Ce que le Blackout en Europe nous apprend sur les défis du système électrique national

Le 28 avril 2025, à midi trente, heure locale, la péninsule ibérique a été frappée par un blackout d'une ampleur inédite, plongeant l'Espagne, le Portugal et une partie du sud de la France dans le noir pendant plusieurs heures.

Bien que le Maroc n'ait pas été directement affecté, cet incident soulève des questions cruciales sur la vulnérabilité de notre propre réseau électrique et la nécessité de renforcer notre résilience face aux risques systémiques.

Comment est organisé notre système électrique et quelles raisons peuvent déclencher un blackout ?

Absence d’explications, mais l’intermittence des renouvelables soupçonnée

À ce stade, aucun rapport officiel n’est venu expliquer les «5 secondes» qui ont fait tomber le réseau espagnol ainsi que celui du Portugal et du sud de la France.

Toutefois, souligne Ryad Jerjini, expert en électricité et ancien directeur à l’ONEE, «plusieurs pistes tendent à pointer le fait que l’Espagne a abusé de l’utilisation de l’énergie renouvelable qui représentait, au moment de l’incident, les deux tiers de l’énergie appelée en ce moment, essentiellement en solaire».

Cette énergie non pilotable, branchée directement sur le réseau, fait que les autres sources (thermique ou nucléaire) sont à l’arrêt ou en sous-utilisation. «Les Espagnols préfèrent utiliser au maximum leur potentiel en EnR plutôt que d’acheter du combustible, c’est tout à fait normal, mais cette utilisation a un prix, celui de la faiblesse du contrôle sur cette énergie intermittente », affirme ainsi l'expert.

Toute proportion gardée, cette logique économique de gestion des sources d’approvisionnement est la même qu’au Maroc à travers l’ONEE : il cherche à optimiser le coût de son mix électrique tout en maintenant la continuité du service.

Ainsi, le Maroc dispose d’une certaine capacité de production (11,42 GW en 2023 selon l’ANRE) répartie sous différentes sources d’énergies:

• Charbon 36%,
• Éolien 17,7%,
• Gaz naturel 17,3%,
• Fioul et Gasoil 16%,
• Hydrauliques 11,7%,
• Solaire 7,3%
• Capacité de stockage STEP 4,1%.

Un système équilibré, mais sous contrainte économique

Toute l’électricité produite par ces différentes sources d'énergie (42,38 TWh en 2023 selon l’ANRE) est injectée dans le réseau à des coûts différents. À titre d’exemple, le coût du kWh est comme suit :

• Le solaire de Noor Ouarzazate 1 est de 1,63 dirham,
• Le charbon tourne autour de 0,6 DH/kWh,
• Le fioul entre 1,8 et 2 DH,
• Le gaz tourne autour de 1 DH,
• L'éolien va de 0,23 DH/kWh à 0,6 DH/kWh,
• L'hydraulique tend vers 0 quand l’eau est disponible dans les barrages.

Ces différents prix correspondent aussi à différents types de contrats. Certains sont concessionnels et d’autres sont libres. Les contrats des principales sources de productions électriques au Maroc, JLEC et Safiec (charbon), sont concessionnels. C’est-à-dire qu’ils ont des contrats de vente d’électricité à l’ONEE (PPA) sur le long terme.

Alors que la plupart des contrats de l’éolien sont des IPP sous la loi 13.09. C’est-à-dire qu’ils peuvent vendre aussi bien à l’ONEE qu’à des opérateurs privés via les réseaux électriques de l’ONEE.

Les PPA obligent donc l’ONEE à acheter à un prix connu plus ou moins à l’avance un volume d’électricité fixe avec la contrainte «take or pay» et un autre optionnel.

En plus clair, l’ONEE doit acheter la partie qui permet de payer l’infrastructure et les charges financières de l’investissement de base, alors que le reste est une partie variable qui peut être achetée ou pas.

