part, le progrès technique aboutit dans presque tous les domaines à la possibilité de fabriquer le même "objet" avec moins de matière, ou une autre matière: exemple bien connu des poutrelles d'acier à haute résistance employées pour réparer la Tour Eiffel qui pèsent le tiers de celles qu'elles remplacent. C'est également vrai pour les voitures, les camions, les trains, les machines, etc. D'autre part, à niveau de production égale, des améliorations ou des changements de procédés industriels permettent couramment des gains qui atteignent 30 à 50% de l'énergie consommée. Les transports: L'exemple des transports est sans doute le plus éclairant car il met bien en évidence les différents niveaux de l'efficacité énergétique. 4.31 Premier niveau: la nature du besoin. On s'aperçoit qu'une part très importante des dépenses énergétiques pour le transport des personnes correspond aux trajets entre le logement et le lieu de travail (également dépense en temps considérable). Il y a donc un premier niveau de préoccupation relatif à l'aménagement de l'espace et à l'urbanisme: réduire les distances à parcourir quotidiennement est un objectif pour diminuer les pertes de temps, les consommations d'énergie et améliore en conséquence la qualité de vie et l'environnement. -76- 4.32. Deuxième niveau: le mode de transport utilisé. Un déplacement de personnes ou un transport de marchandises étant considéré comme nécessaire, par quel moyen va-t-il être réalisé? Les transports collectifs urbains, surtout les tramways et les métros, consomment beaucoup moins d'énergie, polluent beaucoup moins et produisent beaucoup moins d'accidents que les voitures particulières. On connaît des pays où il est agréable de circuler à bicyclette dans les villes et où ce moyen de locomotion est très utilisé. Dans beaucoup d'autres, il est dangereux, faute d'aménagement de pistes cyclables. Enfin, on peut aussi marcher et éviter de prendre sa voiture pour aller au coin de la rue. Il en est de même pour le train par rapport aux camions pour le transport des marchandises. 4.33 Troisième niveau: les caractéristiques du véhicule et le style de conduite: si on utilise une voiture - souvent parce qu'on ne peut pas faire autrement - la consommation d'essence et la pollution seront très différentes d'un modèle à l'autre, en fonction de la taille, du poids, de la puissance, des performances du moteur et de son entretien et...d'un conducteur à l'autre. 4.34 Nous appellerons "sices"W toutes ces activités économiques (production., transformation, transport, échanges...) ou sociales (nourriture, confort, déplaceïaents, loisirs.,.) dont la plupart ont besoin, pour être satisfaits, d'une consommation d'énergie. L'obtention d'un service "S" requérant de l'énergie, en réponse à un besoin donné, est la combinaiso.de trois termes: Le premier terme, que nous appellerons "l'usage" (U), caractérise la façon dont on veut, ou on peut, obtenir ce service : par exemple le mode de transport utilisé, les types de production industrielle, la nature de l'habitat (immeubles collectifs ou maisons individuelles par exemple). Le deuxième terme, que nous appellerons "l'appareil" (A), caractérise l'équipement utilisé (appareil de chauffage, maison, voiture, réfrigérateur, chaudière, ampoule...). Le troisième terme est la quantité du produit énergétique utilisé, nécessaire pour obtenir ce service : nous l'appellerons " E". 4.35 Le terme E est l'aboutissement du systèmLde production et d'approvisionnement énergétique : c'est la consommation finale d'énergie pour un service rendu donné. Les termes U est A caractérisent les conditions de la consommation de cette énergie. Un service - production économique ou besoin social - requérant de l'énergie, s'obtient par la combinaison de pratiques ou de modes d'usage (U) , de l'utilisation d'une technique ou d'un appareil (A) et d'une certaine quantité d'un produit énergétique (E). S=U*AeE 4.36 La quantité d'énergie consommée varie considérablement selon le type d'usage et l'appareil utilisé. Si l'usage et l'appareil sont "efficaces en énergie", la consommation d'énergie peut être très inférieure à son niveau actuel caractérisé par des gaspillages et des usages non rationnels. -77- 4.37 Les activits classiques du secteur énergétique (production, approvisionnement, distribution des produits énergétiques) ont pour finalité le terme E : il s'agit de fournir au consommateur une certaine quantité d'énergie dans les meilleures conditions économiques possibles. Cependant, l'objectif réel à atteindre n'est pas la fourniture d'énergie mais la fourniture des moyens d'obtenir un certain nombre de services. Donc la recherche d'une solution optimale ne doit pas porter uniquement sur la fourniture d'énergie mais sur la combinaison entre celle-ci, les équipements de consommation et leur mode d'utilisation. 4.38 La stratégie d'efficacité énergétique consiste à élaborer et à mettre en oeuvre les actions sur les termes U et A permettant d'obtenir S dans les conditions optimales. Elle s'intéresse également au terme E, pour le choix de l'énergie la mieux adaptée à l'usage et satisfaisant les critères économiques et environnementaux (par exemple l'utilisation, des énergies locales et renouvelables). La stratégie d'efficacité énergétique est donc l'ensemble des orientations et des actions de politique économique, industrielle et énergétique permettant d'obtenir un service optimal rendu aux utilisateurs pour des coûts économiqdes et environnementaux minimaux. L'importance de l'efficacité énergétique pour le Maroc 4.39 La faiblesse générale de la consommation d'énergie explique que dans un pays comme le Maroc, la première réaction à la notion d'utilisation rationnelle de l'énergie et encore plus aux "économies d'énergie" a été une réaction de défiance, voire de rejet. Beaucoup de responsables considèrent encore que la priorité est d'augmenter la consommation d'énergie avant de songer à l'économiser. Il ne s'agit pas de diminuer globalement la consommation d'énergie, comme doivent le faire les pays industrialisés, mais de réussir le développement économique et social avec une consommation d'énergie bien moindre que celle qu'ont connue les pays industrialisés dans le passé, grâce à l'application d'une stratégie d'efficacité énergétique. Cela permettra de consacrer plus de ressources financières et humaines aux autres composantes du développement économique. Une stratégie active d'efficacité énergétique, intégrée au processus de développement, permettra d'augmenter le niveau de vie et sa qualité ainsi que la production de biens et de services sans que la consommation d'énergie augmente dans les mêmes proportions. Corrélativement, l'environnement en sera sauvegardé. 4.40 Malgré le faible niveau de la consommation totale d'énergie, nous avons vu que le Maroc connaît une situation très contrastée : dans les centres urbains et les installations industrielles, l'énergie est souvent gaspillée et mal utilisée; dans les zones rurales et péri- urbaines, les consommations d'énergie sont extrêmement faibles et l'utilisation du bois ou du charbon de bois dans des conditions de faible rendement de transformation et d'utilisation conduit à des conséquences dramatiques pour l'environnement. Dans les centres urbains, les populations riches ont acquis des habitudes de consommation d'énergie identiques à celles des pays industrialisés et même souvent plus gaspilleuses. L'absence ou la faiblesse des infrastructures de transports collectifs et de trains laisse le champ libre à des automobiles et des camions très consommateurs d'énergie et très polluants. Les industries sont souvent peu efficaces et polluantes. Dans ces zones et ces installations, le potentiel d'économie d'énergie est considérable. En zones rurales et péri-urbaines, plusieurs millions de personnes manquent du "minimum vital" d'énergie : leur procurer ce minimum est possible en dégageant des moyens grâce aux économies à réaliser sur les usages mal maîtrisés, en particulier grâce à l'utilisation de systèmes de production d'énergie décentralisés (notamment en utilisant les énergies renouvelables) associés à des appareils et à des équipements faibles consommateurs d'énergie. - 78- 4.41 Du fait notamment d'une forte croissance de la population, le Maroc connaît un développement rapide des parcs dans des secteurs comme le logement, les transports, les services. Pour une installation nouvelle, dans tous les secteurs et pour tous les usages, il y a une différence énorme de consommation d'énergie selon que l'on respecte ou non l'impératif d'utilisation rationnelle de l'énergie et le gain réalisé portera sur la durée de vie de l'installation. Il existe donc un potentiel considérable d'utilis& 'n rationnelle de l'énergie dans tout ce qui est usines, bâtiments, systèmes de transport nouveaux : réaliser ce potentiel au départ est beaucoup moins cher que d'avoir à le "récupérer" quelques années plus tard. 4.42 C'est dire qu'une stratégie de maîtrise des consommations d'énergie est plus importante encore pour le bon équilibre économique d'un pays comme le Maroc que pour celui des pays industrialisés occidentaux, d'une part parce que le potentiel d'efficacité énergétique est très important du fait de la croissance des infrastructures et des équipements de base, d'autre part parce que les dépenses en investissements et en devises liées à l'approvisionnement énergétique y sont plus élevées par rapport au revenu total. 4.43 L'exemple des pays occidentaux industrialisés est intéressant pour connaître les méthodes et les techniques qu'ils ont appliquées avec succès, ainsi que leurs échecs. Mais il est bien des domaines où le Maroc peut mettre en oeuvre des solutions originales, adaptées à sa situation, ce qui implique de sa part un effort d'innovation qui dépasse le transfert de technologie. Par ailleurs, dans bien des cas, il est possible de "sauter les étapes" en introduisant certaines méthodes et techniques beaucoup plus rapidementLque ne l'ont fait ou ne le font les pays industrialisés : ampoules à basse consommation, chauffe-eau solaires, architecture bio- climatique, réfrigérateurs performants, micro ordinateurs économes... La nsité d'une intrention publiqu 4.44 C'est souvent dans les pays qui ont le plus besoin d'une politique d'efficacité énergétique, que l'on entend l'argument selon lequel l'efficacité énergétique des activités économiques et sociales doit se faire d'elle-même par le seul jeu du fonctionnement de l'économie de marché. Les tenants de la non-intervention de la puissance publique dans ce domaine assurent que tout peut et doit être réglé par les niveaux de prix des produits énergétiques au consommateur. Il est tout à fait exact que la fixation des prix à la consommation à un niveau qui reflète, hors taxes, les cûts de production et d'approvisionnent est une condition nécessaire au bon fonctionnement du système énergétique. Cela évite certaines interventions et subventions au secteur énergétique qui sont dans beaucoup de pays un fardeau très lourd pour les finances publiques. Mais cela est loin d'être suffisant. 4.45 La mise en oeuvre d'une politique d'efficacité di la consommation d'énergie nécessite un ensemble de tâches considérables et diverses au-delà de la fixation des prix de l'énergie: Établir une politique intégrée plaçant sur le même pied la demande et l'offre d'énergie; Établir le caùre législatif, réglementaire, institutionnel et incitatif de la politique d'efficacité énergétique; -79- Établir des programmes cohérents, les promouvoir et créer les conditions de leur réalisation; . Informer, former et animer le réseau des partenaires et des agents économiques; Promouvoir, suivre et évaluer les actions. 4.46 Le secret de la réussite d'une politique d'efficacité énergétique réside dans la bonne articulation entre l'action de la puissance publique (prix de l'énergie, cadre législatif et réglementaire, institutions, incitations), la mobilisation des partenaires et des agents économiques et le fonctionnement efficace du marché. L'ensemble des partenaires concernée par la mise en oeuvre de cette politique devront être associés très en amont à sa préparviion : utilisateurs finaux, prescripteurs, concepteurs et constructeurs, partenaires publics (comme les collectivités locales) ou privés, de la même façon qu'ils seront associés à sa mise en oeuvre et, ce qui est très important, à son évaluation. 4.47 Tous les pays possèdent des institutions, des organismes, des entreprises puissantes qui sont responsables de la production et de l'approvisionnement énergétiques. Dans ce domaine, même lorsque les entreprises sont privées, l'État a un rôle de régulation important à jouer : il exerce sa tutelle sur les prix, sur les investissements, sur les négociations internationales, car il considère que l'approvisionnement énergétique est un élément stratégique pour le développement économique et social du pays. Cette préoccupation de responsabilité collective et stratégique, doit être aussi importante pour l'efficacité de la consommation énergétique. Mais, alors que la définition ei la coordination d'une politique de l'offre qui n'implique que quelques grands acteurs, généralement proches de l'État, s'avère relativement aisée, il n'en va pas de même du côté de la demande qui résulte de décisions d'investissement et de comportements décentralisés à tous les échelons de la société. Pourtant, on ne peut laisser des orientations aussi essentielles, notamment pour le long terme, au bon vouloir immédiat des forces du marché, et surtout d'un marché international sur lequel la plupart des pays ne peuvent absolument pas peser alors qu'ils peuvent prendre l'initiative, au niveau national, d'une politique d'efficacité énergétique. Une entité publique de promotion et d'animation 4.48 La mise en oeuvre des actions visant l'amélioration de l'efficacité des usages de l'énergie est une activité décentralisée et diversifiée. Elle est le fait des entreprises - soit par la maîtrise de leur consommation d'énergie, soit par la fabrication ou la vente d'équipements performants - des collectivités locales, des administrations et des sociétés de services, des ménages. Ces "acteurs finaux" de l'efficacité énergétique ont besoin d'information, de formation, de conseil (les trois dans les domaines technique, économique, financier), d'un cadre législatif et réglementaire, de facilités financières inzitatives. Il est donc indispensable de développer un réseau d'intervenants et d'opérateurs qui travailleront avec et pour ces acteurs finaux : bureaux d'études, sociétés d'ingénierie, associations...Ce sont les "parnaire relais", qui incluent également les entreprises énergétiques, qui ont elle-mêmes intérêt à ce que leur produit énergétique soit consommé de façon rationnelle (sinon elles subissent des crises...). 4.49 Nécessité d'intervention de la puissance publique, animation du réseau des partenaires, élaboration, coordination et impulsion des programmes : une entité publique est nécessaire pour assurer cette mission de service public pour l'efficacité de la consommation - 80 - d'énergie. Une entité responsable Ùv programme national d'efficacité énergétique n'a pas pour mission de réaliser les projets elle-même mais de créer les conditions nécessaires pour que ces projets soient réalisés et pour assurer leur impact maximal en termes d'efficacité technique, économique, sociale et environnementale. Il s'agit de promouvoir, d'inciter et de faciliter la mise en oeuvre décentralisée de la maîtrise des consommations d'énergie par tous les agents économiques : c'est bien une fonction de service public, d'un caractère nouveau par rapport au rôle traditionnel des services de l'Etat, qui demande une grande capacité d'animation, de dialogue, de rapidité d'intervention et de compréhension des problèmes et des contraintes de partenaires extrêmenent variés. En particulier, la décentralisation du processus de prises de décision est une condition indispensable au succès de ce type d'intervention. B. Une programmation énergétique intégrée 4.50 Dans tout pays, il existe une politique de l'énergie, soit explicitement énoncée au niveau de l'Etat et appliquée en partie sous son autorité, soit résultant des stratégies et des décisions des différents acteurs de la scène énergétique. La réalité est un mélange, souvent complexe, de décisions et d'interventions publiques et du comportement des agents économiques dans le jeu du marché national et international. 4.51 Jusqu'à une période récente - et c'est encore vrai dans la plupart des pays - les politiques de l'énergie ont été pitsque exclusivement des politiques de l'offre, s'occupant uniquement des moyens à consacrer à la production, l'approvisionnement et la distribution d'énergie. Bien qu'énoncées au niveau des gouvernements, ces politiques sont élaborées et mises en oeuvre par les producteurs d'énergie, soit dans le cadre d'un marché concurrentiel, soit dans celui de la domination ou du monopole de certaines compagnies. Cette domination des producteurs d'énergie dans l'élaboration des politiques énergétiques se retrouve dans les prévisions des consommations d'énergie réalisées également par les producteurs et parties intégrantes de leurs propres stratégies de développement et de conquête des marchés. Le consommateur, avec ses besoins réels et ses intérêts économiques et sociaux, n'est pas, dans cette approche traditionnelle, partie prenante des choix et des décisions. Les impacts environnementaux sont traités comme conséquences inévitables des besoins en énergie du pays, et seules sont envisagées des actions correctrices sur l'appareil de production. 