La
transition énergétique marocaine ne se joue pas uniquement dans les grands
complexes solaires et les
parcs éoliens raccordés au
réseau de transport. Elle se joue également dans les
territoires ruraux, où la qualité de
l’approvisionnement électrique conditionne directement la continuité des
activités économiques. C’est l’un des principaux enseignements d’une étude scientifique intitulée «Conception et évaluation de coopératives d’énergies renouvelables raccordées au réseau pour améliorer la fiabilité des systèmes électriques ruraux». Réalisée par des chercheurs marocains (
Hamza El Hafdaoui, Lahcen El-Mahaouchi, Mourad Yessef et Elhadi Baghaz), cette analyse propose un modèle d’organisation énergétique locale capable de combiner
production renouvelable, stockage et gestion collective de l’électricité. Les auteurs partent d’un constat : alors que le Maroc poursuit son objectif de porter la part des énergies renouvelables à 52% de sa capacité électrique installée à l’horizon 2030, les réseaux de distribution ruraux restent confrontés à des interruptions répétées, à des fluctuations de tension et à une capacité limitée à absorber les variations de la demande. Pour étayer cette analyse, les chercheurs ont retenu le cas de Kissane, une commune rurale de la province de
Taounate, dans la
région de Fès-Meknès. D’une superficie de 136,5 kilomètres carrés et comptant près de 13.390 habitants, ce territoire présente une activité économique fortement liée à la culture de l’olivier, à la trituration et au commerce de l’huile d’olive.
L’étude s’appuie notamment sur une campagne de mesures réalisée entre le 1er janvier et le 31 décembre 2024. Sept
compteurs intelligents triphasés ont été installés sur le réseau étudié afin d’enregistrer, à intervalles d’une minute, les
paramètres électriques, notamment la puissance active et réactive, les tensions, les courants et la fréquence. Les données recueillies présentent un taux de complétude global de 97,8%. Elles ont été confrontées aux relevés de
facturation de
l’Office national de l’électricité et de l’eau potable (ONEE), avec un écart inférieur à 1,9%, selon les auteurs.
Le diagnostic fait ressortir une vulnérabilité importante de
l’alimentation électrique. Les chercheurs ont recensé 190 interruptions soutenues durant l’année 2024, représentant une durée cumulée de 2.016 heures, soit l’équivalent de 84 jours. Quelque 53 interruptions momentanées de moins d’une minute ont été exclues de ce décompte. La durée médiane d’une coupure était de 2,1 heures, tandis que sa durée moyenne atteignait 10,6 heures. Ces interruptions affectent un réseau rural radial basse tension fonctionnant en 400/220 volts, qui dessert la coopérative Ariaf Kissane ainsi que quatre villages environnants, avec leurs habitations, commerces, établissements scolaires, lieux de culte et petits ateliers. La difficulté est accentuée par la saisonnalité de la demande. La
consommation électrique annuelle du périmètre étudié est évaluée à 288 mégawattheures en 2024.
La coopérative représente à elle seule près de 115 mégawattheures, soit 39,9% du total, tandis que les quatre villages concentrent les 173 mégawattheures restants. Les opérations de pressage des olives et les équipements auxiliaires de transformation portent la puissance de pointe de la coopérative à environ 225 kilowatts. La demande augmente de près de 30% en octobre, de 60% en novembre et de 20% en décembre, par rapport aux niveaux habituels. Cette concentration de la consommation au moment de la campagne oléicole exerce une pression supplémentaire sur une infrastructure déjà fragile. De même, elle expose les opérateurs agricoles à des interruptions susceptibles de perturber la productivité et la qualité de l’huile produite.
L’intérêt de l’étude réside dans la réponse technique qu’elle propose. Plutôt que de s’appuyer sur une seule technologie, les auteurs construisent une architecture hybride combinant plusieurs sources d’énergie et différents moyens de stockage. Le
solaire photovoltaïque constitue le principal pilier de production. Il est complété par des éoliennes, une unité de cogénération à biomasse alimentée par les résidus de l’olivier, des
batteries électriques et un dispositif de stockage thermique. Le système est raccordé au réseau public, mais dispose d’une capacité de gestion locale et de fonctionnement en situation d’interruption, grâce à des équipements de contrôle, des onduleurs et des dispositifs de protection permettant notamment l’îlotage intentionnel du réseau local.
Le choix des technologies repose sur les ressources identifiées dans la commune. L’irradiation solaire globale inclinée est estimée en moyenne à 5,6 kilowattheures par mètre carré et par jour. Le potentiel éolien apparaît plus limité, avec une densité moyenne de puissance d’environ 130 watts par mètre carré à une hauteur de 100 mètres. Les chercheurs considèrent donc le vent comme une ressource complémentaire, particulièrement intéressante durant les périodes où la production solaire est moins favorable. La biomasse présente, quant à elle, un intérêt particulier en raison de son caractère pilotable. Les auteurs évaluent à près de 49 mégawattheures par an le potentiel énergétique mobilisable à partir des résidus oléicoles. Cette estimation s’appuie sur des enquêtes réalisées auprès de 42 exploitations agricoles et unités de transformation, couvrant environ 78% de la production annuelle d’olives de la coopérative. Elle tient compte des quantités de résidus, de leur humidité, des possibilités de collecte, des pertes de transport et des usages concurrents.
