Le Maroc a fixé un tarif d’achat du surplus électrique. Qu’est-ce qui change pour un projet solaire d’entreprise ?
L’ANRE a établi le premier tarif d’achat réglementé du surplus d’électricité renouvelable. Son périmètre actuel, le cadre basse tension encore attendu et l’écart de valeur entre autoconsommation et injection doivent être pris en compte avant qu’une entreprise révise son modèle solaire.
Le tarif attribue une valeur d’achat définie au surplus électrique éligible.
La décision de l’ANRE couvre la période réglementaire du 1er mars 2026 au 28 février 2027. Elle fixe des tarifs d’achat distincts pour l’électricité livrée en heures de pointe et en heures creuses.
Les tarifs publiés constituent une référence réglementée pour le surplus éligible d’électricité renouvelable. À 18 centimes par kilowattheure, l’injection illustrative de 1 000 kWh correspond à 180 MAD. La même quantité à 21 centimes représente 210 MAD. Ce calcul permet de faire apparaître la recette liée à l’injection dans le modèle financier.
La décision ne fixe pas une rentabilité unique pour tous les projets solaires d’entreprise. Chaque projet doit encore déterminer la part de production consommée sur place, le surplus, les plages horaires applicables, les conditions de comptage et de raccordement qui régissent l’échange, ainsi que les achats d’électricité évités grâce à l’autoconsommation.
Les tarifs actuels et la période réglementaire proviennent directement de la décision de l’ANRE de 2026 sur le tarif du surplus. Ils doivent être vérifiés à nouveau dès que le modèle dépasse cette période.
Le niveau de tension du raccordement détermine si la décision s’applique aujourd’hui.
Le cadre publié couvre actuellement les installations raccordées en moyenne, haute et très haute tension. L’ANRE indique que le tarif d’achat en basse tension sera fixé après l’achèvement du cadre réglementaire correspondant.
Projets MT, HT et THT
La décision de 2026 fixe des tarifs d’achat en heures de pointe et en heures creuses pour le surplus éligible à ces niveaux de tension. Les conditions de raccordement, de comptage et les modalités contractuelles propres au projet restent à confirmer.
Projets basse tension
Une entreprise raccordée en basse tension ne doit pas intégrer les tarifs de 18 ou 21 centimes dans un scénario de référence engageant comme si son éligibilité était déjà acquise. Le futur cadre doit définir la procédure applicable.
Études de projets existantes
Une étude réalisée avant la décision peut nécessiter une nouvelle ligne de revenus d’injection et une analyse de sensibilité révisée. Son profil de consommation et ses hypothèses d’autoconsommation restent pertinents.
L’article du Journal sur la loi 13-09 et l’injection au réseau distingue le flux physique inverse, l’injection autorisée et la vente rémunérée du surplus, puis expose les conditions du projet qui les relient.
Autoconsommation et injection doivent figurer sur des lignes distinctes du modèle.
Chaque kilowattheure produit suit un parcours parmi plusieurs possibilités. Sa valeur financière dépend de ce parcours : un modèle crédible conserve donc cette répartition au lieu d’attribuer une valeur moyenne unique à toute la production estimée.
| Destination de la production | Justificatif économique | Question à conserver |
|---|---|---|
| Consommée immédiatement sur site | Achat d’électricité évité selon le tarif réel du site et la plage horaire concernée. | La consommation était-elle présente au moment de la production solaire ? |
| Surplus éligible injecté | Tarif d’achat réglementé applicable et relevé d’injection vérifié. | Quels niveau de tension, période et accord s’appliquent ? |
| Production limitée ou indisponible | Aucune valeur énergétique utile pendant l’intervalle concerné. | Quelle limite technique ou contractuelle a causé la perte ? |
La valeur de l’achat évité grâce à l’autoconsommation diffère souvent du tarif d’achat du surplus. Le modèle a donc besoin du profil d’exploitation qui sous-tend les totaux annuels. Un hôtel, une usine, un entrepôt frigorifique et un immeuble de bureaux peuvent installer la même puissance solaire nominale et injecter des parts différentes de leur production, car leurs besoins en journée ne sont pas les mêmes.
Le tarif du surplus peut mieux valoriser une production qui, autrement, aurait peu ou pas de valeur dans le modèle. Il peut aussi justifier une installation plus grande, cohérente techniquement, lorsque l’injection est éligible. Ces possibilités exigent un nouveau scénario, et non un raccourci supposant que chaque panneau supplémentaire sera rémunéré au tarif publié.
L’étude économique doit désormais montrer à quel point elle dépend de l’injection.
Les propriétaires peuvent demander quelques résultats du modèle qui rendent sa sensibilité visible, sans transformer la proposition en rapport réglementaire.
Répartition annuelle de la production
Présenter séparément les quantités autoconsommées, injectées éligibles, limitées et non valorisées pour d’autres raisons.
Traitement des plages horaires
Expliquer comment sont estimées les injections en heures de pointe et en heures creuses, et quelles données par intervalle justifient cette répartition.
Sensibilité en basse tension
Pour un site BT, conserver un scénario sans revenus du surplus tant que le cadre et les conditions d’éligibilité ne sont pas confirmés.
Hypothèses de raccordement
Identifier les limites d’injection, les études nécessaires, le comptage, les protections et les démarches contractuelles comme des hypothèses à confirmer.
Risque lié au profil d’exploitation
Montrer les conséquences d’un changement d’horaires, de postes de production, de locataires ou de besoins de refroidissement pendant la durée du projet.
Cette vérification permet aussi de comparer les choix de conception. Une option peut privilégier une forte autoconsommation. Une autre peut prévoir davantage de panneaux, une capacité d’injection, du stockage, une programmation des charges ou une extension progressive. Pour comparer correctement, il faut conserver les mêmes données de consommation et ne modifier qu’une hypothèse de conception à la fois.
L’analyse ReneWave sur l’évolution des rythmes d’exploitation et le temps de retour du solaire explique pourquoi le suivi du profil de consommation initial doit être confié à un responsable dans l’entreprise après la mise en service.
Les prochaines mises à jour utiles concernent le périmètre, l’éligibilité et la prochaine période tarifaire.
La décision est importante parce que le surplus dispose désormais d’une référence publiée dans le périmètre actuel. La conduite du projet reste tributaire des règles et des documents qui encadrent ce prix.
- 01Publication du cadre réglementaire basse tension et de son tarif d’achat.
- 02Conditions de raccordement, de comptage, de protection et d’injection propres au projet, délivrées par le gestionnaire de réseau concerné.
- 03Profil mesuré d’autoconsommation et d’injection du site après la mise en service.
- 04Décision tarifaire de l’ANRE pour la période suivant le 28 février 2027.
- 05Tout changement significatif d’horaires, de locataires, de production ou de refroidissement qui modifie la répartition de la production.