4.52 Dans la stratégie intégrée d'eficacité énergétique, la politique de l'offre d'énergie doit être reprise dans une politique et une programmation plus vastes donnant au moins autant d'importance aux actions et aux moyens destinés à améliorer les conditions de la consommation d'énergie qu'à ceux consacrés à la fourniture des produits énergétiques. L'approche intégrée de la stratégie d'efficacité énergétique modifie assez profondément la programmation énergétique et les politiques de l'énergie, c'est à dire essentiellement les politiques d'investissement des moyens de production et de distribution d'énergie, soit au niveau des Etats, soit à celui des compagnies énergétiques (notamment les compagnies de production et/ou de distribution d'électricité). -81 - 4.53 Le schéma suivant illustre le travail de programmation énergétique qui devra être accompli pour: Définir et programmer les actions sur le système de consommation, Préciser le niveau des besoins en énergie auquel devre- répondre le système de production et de distribution, Comparer les options d'actions sur la demande et d'actions sur l'offre. Programmation Energétique Intégrée Développement Economique et Social viable Programmes r Programme Demande de service P rorme réquerant l'utilisation grnes d'action pour d'énergie 'action pour l'approvisionne- l'efficacité ment énergétique énergétique Production Usages Importation Equipements Consommation s d'énergie IMPACTS sur l'environnement et sur l'économie -82- 4.54 Le point de départ de la programmation intégrée est constitué par les perspectives du développement économique et social. Ces perspectives sont établies en fonction de la situation actuelle du pays et de son évolution, prévisible ou souhaitable: c'est à ce stade que doivent être posées les exigences d'un développement viable. 4.55 A l'intérieur de ce "scénario" de développement, s'inscrivent les évolutions des activités, productrices ou consommatrices, qui requièrent une consommation d'énergie productions industrielles, transport des personnes et des marchandises, confort des habitations, activités tertiaires. Chaque activité - ou chaque "service" pour utiliser la terminologie du paragraphe 2.11 - est caractérisée par un usage (mode de transport par exemple), un équipement (un certain type de voiture par exemple) et par un ou plusieurs produits énergétiques selon que l'on a à faire à des usages spécifiques (l'électricité pour l'éclairage) ou substituables (différents combustibles pour le chauffage). 4.56 C'est sur les usages et les équipements, qu'interviennent les programmes d'action pour l'efficacité énergétique. Selon leur amplitude et les moyens qui leur sont consacrés, on obtiendra des consommation d'énergie différentes au niveau des consommateurs finaux. Les besoins en consommation de différents produits énergétiques permettront d'élaborer le système d'offre d'énergie : productions et/ou importations, transport et distribution. Le système de production nécessite des dépenses d'investissement et de fonctionnement, en monnaie locale ou en devises. D'où son impact sur l'économie (ponction sur les capacités d'investissements, emprunts, balance du commerce extérieur). Il a également des impacts sur l'environnement. Au niveau d'un pays, les impacts sur l'économie et sur l'environnement du système de production sont, à structure identique, en général proportionnels au niveaux requis par la consommation nationale. Ils sont différents si les importations ou les exportations sont importantes. 4.57 Le système de consommation a également un impact sur l'économie par le biais des dépenses des consommateurs (dépenses courantes et achats d'équipements) et des impacts sur l'environnement. Les programmes d'action d'efficacité énergétique interviennent sur le système de consommation (actions sur les usages et sur les équipements) pour diminuer les consommations énergétiques et par conséquent diminuer les impacts négatifs de ces consommations, soit directs (dépenses des consommateurs trop élevées, atteintes à l'environnement), soit indirects du fait du système de production. Eux aussi ont un impact sur l'économie (investissements, importations ,ventuelles d'équipement) et un impact sur l'environnement, en général très faible, ce qui fait l'énorme avantage de l'efficacité énergétique sur la production d'énergie. 4.58 La programmation intégrée a pour objet de parcourir le schéma conceptuel décrit par le schéma précédent et de rechercher l'équilibre optimal - en termes d'économie et d'environnement - entre les programmes d'action pour l'efficacité énergétique et les programmes d'action pour la production et l'approvisionnement énergétiques, en comparant leurs impacts sur l'économie et sur l'environnement. Ces impacts ont à leur tour une influence sur l'évolution du développement et sur sa viabilité. 4.59 Cette présentation montre que si l'objectif de la stratégie mise en oeuvre est bien l'obtention d'un service (confort, production, etc.) au moindre coût économique et environnemental, les actions sur le système de consommation ont exactement la même importance en termes stratégique et politique (réduction de la dépendance énergétique, des risques de conflit), économique (économies de capital, compétitivité), écologique (réduction des accidents et des pollutions), social (emploi, quaité de vie et de travail), que les actions sur la production. Il est donc légitime que les actions sur la consommation soient dotées de moyens comparables à ceux qui sont consacrés à la production (moyens structurels, financiers, humains, techniques et scientifiques). RECOMMANDATIONS ORGANISATIONNELLES A. Introduction 4.60 Dans le cadre de l'évolution du cadre institutionnel, législatif et conceptuel de l'économie marocaine, il nous paraît que c'est au niveau de l'organisation des tâches et de la définition des missions des institutions qu'il y a urgence d'intervenir si l'on veut pouvoir mettre en oeuvre dans des conditions optimales une stratégie d'efficacité énergétique et une politique énergétique globale assise sur une programmation intégrée permettant d'agir à la fois sur l'offre et sur la demande d'énergie. 4.61 Autrement dit, alors que l'on se dirige vers une beaucoup plus grande autonomie des entreprise, une plus grande compétition, une ouverture et un meilleur fonctionnement du marché, le développement du secteur privé, comment créer les conditions du développement de l'efficacité énergétique et des énergies renouvelables en facilitant les activités des agents économiques et en évitant une gestion étatique ? Deux améliorations de la situation actuelle nous paraissent essentielles pour réaliser ce développement dans de bonnes conditions : Renforcer le pôle de programmation énergétique à la Direction de l'Energie pour donner au gouvernement tous les éléments d'élaboration de la politique énergétique. Confier au CDER la mission de promotion et d'incitation dans le domaine de l'efficacité énergétique, en synergie avec sa mission de développement des énergies renouvelables. 4.62 Ces améliorations, que nous coridérons comme fondamentales et devant permettre un nouveau dynamisme, ne sont pas des bouleversements : elles sont l'aboutissement logique de tout ce qui a été préparé et réalisé dans le passé - notamment par la Direction de l'Energie - et concrétisent la volonté d'aller de l'avant dans ces domaines manifestée par les pouvoirs publics. B. Un pôle fort de programmation énergétique à la Direction de l'Energie Responsabilité de la puissance publique 4.63 Nous avons vu au chapitre précédent l'importance d'une programmation énergétique intégée permettant de définir et de comparer les actions sur le système de consommation d'énergie (actions sur la demande) et les actions concernant l'approvisionnement et la production de l'énergie (actions sur l'offre) et de comparer entre elles les différentes options concernant le système d'offre d'énergie. -84- 4.64 Cette programmation est l'outil indispensable aux prises de décisions de politique énergétique : elle est donc un instrument dont doit se doter le gouvernement pour définir cette politique. Cette fonction et particulièrement importante pour le gouvernement marocain dans la période actuelle car des décisions très importantes sont à prendre qui demandent de comparer soigneusement les options concernant notamment : l'introduction du gaz naturel; la production d'électricité; l'électrification rurale; les programmes d'efficacité énergétiques; a le développement des énergies renouvelables. 4.65 Chacun de ces éléments est traité en général de façon séparée, souvent par ses promoteurs ou les organismes qui en sont responsables et l'optimum de chaque proposition individuelle n'est pas forcément l'optimum pour le système considéré dans son ensemble. En effet, les études prévisionnelles ou prospectives qui sous-tendent les choix de politique énergétiquc sont le plus souvent réalisées par les producteurs d'énergie dans leur logique d'entreprise qui ne correspond pas forcément à la solution optimale pour le consommateur linal, ni pour la collectivité nationale, notamment par manque de prise en compte des possibilités d'actions dans le domaine de l'utilisation de l'énergie et des substitutions entre vecteurs énergétiques. 4.66 Il faut par conséquent effectuer une "mise à plat" dos données, des résultats des études et établir une synthèse critique au niveau de la Direction de l'Energie pour permettre les arbitrages et les choix politiques de caractère législatif, institutionnel et financier. La programmation énergétique intégrée permettra de réaliser cette synthèse et de définir des politiques de l'énergie équilibrées et répondant au mieux aux impératifs économiques, sociaux, et d'environnement à partir de la comparaison de différentes combinaisons de décisions de mise en oeuvre d'actions sur la demande d'énergie (programmes d'efficacité énergétique) et d'actions sur l'offre (investissements de production, importations...).La comparaison économique de ces différentes options de politique énergétique sera accompagnée d'une comparaison en termes de risques et d'incertitudes (prix internationaux, questions stratégiques) et en termes d'impacts sur l'environnement (amélioration ou détèrioration). 4.67 Le soin apporté à la préparation des décisions concernant la politique énergétique nationale est d'autant plus important que: ces décisions doivent être prises dans une large mesure "en avenir incertain" (concernant la croissance économique et la situation internationale par exemple) et qu'un large éventail d'options doit donc être exploré; les entreprises énergétiques doivent à l'avenir jouir d'une plus grande autonomie de gestion, donc d'indépendance de choix, ce qui renforce l'obligation pour l'Etat de se doter des moyens nécessaires pour définir une stratégie nationale et exercer sa fonction de contrôle. L'importance de la Division "Etudes et Programmation" de la Direction de l'Energie 4.68 Nous recommandons que la mission et l'activité de la programmation énergétique soit fortement renfoircée au sein de la Direction de l'Energie. La création, dans le nouvel organigramme proposé, d'une Division "Etudes et Programmation" va dins ce sens. Il est important que cette Division ait des moyens humains de grande qualité, notamment dans le domaine de l'économie, des finances et des aspects législatifs et juridiques. 4.69 Le travail de programmation doit être continu, itératif et interactif. Continu, car il faut ajuster les prévisions de consommniation d'én,ergie (en fonction des données de la dernière année et de l'évolution de la situation économique), évaluer les réalisations, programmer de façon plus précises certaines actions, prendre en compte les évolutions internationales, incorporer les progrès techniques... Itératif, car les résultats de la comparaison entre le coût des actions sur l'offre et sur la demande et entre les différentes options sur l'offre amènent à modifier ou à renforcer certains programmes. Interactif, car les résultats des différentes phases de la programmation influent les uns sur les autres : influence du programme d'action de maîtrise des consommatior d'énergie sur les prévisions de la consommation d'énergie; infience de certains choix sur l'offre (par exemple degré de pénétration du gaz naturel) sur les programmes d'action sur la demande. 4.70 L'activité de programmation doit s'appuyer: D'une part, sur des outils de base que sont les données statistiques concernant le bilan énergétique annuel, les déterminants de la demande et les caractéristiques (techniques et économiques) du système énergétique, ainsi que les méthodes et modéles de prospective et de prévision de la demande d'énergie et les choix d'investissements (pour ce qui concerne la demande d'énergie, nous recommt'ndons l'utilisation de la méthode "MEDEE"). D'autre part sur l'organisation d'un dialogue permanent entre la Division "Etudes et Programmation" et un "Groupe de Programmation Energétique" comprenant des représentants des autres départements ministériels concernés, des organismes producteurs et distributeurs d'énergie, de l'entité chargée de la mise en oeuvre de la politique d'efficacité énergétique, des consommateurs (industriels, villes régions, ménages, représentés par des syndicats ou des associations, par exemple l'AMGE). Un aspect essentiel de la démarche qui va de la programmation énergétique aux décisions de politique énergétique eut la transparence de l'information sur les données, les hypothèses, les méthodes de calcul. Les alternatives proposées aux choix politiques doivent être clairement exposées. 86- C. Efficacité énergétique: élargissement de la mission du CDER 4.71 Llaboration et la mise en oeuvre d'une politique d'efficacité énergétique doit se faire à quatre niveaux. Actuellement, trois niveaux sont bien identifiés: Le niveau des consommateurs finaux, qui réalisent les modifications de comportement et les investissement; Le niveau des partenaires relais qui leur apportent conseil et support technique pour les opérations correspondantes; Le niveau de l'administration publique qui définit la politique d'ensem,ble, établit et fait appliquer la législation et la réglerentation, décide des incitations financières publiques... 4.72 Dans la situation marocaine actuelle, l'Association Maocaine de Gestion de l'Energie (AMGE) constitue un partenaire relais remarquable par son contact avec les entreprises, sa capacité d'information, son aptitude à "faire remonter" auprès des décideurs les questions, les besois et les propositions des consommateurs. A notre avis, 'AMGE doit être écoutée et soutenue et, de façon générale, le système associatif doit être encouragé pour porter le point de vie des consommateurs et dialoguer avec les responsables : associations de villes, associations de communes rurales, associations de consommateurs, etc., sonr des acteurs indispensables pour le dynamisme d'une action nationale pour l'efficacité énergétique. Pour ce qui concerne F'AMGE, nous recommandons: sa participation au "Groupe de Programmation Energétique"; sa participation au Conseil d'Administration de l'entité chargée de la mise en oeuvre de la politique d'efficacité énergétique; la dotation régulière d'une subvention (sans toucher à son indépendance) pour lui permettre de jouer pleinement son rôle d'animateur et ne pas l'obliger à "fournir des prestations" pour assurer le fiancement de son fonctionnement. 