Le Maroc a construit une stratégie énergétique ambitieuse autour du solaire, de l’éolien et, plus récemment, de l’hydrogène vert. Son objectif officiel reste de porter la part des renouvelables à plus de 52 % de la puissance électrique installée d’ici 2030. Cet objectif est souvent transformé, à tort, en affirmation selon laquelle plus de la moitié de l’électricité consommée serait déjà renouvelable.
Pour comprendre la situation réelle, il faut distinguer la capacité des centrales, leur production effective et la consommation finale. Le Royaume a franchi des étapes importantes, mais la transition dépend encore du réseau, du stockage, des investissements et de la capacité à mettre les projets en service dans les délais.
Ce que signifie l’objectif de 52 %
Le ministère de la Transition énergétique et du Développement durable présente une ambition supérieure à 52 % de renouvelables dans la puissance électrique installée à l’horizon 2030. La puissance installée mesure la capacité maximale théorique des équipements disponibles, exprimée en mégawatts.
Elle ne correspond pas à la quantité d’électricité effectivement produite pendant une année. Une centrale solaire ne produit pas la nuit et une éolienne dépend du vent. Deux pays possédant la même proportion de capacité renouvelable peuvent donc obtenir des productions différentes selon leurs ressources, leur réseau et leurs moyens de flexibilité.
La bonne lecture est la suivante : le Maroc veut que plus de la moitié de son parc électrique soit constituée de capacités renouvelables en 2030. Cela ne permet pas d’annoncer aujourd’hui que 52 % de chaque kilowattheure consommé est vert.
Les capacités éoliennes continuent de progresser
Les indicateurs publiés par le ministère font état d’environ 2 433 MW de puissance éolienne installée pour la période 2024-2025. Ils recensent aussi plus de 2 600 MW de projets éoliens en développement. Ces données montrent un portefeuille significatif, mais les projets en développement ne doivent pas être additionnés aux centrales opérationnelles comme s’ils produisaient déjà.
Le vent constitue un atout majeur du littoral atlantique et de plusieurs régions du Sud. Les parcs de Tarfaya, Tanger, Midelt ou Boujdour illustrent la diversité géographique de la filière. Les projets privés destinés aux industriels occupent également une place croissante depuis l’ouverture progressive du marché.
La prochaine étape consiste à raccorder ces capacités au bon rythme. Sans lignes de transport suffisantes, une ressource abondante peut rester sous-utilisée ou nécessiter des limitations temporaires de production.
Le solaire : des centrales emblématiques et de nouveaux programmes
Le complexe Noor Ouarzazate a rendu visible la stratégie solaire marocaine grâce à l’association de centrales thermodynamiques et photovoltaïques. Il reste une vitrine technologique, mais ne résume pas l’ensemble du parc solaire national.
Les programmes Noor Midelt, Noor Atlas et Noor PV Multisites doivent compléter cette base. Ils mobilisent des technologies et des montages différents, avec davantage de photovoltaïque et, selon les projets, des solutions de stockage. En janvier 2026, les autorités évoquaient 12 GW de capacités renouvelables supplémentaires à mettre en service à l’échelle nationale d’ici 2030.
Cette annonce décrit une trajectoire d’investissement, pas une capacité déjà disponible. Pour chaque projet, les dates de financement, de construction, de raccordement et de mise en service restent les jalons déterminants.
Pourquoi le réseau devient le chantier central
Une centrale n’a de valeur pour le système électrique que si son énergie peut être transportée vers les lieux de consommation. Le programme officiel d’investissement dans le réseau de transport pour 2025-2030 atteint 27 milliards de dirhams, hors liaison électrique Sud-Centre.
Cette enveloppe doit renforcer les postes, les lignes et la capacité d’accueil des nouvelles installations. La liaison entre les régions méridionales, riches en potentiel solaire et éolien, et les grands bassins de demande est particulièrement structurante.
Le réseau doit aussi gérer une production plus variable et plus décentralisée. Cela exige des prévisions météorologiques, des automatismes, des réserves, des échanges régionaux et des règles d’accès transparentes.
L’ouverture du marché aux producteurs privés
Les lois n° 13-09, 48-15 et 82-21 ont progressivement élargi les possibilités de produire et de vendre de l’électricité renouvelable. L’accès au réseau de moyenne tension permet notamment à des industriels et à des développeurs de conclure des contrats adaptés à leurs besoins.
Pour 2025-2029, la capacité d’accueil cumulée publiée pour les réseaux de distribution atteint 1 324 MW. Cette capacité n’est ni une production garantie ni un quota automatiquement attribué : elle indique l’espace technique annoncé pour raccorder de nouveaux projets, sous réserve des procédures applicables.