Un surplus d’énergie à injecter dans le réseau
Cette complémentarité saisonnière constitue l’un des ressorts du modèle. Le
solaire assure une part importante de la production annuelle, tandis que la
biomasse peut être mobilisée pendant la période de récolte, lorsque les
besoins électriques augmentent et que la disponibilité des résidus est la plus élevée. Les batteries permettent, de leur côté, de déplacer une partie de l’électricité produite vers les périodes de consommation ou de pallier les interruptions. Le dispositif prévoit, en outre, des échanges d’électricité entre les membres de la coopérative, à travers un mécanisme de transactions de pair à pair, ou
«Peer-to-Peer». Les ménages et les petites entreprises qui disposent de capacités de production peuvent ainsi injecter leur surplus dans le réseau local et le vendre à d’autres membres, selon des règles de gestion et de tarification définies collectivement. Les chercheurs ne se limitent pas à une seule configuration. Ils comparent trois modèles d’organisation : une architecture centralisée, dans laquelle la coopérative détient et exploite l’essentiel des équipements ; une architecture décentralisée, où les
capacités de production et de stockage sont réparties entre les membres ; et une formule hybride, qui combine une unité centrale de production pilotable et des équipements décentralisés, avec une gestion coordonnée des flux électriques. Cette dernière configuration apparaît globalement la plus performante dans les simulations, même si elle n’obtient pas les meilleurs résultats sur tous les indicateurs techniques. L’architecture centralisée conserve notamment un avantage en matière de stabilité de la tension et de la fréquence, tandis que la formule hybride offre un meilleur compromis entre fiabilité, production renouvelable, coût et participation locale.
La production locale comme roue de secours en cas de défaillance du réseau public
Sur le plan de la continuité de l’approvisionnement, les résultats sont significatifs. La modélisation estime que
l’architecture hybride pourrait ramener à environ six jours par an le nombre de jours de coupure, contre 84 dans la situation de référence observée en 2024. L’indicateur de probabilité de
perte d’alimentation électrique, qui mesure la part de la demande susceptible de ne pas être satisfaite, ressort à 0,35% en moyenne annuelle pour cette configuration, contre 0,65% dans le modèle décentralisé et 1% dans le modèle centralisé. La durée moyenne annuelle des interruptions par client est estimée à 403 minutes pour l’architecture hybride, contre 456 minutes pour le modèle décentralisé et 484 minutes pour le modèle centralisé.
L’énergie non distribuée est, quant à elle, évaluée à 26,2 mégawattheures par an dans la configuration hybride, contre 32,8 et 38,1 mégawattheures respectivement pour les deux autres modèles. Le gain attendu ne se limite donc pas à l’augmentation de la
production renouvelable. Il porte aussi sur la capacité du
système local à maintenir
l’alimentation des équipements agricoles et des
activités économiques lorsque le
réseau public connaît des défaillances. C’est précisément l’un des apports de cette approche : transformer une communauté rurale raccordée à un réseau fragile en un ensemble de producteurs et de consommateurs capables de mutualiser leurs ressources et de contribuer à la stabilité de leur approvisionnement. La biomasse issue de l’olivier joue ici un rôle de sécurisation, car elle apporte une capacité de production pilotable que le solaire et l’éolien, par nature intermittents, ne peuvent assurer seuls.