4.73 Jusqu'à aujourd'hui, la responsabilité de la mise en oeuvre de la politique d'efficacité énergétique (Plan national de maîtrise de l'énergie) a été nominalement confiée à l'administration, en l'occurence le Service de la Planification et du Développement (SPD) de la Direction de l'Energie. Nous avons vu que les actions les plus significatives ont été réalisées par le GEM (Gestion de l'Energie dans les Entreprises Marocaines), structure privée financée par la coopération internationale et placée sous la tutelle de la Direction de l'Energie. Cette situation est à la fois ambiguë du point de vue des compétences et des responsabilités et peu efficace à cause dZs ,zntraintes de l'administration en personnel et en liberté d'action. Cette ambiguité a même conduit à ce que l'activité du "Bus énergie" (financé par la coopération internationale) soit directement prise en charge par la Direction de l'Energie (quatre personnes sont employées à cette tâche) alors que ce devrait être un travail (s'il est justifié) confié à un bureau d'études par un contrat de prestation très précis dans le cadre d'un programme d'intervention dans les entreprises de l'industrie et du tertiaire. -87- 4.74 Nous avons vu au chapitre précédent qu'une entité est nécessaire entie les acteurs finaux et les partenaires relais d'une part et le gouvernement et son administration dautre part. L'expérience acquise dans de nombreux pays (voir une série d'exemples en annexe) a conduit à élaborer au Maroc un projet de création d'Agence de Maîtrise de l'Energie (à l'image de ce qui s'est fait en Tunisie par exemple). Ce projet n'a pas été jusqu'ici retenu : par "méfiance" vis à vis de la création d'un nouvel organisme public national; également par une certaine incompréhension du rôle d'animation, de promotion et d'incitation de l'Agence et la crainte de sa bureaucratisation. Mais chacun, et les pouvoirs publics en premier lieu (voir pgr. 1.33) reconnaît qu'il y a bien un "chaînon manquant" et qu'il n'est pas de la mission ni de la capacité de l'administration de remplir ce rôle. 4.75 Plusieurs éléments favorables permettent de proposer une solution qui devrait permettre une nise en oeuvre efficace de programmes significatifs, sans grands bouleversements institutionnels. La situation énergétique du Maroc et surtout la situation de la fourniture d'électricité créent un état d'urgence dont sont parfaitement conscients les pouvoirs publics; Il existe des relais et des partenaires, tels que l'AMGE, qui sont prêts à mobiliser les grands consommateurs sur des programmes d'action s'ils sont assurés de la volonté politique du gouvernement, concrétisée par la mise en place d'une entité publique de promotion et d'incitation; Il existe un "Programme national de maîtrise de l'énergie" élaboré par la Direction de l'Energic; des actions de formation, d'information et d'audits, notamment grâce au GEM, et plusieurs coopérations internationales avec la Direction de l'Energie; Il y a de façon générale une complémentarité indispensable entre l'efficacitM énergétique et le développement des inergies renouvelables, à la fois pour les questions urgentes à court terme, comme l'électrification rurale, et pour l'avenir énergétique à long terme du Maroc: . les équipements efficaces en énergie et à faible consommation accompagnent obligatoirement les installations décentralisées (éolien, solaire, micro-hydraulique) de production d'électricité pour des raisons d'optimisation du coût global; . des techniques comme le solaire passif (ou l'architecture bio-climatique) et les chauffe-eau solaires sont situés à l'interface entre l'efficacité énergétique et les énergies renouvelables; # les questions relatives à la biomasse et au bois de feu sont également étroitement liées à l'efficacité énergétique de l'utilisation et à la substitution entre combustibles; # le développement à grande échelle des énergies renouvelables est la grande chance du Maroc pour se dégager de la contrainte énergétique : il ne pourra - 88 - se faire que si l'eficacité énergétique a permis de réduire la consommation d'énergie pour le même service rendu. Le dynamisme renouvellé du CDER et son engagement croissant dans des actiods d'efficacité énergétique, y compris dans le domaine de la coopération internationale. 4.76 Nous recommandons au gouvernement de confier au CDER la mission de la mise en oeuvre, per la promotion et l'incitation, d'un programme national d'efficacité énergétique, en synergie et en coopération avec les partenaires publics et privés : GEM, AMGE, compagnies énergétiques, entreprises, collectivités locales, bureaux d'études... 4.77 Il n'est pas nécessaire de procéder à des modifications dans l'organisation du CDER, mais il faut Notifier de façon claire et officielle cet élargissement des missions du CDER de façon à ce qu'il n'y ait pas d'ambiguités sur ses responsabilités vis à vis de l'ensemble des partenaires nationaux et internationaux; Procurer au CDER les moyens, essentiellement humains - notamment dans le domainc de l'économie, des finances, du montage de programmes - lui permettant de prendre en charge cet élargissement dans de bonnes conditions. 4.78 Nous recommandons que les activités du programme GEM (Gestion de l'énergie dans les entreprises marocaines) soit progressivement réalisées de façon intégrée avec les actions du CDER dans le domaine de l'efficacité énergétique. Cela permettra, lorsque le GEM sera terminé (en 95 normalement), de ne pas perdre les acquis et de renforcer la compétence marocaine pour "prendre la suite". Cette synergie doit être facilitée par la présence du Directeur Général du CDER au Consel d'Administration du GEM. 4.79 La proposition de nouvel organigramme faite par la Direction de l'Energie prévoit la création, à côté, de la Division "Etudes et Programmation", d'une Division "Développement et Maîtr,,c de l'Energie", responsable essentiellement de la politique d'efficacité énergétique et àes énergies renouvelables. Cette Division aura pouï mission d'exercer la tutelle du CDER (ou CER) et des autres partenaires, c'est à dire de leur apporter le maximum de soutien au niveau ministériel et interministériel pour l'accomplissement de leur mission, de préparer, promouvoir et contrôler es législations et réglementations nécessaires, de mettre à jour et d'améliorer le programme national de maîtrise de l'énergie, de créer ou de renforcer le système incitatif (fiscal ou financier). 4.80 Le dispositif ainsi déployé nous paraît susceptible de concrétiser de façon institutionnelle la volonté des pouvoirs publics de développer la politique d'efficacité énergétique et de permettre la concrétisation des efforts déployés depuis plusieurs années par la Direction de l'Energie. Grâce à une définition plus claire des fonctions et des responsabilités de chacun - depuis la définition de la politique énergétique et de son cadre dapplication, jusqu'à la réalisation des projets dans laquelle l'initiative privée doit avoir une part croissante - la puissance publique et les entités de promotion pourront jouer leur role avec plus d'efficacité pour créer mae nouvelle dynamique pour l'efficacité énergétique au service du développement. -89- EVOLUI RECENTE 4.81 Le MEM a mis en place un nouvel organigramme qui comporte une division des études et de la planification dont le rôle est précisément d'aider à l'élaboration de la politique énergétique, d'être le dépositaire des résultats et données nécessaires pour cette politique et de jouer le rôle d'interface entre le Ministère de l'Energie et des Mines et les autres secteurs socio- économiques. Quant à l'activité "efficacité énergétique" elle constitue dorénavant une des missions de la nouvelle division créée au sein de la Direction de l'Energie à savoir la Division de Développement et de la Maîtrise de l'Energie. 4.82 Il est clair, dans ce cadre, que la mission de cette division est de participer à la formulation de la politique, de coordonner et d'assurer le suivi en matière d'efficacité énergétique et d'énergies renouvelables. Annexe 1 -90- Page 1 of 33 ANNEXE I SECTUR DL'EECT IIE:GENERALITES A. Les acteurs 1.1 L'Office national de l'électricité (ONE) est une compagnie publique financièrement autonome ' qui fournit près de 90 % de l'électricité produite au Maroc (ce pourcentage ne tient donc pas compte des importations d'Algérie). L'ONE est également chargé du transport haute tension et de la vente en gros aux dix régies municipales qui assurent la distribution de l'électricité et de l'eau aux abonnés, ainsi que les services d'assainissement. En outre, l'ONE distribue l'électricité dans les régions non desservies par les régies. En gros, la moitié des abonnés sont desservis par les régies et l'autre moitié directement par l'ONE. 1.2 Il y a dix régies municipales qui couvrent les villes principales suivantes: Casablanca, Rabat-Salé, Fez, Tétouan, Tanger, Marrakech, Kénitra, Safi, Meknès et El Jadida. Casablanca compte pour près de la moitié et Rabat pour 15 %, du total de l'électricité achetée en gros par les régies à l'ONE. 1.3 Bien que le Dahir de création de l'ONE de 1963 donne à l'Office le monopole de la production au dess3us de 300 kW, les producteurs autonomes ont quand même représenté environ 12 % de la production marocaine en 1992. Les principaux sont des compagnies appartenant à plusieurs branches de l'économie: mines, phosphates, industrie sucrière, raffinage du pétrole et fabrication du papier. Ces producteurs autonomes ne vendent que très peu d'électricité aux réseaux publics (ONE). Il y a aussi quelques petits réseaux isolés appartenant au Ministère de l'intérieur et de l'information et équipés de groupes diesel entretenus par l'ONE. B. Réglementation (tutelle) 1.4 La charge de la réglementation de l'ONE et des régies est éparpillée dans de nombreux ministères. Pour l'essentiel, c'est le Ministère de l'énergie et des mines qui assure la supervision technique de l'ONE et le Ministère de l'intérieur et de l'information qui est chargé des régies. Le Ministère des finances, quant à lui, est responsable de la supervision financière. 1.5 Les décisions concernant les tarifs relèvent du Comité interministériel permanent des entreprises publiques (CIPEP) sur propositions du Ministère de l'énergie et des mines. Le CIPEP est conseillé par un autre Comité intorministériel présidé par le Ministre des affaires économiques et comprenant des représentants des ministères de l'intérieur, de l'énergie et des mines, des finances, des travaux publics, de l'agriculture, ainsi que des représentants des régies de Casablanca et de Rabat. « L'ONE est un établissement à caractère industriel et commercial, doté de la personnalité civile et de l'autonomie financière » (Titre premier, Article premier du Dahir 1-63-226 du 5 août 1963 portant création de l'ONE). Annexe 1 -91 - Page 2 of33 1.6 Les investissements sont supervisés par plusieurs ministères et comités différents, dont le CIPEP et le Comité interministériel chargé d'étudier les propositions de tarif. Les propositions d'investissement sont en outre soumises à l'examen et à l'approbation des conseils d'administration de l'ONE et des régies, ainsi que des différents ministères participant à la préparation des plans de développement économique et social et de la Loi des finances (budget). 1.7 Depuis 1987, une nouvelle forme de supervision a été appliquée à l'ONE sous la forme d'un contrat-programme de trois ans renouvelable, pissé avec le Ministère de l'énergie et des mines et le Ministère des finances en tant que représentants de l'Etat. Ce contrat-programme définit les objectifs et obligations des deux parties ainsi que les moyens d'atteindre ces objectifs. Par exemple, d'après le premier contrat-programme, l'ONE devait s'efforcer de satisfaire ses obligations de fourniture d'électricité au moindre coût, dans le cadre de paramètres économiques et financiers spécifiés et l'Etat devzit, entre autres choses, augmenter les tarifs de manière à permettre un niveau minimum d'autofinancement (30 % après 1990), accorder une autonomie financière plus grande à l'ONE et contribuer au financement de ses investissements. En fait, ces objectifs n'ont pas été atteints, en partie parce que r'Etat n'a pas relevé les tarifs comme prévu. Un nouveau contrat-programme en est à la phase finale de mise au point. C. L'offre et la demande 1.8 Le problème le plus pressant auquel l'ONE doit faire face est celui de l'insuffisance de l'offre qui résulte de la combinaison de trois facteurs, à savoir: une longue période de temps sec qui a réduit la disponibilité des centrales hydro-électriques; les retards de réalisation d'une nouvelle centrale hydro-électrique majeure (Matmata); et les coupures obligées dues à un usage trop intensif des centrales à turbine à gaz ou à l'ajournement de leur entretien. Bien que les estimations de l'importance et de la durée moyennes des coupures varient, on a pu constater que le réseau a procédé à des délestages pendant les pointes de l'ordre de 150 à200 MW pendant quatre heures ou plus, chaque jour, au printemps de 1993, malgré le fait que l'ONE importait 100 MW d'Algérie. On prévoit que ces déficits devraient continuer jusqu'à la fin de 1994 et pourraient atteindre 300 à 400 MW entre temps. On peut comparer ces chiffres à la demande en pointe sur le réseau interconnecté (non compris les producteurs Latonomes) qui est estimée à environ 1.800 à 1.900 MW. Les coupures sont faites par rotation mais il est évident qu'elles sont gênantes et coûteuses, en particulier pour l'industrie qui doit en supporter une grande part. 1.9 En 1993, la capacité installée de l'ONE était au total d'environ 2.200 MW. La centrale de Mohammedia représente plus de 40 % de la capacité thermique installée et plus de 40 % du total de l'énergie produite. En outre, l'Algérie met actuellement à la disposition du réseau interconnecté marocain une capacité d'environ 100 à 150 MW et les producteurs autonomes fournissent 300 à 400 MW. En 1992, la production totale, y compris les importations et 'autoproduction, a été de 11.174 GWh qui se répartissent en 81 % produits par l'ONE, 8 % fournis par les Algériens et le reste par les producteurs autonomes et les isolés. Annexe 1 - 92- Page 3 of 33 TABLEAUI PRODUCTION ET VENTES DE L'ONE - 1980-92 ANNEE 198 1985 1991 1992 GWH % GWO % GWH % GWH % Centrales Hydrauliques 515 31.8 486 7.5 1,266 13.5 981 9.9 Centrales themiques 3,217 67,6 6,017 92.5 7,397 78.7 8,020 79.8 Achats 29 0.6 23 0.4 736 7.8 1,054 10.4 Tota(preducd«+Achats) 4,761 100.0 6,526 100.0 9,399 100.0 10,055 100.0 Pertes 664 14.0 1,025 15.7 1,298 13.8 1,328 13.2 Total Vende 4,097 86.0 5,520 84.6 8,101 86.2 8,727 86.8 dont: Ventes directes de l'ONE 1,809 44.1 2,630 47.6 3,677 45.4 4,050 46.4 Vente aux régies 2,289 55.9 2,390 52.4 . 4,424 54.6 4.677 53.6 dont: Casablanca 1,151 50.3 2,036 46.0 Rabat 300 13.1 625 14.1 Remarque: Certains totaux ne correspondent pas aux chiffres partiels en raison des données arrondies ou des erreurs dans les statistiques recueillies. Sources : Banque mondiale, Second projet d'électrification rurale, Rapport d'évaluation n_ 8426-MOR du 30 août 1990; ONE, Rapport d'activité de 1991; ONE, Tarifs de rélectricité de juin 1992. 1.10 Le Maroc dépend moins que naguère de l'hydro-électricité. En 1963, sur une production totale de 1.161 GWh, l'hydro-électricité représentait 91 %.' En 1992, l'ONE a produit 9.001 GWh dont 90 % provenaient de centrales thermiques. Sur une capacité hydro-électrique installée de 687 MW au total, 315 seulement sont considérés comme garantis en saison sèche mais la disponibilité de fait n'a été que de 60 MW à certains moments. La production hydro-électrique ait été décevante par suite des périodes de sécheresse; elle a cependant augmenté progressivement, quoique irrégulièrement, de 1982 à 1991. 1.11 La capacité de production a été multipliée par six depuis l'indépendance en 1957 mais, pendant la même période, la consommation annuelle a été multipliée par dix. Pendant plus de 15 ans, la consommation a augmenté à un taux annuel moyen de 6,7 % et on s'attend à ce qu'elle continue à augmenter à raison d'environ 7 % par an jusqu'en l'an 2000 au moins. 1.12 La consommation de 1992 a été d'environ 8.200 GWh, sans compter la consommation propre des producteurs autonomes. En 1991, l'industrie a absorbé 45 % de l'électricité consommée, la clientèle résidentielle 28 %, le secteur tertiaire 15 %, l'agriculture 8 % et les transports et communications 4 %. D. Investissements 1.13 L'ONE s'est engagé dans un programme d'investissement majeur portant principalement sur la construction de nouvelles unités de production, dans le but de combler les déficits actuels et d'éviter leur réapparition au cours des dix années à venir. L'hypothèse de base de la planification prévoit une croissance moyenne de la demande de 7 % par an jusqu'à l'an 2000 et de 5 % ensuite. Amuexel1 Page 4 of 33 TABLEAU2 DEMANDE D'ELECTRICITE EN POINTE ET POUR L'ANNEE (DONNEES ET PREVISIONS) ANNEE PUISSANCE DEMANDEE EN DEMANDE POUR L'ANNEE POINTE (MW) (GWh) 1989 1,447 8,217 1990 1,560 8,864 1991 1,680 9,399 1992 1,750 10,054 1993 1,850 10,750 1995 2,100 12,300 2000 2,900 17,300 2005 3,700 22,000 Sources: ONE, Rapports d'activité de 1990 et 1991; ONE, Perspectives d'équipement en moyens de production à moyen et long termes, mai 1987. 1.14 A cour terme (1993-96), l'ONE prévoit la mise en service d'environ 200 MW de turbines àgaz (Tétouan et Tit Mellil), 240 MW de capacité hydro-électrique (Matmata) et 660 MW de centrales thermiques (Jorf Lasfar I et II). L'ONE prévoit que les turbines à gaz entreront en service au début de 1994, Matmata et Jorf Lasfar I à la fin de 1994, et Jorf Lasfar Il au milieu de 1995. Cependant, des doutes subsistent quant à la possibilité de raccorder Jorf Lasfar I au réseau à la date prévue. Au total, à la fin de 1995, la capacité installée additionnelle sera d'environ 1.100 MW; par contre, des turbines à gaz anciennes représentant un total d'environ 130 MW devront &tre retirées du service et les importations d'Algérie ne seront plus garanties. En termes de capacité hydraulique et thermique « garantie » pour répondre à la demande en pointe en 1995/96, l'ONE prévoit qu'il y aura un excédent d'environ 100 MW. 1.15 A myn terme (1996-2000), l'ONE prévoit la mise en service de plusieurs centrales hydro-électriques (AI Wahda, Sidi Driss, Dchar El Oued, Ait Messaoud, M'rtz et El Menzel) représentant une capacité installée totale de 549 MW, de la première turbie à gaz à cycle combiné (350-450 MW) et de Jorf Lasfar I (330 MW). Vyaprès lONE, ce programme de construction laissera un déficit de capacité d'environ 50 à 100 MW en 1996-98 et conA-dui à un excédent du même ordre en 1999-2000. 