L’Autorité nationale de régulation de l’électricité joue un rôle croissant dans les tarifs, l’accès au réseau et la transparence. Une régulation prévisible est indispensable pour attirer des capitaux tout en protégeant la stabilité du système.
Le stockage et la flexibilité deviennent indispensables
À mesure que le solaire et l’éolien progressent, le système doit compenser les variations rapides de leur production. Les centrales hydrauliques de pompage-turbinage, les batteries, les interconnexions et les moyens pilotables peuvent fournir cette flexibilité.
Le stockage déplace l’électricité d’une période excédentaire vers une période de forte demande. Il ne crée pas d’énergie et entraîne lui-même des pertes. Son intérêt dépend donc de son emplacement, de sa durée, de son coût et des services rendus au réseau.
La gestion de la demande compte également : certains usages industriels peuvent être programmés lorsque l’électricité renouvelable est abondante. Cette coordination réduit les pointes et améliore l’intégration des nouvelles centrales.
Une transition liée à l’industrie et aux exportations
L’énergie renouvelable peut diminuer l’exposition aux combustibles importés et améliorer l’empreinte carbone de secteurs exportateurs comme l’automobile, les engrais ou les matériaux. Elle devient ainsi un élément de compétitivité autant qu’un objectif climatique.
Les entreprises européennes demandent de plus en plus de données sur les émissions incorporées dans les produits. Une électricité mieux décarbonée peut aider les industriels marocains, mais seulement si l’origine de l’énergie est mesurée et certifiée avec des méthodes crédibles.
Les projets d’interconnexion ou d’exportation ne doivent pas faire oublier le marché intérieur. La priorité opérationnelle reste un approvisionnement fiable, accessible et capable d’accompagner l’électrification de l’économie marocaine.
Les limites qui empêchent de parler de victoire acquise
Le rythme des projets peut être affecté par le financement, les appels d’offres, le foncier, les autorisations, les équipements importés et les travaux de raccordement. Les sécheresses réduisent aussi la production hydraulique et renforcent la pression sur les usages de l’eau.
Le coût d’une technologie ne se limite pas au prix affiché par mégawattheure. Le système doit financer les lignes, la flexibilité, les réserves et l’équilibrage. La réussite se mesure donc au coût complet et à la qualité du service, pas uniquement au nombre de mégawatts annoncés.
Enfin, les chiffres officiels ne sont pas tous publiés à la même date ni selon la même définition. Comparer une capacité de 2024 avec un portefeuille prévu pour 2030 produit une image trompeuse.
Les indicateurs à suivre jusqu’en 2030
Le premier indicateur est la capacité réellement mise en service, technologie par technologie. Le deuxième est la production annuelle renouvelable et sa part dans l’électricité injectée. Le troisième concerne les renforcements du réseau effectivement achevés.
Il faut aussi suivre les délais de raccordement, les volumes limités faute de réseau, la capacité de stockage et l’évolution de la dépendance aux importations énergétiques. Les prix payés par les ménages et les entreprises permettent de vérifier si les investissements améliorent réellement le service.
La publication régulière de données comparables rendrait le débat plus précis. Elle permettrait de distinguer une annonce, un chantier, une centrale réceptionnée et une production mesurée.
Un leadership à démontrer par les résultats
Le Maroc possède des ressources naturelles, une expérience de grands projets et une stratégie cohérente. Il occupe une position visible en Afrique dans le solaire et l’éolien, mais le titre de « champion » ne peut pas reposer sur une seule centrale ou sur des objectifs futurs.
La transition sera convaincante si les capacités annoncées sont mises en service, si le réseau absorbe leur production et si l’électricité devient à la fois plus sûre, plus compétitive et moins carbonée. L’échéance 2030 reste donc un cap exigeant, non un résultat déjà atteint.
Sources officielles
- Ministère de la Transition énergétique et du Développement durable, énergies renouvelables et indicateurs sectoriels : https://www.mem.gov.ma/Pages/secteur6659.html?e=2
- Ministère de la Transition énergétique et du Développement durable, accès au réseau de moyenne tension et capacité d’accueil 2025-2029 : https://www.mem.gov.ma/Pages/secteur4492.html?e=1&sprj=17
- Ministère de la Transition énergétique et du Développement durable, réseau de transport et programme d’investissement 2025-2030 : https://mem.gov.ma/pages/secteur0a89.html?e=1
- Ministère de la Transition énergétique et du Développement durable, régulation du secteur électrique : https://www.mem.gov.ma/Pages/secteur4909.html?e=1&sprj=16
- Maroc.ma, transition énergétique et programmes de MASEN, 26 janvier 2026 : https://www.maroc.ma/fr/actualites/la-transition-energetique-au-maroc-un-veritable-levier-de-developpement-et-de-renforcement-de-la