Dans cette optique, l’ONEE, qui par ailleurs paie le combustible des centrales thermiques acheté par les producteurs en son nom, arbitre en continu entre diverses sources d’approvisionnement et différentes centrales.

«Le gestionnaire du réseau national, basé au centre de dispatching national, connait chacun des coûts de revient des différentes centrales et arbitre de manière continue 24/7 entre les différentes sources d’approvisionnement pour assurer l’équilibre en temps réel offre et demande électrique au meilleur coût pour l’ONEE. Il arbitre aussi par rapport au cours de l’électricité en Espagne», affirme Jerjini.

Le Maroc dispose ainsi d’une double interconnexion avec l’Espagne d’une capacité totale de 1400 MW. Ces lignes électriques permettent aussi bien d’importer que d’exporter de l’électricité.

Comment l’ONEE a évité l’effet domino

Au moment du black-out, le Maroc était importateur net d'électricité depuis l’Espagne, comme l’a révélé Médias24, pour 778 MW.

Selon nos sources, en moyenne, le coût net moyen d’import de l’Espagne était autour de 0,6 DH/kWh en 2024. Cette valeur reste moins chère que le coût du mix national qui tourne autour de 0,8 DH/kWh (en dehors des moments de pic des cours mondiaux des combustibles où ce coût peut dépasser les 1,2 DH/kWh, voire 2 DH).

L’interconnexion avec l’Espagne est donc stratégique aussi bien pour des raisons économiques que pour des raisons de stabilité du réseau. Comme expliqué dans l’article qui a suivi le blackout et dans un article précédent, les interconnexions sont essentielles pour maintenir la stabilité des réseaux, parce que si l’électricité est difficilement stockable, elle est toutefois facilement transportable.

L’équilibre offre-demande peut être maintenu par l’export et l’import à des conditions économiques intéressantes pour les gestionnaires de réseau tout en facilitant le pilotage de l’énergie produite.

La dépendance entre voisins est donc une force qui peut aussi constituer un risque et une opportunité, en cas de panne majeure.

C’est exactement ce qui s’est passé le 28 avril, dont le Maroc a été épargné par l’architecture de son système de gestion de réseau. Ainsi, selon une source sûre, «avec le réseau espagnol, nous fonctionnons comme un seul réseau, mais notre système s’autodéfend à travers un dispositif automatique interne qui lui permet de s’isoler en cas de valeurs aberrantes chez le réseau voisin».

Récit technique de la journée du 28 avril, côté marocain

Au moment du blackout espagnol, le réseau ibérique a commencé brièvement à tirer du réseau marocain. Cependant, cette défense s’est déclenchée automatiquement, coupant l’interconnexion avec l’Espagne, nous informe notre source sûre.

Immédiatement après, à la faveur d’un plan de travail déjà établi avec des ordres de placement connus par le système de manière automatique et transmis à des opérateurs sur le terrain, les capacités de réserves disponibles au niveau national ont été mises en marche ou montées en puissance pour faire face au gap laissé par l’arrêt de l’approvisionnement à partir des sources étrangères.

Ceci a permis d’ajuster le réseau, avec quelques minimes délestages tout de même, afin de répartir les charges, pour que par la suite tout rentre dans l’ordre. «Cela s’est fait en quelques minutes, l’opérateur système national est préparé et rodé à ce genre d’exercice», affirme notre source.

Par la suite, une fois que le gestionnaire du réseau électrique espagnol a voulu redémarrer son système, vers 20h30, heure espagnole, il a demandé à l’opérateur système national de rétablir l’interconnexion et d’injecter une charge à même de pouvoir amorcer le réseau du sud du pays préalablement isolé du reste.

«C’est comme quand une voiture tombe en panne de batterie, il faut la pousser», explique une autre source contactée par Médias24.

Pour ce faire, le Maroc injecte jusqu’à 868 MW dans le réseau espagnol, c’est-à-dire 38% de la capacité de l’interconnexion Maroc-Espagne et 15% de la consommation marocaine moyenne, permettant sa remise en service et la montée en charge des capacités hydroélectriques et en gaz de l’Espagne.