1.16 L'ONE estime cependant que ce programme ambitieux suffira à peine pour répondrie à la demande prévue, compte tenu des incertitudes hydro-électriques et de la nécessité de prévoir une marge pour les indisponibilités prévisibles (entretien) ou forcées (pannes). E. Tarifs 1.17 Le Maroc applique une politique de prix nationaux unifiés suivant laquelle les abonnés dont les caractéristiques de consommation sont similaires payent le même prix quels que soient le lieu où ils se trouvent et le fournisseur (ONE ou régie). Le bref examen de la politique des Anexe 1 -94- Page 5 of33 prix qui suit portera d'abord sur leur niveau à l'échelon des abonnés puis sur la structure des tarifs et présentera en conclusion quelques observations au sujet des frais de raccordement. 1.18 Les tarifs à l'échelon des abonnés ont monté régulièrement de 1975 à 1988. En 1990, la Banque mondiale estimait que les tarifs de 1988 se situaient au dessus du coût marginal à long terme pour toutes les tensions et toutes les catégories d'abonnés. Ceci était dû largement àla différence entre le prix intérieur du fioul lourd (qui est fortement imposé) et son coût économique beaucoup plus bas qui sert au calcul du coût marginal à long terme. Depuis l988, les tarifs ont été relevés deux fois : de 4,5 % en 1990 et de 6 % en avril 1993. Ils reflètent encore les coûts élevés du fioul. 1.19 Dans une étude des tarifs de l'électricité pratiqués au ler janvier 1992 au Maroc et dans d'autres pays méditerranéens, l'UNIPEDE a constaté que les tarifs résidentiels marocains étaient bas par rapport à ceux des pays voisins et que, par contre, les tarifs appliqués aux gros clients industriels étaient relativement élevés, ce qui indique une politique favorable aux abonnés résidentiels. Par exemple, d'après le Ministère de l'énergie et des mines, les tarifs des abonnés basse tension sont inférieurs de 40 % à ceux de la moyenne tension. On peut affirmer certainement que ces tarifs ne correspondent pas au coût économique de la fourniture de l'électricité aux différents types d'abonnés et, en particulier, qu'ils ne tiennent compte ni de leur emplacement géographique, ni de l'heure à laquelle ils consomment de l'électricité, ni de leurs autres caractéristiques. 1.20 Lastructure de la plupart des tarifs abonnés est relativement simple. Les tarifs basse tension n'ont qu'une seule partie divisée en tranches de consommation mesurées en kWh. Ils sont différents suivant qu'il s'agit d'une utilisation résidentielle, de l'éclairage public, etc., mais ils ne tiennent siucun compte de l'heure du jour ni de la saison. Les abonnés moyenne, haute et très haute tension sont soumis à des tarifs en deux parties qui tiennent compte, d'une part, de la puissance mise à leur disposition (kW) et, d'autre part, de l'énergie consommée (kWh). Le tarif de l'énergie consommée par ces abonnés est plus bas la nuit (de 24 h à 7 h) que 'endant les autres parties de la journée. L'agriculture bénéficie de tarifs spéciaux avec, par exemple, un prix du kWh distinct suivant qu'il s'agit de l'été ou de l'hiver, des dimanches ou des jours de travail. Cette structure favorise le secteur agricole en offrant des tarifs moins élevés en été, époque à laquelle les pompages sont les plus fréquents. En ce qui concerne la structure des tarifs, son principal défaut vient du fait que rien n'est prévu pour décourager la consommation pendant les pointes, ce qui permettrait pourtant de réduire le besoin de capacités supplémentaires. Annexe 1 Page 6 of 33 TABLEAU 3 EVOLUTION DES TARIFS DE LELECTRICITE -1981-43 ANNEE PRIX MOYEN DU kWh (ABONNES ET DISTRIBUTEURS AMALGAMES) Pourcentage Centimes/kWh d'augmentation Indice (1980 - 100) 1980 30.48 100 1981 38.59 26.6 127 1982 45.07 16.8 148 1983 49.68 10.2 163 1984 54.65 10.0 179 1985 60.12 10.0 197 1986 62.40 3.8 205 1987 65.52 5.0 215 1987 68.80 5.0 226 1988 68.80 0.0 226 1990 71.90 4.5 236 1991 71.90 0.0 236 1992 71.90 0.0 23îi 1993 76.21 6.0 25f Source ONE, Tarifs de l'électricité, juin 1992. 1.21 Les régies payent l'électricité à 'ONE à un prix de gros. Cependant, alors que les tarifs appliqués aux différentes catégories d'abonnés à caractéristiques similairm sont fix$s àl'échelon national, cela n'est pas vrai pour les ventes en gros. D'après une étude des tariils marocains effectuée par Electricité de France (EdF), les tarifs appliqués aux régies sont fondéi sur le passé et sur une politique « ni gain, ni perte ». 1.22 Dans son rapport de 1990, la Banque mondiale a calculé les fris de raccordement facturés par l'ONE et les régies à leurs nouveaux abonnés. Ce rapport montre que ces frais sont élevés et qu'ils tiennent une place importante dans les revenus de .'ONE et des régies; il montre également qu'ils ne sont pas étalés dans le temps, ce qui a probablement pour conséquence de décourager les nouveaux abonnements dans les zones urbaines et rurales. Ce problème reste à résoudre. 1.23 Actuellement, le Gouvernement envisage d'apporter au niveau et à la struct :, des tarifs (abonnés et ventes en gros) un certain nombre de modifications proposées par friF. Nous examinerons ces propositions plus loin dans ce chapitre. F. Situation financière 1.24 Le secteur doit faire face à des problèmes financiers graves : comment en effet financer le grand programme d'investissement de l'ONE présenté plus haut et dont le coût est estimé à environ 24.000 millions de dirhams pour la seule tranche 1993..97, plus 11.000 millions de dirhams pour la tranche 1997-2001? Annexe f -96- Page7of$3 1.25 La situation financière actuelle de l'ONE est mauvaise. A la date de mars i993, !es factures non recouvrées représentaient plus de 5.000 millions de dirhams, dont la moitié environ dus par les régies (surtout celle de Casablanca). L'ONE accumule ainsi un crédit de TVA important qui, s'il ne lui est pas payé, pourrait se monter à 1.500 millions de dirhams d'ici 1997. Ses tarifs n'ont pas suivi le rythme de l'inflation au cours des cinq dernières années. Ses dettes sont importantes par rapport à sa capaçité de remboursement. L'Etat a indiqué qu'il désirait minimiser ses contributions financières aux investissements futurs. Enfin, l'Office doit remplir gratuitement des obligations sociales de service public tout en continuant à payer des taxes substantielles (par exemple: directement sous forme de taxes à l'importation et de droits de douane et indirectement, en achetant du fioul qui est lourdement taxé). 1.26 Le CIPEP a approuvé un plan qui, visiblement, devrait permettre de combler le déficit financier de l'ONE. Ses caractéristiques les plus importantes comprennent une augmentation annuelle de 6 % des tarifs en 1993, 94 et 95 et une somme de 4.000 millions de dirhxams à verser par l'Etat à l'ONE au titre du plan d'investissement de 1993 à 1997. Ces dispositions, ainsi que d'autres, d'après ce que nous entendons, sont comprises dans le nouveau contrat-programme qui doit être passé entre l'ONE et l'Etat. 'l est de la plus haute importance pour le pays que l'Etat et l'ONE satisfassent ces engagemený. Mème s'ils le font, le Maroc aura encore de sérieux problèmes à résoudre à propos du financement de ce programme d'investissement substantiel et c'est l'une des raisons de l'intérêt porté actuellement à la participation du secteur privé à la production indépendante d'électricité. ha V~PARLEWCVEURWOK~m im im 1"0 1961 itu Iffla 1"4 lm im 1%7 im im le" Imm% Agd~ . POdm 121 130 -184 253 247 202 74 318 347 m 384 393 431 &87% o~ f~ 48 182 186 20 2DI 230 228 ?M 250 287 254 274 269 4.07% ~ de Ch~ 47 .44 47 47 51 53 81 87 70 71 70 88 78 1.04% Vka (h 0 - 01 m 301 »9 3% 313 319 327 337 354 377 415 »7 4% 5.53% A~ n~ 122 128 137 141 les len 191 203 180 180 217 222 2» UR% LM~ M~ . a 87 71 78 92 97 100 103 iii 147 151 in 192 201 2.74% h~ de chem 324 322 340 347 3N 3% 378 301 402 43D 461 537 543 7.40% AM ~ de ffek~ 73 se 103 103 ge 91 94 -Orj 108 107 148 183 178 2.40% kk~ d~ 142 201 218 206 210 220 251 254 338 343 264 275 284 4.01% huk~ 00~» 4 pr@~ 221 238 249 251 247 281 272 279 328 341 3M 3« 377 L14% 224 244 273 272 202 320 357 344 3M 374 418 442 469 8.25% k~ mm~ 158 170 182 191 188 218 2n 215 233 m 252 259 200 3.81% Ch~ cb kr 103 97 108 109 104 114 115 IN 153 185 133 177 201 Z74% Cmmuk~. mu b~ 50 50 53 83 85 71 72 74 90 §D 75 79 84 1.14% 178 175 20 187 2» 259 223 M_* 278 292 292 205 228 3.08% ftm. IV. 154 173 las 2DO 209 234 2w 2m 267 m 334 418 452 &16% T~ Z318 Z5N Z825 Z982 k872 3~ 3.220 3,= 3~ 4.04 4,201 4,445 4.741 84.69% Aounke~ w~ 9.0% 12.0% 9.9% &W 3,0% 8.9% -3.7% 12.7% 7.4% 4.3% 3.4% &8% 8.7% 9~ Tw~ t~ dm 1,1 ~ et Fl , n id al ýmh-fi 823 as 963 1.027 1.197 1,276 1,= 1.481 1,555 1.745 l.M ?,1W 2~ X91% Ed~ 0~ 72 77 w 88 92 108 111 128 139 158 la 190 217 Zoe% p~ .11* 85 85 87 84 73 77 77 87 94 87 .93 A 113 1.54% TOW ~ 981 1,= 1.130 1.177 1.»2 1.481 1.514 1.878 1.788 1.990 ZI54 2,396 Z5N 35.41% Aomnho~ w~ 9.2% 7.2% 9.7% 4,2% 15.7% 7.3% 3.8% 8.7% 11.3% 9.2% 11.2% 8.6% MdmWA ' ONE et R~ 3.277 3.w 3.955 4,159 4.434 4.NS 4,734 5.304 5,8m 8,054 8,355 GMO 7,= 100.00% Aaxemm~ 9.0% 10.8% 9.1% 12% 8.8% 8.4% 1.5% Izo% 7.2% 4.5% LM 7.8% 7.3% v~ 0~ per roNE cm~ huva- ~ ~ 1,424 1,847 1,8m 1,939 2,085 2,313 2.413 2,813 2.785 3~ 3.123 3,314 3.583 8,40% > VuM ~ per kw 1,853 1,978 2,148 2,220 2,348 2.492 2.543 2,891 2.900 3,050 3.273 3.819 4,091 8,7.1,åk Pm du R~ 117 127 143 170 179 178 193 199 220 225 270 290 3119,37% Pm du Ro~ en % de rONE No R~ 5.9% &0% &2% 7.1% 7.1% 8,8% 7.1% 8.9% 7.1% &9% 7.8% 7.4% 7.1% 21 8~: roNE TABLEAU3 VENTES DE L'O.N.E. AUX REGIES DE DISTRIBUTION DE 1963 A 1992 EN GWh REGIES 1963 1970 1980 1991 1992 GWh GWh GWh GWh % GWh % RAD Casa 324,625 562,137 1,151,220 2,035,992 46.0 2,112,300 45.1 RED Rabat 76,076 131,827 299,636 624,882 14.1 667,600 14.3 Raid Tanger - 62,220 151,624 361,058 8.2 377,800 8.1 Radeef Fes 38,717 70,550 174,462 360,480 8.1 371,900 7.9 RDE Tetouan - 30,888 125,456 264,491 6.0 292,800 6.3 Radeema 30,201 52,786 115,509 251,099 5.7 275,600 5.9 Marrakech Radeem Meknes 38,542 67,148 132,147 237,859 5.4 251,500 5.4 RAK Kenitra 19,584 31,514 72,824 148,589 3.3 167,100 3.6 Rades SAi 14,044 18,206 42,157 79,320 1.8 85,700 1.8 Radeej El Jadida 5,295 8,442 23,827 60,240 1.4 74,500 1.6 TOTAL 547,084 1,035,718 2,288,862 4,424,004 100.0 4,424,004 100.0 100 - Annexe t Page 11 of 33 TABLEAU 4 VENTE DE L'O.N.E. AUX CONSOMMATEURS DMUCTS. 1991 CATEGORIES D'ABONNES VENTES DE L'O.N.E. NOMBRE D'ABONNES kWh - TRES HAUTE TENSION 2 239,038,925 - HAUTE TENSION 60 1,295,190,160 TOTAL THT-HT (1) 62 1,534,229,085 MOYENNE TENSION - MT4- Agriculture 738 321,391,635 - Autres usages 4,551 1,031,332,691 TOTAL MOYENNE TENSION (2) 5,289 1,352,724,326 BASSE TENSION - Prive 631,551 433,894,073 - Domestique 162,880 198,978,898 - Administration 10,970 41,213,170 - Public 3,541 69,160,474 - Force Motrice 13,252 47,276,045 TOTAL BASSE TENSION 822,194 790,522,660 TOTAL (1)+(2)+(3) 827,545 3,677,476,071 11 - Annexe 1 Page 12of 33 TABLEAU 5 VENTES PAR LONE A SES PRINCIPAUX CONSOMMATEURS DIRECTS, 1963-1991 (GWh) CLIENT 1963 1970 1980 1991 1991 in % 1992 1992 in % 1993 OCP 87,360 139,949 291,925 36,581 20.1% 369,019 192,047 ONCF 59,470 69,410 98,976 166,731 9.1% 175,699 103,869 CIOR - - 89,472 142,417 7.8% 144,391 76,280 CINOUCA - - - 128,542 6.9% 128,112 79,750 SNEP - - 90,805 106,349 5.8% 122,240 71,764 ORMVAL - - - 89,809 4.9% 871,114 42,539 ONEP 8,610 5,872 41,090 87,559 4.8% 96,289 55,758 CNA 21,760 31,925 46,806 79,758 4.3% 80,024 44,520 Ciments d'Agadir - - 42,188 72,301 3.9% 83,298 41,753 ASMENT - - 41,622 63,872 3.5% 64,521 35,475 ASMAR - - 34,705 50,873 2.8% 40,823 35,236 Cellulose (*) 10,903 21,260 54,615 48,396 2.6% 54,959 28,445 SONASID - - - 47,542 2.6% 44,598 25,327 ICOZ - - 27,293 38,592 2.1% 36,998 22,290 SMD 16,920 28,479 35,995 31,704 1.7% 31,099 17,887 SCP 1,720 1,607 16,335 31,331 1.7% 30,385 16,898 RTM - - 10,709 27,990 1.5% 31,291 18,030 CMT 19,405 18,625 22,907 25,443 1.4% 25,450 13,809 SOMIFER - - - 21,938 1.2% 21,078 11,451 Fond. P. Zellidja 5,101 5,209 11,006 21,651 1.2% 22,078 13,114 FAR - - 12,680 18,379 1.0% 18,083 10,409 Djebel Aouam 5,150 9,370 14,561 17,452 1.0% 15,320 7,436 Maroc Chimie (*) - 6,978 47,507 16,994 0.9% 16,922 4,563 FACEMAG - - - 16,885 0.9% 19,838 11,312 SM! - - - 15,575 0.8% 9,046 8,238 SMOA - - - 15,508 0.8% 13,790 7,999 MP 1 et il (*) - 8,106 14,094 0.8% 22,582 10,502 Samine - - 10,013 0.5% 11,837 5,665 MP III et IV (') - - - 8,386 0.5% 6,946 5,277 SEFERIF 5,070 8,515 5,690 7,292 0.4% 6,361 3,865 Autres 51,641 30,370 46,429 44,925 2.4% 54,962 110,670 TOTAL 293,110 377,569 1,091,422 1,835,882 100.0% 1,885,153 1,132,785 Source: rONE (1) janvier-juillet -102- Annexe 1 TABLEAU 6 Page 13 of 33 EVOLUTION NUMERIQUE DES CONSOMMATEURS DE L'ONE, 1963-1991 CATEGORIE DE CLIENTS 1963 1970 1980 1990 1991 DISTRIBUTEURS 9 16 26 32 (i 32 CONSOMMATEURS TRES HAUTE TENSION 1 2 2 HAUTE TENSION 27 27 47 60 60 TENSION MOYENNE 631 1,118 2,199 4,930 5,289 BASSE TENSION Prive } 83,668 } 152,605 } 275,984 472,940 512,966 Commercial } } } 111,315 118,585 Administration 2,491 4,689 7,081 10,485 10,970 Public 135 616 1,243 3,267 3,541 Domestic 7,663 24,626 84,339 153,292 162,880 Puissance motrice 2,598 5,106 9,060 13,007 13,252 TOTAL BASSE TENSION 96,555 187,702 377,707 764,312 822,194 Total distributeurs et 97,222 188,863 379,980 769,336 827,545 consommateurs (e 10 Regies s'acquittant de leur propre distribution avec 32 connections duireseau de rONE en 1992. Source: rONE -103- Annexe 1 Page 14 of 33 TABLEAU 7 Alttre DB YOtm1UU D'ELEC'ftCr5 mit VRAc (pmt Veites au Itegies)i (Effectif à paruir du let tvil, 1993) TAItIF PUflSSANCB' TA19 D'EiNERGIE (Dli/kWh) (DIWkVA/ANNEE) _ _ _ _ _ _ - Cidblatica 10712 0.61550 Pe106.17 .763 0.619R5 keift, 104.14 d.74774 0.59820 t"in 15.1b 0.74049 0.59245 Mekts 101895 0.73 4 0.59072 Bal 102.75 0.73783 0.59027 Mdt-akech 98.25 0.70526 0.56422 tihger W.w 0.7M000 0.56005 kdbài 99.65 d.935 o.554sf ËlIadid. U.93444 l.5i7d2 Quelques Regies achetent l'efectricite sous differents tarifs. Les tarif ci-haut mentionnes sont representatifs 2 Exclut la taxe sur la valeur ajoutee qui equivaut a 7% des recettes. Pour le tarif de puissance ou le tarif d'energie depassant 2,000 kVA. Chacune des Regies a une demande d'energie superieure a 2,000 kVA. Les taux sont differents et plus eleves pour chacun des cinq groupes de niveau de consommation inferieurs a 2,000 kVA. - 104 - Annexe 1 Page 16 of 33 TABLEAU 9 TARIFS DE MOYENNE TENSION ILO.N.E. ET REGIES (Effectif le ler avril,1993) CONSOMMATEURS NON-AGRICOLES Tarif de puissance Tarif d'energie (DH/kWh) contractee (DkVA/anng) Pointe Hor inte 273.00 0.93822 0.75059 CONSOMMATEURS AGRICOLES Reference Liro Et2 Tarif Fixe (DM/k/anee Egàmi 3 Hors-pDginte Pit ospit Tres haute utilisation de tarif de puissance4 1803.17 0.51523 0.41073 0.48288 0.41073 Utilisation moyenne 811.40 1.03511 0.48956 0.58149 0.41073 Courte utilisation 360.57 1.55484 0.52824 0.67996 0.41073 Coefficient de puissance reduite' 1 0.05 0.25 0.05 Inclut la taxe sur la valeur rjoutee qui equivat a 7% des recettes. 2 L'ete s'etend du ler avril au 31 octobre. Les heures depointe sont de 7 a.m. a minuit durant les heures de travail, et de 5 p.m. a minuit les dimanches. Tres longue utilisation: >5,500 heures par annee; utilisation moyenne: 2,500-5,500; courte utilisation: <2,500. Des taux reduits sont charges pour les tarifs de puissance, autre que durant la haute saison d'hiver. - 105 - Annexe 1 Page 17 of 33 TABLEAU 10 TARIFS POUR BASSE TENSION IL'O.E.E. ET REGIES' (Effectif le 1er avril, 1993) ECLAIRAGE PRIVE (DH/kWh) 0 - 500 kWh/mois >500 kWh/mois Tarif normal 0.822 1.009 Tarif sans consommation minimum 0.986 1.211 TARIF DOMESTIQUE (DH/kWh) Tarif fixe (DH/mois) 0- 200 kWh/Mois 200 - 500 kWh/Moi >IO5 kWh/Mois 2.23 0.723 0.822 1.009 ECLAIRAGE COMMERCIAL (DH/kWh) Tarif normal 1.009 Tarif sans comsommation minimum 1.211 ECLAIRAGE ADMINISTRATIF (DH/kWh) Tarif normal 1.009 Tarif sans consommation minimum 1.211 ECLAIRAGE PUBLIC (DH/kWh) Tarif normal 0.851 USAGES DE FORCE MOTRICE AGRICOLE ET INDUSTRIELLE (DH/kWh) Tarif normal 0.958 Tarif sans consommation minimum 1.147 Inclut la taxe sur la valeur ajoutee qui equivaut a 7% des recettes. 2 Disponible pour les consommateurs qui ont une demande importante pour des usages autre que l'eclairage. Le tarif fixe differe selon le nombre de chambres par residence. Le tarif mentionne est applicable pour les residences d'une a quatre chambres. - 106 - Annexe 1 Page 18 of 33 TABLEAU 11 EVOLUTION DES TARIFS D'ELECTRICITE TRES HAUTE ET HAUTE TENSION ANNEE DATE Tarif de Augmenta- puissance tion contractee Tarif d'eue moyenne en tarif (%) Pointe Hors pointe 1983 1.9.83 202.00 0.4610 0.36880 6.50 1984 1.5.84 202.00 0.5276 0.42210 13.40 1985 1.4.85 202.00 0.5856 0.46850 10.09 1986 1.8.86 212.00 0.6150 0.49200 5.00 1987 1.5.87 223.00 0.6460 0.51680 5.00 1988 1.8.88 235.00 0.6783 0.54264 5.00 1989 1990 1.6.90 247.00 0.7122 0.56980 5.00 1991 1992 1993 1.4.93 262.00 0.75493 0.60399 6.00 AUGMEN- TATION 2.63% 5.06% 5.06% 4.95% MOYENNE 1983 - 1993 - 107 - Annexe 1 Page 19 of 33 TABLEAU 12 EVOLUTION DES TARIFS D'ELECTRICITE ANNEE DATE MOYENNE TENSION Tarif de Tarif d'energie Augmenta- puissance tion contractee moyenne en tarif (%) Pointe Hors pointe 1983 1.9.83 150.00 0.62000 0.49600 13.30 1984 1.5.84 190.00 0.67000 0.53600 9.84 1985 1.4.85 225.00 0.73000 0.58400 10.06 1986 1.8.86 236.25 0.76650 0.61320 5.00 1987 1.5.87 248.00 0.80500 0.64400 5.00 1988 1.8.88 248.00 0.85105 0.68084 5.00 1989 " - 1990 1.6.90 258.00 0.88510 0.70810 4.00 1991 1992 1993 1.4.93 273.00 0.93822 0.75059 6.00 AUGMEN- TATION 6.17% 4.23% 4.23% 4.49% MOYENNE 1983-1993 Durant cette annee on a introduit un tarif different pour les consommateurs agricoles. 