Répartir l’effort d’investissement entre les différents producteurs locaux
L’équation économique constitue un autre volet important de la recherche. Dans le scénario hybride, l’investissement initial est évalué à 254.155 dollars, contre 302.131 dollars pour la configuration décentralisée et 386.960 dollars pour le modèle centralisé. Le coût actualisé de l’électricité, ou coût actualisé de l’énergie (LCOE), ressort à 0,089 dollar par kilowattheure, contre 0,098 dollar et 0,117 dollar respectivement. Le délai de récupération actualisé de l’investissement est estimé à 6,9 ans, contre 8,5 ans pour le modèle décentralisé et 11,2 ans pour le modèle centralisé. Le taux de rentabilité interne atteint 13,5% dans le scénario hybride, contre 11,8% et 9,4% pour les deux autres architectures. Les auteurs expliquent cet avantage par une répartition de l’effort d’investissement entre les différents producteurs locaux et par la diversification des recettes, qui associeraient les abonnements, les ventes d’électricité et les transactions entre membres. Ces chiffres restent toutefois des résultats de modélisation et non des données relatives à une installation déjà réalisée. Les 254.155 dollars correspondent à l’investissement initial estimé pour le scénario hybride étudié. Il ne s’agit ni d’un marché attribué, ni d’un financement mobilisé, ni d’un budget annoncé pour un projet en cours de réalisation à Kissane. Le
modèle économique repose par ailleurs sur des hypothèses précises de
coûts technologiques, de
tarifs électriques, de durée de vie des équipements et de taux d’actualisation. Les chercheurs ont effectué des tests de sensibilité en faisant varier de 20% plusieurs paramètres, notamment le coût des
panneaux photovoltaïques, des
batteries, de la
biomasse et de
l’électricité achetée au réseau. Dans ces différents scénarios, la configuration hybride conserve son avantage économique, avec un coût actualisé de l’électricité compris entre 0,082 et 0,097 dollar par kilowattheure et un délai de récupération actualisé compris entre 6,2 et 7,7 ans. L’étude examine tout autant les retombées environnementales et sociales du dispositif. Pour le scénario hybride, les émissions annuelles sont évaluées à 89,2 tonnes équivalent CO₂, contre 105,1 tonnes pour le modèle décentralisé et 130,2 tonnes pour le modèle centralisé. Les auteurs soulignent que cette amélioration est liée à une utilisation accrue des ressources renouvelables et à une réduction du recours à l’électricité du réseau. Sur le volet social, le taux de participation des membres atteint 87% dans la configuration hybride, contre 82,5% dans le modèle décentralisé et 74,2% dans le modèle centralisé. Il convient néanmoins de préciser que cet indicateur est calculé à partir des résultats de la simulation. Il ne provient pas d’une enquête auprès des habitants ou des membres de la coopérative. Le modèle hybride affiche également un indice d’équité de 0,941, qui traduit une répartition relativement équilibrée des bénéfices entre les participants, sans atteindre le niveau de l’architecture centralisée.
Un cadre institutionnel et réglementaire est nécessaire
Au-delà de ses résultats, cette recherche met en évidence plusieurs conditions nécessaires à la généralisation de ce type de dispositif. La première concerne le cadre institutionnel et réglementaire. La création d’une
coopérative énergétique suppose de définir les modalités de
raccordement au réseau, les conditions de vente et d’achat de l’électricité, les règles de répartition des coûts et des revenus ainsi que les responsabilités en matière d’exploitation et de maintenance. Les auteurs inscrivent leur proposition dans le cadre de la Loi 112-12 relative aux coopératives et des règles applicables au
secteur électrique, mais reconnaissent que les difficultés institutionnelles liées à la constitution des structures, à la formation des membres et à la gestion des transactions locales ne sont pas pleinement prises en compte dans leur modèle. La deuxième condition concerne les capacités techniques et numériques. Le fonctionnement de l’architecture hybride suppose une coordination permanente entre les installations de production, les batteries, les compteurs intelligents et les différents utilisateurs.
Or, les auteurs reconnaissent que leur modèle retient des hypothèses idéalisées de fiabilité des communications et d’absence de latence dans les
systèmes de contrôle. Dans les conditions réelles des zones rurales, les interruptions de connectivité, les pertes de données et les retards de transmission pourraient affecter la gestion des échanges d’électricité et réduire les performances attendues. L’étude suppose, par la même occasion, une connaissance parfaite des profils de consommation et des ressources renouvelables sur l’horizon d’optimisation, alors que l’exploitation réelle devrait composer avec des prévisions imparfaites. La portée de cette recherche doit ainsi être appréciée avec prudence. Elle ne constitue pas une démonstration de la faisabilité de coopératives énergétiques dans l’ensemble du monde rural marocain, ni une annonce de déploiement à Kissane. Elle fournit plutôt un cadre d’ingénierie détaillé, construit à partir de données mesurées sur un territoire précis et destiné à être adapté à d’autres communes après recalibrage des ressources disponibles, des besoins électriques, des coûts et des conditions réglementaires. Son principal apport est de montrer que la décentralisation de la production électrique pourrait contribuer non seulement à accroître la part des énergies renouvelables, mais aussi à traiter une question économique fondamentale : la fiabilité de l’électricité qui alimente les activités agricoles et les petites entreprises rurales. Le travail a été soutenu par le partenariat Europe-Afrique pour les énergies renouvelables (LEAP-RE), dans le cadre du projet «Switch», intitulé «Stabilizing weak grids through machine learning: empowering farmers in end-of-line-communities in North Africa through artificial neural networks», financé au titre de la «Subvention 963530». Il ouvre ainsi une perspective de réflexion sur l’articulation entre transition énergétique, résilience des réseaux de distribution et développement des territoires agricoles, à un moment où l’augmentation des capacités renouvelables appelle, par ailleurs, des solutions pour mieux répartir la production et sécuriser l’approvisionnement au plus près des consommateurs.