Autoproduction électrique : le Maroc lève le verrou réglementaire

Le Maroc a franchi une étape décisive avec la publication au Bulletin officiel n°7489 du décret d’application fixant les conditions et les modalités de réalisation et d’exploitation des installations d’autoproduction électrique. Son entrée en vigueur, attendue dans les trois mois suivant sa publication, devrait intervenir le 9 juin 2026 et mettre fin à un vide juridique qui freinait jusqu’ici le développement de ce modèle.

Très attendu par les opérateurs du secteur comme par les porteurs de projets, ce texte lève un verrou à la fois politique et psychologique. Il clarifie enfin le statut de l’autoproducteur et écarte l’idée, longtemps entretenue, selon laquelle l’autoproduction pourrait concurrencer ou affaiblir la compétitivité du réseau électrique national. Dans un contexte marqué par les tensions géopolitiques et la fragilité accrue des approvisionnements énergétiques, cette réforme prend une portée stratégique particulière.

La guerre au Moyen-Orient, qui a ravivé les inquiétudes sur la sécurité énergétique mondiale, rappelle au Maroc l’urgence de réduire sa dépendance aux énergies fossiles. Le Royaume dépend encore à hauteur de 87,5% des hydrocarbures et autres sources fossiles, ce qui pèse lourdement sur sa facture énergétique. Dans cette perspective, l’autoproduction apparaît comme un levier de souveraineté, mais aussi d’optimisation économique et industrielle.

Le décret 2.25.100 ouvre ainsi une voie plus lisible à l’autoconsommation électrique, dans un pays largement doté en ressources renouvelables, en particulier solaires. Il s’inscrit aussi dans un contexte technologique plus favorable, marqué par la montée en puissance des batteries LFP, qui offrent davantage d’autonomie, et par l’évolution des onduleurs modernes capables de gérer plus finement l’équilibre entre autoproduction et consommation tirée du réseau.

Pour les petites installations, inférieures à 11 kW, généralement destinées aux ménages ou au pompage solaire agricole, le décret prévoit un cadre simplifié et sans frais. Deux régimes sont distingués. Le premier est un régime déclaratif, réservé aux installations non raccordées au réseau, qui se limite à une déclaration auprès du ministère de la Transition énergétique. Le second est un régime d’accord de raccordement, lorsque l’installation souhaite se connecter au réseau de distribution. Dans ce cas, la demande est adressée aux sociétés régionales multiservices (SRM), chargées de vérifier la disponibilité de la capacité d’accueil selon le principe du premier arrivé, premier servi.

Sur ce point, l’Autorité nationale de régulation de l’électricité (ANRE) a récemment fixé la capacité d’accueil à 691 MW, répartie sur l’ensemble des gestionnaires du réseau de distribution. Cette clarification était attendue par les acteurs du secteur, qui réclamaient depuis longtemps des repères chiffrés pour lancer leurs investissements.

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Règles de raccordement pour les installations intermédiaires et les grandes structures

Au-delà de 11 kW et jusqu’à 5 MW, le dispositif devient plus exigeant. Cette tranche concerne les bâtiments, commerces, grandes surfaces et unités industrielles de taille intermédiaire. L’accord de raccordement aux réseaux de basse et moyenne tension devient obligatoire. Le dossier à présenter doit être complet, comprenant notamment la localisation du projet, la description technique de l’installation, une étude d’impact sur l’environnement, une prévision de production sur trois ans ainsi que le schéma de raccordement électrique de l’ensemble du système, y compris les équipements liés à l’autoconsommation.

La décision revient toujours aux SRM, mais elle dépend des résultats de l’étude technique. Le texte consacre ainsi une logique de contrôle préalable, destinée à éviter les déséquilibres sur les réseaux locaux tout en permettant à de nouveaux projets de voir le jour.

Pour les installations supérieures à 5 MW, principalement destinées aux grandes structures industrielles, le décret instaure un régime d’autorisation préalable pour la réalisation et l’exploitation. Ces projets peuvent se raccorder directement aux réseaux de moyenne et haute tension. L’examen relève cette fois du gestionnaire du réseau électrique national, l’Office national de l’électricité et de l’eau potable (ONEE), qui rend un avis technique pour chaque demande et apprécie la faisabilité de l’intégration de l’installation au réseau. En cas de contrainte technique, il doit proposer une solution alternative de raccordement.

Le texte ne se limite pas aux nouveaux projets. Il ouvre aussi la voie à la régularisation d’installations déjà opérationnelles. Celles-ci peuvent demander un raccordement au réseau de distribution ou de transport selon leur puissance : sous le régime de l’accord de raccordement pour les capacités comprises entre 1 kW et 5 MW, ou sous le régime de l’autorisation au-delà de 5 MW. Les demandeurs devront fournir un rapport sur leur consommation annuelle d’électricité des trois dernières années, ou sur la durée d’exploitation si elle est inférieure à trois ans.

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Un enjeu de rentabilité

Le décret d’application, adopté en Conseil de gouvernement en octobre 2025, n’a toutefois pris sa pleine portée réglementaire qu’après l’intervention de l’ANRE. Entre le 30 janvier et le 20 février, le régulateur a publié quatre décisions qui ont levé les dernières ambiguïtés. L’autoproducteur est désormais autorisé à injecter et revendre son surplus sur le réseau public, dans la limite de 20% de sa production annuelle. Le tarif de rachat a été fixé à 21 centimes par kWh en heures de pointe et à 18 centimes par kWh en heures creuses.

L’ANRE a également arrêté le tarif d’utilisation du réseau électrique moyenne tension de distribution à 6,07 centimes par kWh, offrant aux investisseurs une visibilité bienvenue sur les coûts de raccordement et d’acheminement. Pour le réseau national de transport, le tarif a été fixé à 6,85 centimes par kWh. Cette disposition intéresse particulièrement les industriels qui ne disposent pas, sur leur site, de l’espace ou des conditions techniques nécessaires à une production renouvelable optimale. Elle leur permet d’envisager une production sur un site mieux exposé, puis le transport de l’électricité vers le lieu de consommation.

Afin d’éviter la saturation des infrastructures, le raccordement reste plafonné. Après déduction des projets déjà autorisés en 2025, la capacité d’accueil globale disponible a été fixée à 3.886 MW, répartie entre le solaire, qui représente 72%, et l’éolien, qui en compte 28%.

Au cœur du dispositif, la revente de l’excédent demeure un enjeu central de rentabilité. Le plafond de 20% constitue aujourd’hui une limite structurante, mais aussi un point de débat, plusieurs acteurs du secteur attendant un nouveau décret appelé à redéfinir les conditions de révision de ce seuil. Les tarifs de rachat fixés par l’ANRE sont perçus comme un signal de marché important, comparable à certains mécanismes de valorisation observés à l’étranger.

Au-delà des chiffres, l’autoproduction consacre un changement de modèle. Elle transforme le consommateur passif en acteur énergétique, capable de produire, consommer et, dans une certaine mesure, revendre sa propre électricité. Le modèle australien, où un tiers des foyers produit déjà sa propre électricité, est souvent cité comme preuve qu’une transition citoyenne de grande ampleur est possible.