108 - Annexe 1 Page 20 of 33 TABLEAU 13 EVOLUTION DES TARIFS D'ELECTMrITE ANNEE DATE BASSE TENSION Augmen- Eclairage prive Residence mon moyenne en tarifs ____ __ __ ____ ___ _ _ ___ (%) 0-500 >500 0-200 200- 500 >500 kWh/m. kWh/m. kWh/m. kWh/m. kWh/m. 1983 1.9.83 0.690 0.690 0.450 0.450 0.450 1984 1.5.84 0.700 0.480 0.550 0.700 1985 1.4.85 0.770 0.510 0.580 0.770 1986 1.8.86 0.710 0.809 0.536 0.609 0.809 1987 1.5.87 0.720 0.850 0.563 0.640 0.850 1988 1.8.88 0.750 0.880 0.600 0.680 0.880 1989 0.900 0.620 0.700 0.900 1990 1.6.90 0.775 0.952 0.682 0.775 0.952 1991 " " W "" 1992 " " " " 1993 1.4.93 0.822 1.009 0.723 0.822 1.009 6.00 AUGMEN- TATION 1.77% 3.87% 4.86% 6.21% 8.41% MOYEN- NE 1983- 1993 - 109 - Annexe 1 Page 21 of 33 TABLEAU 13 (CONT.) EVOLUTION DES TARIFS D'ELECTRICITE BASSE TENSION ANNEE DATE Eclairage Usages Augmen- commercial et . agriculturels et tation administratif Eclairage puble culturels de moyenne force motrice en tarifs ____ _______ ___ (%) 1983 1.9.83 0.700 0.550 0.520 1984 1.5.84 0.620 1985 1.4.85 0.770 0.610 0.682 1986 1.8.86 0.809 0.641 0.717 1987 1.5.87 0.850 0.673 0.752 1988 1.8.88 0.880 0.710 0.790 1989 0.900 0.730 0.820 1990 1.6.90 0.952 0.803 0.902 1991 l " i 1992 i "i - 1993 1.4.93 1.009 0.851 0.958 6.00 AUGMEN- TATION 3.72% 4.46% 6.30% MOYENNE 1983-1993 - 110 . Annexe 1 Page 22 of 33 TABLEAU 14 ORGAIGRA~ME DE L'O.N.E. rse. rmme t daTafn. beag 0m~ G... em*~e . i om@.. -1iis Ifaw~ pq l SaaS1hSBSaI C cm .s. ea...s.e an .. eS e. Tra.u.or .u.s es ..s.a 1 anw .kee.uum--- - ia ___H--- 」 112 Annexe 1 - page 24 of 33 > PRO u BRUTB DMI.WMCrM ET CONSOMMATION DU COIEBUSTIBLZ PAIR LBS DE L*O.N.B. DAlis Lze sysTEIM INTBRCOUlimçm. 1990 - 1991 1990 CONSOMMATION PRODUC- PON(GWh) DIIESEL COMBUS- CHARBON TIBLE RESIDUEL TURBINES A VAPEUR CasaTr.II 241 65,731 Casa Tr. Vl- 221 61,114 Jerada' 1,085 7,461 Kénitra 1,637 427,563 - Mohammedia 3,940 547,671 595,269 TURBINES A GAZ Sidi Kacem 5 1805 - Agadir 13 98 4,891 Tanger 103 768 40,533 Tetouan 103 568 42,329 GROUPES DE 30 479 7,314 DIESEL DIESEL 21 5530 - D'URGENCE TOTAL 7,398 9,248 1,204,607 1,199,245 - 113 - Annexe 1 - Page 25 of 33 TABLE 16 (CONT.) PRODUCTION BRUTE D'ELECTRICITE ET CONSOUMATION DU COMBUSTIBLE PAR LES CENTRALES DE L*O.N.E.DANS LES SYSTEMES INTERCONNECTES. 1990 - 1991 (CONT. 1991 CONSOMMATION PRODUC- TION (GWh) DIESEL COMBUS- CHARBON TIBLE RESIDUEL TURBINES A VAPEUR Casa Tr.11 248 - 69,728 - Casa Tr. Il 251 - 70,991 - Jerada 1,084 24,761 587,158 Kénitra 1,646 - 427,251 - Mohammedia 3,877 - 527,920 567,040 TURBINES A GAZ Sidi Kacem 7 2799 - - Mohammedia 3 337 674 - Agadir 3 196 13,430 - Tanger 33 481 33,550 - Tetouan 87 962 44,985 - GROUPES DE 34 171 7,313 - DIESEL DIESEL 19 5,990 - - D'URGENCE TOTAL 7,397 10,936 1,220,603 1,154,198 114 - Annexe 1 Page 26 of 33 TABLEAU 16 (CONT.) PRODUCTION BRUTE D'ELECTICITE ET CONSOMMATION DU COMBUSTIBLE PAR LES CENTRALEBS DE L'O.N.E. DANS LES SYSTEMES INTERCONNECTES. 1990 - 1991 1992 CONSOMMATION PRODUC- TION (GWh) DIESEL COMBUS- CHARBON TIBLE RESIDUEL TURBINES A VAPEUR Casa Tr.II 127,7 - 34,263 - Casa Tr. III 350.9 - 96,687 - Jerada 1,032.0 26,194 560,016 K6nitra 1,900.8 - 497,176 - Mohammedia 3,864.1 - 556,353 499,561 TURBINES A GAZ Sidi Kacem 34.9 13,205 - - Mohammedia 308.0 8,171 94,651 - Agadir 74.3 347 28,794 - Tanger 129.4 1,417 49,850 - Tetouan 24.9 224 9,964 - Tan-Tan 115.6 9,200 29,893 GROUPES DE 39.1 - 8,777 - DIESEL DIESEL .17.8 4,915 - - D'URGENCE TOTAL 8,020.1 37,479 1,432,602 1,059,577 115 - Annexe 1 - Page 27 of 33 TABLEAU 17 INVENTAIRE DE RESEAUX. 1981 - 1991 1981 1984 1987 1988 1989 1990 1991 Longueur des lignes (km) 225 kV 2,186 2,436 3,069 3,143 3,142 3,142 3,393 150 kV 1,183 1,088 937 864 864 864 762 60 kV 5,697 6,122 6,537 6,800 6,903 6,985 7,699 30 kV 164 169 78 9 }12,018 } 13,140 }13,560 22 kV 7,855 9,019 10,386 10,854 } } } Nombre de Transformateurs 225/150 kV} 32 35 49 51 n/a 50 55 225/60 kV } 150/60 kV} 22 23 15 15 n/a 15 14 150/MV } 60/MV 224 232 254 262 n/a 277 289 Puissance installee (MVA) 225/150 kV} 2,855 4,595 4,855 4,995 n/a 4,895 5,235 225/60 kV } 150/60 kV} 810 830 570 57( n/a 599 559 150/MV } 60/MV 6,193 2,804 3,058 3,190 n/a 3,305 3,535 Longueur des 3,781 4,888 8,002 8,286 n/a 9,062 9624 Lignes de distribution (km) Longueur des 5,156 5,958 7,949 9,172 n/a 10,665 10,831 connexions (km) - 116 - Annexe 1 Page 28 of 33 Tableau 18 Puissance nominale, production et ventes des autoproducteurs Autoproducteurs Puissance Production Fournitures à Achats de Consommation nominale ONE ONE (MWh) (MW) (MWh) (MWh) (MWh) Phosboucraa (Laayoune) 76.0 67.751 - 67.751 Somifer (Bou Gafer) 4.8 3 - 21.938 21.941 Samine (El Hammam) 2.1 - - 10.000 10.000 CMT (Touissit) - - - 25.443 2.443 SFPZ (Zellidja) 3.6 6.000 - 21.652 27.652 SACEM (Imini) - - - 5.949 5.948 TIOUIT (BRPM) - 4.000 - 4.436 8.436 AOULI (BRPM) 4.5 9.558 8.819* 17.890 18.629 CGM (Guemassa) 2.4 78 - 12.191 12.269 SMI (BRPM) 1.9 56 - 35.850 35,896 CDM (BRPM) 24 - - 83.199 83.199 Sous-Total: Industrie 119.5 87.436 8.819* ,38.547 317.1W4 minière Maroc Chimie 23.4 62.200 401 16.994 78.793 Maroc Phosphore I et 2 76.0 262.700 13.830 14.094 262.964 Maroc Phosphore 3 et 4 111.0 520.513 80.166 8.386 448.733 Cellulose 12.0 50.070 - 48.395 98.465 C.M.C.P. 7.0 45.171 - - 45.171 SAMIR 19.0 57.338 - 49.241 106.579 SCP - - - 31.300 31.3Ca Sous-Total: Autres 248.4 997.992 94.397 168.410 1.072.005 industries SUNAG (Sidi Allal Tazi) 6.0 7.052 1.328 8.380 SUNAG (Mechraa Ben 6.0 10.851 - 1.305 12.156 Ksi) - - - - SUNAD (Sidi Slimane) 6.0 8.883 - 986 9.869 SUBM (Boni Mella) 6.0 9.760 - 3.034 12.794 SUTA (Beni Mellal) 6.0 8.710 - 1.917 10.627 SUNAT (Oulad Ayad 8.0 9.117 - 1.740 10.857 Sucrafor (Zaio) 11.6 11.364 347 11.711 Sucrerie Des Doukkala 8.7 7.324 - 1.092 8.416 Sunabel (Loukkos) 14.2 41.071 1.274 42.345 Consumar 72.5 114.132 13.023 127.155 Sous-Total: Industrie sucrière Total 440.4 1.199.560 103.216 419.980 1.516.32/' * Estimations Source: MEM 引 Ammexe 1 Page 30 of 33 59 eeg-"&§ iv §1 0-1 1 1 11 ii fillfill- fr gen OC-CM H 91 f.f ta 11 fem flcoNRE ex 22 Regal* I: !CRKIR al ii 8-1 1 1 11 11 Elv ...... 1! I: I: !CY- in 11 9 1 9 H lom l 0 1 11 fl .......... .......... #1 la 11 !1 fil i i en 10 1 00-00000 1% i . ...... 11 !1 fil i i .......... RE .. .. . ..... 00000 09 lim l - 119 - Annexe I Page 31 of 33 TABLEAU 21 DESCRIPTION ET PROGRAMME DE MISE EN SERVICE DES NOUVELLES CENTRALES PERIODE 1993-2010 DATE DE MISE EN NOM DE L'USINE NATURE COMBUSTIBLE PUISSANCE INSTALLEE SERVICE RESIDUEL (MW) PROGRAMMEE DE 1994 A1996 TETOUAN Turbine r gaz Combustible residuel 3 x 33 Debut 1994 TIT MELLIL Turbine a gaz Combustible residuel 3 x 33 Debut 1994 ALLAL EL FASSI Hydraulique 3 x 80 2e semestre 1994 JORF LASFAR 1 Thermique Charboa 1 x 330 Fin 1994 JORF LASFAR Il Thermique Charbon 1 x .330 Mi-'95 DE 199f A 2000 AL WAHDA Hydraulique 3 x 82,S Debut 1997 SIDI DRISS Hydraulique 1 x 3,1 Fin 1997 DCHAR EL OUED Hydraulique 1 x 92 Fin 1998 AIT MESSAOUD Hydraulique 2 x 3,2 Fin 1998 SITE NORD Cycle combine Gaznaturel 350/450 M-'97 / mi-'98 MDEZ Hydraulique 1 x 52 Fin 1999 EL MENZEL Hydraulique 2x 74 Fin 2000 JORF LASFAR IH Thermique Charbon 1 x 330 2000 DE 200I A 2010 JORF.LASFAR IV Thermique Charbon 1 x 330 2001 MERIJA Hydraulique 2x 13 2001 MECHRA SFAA Hydraulique 2x 15 2001 IMIZDILFANE Hydraulique 1 x62 2002 TAJEMOUT Hydraulique 1 x28 2003 TASKDERT Hydraulique 1 x37 2004 Site a determiner Thermique vapeur Gaz naturel ou Charbon 1 x 300 2003 Thermique vapeur Gaz naturel ou Charbon 1 x 300 2004 Thermique vapeur Gaz naturel ou Charbon 1 x 300 2005 Thermique vapeur Gaz naturel ou Charbon 2 x 300 2006/2007 Turbine a gaz Gas naturel 2x100 2007/2008 Thermique vapeur Gaz naturel ou Charbon 1 x 300 2008 Thermique vapeur Gaz naturel ou Chaton 1 x 600 2ff9 Autres usines (10) Hydraulique 335 au total Au dela de 2004 -.120 -Anz Page 32 of 33 i ii rig IM UN i 1111 i IMs .-~ *~CdI ig-liPII~ l 3 ýrx.- p3 4 Vii TABLE 23 COMPTE CLIENTS DE ONE AU 31 MARS 1993 (on millions de dirhams) COMPTE CLIENTS Moyenne mensuelle Arrirm avant Arrieres/Anne 1993 Total Arrieres Mois de retard Facturation en 1992 31.12.93 (1) -2 (1)+(2) Administrations 378.4 48.4 426.8 Energie 159.6 307.3 48.4 355.7 27 Travaux 71.1 - 71.1 - Colectivites Locales 308.7 24.4 333.1 . Energie 89,9 188.5 24.4 212.9 28 .Travaux 28.0 - 28.0 - . Regs de Distribution - 92.2 - 92.2 - Regies de Distribution 2,126.1 843.1 2,969.2 Energie 3,420.3 2,074.7 843.1 2,917.8 7 Travaux 15.6- 15.6- Cession Réseaux - 28.3 - 28.3 - RDE Tétouan (EMSA) - 7.5- 7.5 - Bureaux 780.1 206.8 986.9 Energie 857.9 764.9 206.8 971.7 13 Travaux 15.2 - 15.2 - SocitsNationales(ycowpis lesmines) 150.6 53.2 203.8 Energis 369.5 138.4 53.2 191.6 6 Travaux 12.2- 12.2 - Autres Etabissements PubMms 13.1 2.3 15.4 Energis 8.8 12.7 2.3 15.0 20 Travaux -0.4 - 0.4 - Socistes Naionales 279.7 150.9 430.6 Energie 1,952.0 189.7 150.9 340.6 2 Travaux 90.0- 90.0 TOTAL PARTIEL 4,03.7 1,329.1 5,365.8 - Paiementumns m eerncs - -35.1 -23.6 -58.7 - Avances sur rva -150.0 -29.2 -179.2 - TOTAL 3851.6 1278.3 5127.9 - - 122 - Annexe 2 Page 1 of 6 ANNEXE 2 APPRVISONNEENTET DEMANDE DE PETOLE - 2.1 Consommation d'énergie En 1993 la consommation totale d'énergie primaire au Maroc s'est chiffrée à 7,216 tep réparties entre le pétrole (83,4%), le charbon (14,5 %) et l'hydroélectricité (1,8 %). La consommation de gaz naturel produit dans le. pays n'a représenté que 0,3 % de la demande globale. Au cours des deux dernières décennies, la demande d'énergie a progressé en moyenne de 5,1 % par an, ce qui avoisine le taux de croissance du PIB. Le tableau 2.1 montre l'évolution de la consommation d'énergie au Maroc au cours de cette période. Durant les années 70 et au début des années 80, les produits pétroliers constituaient la principale source d'énergie et leur consommation augmentait de 4,8 % par an. A la suite des crises pétrolières des années 70, un effort concerté a été accompli dès le début des années 80 pour diversifier les sources d'énergie, ce qui a conduit à privilégier le charbon au détriment du pétrole. La consommation de charbon, inférieure à 10 % de la demande globale en 1980, atteint près de 20 % anjourd'hui. L'hydroélectricité, dont la contribution fluctue en raison des conditions climatiques, a connu une forte baisse de consommation durant la période de sécheresse du milieu des années 80. Alors qu'elle représentait plus de 10 % de l'énergie primaire consommée durant les années 70, sa contribution est actuellement inférieure à 5 %. Le gaz naturel ne joue qu'un rôle mineur dans le secteur énergétique. La demande de pétrole a augmenté de 4,8 % par an durant les années 70 et au début des années 80, et a représenté 83 % de la demande globale d'énergie en 1985. Depuis, la demande de pétrole continue de progresser, mais à un taux légèrement inférieur -4,5 % - en raison de la part de marché grandissante du charbon. Tableau 2.1 Evolution de la demande d'énergie au Maroc (1000 tep) Année Pétrole Charbon Hydroélectricité Gaz naturel Total 1970 1.743 301 355 33 2.432 1975 2.699 427 258 54 3.448 1980 3.866 371 397 52 4.686 1985 4.296 662 126 73 5.157 1989 4.786 1.136 301 48 6.271 1990 5. 030 1.096 317 43 6.486 1991 5.036 1.186 329 27 6.578 1992 5.643 1.107 255 30 7.035 1993 6.019 1.049 130 18 7.216 Taux de progression annuelle 75-85 4,8 4,5% -7,3% 3,1% 4,1% 85-93 4,3% 5,9% 0,4% -16,1% 4,3% Source: MEM - 123 - Annexe2 Page 2 of 6 Evolution de la demande de produits pétroliers 2.2 La consommation des principaux produits pétroliers a augmenté en moyenne de 4,8 % par an dans les années 70 et au début des années 80, mais depuis 1985, elle a connu une légère baisse qui a ramené le taux de progression à 4,3 %, soit une consommation totale de 6.0 millions de tonnes métriques en 1993. Les trois grands secteurs de consommation sont i) les transports, ii) les centrales électriques et l'industrie, qui utilisent du fuel lourd, et iii) la consommation domestique, qui exige des combustibles légers (surtout du butane liquide). En 1993, le secteur des transports a utilisé 1,2 millions de tonnes (soit 33 % du pétrole consommé), la consommation de fuel lourd s'est élevée à 2,4 millions de tonnes (39,2 %) et la consommation de GPL et de kérosène s'est chiffrée à 0,8 million de tonnes (13,8%). 2.3 Secteur des transports Dans le secteur des transports, la consommation n'a augmenté que de 1,7 % par an dans les années 70 et au début des années 80, mais depuis 1985, elle progresse de 5,7 % par an sous l'impulsion d'une très forte demande de gazole. Ce carburant prédomine dans le secteur des transports, car il n'est pas taxé autant que l'essence. La part de marché du gazole est passée de 63,4 % en 1977 à plus de 78% en 1993. La consommation d'essence, en baisse à la fin des années 70 et au début des années 80, s'est redressée, mais n'augmente que de 2,7 % par an. C'est surtout le supercarburant qui progresse - consommation en hausse de 4,9 % par an - aux dépens de l'essence ordinaire, dont la consommation diminue de 3 % par an. Le super, qui représentait 63 % des ventes d'essence en 1977, atteint 79 % aujourd'hui du fait que le parc automobile marocain et les véhicules des touristes étrangers exigent un indice d'octane élevé. Tableau 2.2 Evolution de la demande des principaux produits pétroliers au Maroc Progression annuelle (1000 TM) Produit . 1980 1985 1990 1992 1993 85-93 Propane 16 23 50 76 93 22,1% Butane 270 355 543 639 693 10,00% Supercarburant 234 229 291 316 330 5,4% Essence ordinaire 137 105 90 89 87 -2,7% Kérosène 57 53 48 45 44 -2,6 % Carburéacteur 244 217 248 216 222 0,3 % Gazole 1.110 1.220 1.706 2.024 2.190 8,7% Fuel lourd 1.712 2.065 2.011 2.238 2.360 1,9% TOTAL 3 .780 4.267 4.987 5.643 6. 019 5,0% Source: MEM 2.4 Consommation de fuel lourd Cette consommation a augmenté en moyenne de 6,5 % par an à la fin des années 70 et au début des années 80, et a atteint 2,1 millions de tonnes métriques en 1984, soit près de 50 % de la consommation pétrolière du pays. L'utilisation de fuel lourd par l'ONE pour la production d'électricité représente 60 % de la consommation totale de fuel lourd et a fortement stimulé l'emploi de ce combustible. Les autres gros consommateurs sont les -124 - Annexe 2 Page 3 of 6 producteurs de phosphates (14 %) et les sucreries (7 %). La consommation de fuel lourd a baissé après 1985, lorsque le charbon a remplacé les produits pétroliers dans certains secteurs, puis la demande a repris à partir de 1991 en raison de la sécheresse qui a sevi pour atteindre 2,340 million de tonnes en 1993. 2.5 Combustibles légers Le GPL-et - dans une très moindre mesure - le kérosène sont utilisés au Maroc comme combustibles domestiques et commerciaux, et leur consommation augmente très rapidement. La consommation de GPL, qui progressait de 7,4 % par an dans les années 70 et au début des années 80, a récemment dépassé les 10 % avec un chiffre de 786 tonnes métriques en 1993, soit 13,1% de la consommation totale de produits pétroliers. La consommation de kérosène a au contraire diminué d'environ 2 % par an entre 1977 (65.000 tonnes métriques/an) et 1993 (44.000 tonnes métriques/an). Sa part de marché est passée de 2% en 1977 à 0,7% en 1993. Le butane liquide est le principal produit à usage domestique et représente 90 % du marché, le reste allant au propane liquide qui est surtout utilisé dans le secteur commercial. Ce marché est en plein essor - plus de 22% d'augmentation par an - grâce aux prix très favorables auxquels se vendent ces produits. Approvisignnement eU ptrle 2.6 Productioninltiem Le Maroc dispose de moyens limités de production de pétrole brut et de gaz naturel. La production de brut, qui avait déjà atteint 90.000 tonnes métriques/an, était inférieure à 15.000 tonnes métriques/an en 1990. Le Maroc doit donc importer du pétrole brut et/ou des produits pétroliers pour répondre à la majeure partie de ses besoins. En 1993 le Maroc a importé 6,5 millions de tonnes métriques de pétrole brut. L'importation de produits pétroliers se limite aux seuls produits qui ne peuvent pas être 'fournis par les raffineries marocaines en quantité suffisante pour alimenter le marché intérieur. Le produit le plus fréquemment importé est le GPL, dont le Maroc a acheté 530,000 tonnes métriques en 1993, soit 67% de la consommation du pays. Le Gazole est également importé pour faire face à la demande croissante de ce produit dans la zone Nord. 2.7 Sources de pétrole brut Dans le passé, le Maroc avait surtout recours aux marchés entre Etats et aux accords de troc pour ses achats de pétrole brut. Ces dernières années, le régime d'approvisionnement a été libéralisé, et les raffineries sont maintenant libres de choisir leurs sources et d'acheter directement le pétrole dont elles ont besoin, à condition de se soumettre au contrôle des changes et à certains accords tarifaires préférentiels. Le Maroc compte beaucoup sur les pays du Golfe Persique (Koweït, Arabie saoudite, Irak, Emirats arabes unis) pour la majeure partie de ses approvisionnements en pétrole brut. Depuis une dizaine d'années, le Moyen-Orient livre régulièrement plus de 75 % du pétrole consommé au Maroc. - 125 - Anmee 2 Page 4of 6 Tableau 2.3 o i ent en ptrle au Maroc (en milliers de tonnes métriques/an) Importations 1990 1991 1992 1993 Pétrole brut 5.705 5.160 6.469 6.372 Produits 355 416 474 550 GPL 2 n. c n. c n. c Ess. Aviation i n. c n. c n. c Gazole 44 115 112 216 Fuel 124 312 - - Produits spéciaux 30 n. c n. c n. c TOTAL 6.261 6.003 7.055 7.138 Exportations Naphta 508 437 502 437 Lubrifiants 29 33 38 36 TOTAL 537 47q- 540 473 Qrganisation du secte 2.8 L'approvisionnement et la distribution des produits pétroliers sont placés sous le contrôle du Ministère de l'énergie et des mines (MEM), qui est le ministère de tutelle de l'Office national de recherches et d'exploitation pétrolières (ONAREP), des deux sociétés de raffinage parapubliques -la SCP et la SAMIR- et de la Société nationale de produits pétroliers (SNPP), qui est une entreprise de distribution et de commercialisation. Le MEM est charg: a) de répondre à la demande intérieure de produits pétroliers, b) d'assurer la sécurité de l'approvisionnement et c) d'assurer une distribution et un approvisionnement efficaces. Cela s'accomplit par: a) le contrôle des prix départ raffinerie, des prix de gros et des prix de détail du produits pétroliers, et b) par le contrôle et la répartition des importations de produits finis. Les marges d'exploitation sont fixées par le MEM pour le raffinage et la distribution. 