Nous n'avons pas pu avoir de détails sur les sources de cette énergie ni sur comment le réseau national s’y est adapté.

« Cette opération a été menée par les équipes de l’opérateur système national à partir de Casablanca, qui a aussi momentanément piloté la partie sud du réseau espagnol. Les Espagnols sont alors devenus clients de l’ONEE», précise notre source sûre, qui insiste toutefois sur le fait que la coordination entre le Maroc et l’Espagne est très dense, puisque les réseaux des deux pays sont intégrés.

Le risque systémique persiste

Aussi, la question qui est dans tous les esprits depuis l'incident européen : le Maroc peut-il tomber en black-out à cause de l’interconnexion ?

« Le réseau marocain est configuré de telle sorte qu'avant que la fréquence ne tombe à 48 Hz l’interconnexion s’ouvre, coupant le Maroc du réseau européen. Par ailleurs, le Maroc a toujours une réserve primaire de 10-15% de la capacité installée pour faire face à tout imprévu, que ce soit à travers des capacités non utilisées ou des marges de puissances supplémentaires qui peuvent être demandées pendant quelques temps aux centrales thermiques même à pleine puissance », affirme Riyad Jerjini.

Avec l’augmentation des besoins nationaux en électricité (4% par an entre 2010 et 2023) et les perturbations du marché international de l’énergie depuis 2022 (inflation mondiale et guerre en Ukraine), la production nationale a certes augmenté de 4,9% sur la même période, mais il n’empêche que certains facteurs de risques persistent.

L'essentiel de la croissance qu’a connu la production nationale est en lien avec la mise en service de la centrale à charbon de Safi en 2018 et la montée en puissance de la production éolienne qui représente en 2023 près de 15,4% de la production nationale.

L’hydraulique, malgré 11,4% de la capacité installée, n’a représenté en 2023 que 0,8% de la production nationale en 2023. Cette situation pose le problème de la flexibilité du réseau avec la montée en puissance de l’éolien et l’absence de l’hydraulique.

Il est important de signaler qu'entre 2018 et 2021, le Maroc était exportateur net d’électricité après l’entrée en service de la centrale à charbon Safiec. Depuis 2022, le Maroc est importateur net d’électricité espagnole depuis l’arrêt des afflux de gaz algérien via le GME.

Les deux centrales à gaz à cycle combiné Ain Beni Mahar et Tahaddart ont été mises à l’arrêt jusqu’en juillet 2022, où elles sont rentrées progressivement en production. Avant cette date, celles-ci fournissaient près de 12% de la production nationale contre 10% en 2023, ce qui laisse supposer qu’elles tournent à minima.

Selon les rapports du ministère de la Transition énergétique, le Maroc consommait entre 2012 et 2018 une moyenne de 1,5 milliard de m³ par an de gaz naturel, dont près d’un milliard pour la production d’électricité. En 2024 le Maroc a importé, selon les médias espagnols, 886 millions de m³ tout usages confondus.

Cette situation pose aussi la question de la dépendance du réseau à quelques grosses centrales à charbon, notamment celles de Safi et de Jorf. En cas de panne majeure ou de maintenance à grande échelle, cela pourrait constituer un risque systémique pour le réseau national.

Le retard dans la mise en place de capacités alternatives, notamment en gaz, ainsi que de capacités autonomes d’importation, de stockage de gaz naturel et de regazéification, est clairement évident. La dépendance aux ports espagnols pour l’importation de gaz ainsi que la dépendance à l’importation d’électricité espagnole sont ainsi un risque systémique à la souveraineté électrique nationale.

Une souveraineté qui est d’autant plus challengée par la stratégie nationale qui vise à atteindre 52% du mix énergétique en renouvelable, qui nécessite des capacités de pilotage plus importantes, à savoir le stockage d’électricité, mais aussi des capacités de backup importantes, notamment en gaz.

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