2.9 Le secteur pétrolier est l'une des grandes sources de revenus de l'EtaL En 1992, il a représenté environ 14 % du total avec 9.069.000.000 de dirhams. Les recettes proviennent essentiellement des droits d'importation sur le pétrole brut et les produits pétroliers, de la taxe intérieure de consommation (TIC), du prélèvement fiscal et de la taxe sur la valeur ajoutée (TVA). En outre, vu l'importance de la contribution du secteur pétrolier aux recettes publiques, la gestion de ce dernier, qui relève déjà du MIEM, est par ailleurs étroitement surveillée et influencée par le Ministère des finances, rAdministration des douanes et le Ministère de l'économie. - 126 - Atnexe 2 Page 5 of 6 Raffinage 2.10 Installations de raffinage Le Maroc possède deux raffineries d'une capacité totale d'environ 7,45 millions de tonnes métriques/an. La raffinerie de la SAMIR,, située à Mohammedia, ville côtière proche de Casablanca, a une capacité de 6,25 millions de tonnes métriques/an. La raffinerie de la SCP, située à Sidi Kacem, à l'intérieur du pays, a une capacité de 1,2 million de tonnes métriques/an et comporte une installation de craquage. Ces deux raffineries répondent ensemble à plus de 90 % de la demande de produits pétroliers du pays (le seul produit de grande consommation importé étant le GPL). 2.11 La SAMIR qui est la plus grande des deux sociétés de raffinage, est une entreprise d'Etat à 100 %. La raffinerie de Mohammedia a été construite en 1961, et ses capacités de traitement sont indiquées au tableau 2.4. Il s'agit essentiellement d'une raffinerie hydroskimming dotée d'une importante unité de production d'huiles lubrifiantes. Cette raffinerie a surtout pour mission de produire un maximum de gazole et de GPL. La forte production de fuel lourd pose un problème qui est partiellement résolu par l'approvisionnement des centrales électriques de l'ONE situées à proximité. La SAMIR ne fait partie d'aucun réseau de distribution ou de commercialisation en aval et vend la quasi-totalité de ses principaux produits directement à partir de la raffinerie, exception faite de ses huiles lubrifiantes qui se vendent sous la marque "SAMIR". Tableau 2.4 Caractéristiqués de la Raffinerie de la SAMIR - 1993 Installation Capacité (en milliers de tonnes métriques/an) Fractionnement 1, 1l, 111 6.250 Unité de traitement sous vide 850 Reformage 1, Il 930 Merox à distillation directe I, Il 350 Merox - kérosène 200 Séparation C3/C4 350 Hydrodésulfuration du kérosène 400 Lubrifiants 120 Bitume 200 Paraffine 10, 2.12 .SCE L'Etat est le principal actionnaire de la SCP avec 73, 88 % du capital. Elf détient 20,48 % des actions et Divers 5, 64%. La SCP est principalement chargée de l'exploitation de la raffinerie de Sidi Kacem, construite en 1941 dont les capacités de traitement sont indiquées au tableau 2.5. Aucun des principaux produits de la raffinerie n'est distribué ou commercialisé par la SCP, exception faite du GPL. Depuis quelques années, la SCP joue un rôle majeur sur le marché du GPL (25 % en 1990). - 127 Annexe 2 Page 6 of 6 Tableau 2.5 Caractéristique de la Raffinerie de la SCP - 1990 Installation Capacité (on milliers de tonneu mtriques/an) Fractionnement 1, I, 111 1.200 Unité de traitement sous vide 400 Reformage catalytique 120 Craquage catalytique Thermofor 280 Séparation C3/C4 210 Distribution 2.13 En vertu de la loi de 1974 sur la marocanisation, 'Etat a nationalisé le système de distribution des produits pétroliers en créant la SNPP, qui est devenue la société de portefeuille et de gestion des avoirs de l'Etat dans les sociétés de distribution existantes. La SNPP a pris une participation d'au moins 50 % dans chacune des sociétés de distribution indépendantes, celles-ci conservant le reste des actions. Les principales entreprises concernées étaient les grandes sociétés pétrolières internationales (Shell, Mobil, Total, Agip). La SNPP fut chargée de maintenir un système ordonné de distribution et de commercialisation à travers le pays. En 1990, le groupe de sociétés de la SNPP a vendu 76 % des produits pétroliers consommés au Maroc. Les 24 % restants ont été fournis par des sociétés privées qui se sont formées indépendamment de la SNPP. En outre, onze sociétés de commercialisation spécialisées dans la distribution de GPL se sont créées . Leur chiffre d'affaires est inférieur à 5 % du volume total des ventes, mais elles détiennent 40 % du marché du GPL. 2.14 Répartition du marché Douze sociétés se partagent la vente et la distribution des principaux produits pétroliers (essence et gazole). Trois d'entr-elles ont une part de marché supérieure à 10 % du total de la consommation intérieure: Shell (24,1 %), Total (18,8 %) et Mobil (14,1 %). Collectivement, elles détiennent 57 % du marché des produits pétroliers, 53 % du marché du gazole et 66 % du marché de l'essence. 2.15 Privatisation Conformément à la loi de 1993 sur la privatisation, trois sociétés - CMH, Pétrom et Shell -- ont déjà été privatisées dans le secteur pétrolier. Ces trois entreprises faisaient partie du groupe SNPP. - 128 Annexe 3 Page 1 of 6 ANNEXE 3 LES SOUIRCES D'APPROVISIONNEMENT EN GAZ NATUREL POU L.E MIAROC A. Production nationale actuelle et potentialités 3.1 La recherche de gaz naturel au Maroc a débuté en 1965 et c'est en 1970 que le premier gisement de gaz a été mis en production. La production marocaine de gaz est toutefois restée à un niveau modeste, entre 40 et 90 MMC par an depuis 1970. Les deux principales régions de production sont le Gharb, au Nord Est de Rabat, et !a Province d'Essaouira, à 300 km au Sud- Ouest de Casablanca. Cette production de gaz est utilisée par des industries locales situées à proximité des champs et il n'a donc pas été nécessaire de construire un réseau national pour distribuer le gaz. Deux petits réseaux ont été construits dans les deux régions pour la collecte et la distribution. 3.2 Dans le Gharb, les réserves récupérables ont été pratiquement épuisées. La production cumulée des gisements étaient d'environ 710 MMC, fin 1992 sur des réserves totales de 850 MMC. LONAREP estime que les réserves potentielles de la région se situent entre 1000 et 2000 MMC. Compte tenu de la très faible taille des gisements, la mise en exploitation de ces réserves se heurte à deux obstacles : d'une part la très grande difficulté d'estimation des réserves récupérables, d'autre part le montant des investissements nécessaires compte tenu de la distance qui sépare les champs du réseau actuel. 3.3 Dans la région d'Essaouira, six gisements de gaz naturel ont été développés mais seulement deux d'entre eux, possédés et exploités par 'ONAREP, sont encore en exploitation. La production de deux autres gisements a été arrêtée en raison de l'insuffisance de la demande locale de l'OCP (Office Chérifien des Phosphates). Les deux derniers gisenents, propriété de la SCP, sont pratiquement épuisés. La quasi totalité de la production de cette région provient du gisement de Meskala dont les réserves récupérables sont encore d'environ 750 MMC. Les réserves estimées des autres gisements de la région sont d'environ 270 MMC. 3.4 D'autres structures géologiques marocaines reflètent, à des degrés divers, des potentialités d'existence de gaz naturel. Des réserves prometteuses d'hydrocarbures, probablement liquides, ont été mises en évidence danc la région Nord Atlantique de Tarfaya. La côte Ouest du Sahara et la région Sud Atlantique dt, arfaya n'ont pas été explorées de façon intense, particulièrement en offshore, mais les caractéristiques géologiques semblent indiquer que le potentiel serait plus en liquide qu'en gaz. Si toutefois du gaz était découvert dans ces zones, il faudrait le transporter sur de très longues distances pour qu'il puisse atteindre les marchés potentiels. Le développement potentiel de la bordure Nord du bisin de Tindouf paraît peu prometteuse, malgré l'existence de quelques poches de gaz. Les tests effectués sur les autres régions, telles que le Rif et le Haut Atlas ne sont guère encourageants pour des travaux d'exploration plus poussés. 3.5 En dépit d'une vision assez négative des potentialités futures, l'éventualité de découvertes de gaz naturel ne doit pas être exclue et cette éventualité doit être prise en compte dans la mise en place de l'organisation institutionnelle de l'industrie du gaz naturel au Maroc. Le - 129 - Annexe 3 Page 2 of 6 développement d'un éventuel gisement local, dont le caractère économique serait démontré, ne doit pas être gêné par des barrières institutionnelles. B. La construction du gazoduc MAGHREB-EUROPE 3.6 Le projet de construire un gazoduc de grande capacité entre, l'Algérie et l'Europe, en passant par le Maroc, a été initié en 1988 par les gouvernements marocain et algérien (Tableau 1); ce projet répond aux intérêts des deux pays et à ceux de l'Europe de l'Ouest. 3.7 L'Algérie est le huitième pays du monde pour ses réserves de gaz naturel (3650 milliards de m3 de réserves en 1993) et le cinquième pour la production (55,6 milliards de m3 en 1992). Les exportations algériennes de gaz naturel représentaient 10 % des exportations mondiales de gaz naturel en 1990 et les exIortations algériennes de GNL 26% des exportations mondiales. Plus de 90% du gaz exporté est acheminé vers l'Europe : 40% par le Transmed (Tunisie, Italie) et 60% sous forme liquéfiée. Les objectifs de SONATRACH à'l'an 2000 prévoient une augmentation de la capacité d'exportation du pays qui passerait de 31 à 70 milliards de m3 par an. Cette augmentation de la capacité d'exportation serait atteinte par plusieurs actions : (i) la rénovation des unités de liquéfaction : 31 milliards, (ii) l'augmentation de la capacité de transport du Transmed, qui serait portée à 24 milliards et (iii) la construction du GME : 16 milliards. L'expérience acquise par le Transmed tend à prouver qu'un tel ouvrage peut être opéré de façon efficace pour le plus grand bien des parties concernées. 3.8 Les intérêts du Maroc à la construction du GME sont multiples: (i) Le GME donne au Maroc, à travers le paiement d'une redevance de transit (royalty), l'équivalent d'un gisement national de gaz naturel qui peut être librement utilisé ou exporté. (ii) Le GME donne au Maroc l'opportunité d'utiliser du gaz naturel sur le marché national, ce qui augmente la diversification du bilan énergétique. (iii) Le GME renforce le potentiel de coopération économique à la fois avec l'Algérie et avec l'Europe. (iv) La construction et l'exploitation du GME constituent pour le Maroc une opportunité d'accès à de nouvelles technologies et expertises. (y) Le GME peut permettre à l'industrie marocaine d'adopter des systèmes énergétiques plus efficaces, générateurs d'une meilleure compétitivité. (vi) Le GME permettrait l'utilisation d'une énergie propre à même dz contribuer à l'effort entrepris en matière de sauvegarde de l'environnement. 3.9 Le gaz naturel occupe une place croissante dans l'approvisionnement énergétique des pays de l'Europe de l'Ouest. C'est une source d'énergie primaire qui est considérée comme étant susceptible d'augmenter l'efficacité des systèmes énergétiques et de réduire la pollution. L'importance croissante du gaz naturel s'explique par plusieurs raisons: - 130 - Annexe 3 Page 3 of 6 (i) Dans tous les pays de la Communauté Européenne, à l'exception de la France, les programmes d'équipement nucléaire ont été arrêtés. Pour la construction des nouvelles unités de production d'électricité, le choix se porte de plus en plus sur les centrales à gaz à cycle combiné. Le cycle combiné s'impose comme l'option la plus intéressante, sinon la seule, pour des raisons qui sont à la fois économiques, techniques, stratégiques et environnementales. C'est l'option qui paraît la mieux adaptée face aux incertitudes du futur. (ii) Dans le secteur résidentiel et tertiaire, le gaz naturel présente une bonne image en termes de qualité, de prix et d'efficacité. Dans les zones urbaines, le gaz demeure la source d'énergie la plus intéressante pour les systèmes de chauffage individuels. Un vaste marché de substitution existe pour le gaz naturel dans de nombreux pays de la communauté (iii) Dans le secteur industriel, il existe un important marché potentiel pour la production combinée de chaleur et d'électricité (cogénération). Le gaz naturel apparaît, dans la plupart des cas, comme le combustible le mieux adapté, répondant très facilement aux normes environnementales. (iv) La part croissante occupée par le gaz naturel dans les bilans énergétiques apporte une plus grande diversité en termes de choix énergétiques, de flexibilité (systèmes multi-énergie), et de sécurité d'approvisionnement assurée par des relations contractuelles à long terme. 3.10 L'ensemble de ces facteurs tend à montrer que les pays européens ont besoin de quantités supplémentaires de gaz naturel importé. Les grandes compagnies gazières européennes cherchent à mettre en place une stratégie concertée d'approvisionnement à long terme. Elles négocient l'achat de quantités supplémentaires de gaz en provenance (i) des producteurs européens traditionnels (Pays-Bas, Royaume-Uni) (ii) des principaux fournisseurs actuels (Norvège, Algérie, Russie), (iii) des sources d'approvisionnement potentielles à long terme (Nigeria, Qatar, Iran). 3.11 Dans cette stratégie globale d'approvisionnement à long terme, de nouvelles routes gazières doivent être ouvertes. Elles sont de nature à renforcer l'interconnexion gazière européenne qui apparaît en soi comme un facteur important de sécurité des approvisionnements. Dans un tel contexte, la construction du GME constitue un élément majeur du futur réseau gazier européen unique. Il lie l'Espagne et le Portugal au reste de l'Europe. La construction d'aujourd'hui est le point d'aboutissement d'un projet vieux de trente ans dont la première version était une liaison directe Algérie-Espagne (le projet SEGANS). 3.12 Dans la première phase du projet, le gaz naturel sera acheminé vers les marchés upagnol, portugais et éventuellement marocain. Dans une seconde phase, le transport sera prolongé vers les marchés français et allemand. Dans l'économie globale du projet, le principe du netback constitue une condition de base : le gaz naturel livré chez le consommateur final doit être compétitif par rapport aux énergies concurrentes. Les conditions réelles de compétitivité varient d'un pays à un autre ; elles font entrer en ligne de compte (i) des fuel oil de différentes qualités selon les pays (plus ou moins lourds et plus ou moins sulfureux), (ii) de l'électricité produite à partir de charbon (avec des technologies plus ou moins propres), (iii) de l'électricité -131- Annexe 3 Page 4 of 6 nucléaire (en France), (iv) la compétitivité relative des différentes sources d'approvisionnement en gaz les unes par rapport aux autres. 3.13 C'est en fonction de l'ensemble de ces considérations que le projet du GME a été étudié. En 1990, une société de service, OMEGAZ-Etudes a été créée par six actionnaires : SNPP (Maroc 19 %), SONATRACH (Algérie 19 %), ENAGAS (Espagne 19 %),GAZ DE FRANCE (France 19 %), RUHRGAS (Allemagne 19 %) et GAS DE PORTUGAL (Portugal 5 %). Ctte société avait pour objet d'effectuer les études techniques et nconomiques, y compris l'engineering de base et l'étude de tracé, ayant trait au tronçon de gazoduc reliant la frontière maroco algérienne à la rive espagnole du détroit de Gibraltar. 3.14 OMEGAZ-Etudes a présenté les résultats de ses études en novembre 1992. La première phase du projet porte sur la construction d'un gazoduc de 1370 km : 530 km de 48" en Algérie, 525 km de 48" au Maroc, 45 km (2 lignes de 20") pour la raversée du détroit de Gibraltar, 270 km de 48" en Espagne. La capacité initiale de transport serait de 10 milliards de m3, portée à 20 milliards dans la deuxième phase du projet. 3.15 En 1990, en accord avec le Ministère des Mines et de l'Energie, la Banque Mondiale a lancé une étude sur le plan gazier marocain dans le cadre du programme commn UNDP/Banque Mondiale, Energy Sector Management Assistance Programme (ESMAP). Cette étude était la première concernant les possibilités de développement du gaz naturel au Maroc. En 1991, plusieurs accords ont été signés: (i) L'accord intergouvernemental entre le Maroc et l'Espagne concernant le transit du gaz. (ii) L'accord intergouvernemental entre le Maroc, l'Espagne et l'Algérie concernant le projet (dit accord tripartite). (iii) L'accord interentreprises entre la SNPP et ENAGAS. (iv) L'accord entre le Gouvernement marocain et GDF et l'accord inter-entreprise entre la SNPP et GDF concernant le transit du gaz. 3.16 En 1992, une importante convention a été signée entre le gouvernement marocain, la SNPP et ENAGAS. Cette convention, dont le texte n'est pas public, détermine les conditions de construction et d'utilisation du gazoduc, les conditions de transport du gaz et la mise en place des différentes entreprises concernées par cette opération. Cette convention a été approuvée par décret. 3.17 Les travaux de construction ont commencé sur le territoire marocain en 1993 et le GME devrait être mis en service en octobre 1995. Plusieurs contrats d'achat de gaz à long terme ont été signés, ou sont encore en négociation, entre, d'une part SONATRACH, et d'autre part ENAGAS, GAS DE PORTUGAL, GAZ DE FRANCE et le Gouvernement marocain. La redevance versée au Maroc (royalty) pour le droit de transit du gaz serait (selon des sources non officielles) de 6,5 % du volume annuel transporté jusqu'à 12 milliards de m3 et de 7 % sur les volumes excédant 12 milliards. Cette redevance peut être payée en devises ou en nature, (cash or kind) selon un processus décisionnel qui n'est pas connu. En plus de cette redevance, il est prévu - 132 - Annexe 3 Page 5 of 6 que le Maroc puisse acheter du gaz à SONATRACH, selon des conditions commerciales en cours de négociation. C. Organisation institutionnelle de l'industrie gazière marocaine résultant de la construction du GME. 3.18 La construction et la mise en service du GME entraîne la mise en place d'une structure d'entreprises tridimensionnelle pour le financement, la construction et l'exploitation du gazoduc. Cinq entreprises ont été ou doivent être créées: EMPL (Europe-Maghreb Pipeline Limited) est une entregrise dont le siège social est à Jersey (Royaume-Uni). Elle a été créée en 1992 pour organiser le financement du projet. Le capital social initial de cette entreprise, 200 millions de dollars, a été entièrement souscrit par ENAGAS, mais il reste ouvert à d'autres actionnaires, à condition qu'ils aient souscrit des réserves de capacité dans le gazoduc. EMPL prend en charge les dépenses de comnstruction et d'exploitation du gazoduc et assure la maîtrise de l'ouvrage. Les sociétés de pilotage de la construction et de l'exploitation travaillent pour le compte d'EMPL dans le cadre de contrats de service. EMPL est propriétaire du gazoduc durant la période de construction et jusqu'à sa mise en service. A l'achèvement de la construction, EMPL doit céder à titre gratuit à l'Etat marocain la nue-propriété des tronçons terrestre et maritime (jusqu'à la limite des eaux territoriales marocaines) et ce, à partir du premier jour de mise en service. EMPL conserve le droit d'usage exclusif et de jouissance sur le gazoduc et les installations additionnelles pendant toute la durée de la convention (25 ans après la mise en service). EMPL, qui règle la redevance au gouvernement marocain, est responsable de toutes les dépenses afférentes au gazoduc, y compris le service de la dette, les charges d'exploitation et de maintenance. METRAGAZ, une société de droit marocain, a été créée en 1992 pour le pilotage de la construction, l'extension et le renouvellement des installations du tronçon terrestre de l'ouvrage pour le compte d'EMPL. Les actionnaires de METRAGAZ sont ENAGAZ (70%) et la SNPP (30%). Pendant toute la durée de la Convention de 1992, ces deux actionnaires doivent maintenir une position de conrfle majoritaire sans que la part de la SNPP ne puisse baisser au dessous de 20 %. Le capital de METRAGAZ demeure ouvert à d'autres entreprises actionnaires qui auront souscrit des réserves de capacité du GME. Une société d'exploitation, aura pour objet d'effectuer l'ensemble des opérations de réparation, d'entretien courant et d'exploitation du tronçon terrestre de l'ouvrage pour le compte d'EMPL. Cette société de droit marocain doit être créée en 1994 comme filiale commune de la SNPP et d'ENAGAS (50/50). Cinq ans après la mise en service de l'ouvrage, la part de la SNPP pourra être montée à 100%. AL ANDALOUS, une société de droit marocain à créer en 1993, sera responsable de la r:onstruction et de l'exploitation de la partie maritime du gazoduc pour le compte d'EMPL. Son capital social sera détenu majoritairement par les - 133- Annexe 3 Page 6 of 6 actionnaires d'EMPL au prorata de leurs participations dans EMPL. La SNPP participera au capital de cette société avec un minimum de 20%. SODUGAZ (Société de Développement et d'Utilisation du Gaz) à été créée pour le transport et :a distribution du gaz naturel (haute et moyenne pression) sur le marché marocain. Les actionnaires fondateurs de SODUGAZ sont la SNPP et ENAGAS (50/50). Ces participations peuvent être baissées dans le futur, mais pas au dessous de 25,5 % chacune, de façon à laisser de la place à de nouveaux actionnaires qui pourraient être intéressés par le développement du marché marocain. En réalité, la délimitation de 'activit4 de SODUGAZ n'est pas parfaitement claire. - 134 Annexe 4 Page 1 of 3 ANNEXE 4 UNE ACTIN RAPIDE ET SIGNMFCATIVE D'EFFDCACMT DES USAGES DE L'ELECTRICITE DANS L'ECLAIRACE A. Crise dans la fourniture d'electricté 4.1 Depuis plus d'un an, la production d'électricité au Maroc ne répond plus à la demande, ce qui entraîne des délestages" qui ont pour conséquence une baisse de la production industrielle et peuvent entrainer des inconvénients pour la population. La sécheresse explique la moindre productivité de l'hydraulique, les retards dans la construction des centrales thermiques contribuent également à cette pénurie, mais, malgré l'accroissement très rapide et soutenu de la consommation d'électricité 7 % par an), rien d'important n'a été fait, ni par les pouvoirs publics, ni par la compagnie nationale d'électricité, l'ONE, ni par les régies (de distribution d'électricité dans certaines villes) pour maîtriser la croissance de la consommation d'électricité par des actions d'efficacité énergétique dans les différents usages, notamment dans le secteur tertiaire et résidentiel. Le "demand side management" maîtrise de la demande d'électricité n'est toujours par à l'ordre du jour dans le système électrique marocain. 4.2 Actuellement, la réponse de l'ONE, et des régies, à cette insuffisance de production est de procéder à des coupures de courant, souvent sans préavis, et en général préférentiellement dans les zones industrielles. Ces délestages ont des conséquences graves sur la production industrielle et sont très mal ressenties par les entreprises. Les "actions sur la demande"présentées dans les documents officiels sont en réalité des actions de gestion à court terme de la pénurie d'électricité par des baisses imposées de consommation et par des coupures", ce qui est malheureusement nécessaire mais pas suffisant. Cette crise met en évidence la nécessité d'actions visant à améliorer l'efficacité des usages de l'électricité, à la fois pour atténuer les effets immédiats de la crise et pour jeter les bases d'une conversion durable de l'ensemble du système de consommation à l'efficacité énergétique. 4.3 En amont de ces actions sur la demande, sur lesquelles nous allons revenir, il nous paraît indispensable que soient mobilisées les capacités de production autonome d'électricité d'un certain nombre d'industries (raffineries, sucreries...), capacités utilisées pour leur propres besoins mais pouvant également fournir de l'électricité au réseau. Il semble que cette solution, qui permettrait de soulager le système, ait toujours achoppé sur le tarif d'achat du kWh par lONE. Dans la situation de crise actuelle, il nous parat indispensable que le gouvernement décide: la réalisation rapide d'un inventaire de ces ressources et de leur possibilité; l'établissement d'un prix d'achat par l'ONE, dans des conditions favorables aux industries (ce sont-eux qui jusqu'ici ont supporté les conséquences de la crise); la prise en charge par l'ONE des dépenses éventuellement nécessaires pour réaliser cette contribution dans des conditions techniques satisfaisantes. - 135 - Annexe 4 Page 2 of 3 B. Une opération d'économies d'éle-rielté dans l'éclairage 4.4 Il existe, pour certains usages très répandus de l'électricité, la possibilité technique de réaliser des économies d'énergies considérables en utilisant des équipement performants à la place des équipements classiques. L'ensemble le plus remarquable est celui des ampoules fluo- compactes qui, pour le même niveau d'éclairage, consomment cinq fois moins d'électricité que les ampoules à incandescence. D'autre part, leur durée de vie est largement supérieure près de dix fois pour le tube et cinquante fois pour le ballast. Le calcul économique montre l'intérêt du remplacement des ampoules à incandescence par des ampoules fluo-compactes, au moins pour une durée de fonctionnement supérieure à quatre heures par jour. La difficulté de l'opération de remplacement est liée au prix élevé des ampoules fluo-compactes: même si le consommateur e gagne" sur la durée de vie de l'ampoule, il hésite avant d'acheter une ampoule qui vaut au moins vingt fois plus cher que l'ampoule à incandescence correspondante. 4.5. Mais ce remplacement présente un autre intérêt: l'éclairage représente une consommation d'électricité importante en heure de pointe et le remplacement d'une ampoule de 75 W à incandescence par une ampoule de 18 W fluo-compactes permet de gagner 52 W sur la puissance appelée en pointe (il faut compter 5 W pour le ballast), ce qui, à l'échelle du pays, peut représenter un gain de plusieurs centaines de MW en pointe si l'on réalise une opération de grande enve-rgure. En effet, il y a environ trois millions de foyers électrifiés et on peut estimer, en moyenne, un gain possible de 100 W par foyer par le remplacement de deux ampoules, ce qui représente un gain de 300 MW si ce remplacement se fait sur l'ensemble des foyers électrifiés. Ce chiffre n'est donné qu'à titre indicatif, pour montrer l'enjeu d'une telle opération. Bien entendu, les potentiels de gain sont encore plus importants pour un hôtel que pour un foyer domestique, Il existe également un potentiel d'économie important dans l'éclairage public et dans l'éclairage de certains bâtiments publics abondamment éclairés. L'exploitation de ce potentiel est particulièrement intéressant pour les municipalités. On voit l'intérêt d'une telle opération dans la situation actuelle de pénurie d'électricité: l'ONE doit être intéressée au premier chef, car des éc-onomies en puissance de pointe sont essentielles pour que la capacité de production puisse faire face à la demande. 4.6 Le projet préconisé par la Banque mondiale et discuté avec les autorités marocaines consiste à réaliser une opération de démonstration de taille significative d'économies d'électrictité dans l'éclairage dans une ou deux villes: éclairage public, éclairage des bâtiments du culte, de l'administration et de l'armée, éclairage du secteur tertiaire (hôtels en particulier), éclairage domestique. Ce projet serait réalisé sous l'impulsion de la Direction de l'Energie et le soutien de la Banque mondiale - dans sa phase d'étude préliminaire - et confié au CDERa,en collaboration avec les régies de distribution des villes de Rabat et de Kenitra, et en liaison avec l'ONE, dont la coopération est essentielle, notamment pour l'évaluation des potentiels d'économie. 4.7 La première phase du projet consiste à étudier les conditions de mise en oeuvre du projet: conditions techniques (par exemple, mais pas uniquement, remplacement d'ampoules à incandescence par des ampoules fluo-compactes); - 136 - Annexe 4 Page 3 of 3 conditions opérationnelles: comment réaliser pratiquement un tel programme, quels partenaires mobiliser, quels secteurs de consommation couvrir? conditions économiques quels sont les gains attendus (en puissance et en énergie électrique, en dépenses pour le consommateur, en capacité de production évitée...); quel est le coût de l'opération (investissement initial, investissement de remplacement par la suite); 4.8 Il faudra prévoir une intervention auprès de la Direction des Douanes pour que les importations de matériels performants soient dispensés de taxes d'importation (situation d'urgence). Il faudra impulser et organiser le dialogue avec les fabricants nationaux pour qu'ils prennent le plus rapidement possible le relais des importations (pour le montage des ballasts au minimum). Il faudra rechercher des moyens de financement (dons ou prêts de la coopération internationale) pour une opération d'envergure. Il serait souhaitable qu'une première opération significative soit réalisée dans les deux villes prévues à l'automne de 1993. PROGRAMME PNUD/Banque mondiale D'ASSISTANCE A LA GESTION DU SECTEUR DE L'ENERGIE (ESMAP) ACTIVITES ACHEVEES Pays Acitéllïft du rWppoft final Date Référence AFRIQUE SUBSAHARIENNE Afrique (région) Atelier sur l'énergie domestique pour 07/88 085/88 l'Afrique anglophone (anglais) Séminaire énergétique régional sur la réduction des 08/88 087/88 pertes des réseaux électriques en Afrique (anglais) Evaluation institutionnelle de rEGL (anglais) 02/89 098/89 Ateliers sur la cartographie des ressources 05/89 - en biomasse (anglais) Atelier sur l'énergie domestique pour 08/89 103/89 l'Afrique francophone (français) Collège d'ingénierie électrique inter-africain, 03/90 112/90 propositions de développement à court et long termes(anglais) Evaluation de la biomasse et cartographie (anglais) 03/90 - Afrique du Sud Options pour l'organization et la réglementation de l'industrie du gaz 05/95 172/95 Angola Evaluation énergétique (anglais) 05/89 4708-ANG Réhabilitation du secteur électrique 10/91 142/91 et assistance technique (anglais) Bénin Evaluation énergétique (anglais et français) 06/85 5222-BEN Botswana Evaluation énergétique (anglais) 09/84 4998-BT Etude de préfaisabilité sur l'électrification 01/86 047/86 des pompes (anglais) Examen de la politique de branchement des 07/87 071/87 services d'électricité (anglais) Etude sur lélectrification des exploitations 07/87 072/87 du Bloc Tuli (anglais) Etude des problèmes d'énergie domestique (anglais) 02/88 - Etude de stratégie énergétique 05/91 132/91 pour les ménages urbains (anglais) Burkina Faso Evaluation énergétique (anglais et français) 01/86 5730-BUR Programme d'assistance technique (anglais) 03/86 052/86 Stratégie pour rénergie ménagère (anglais et français) 06/91 134/91 Burundi Evaluation énergétique (anglais) 06/82 3778-BU Gestion de l'approvisionnement pétrolier (anglais) 01/84 012/84 Rapport d'activité (anglais et français) 02/84 011/84 Présentation des projets énergétiques pour 05/85 036/85 le Quatrième Plan quinquennal (1983-87) (anglais et français) Stratégie pour l'amélioration des fours à charbon de bois 09/85 042/85 Evaluation énergétique (anglais et français) 01/92 9215-BU Projet d'utilisation de la tourbe (anglais) 11/85 046/85 Cap-Vert Evaluation énergétique (anglais) 08/84 5073-CV Etude de stratégie pour l'énergie domestique (anglais) 02/90 110/90 -21- Pays Activitflitre du rapport fnal Date Référtce Comores Evaluation énergétique (anglais et français) 01/88 7104-COM Congo Evaluation énergétique (anglais) 01/88 6420-COB Plan de développement de l'électricité (anglais et français) 03/90 106/90 Côte d'Ivoire Evaluation énergétique (anglais et français) 04/85 5250-IVC Côte d'Ivoire Amélioration de lutilisation de la biomasse (anglais et français) 04/87 069/87 Etude du rendement du réseau électrique (épuisé) 12/87 - Etude du rendement du réseau électrique (français) 02/92 140/91 Ethiopie Evaluation énergétique (anglais) 07/84 4741-ET Etude du rendement du réseau électrique (anglais) 10/85 045/P5 Projet pilote de fabrication de briquettes 12/86 062/86 à partir de résidus agricoles (anglais) Etude sur la bagasse (anglais) 12/86 063/86 Projet sur le rendement des appareils de cuisson (anglais) 12/87 - Gabon Evaluation énergétique (anglais) 07/88 6915-GA Gambie Evaluation énergétique (anglais) 11/83 4743-GM Projet de réadaptation pour le chauffage 02/85 030/85 de l'eau par l'énergie solaire (anglais) Applications photovoltaques solaires (anglais) 03/85 032/85 Assistance à la gestion de l'approvisionnement 04/85 035/85 en pétrole (anglais) Ghana Evaluation énergétique (anglais) 11/86 6234-GH Rationalisation énergétique dans le secteur industriel (anglais) 06/88 084/88 Etude sur l'utilisation des résidus de scierie (anglais) 11/88 074/87 Efficacité énergétique dans l'industrie-Phase I (anglais) (Volume I & 11) 11/92 148/92 Guinée Evaluation énergétique 11/86 6137-GUI Stratégie pour l'énergie domestique (anglais & français) 01/94 163/94 Guinée-Bissau Evaluation énergétique (anglais) 08/84 5083-GUB Recommandations pour les projets d'assistance technique 04/85 033/85 Options de gestion des sous-secteurs 02/90 100/90 de rélectricité et de ralimentation en eau (anglais) Restructuration institutionnelle de 04/91 118/91 l'électricité et de l'eau (français) Kénya Evaluation énergétique (anglais) 05/82 3800-KE Etude du rendement du réseau électrique (anglais) 03/84 014/84 Rapport d'activité (anglais) 05/84 016/84 Plan d'action de conversion du charbon (anglais) 02/87 - Etude sur le chauffage de reau par rénergie 02/87 066/87 solaire (anglais) Développement péri-urbain du bois de feu (anglais) 10/87 076/87 Plan directeur pour l'électricité (anglais) 11/87 - Lesotho EvaLation énergétique (anglais) 01/84 4676-LSO Libéria Evaluation énergétique (anglais) 12/84 5279-LBR Recommandation pour les projets d'assistance technique 06/85 038/85 Etude du rendement du réseau électrique (anglais) 12/87 081/87 Madagascar Evaluation énergétique (anglais) 01/87 5700-MAG Etude du rendement du réseau électrique (anglais et français) 12/87 075/87 -3 - Pays ActivitêTitre du rapport final Date Référence Malawi Evaluation énergétique (anglais) 08/82 3903-MAL Assistance technique pour améliorer l'efficacité de l'utilisation 11/83 009/83 de bois de feu dans l'industrie du tabac (anglais) Rapport d'activité (anglais) 01/84 013/84 Mali Evaluation énergétique (français) 11/91 8423-MLI Stratégie pour l'énergie domestique (anglais et f-ançais) 03/92 147/92 Maurice Evaluation énergétique (anglais) 12/81 3510-MAS Maurice Rapport d'activité (anglais) 10/83 008/83 Audit du rendement du réseau électrique (anglais) 05/87 070/87 Maurice Potentiel énergique de la bagasse (anglais) 10/87 077/87 Mauritanie Evaluation énergétique (anglais et français) 04/85 5224-MAU Etude sur la stratégie énergétique 07/90 123/90 domestique (anglais et français) Mozambique Evaluation énergétique (anglais) 01/87 6128-MOZ Etude sur l'utilisation de l'électricité 03/90 113/90 dans les ménages (anglais) Namibie Evaluation énergétique (anglais) 03/93 11320-NAM Niger Evaluation énergétique (français) 05/84 4642-NIR Rapport d'activité (anglais et français) 02/86 051/86 Projet de fours améliorés (anglais et français) 12/87 080/87 Conservation et substitution énergétiques 01/88 082/88 dans les ménages (anglais et français) Nigéria Evaluation énergétique (anglais) 08/83 4440-UNI Evaluation énergétique (anglais) 07/93 11672-UNI Ouganda Evaluation énergétique (anglai. 07/83 4453-UG Rapport d'activité (anglais) 08/84 020/84 Examen institutionnel du secteur 01/85 029/85 énergétique (anglais) Efficacité énergétique dans l'industrie 02/86 049/86 de traitement du tabac (anglais) Etude de faisabilité bois de feu/foresterie (anglais) 03/86 053/86 Etude du rendement du réseau électrique (anglais) 12/88 092/88 Amélioration du rendement énergétique 02/89 097/89 dans la fabrication de briques et de tuiles (anglais) Projet pilote de traitement du tabac (anglais) 03/89 Rapport PNUD République Evaluation énergétique (français) 08/92 9898-CAR Centrafricaine Rwanda Evaluation énergétique (anglais) 06/82 3779-RW Evaluation énergétique (anglais et français) 07/91 8017-RW Rapport d'activité (anglais) 05/84 017/84 Stratégie pour l'amélioration des fours 08/86 059/86 à charbon de bois (anglais) Amélioration des techniques de production de charbon de bois (anglais) 02/87 065/87 Commercialisation des fours à charbon de bois améliorés 12/91 141/91 et techniques de carbonisation - Rapport intérimaire (anglais et français) -4- Pays Activit&/itre du rapport final Date Réféme SADC Etude pour l'interconnection régionale des réseaux électriques Volumes 1-IV (anglais) 12/93 - SADCC Programme régional de renforcement de la capacité 11/91 - d'analyse des politiques sectorielles d'enquêtes énergétiques (anglais) Sao Tomé-et- Evaluation énergétique (anglais) 10/85 5803-STP Principe Sénégal Evaluation énergétique (anglais) 07/83 4182-SE Rapport d'activité (anglais et français) 10/84 025/84 Etude sur la conservation énergétique 05/85 037/85 industrielle (anglais) Programme d'économies d'énergie dans l'industrie (anglais et français) 05/94 165/94 Assistance préparatoire pour une réunion 04/86 056/86 de bailleurs de fonds (anglais et français) Stratégie énergétique pour les ménages urbains (anglais) 02/89 096/89 Seychelles Evaluation énergétique (anglais) 01/84 4693-SEY Etude sur le rendement du réseau électrique (anglais) 08/84 021/84 Sierra Leone Evaluation énergétique (anglais) 10/87 6597-SL Somalie Evaluation énergétique (anglais) 12/85 5796-SO Soudan Assistance à la gestion du 05/83 003/83 Ministère de l'énergie et des mines (anglais) Evaluation énergétique (anglais) 07/83 4511-SU Etude du rendement du réseau électrique (anglais) 06/84 018/84 Rapport d'activité (anglais) 11/84 026/84 Etude technique bois de feu/foresterie (anglais) 07/87 073/87 Swaziland Evaluation énergétique (anglais) 02/87 6262-SW Tchad Eléments de stratégie pour l'énergie domestique urbaine- Le cas de N'Djaména (français) 12/93 160/94 Tanzanie Evaluation énergétique (anglais) 11/84 4969-TA Etude technique d'utilisation du bois de feu dans 08/88 086/88 les zones péri-urbaines (anglais) Etude de rendement énergétique dans le conditionnement 05/89 102/89 du tabac (anglais) Télédétection et cartographie des zones boisées (anglais) 06/90 -- Assistance technique du rendement énergétique 08/90 122/90 dans l'industrie (anglais) ToSo Evaluation énergétique (anglais) 06/85 5221-TO Récupération du bois dans le :ac Nangbeto (anglais et français) 04/86 055/86 Amélioration du rendement électrique (anglais et français) 12/87 078/87 Zaïre Evaluation énergétique (anglais) 05/86 5837-ZR Zambie Evaluation énergétique (anglais) 01/83 4110-ZA Rapport d'activité (anglais) 08/85 039/85 Examen institutionnel du secteur de l'énergie (anglais) 11/86 060/86 Etude du rendement du sous-secteur de l'électricité (anglais) 02/89 093/88 Etude de stratégie énergétique (anglais) 02/89 094/88 Etude de stratégie énergétique pour les ménages urbains (anglais) 08/90 121/90 Pays Activit/Titre du rapport final Date Réféênce Zimbabwe Evaluation énergétique (anglais) 06/82 3765-ZIM Etude du rendement du réseau électrique (anglais) 06/83 005/83 Rapport d'activité (anglais) 08/84 019/84 Projet d'assistance à la gestion 04/85 034/85 dans le secteur de l'électricité (anglais) Assistance à la gestion pétrolière (anglais) 12/89 109/89 Mise en place d'institutions de gestion 09/89 -- du secteur de l'électricité (anglais, épuisé) Etude de préfaisabilité sur l'utilisation 06/90 119/90 du charbon de bois (anglais) Evaluation d'une stratégie énergétique intégrée (anglais) 01/92 8768-ZIM Projet d'assistance technique pour la maîtrise de l'énergie: 04/94 -- Cadre stratégique pour un programme national de maîtrise de l'énergie (anglais) Renforcement des capacités pour le Programme national 12/94 - d'amélioration de la maîtrise de l'énergie ASIE ET PACIFIQUE Région Asie Séminaire sur l'énergie en milieu rural et 11/90 -- des ménages dans la région du Pacifique (anglais) Bangladesh Evaluation énergétique (anglais) 10/82 3873-BD Programme d'investissement prioritaire 05/83 002/83 Rapport d'activité (anglais) 04/84 015/84 Etude du rendement du réseau électrique (anglais) 02/85 031/85 Etude de préfaisabilité des emplois du gaz 12/88 -- à petite échelle (anglais) Chine Evaluation énergétique en milieu rural 05/89 101/89 au niveau des comtés (anglais) Etude de pré-investissement bois de feu/ 12/89 105/89 foresterie (anglais) Options stratégiques pour la réforme du secteur électrique (anglais) 07/93 156/93 Maîtrise de l'énergie et lutte contre la pollution dans les entreprises municipales et villageoises 11/94 168/94 Fidji Evaluation énergétique (anglais) 06/83 4462-FIJ Inde Possibilités de commercialisation de systèmes 11/88 091/88 énergétiques non conventionnels (anglais) Rendement énergétique de la bagasse 07/90 120/90 dans l'Etat de Maharashtra (anglais) Développement de mini-système hydro-électrique sur les barrages et canaux d'irrigation (anglais, Volumes 1,11 & 111) 07/91 139/91 Etude de préinvestissemnt de centrales éoliennes 12/92 150/92 Séminaire sur la réforme du secteur électrique (anglais) 04/94 166/94 -6- Pays Activité/Titre du rapportfinal Date Réfé rne Indonésie Evaluation énergétique (anglais) 11/81 3543-IND Rapport d'activité (anglais) 09/84 022/84 Etude de rendement de la production d'électricité (anglais) 02/86 050/46 Efficacité énergétique dans les industries de 04/87 067/87 la brique, des tuiles et de la chaux (anglais) Rendement des centrales thermiques diésel (anglais) 12/88 095/88 Etude sur la stratégie énergétique des ménages 02/90 107/90 en milieu urbain (anglais) Etude de pré-investissement sur la gazéification 12/90 124/90 de la biomasse (anglais) Perspectives de production électrique à partir de la 11/94 167/94 biomasse: déchets des industries de l'huile de palme,du sucre, de l'hévéa et des contreplaqués (anglais) Laos Evaluation de la demande urbaine d'électricité (anglais) 03/93 154493 Malaisie Etude du rendement du réseau électrique du Sabah (anglais) 03/87 068 87 Etude d'utilisation du gaz (anglais) 09/91 9645-MA Myanmar Evaluation énergétique (anglais) 06/85 541È-BA Népal Evaluation énergétique (anglais) 08/83 4474-NEP Rapport d'activité (anglais) 01/85 028J84 Maîtrise de l'énergie et substitution énergétique dans 06/93 158i93 les industries (anglais) Pacifique Sud Transport du pétrole dans le Pacifique Sud (anglais, ép.) 05/86 - Pakistan Evaluation de l'énergie des ménages (anglais) 05/88 - Evaluation des programmes, des applications 10/89 103>89 et des marchés photovoltaïques (anglais) Enquête nationale sur l'énergie ménagère et 03/94 formulation d'une stratégie: rapport terminal Gérer la transition énergétique (anglais) 10/94 - Programme d'amélioration de l'efficacité énergétique 10/94 - pour l'éclairage - Phase 1, Plan quinquennal pour les commerciaux (anglais) Papouasie- Evaluation énergétique (anglais) 06/82 3883-PNG Nouvelle- Rapport d'activité (anglais) 07/83 006/83 Guinée Document sur la stratégie énergétique (anglais) -- - Examen institutionnel du secteur de 10/84 023/84 l'énergie (anglais) Etude des tarifs électriques (anglais) 10/84 024/84 Philippines Possibilités commerciales de la production d'énergie électrique à partir de résidus agricoles (anglais) 12/93 157/93 Etude sur la conservation de l'énergie 08/94 - fles Salomon Evaluation énergétique (anglais) 06/83 4404-SOL Evaluation énergétique (anglais) 01/92 979-SOL Samoa- Evaluation énergétique (anglais) 06/85 5497-WSO Occidental Sri Lanka Evaluation énergétique (anglais) 05/82 3792-CE Etude sur la réduction des pertes du réseau 07/83 007/83 électrique (anglais) Rapport d'activité (anglais) 01/84 010/84 -7- Pays Activité/Titre du rapport final Date Référence Sri Lanka Etude sur la conservation de l'énergie 03/86 054/86 dans l'industrie (anglais) Thaïlande Evaluation énergétique (anglais) 09/85 5793-TH Questions et options énergétiques (anglais) 09/85 044/85 en milieu rural (anglais, épuisé) Diffusion accélérée de fours et foyers 09/87 079/87 à charbon de bois améliorés (anglais, épuisé) Etude de pré-investissement du bois de feu et 02/88 083/88 de la foresterie villageoise dans le Nord-Est (anglais) Impact d'une diminution des prix du pétrole (anglais) 08/88 - Etude sur l'exploitation et l'utilisation du charbon (anglais) 10/89 - Tonga Evaluation énergétique (anglais) 06/85 5498-TON Vanuatu Evaluation énergétique (anglais) 06/85 5577-VA Vietnam Energie rurale et énergie domestique, problèmes et choix (anglais) 01/94 161/94 EUROPE, MOYEN-ORIENT ET AFRIQUE DU NORD Europe de rEst Perspectives pour le gaz naturel en Europe de l'Est (anglais) 08/92 149/92 Maroc Evaluation énergétique (anglais) 03/84 4157-MOR Rapport d'activité (anglais) 01/86 048/86 Etude sur le développement institutionnel du secteur 05/95 173/95 de l'énergie (anglais & français) Pologne Restructuration du secteu énergétique (Vol. I à IV, anglais) 01/93 153/93 Portugal Evaluation énergétique (anais) 04/84 4824-PO Syrie Evaluation énergétique (anglais) 05/86 5822-SYR Etude du rendement électrique (anglais) 09/88 089/88 Amélioration du rendement énergétique 04/89 099/89 dans le secteur du ciment (anglais) Amélioration du rendement énergétique 06/90 115/90 dans le secteur des engrais (anglais) Tunisie Substitution de carburants 03/90 - Etude de l'amélioration du système électrique (anglais & français) 02/92 136/91 Stratégie pour la gestion énergétique dans les secteurs tertiaires et résidentiels 04/92 146/92 Turquie Evaluation énergétique (anglais) 03/83 3877-TU Yémen Evaluation énergétique (anglais) 12/84 4892-YAR Priorités d'investissement énergétique (anglais) 02/87 6376-YAR Stratégie énergétique des ménages: 03/91 126/91 Etude Phase I (anglais) -8- Pays Activit4/Titre du rapport final Date Référence AMERIQUE LATINE ET CARA]BES Région Séminaire régional sur la réduction des 07/89 - Amérique pertes du système d'électricité dans latine et les Caraïbes (anglais) Caraïbes Bolivie Evaluation énergétique (anglais) 04/83 4213-BO Plan énergétique national (anglais) 12/87 - Plan énergétique national (espagnol) 08/91 131/90 Bolivie Assistance technique au secteur privé 11/90 111/90 de l'électricité de La Paz (anglais) Distribution de gaz naturel (anglais) 03/92 125/91 Evaluation de préfaisabilité de 04/91 129/91 l'électrification rurale et estimation de la demande (anglais) Production et distribution de 'électricité par le secteur privé (anglais) 01/92 137/91 Secteur du gas naturel - Politiques 12/93 164/93 et questions (anglais et espagnol) Strategie pour l'énergie rurale domestique (anglais et espagnol) 01/94 162/94 Brésil Maitrise et conservation de l'énergie: alliances stratégiques 01/95 170/95 pour la maîtrise de l'énergie au Brésil (anglais) Chili Examen du secteur de l'énergie (anglais) 08/88 7129-CH Colombie Document sur la stratégie énergétique (anglais) 12/86 - Restructuration du secteur de l'électricité (nglais) 11/94 169/94 Costa Rica Evaluation énergétique (anglais) 01/84 4655-CR Costa Rica Recommandations pour les projets 11/84 027/84 d'assistance technique (anglais) Etude sur l'utilisation des résidus 02/90 108/90 forestiers (anglais) Equateur Evaluation énergétique (anglais) 12/85 5865-EC Stratégie énergétique, Phase 1 (anglais) 07/88 - Stratégie énergétique (anglais) 04/91 - Développement de mini-centrale hydraulique 11/92 - par le secteur privé (anglais) Subventions des tarifs énergétiques et substitution 08/94 11798-EC de carburants (anglais) Tarifs énergétiques, pauvreté et compensation sociale (anglais) 08/94 12831-EC Guatémala Evaluation énergétique 09/93 12160-GU Haiti Evaluation énergétique (anglais et français) 06/82 3672-HA Rapport d'activité (anglais et français) 08/85 041/85 Stratégie pour l'énergie domestique (anglais et français) 12/91 143-91 Hunduras Evaluation énergétique (anglais) 08/87 6476-HO Gestion de l'approvisionnement en pétrole (anglais) 03/91 128/91 -9- Pays Activité/Titre du rapport final Date Référence Jamaïque Evaluation énergétique (anglais) 04/85 5466-JM Etude sur l'achat, le raffinage et la 11/86 061/86 distribution de pétrole (anglais) Code de renforcement de l'efficacité 03/88 - énergétique, Phase I (anglais) Normes d'efficacité énergétique, Phase I (anglais) 03/88 - Système d'information de gestion, Phase 1 (anglais) 03/88 -- Projet de production de charbon de bois (anglais) 09/88 090/88 Etude sur l'utilisation des résidus de 09/88 088/88 scierie FIDCO (anglais) Etude de stratégie et de planification d'investissements pour le 07/92 135/92 secteur de l'énergie (anglais) Mexique Production améliorée du charbon de bois dans le cadre de la gestion forestière dans l'état de Veracruz (anglais) 08/91 138/91 Panama Etude sur l'efficacité du système d'électricité (anglais) 06/83 004/83 Paraguay Evaluation énergétique (anglais) 10/84 5145-PA Recommandations pour les projets 09/85 - d'assistance technique (anglais) Rapport d'activité (anglais) 09/85 043/85 Pérou Evaluation énergétique (anglais) 01/84 4677-PE Rapport d'activité (anglais) 08/85 040/85 Proposition poir un Programme de diffusion 02/87 064/87 de fours dans la Sierra (anglais) Stratégie énergétique (anglais) 12/90 Etude sur la fiscalité énergétique et la libéralisation du secteur 12/93 159/93 des hydrocarbures (anglais et espagnol) République Evaluation énergétique (anglais) 05/91 8234-DO Dominicaine Sainte-Lucie Evaluation énergétique (anglais) 09/84 5111-SLU Saint-Vincent- Evaluation énergétique (anglais) 09/84 5103-STV et-Grenadines Trinité-et- Evaluation énergétique (anglais) 12/85 5930-TR Tobago -10 - Pays Activité/Titre du rapport final Date Référemce MONDIAL Efficacité énergétique au niveau 11/89 - de l'utilisation finale: recherche et stratégie (anglais) Guide pour la gestion de la clientèle et des comptages dans les entreprises de service public (anglais) 07/91 - Les femmes et l'énergie--Guide des ressources 04/90 -- Réseau international: Politiques et expérience (anglais) Evaluation des programmes pour ordinateurs personnels de 10/91 planification énergétique dans les pays en développement (anglais) Contrats gaziers à long terme, principes et applications (anglais) 02/93 152/93 Comparaison des comportements des firmes sous propriétés publique ou privée (anglais) 05/93 155/93 Développement des réseaux électriques 10/94 - Table ronde sur la maîtrise de l'énergie 02/95 171/95 07/25/1995. n 7 ) ESMAP c/o Industry and Energy Department The World Bank 1818 H Street, N W., Washington, D. C 20433 U. S. A. 2 I f n -y
Groupe de la Banque mondiale · ESMAP Paper
Morocco - Energy sector institutional development study : Maroc - Étude sur le développement institutionnel du secteur de l'energie
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Maroc
Source
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