Le Maroc, signataire de l’accord de Paris, mène une politique ambitieuse de transition énergétique pour lutter contre le changement climatique. Face à des défis tels que la hausse des températures, les incendies, la pénurie d’eau et les impacts sur l’agriculture, l’énergie et la santé, le pays s’engage à travers sa « contribution déterminée au niveau national (CDN) » et sa participation à la COP29. Cet article analyse les projections climatiques pour le Maroc, les actions engagées et les défis restants pour atteindre ses objectifs de durabilité.
Impacts du changement climatique au Maroc : scénarios et enjeux d’une action urgente
Commençons par examiner les impacts du changement climatique sur le Maroc. Une étude(1) a révélé que, sous le scénario optimiste SSP1-2.6*, compatible avec l’objectif de l’accord de Paris, l’augmentation de la température moyenne annuelle au Maroc serait modérée : 1,07 °C à court terme (2010–2039) et 1,72 °C à long terme (2070–2099), grâce à des politiques de décarbonation ambitieuses. En revanche, dans un scénario d’émissions élevées, tel que le SSP5-8.5*, les températures pourraient augmenter de 1,25 °C à court terme, pour atteindre 6,25 °C à la fin du siècle. Ces prévisions soulignent l’urgence d’une action climatique immédiate pour éviter des conséquences irréversibles, tant pour le Maroc que pour d’autres régions vulnérables.
La CDN Révisée du Maroc : ambitions renforcées en atténuation et adaptation climatiques
La CDN révisée du Maroc souligne l’engagement du pays à lutter contre le changement climatique, avec des réductions d’émissions de gaz à effet de serre (GES) et des mesures d’adaptation renforcées. Les objectifs de réduction des émis- sions sont divisés en deux catégories : inconditionnels (sans soutien international) et conditionnels (avec soutien financier et technique international). Le Maroc vise une réduction de 18,3 % d’ici 2030 par rapport au scénario de référence (défini comme le « statu quo », c’est-à-dire les émissions projetées si aucune mesure supplémentaire n’est prise pour atténuer le changement climatique), sans dépendre de financements externes, et de 45,5 % avec un soutien estimé à 21,5 milliards de dollars, principalement pour les secteurs de l’énergie, de l’industrie et de l’agriculture. L’adaptation est également une priorité, avec des investissements de 40 milliards de dollars, contre 38,8 milliards pour l’atténuation.
COP29 : Le Maroc en tête des efforts mondiaux pour la transition énergétique
La COP29, tenue à Bakou du 11 au 22 novembre 2024, a mis en avant les efforts du Maroc en transition énergétique et développement durable. Le pays a progressé à la 8e position du classement 2025 de l’indice de performance climatique (CCPI), surpassant des pays comme l’Allemagne (16e), la Norvège (9e) et la Suède (11e). La COP29 a souligné des priorités telles que le financement climatique, le marché du carbone, l’hydrogène vert et les solutions d’adaptation. Les pays développés ont promis 300 milliards de dollars par an d’ici 2035 pour soutenir les pays en développement, avec l’objectif de tripler ce montant pour atteindre 1 300 milliards de dollars annuels d’ici 2035, ce qui permettra au Maroc d’accélérer ses projets d’énergies renouvelables et de renforcer ses infrastructures, notamment dans les secteurs de l’eau et de l’agriculture durable.
Stratégies pour optimiser l’intégration des énergies renouvelables au Maroc
Cependant, le Maroc doit définir une stratégie pour optimiser l’intégration des énergies renouvelables (ENR) tout en minimisant les impacts de leur variabilité. Cela nécessite une évaluation des technologies à privilégier et des régions adaptées, en tenant compte des scénarios de pénétration des ENR et des conditions climatiques futures(2).
Le choix entre technologies renouvelables intermittentes (photovoltaïque « PV », éolien) à faibles coûts et technologies dispatchables (CSP avec stockage thermique « CSP-TES », PV avec batteries « PV-BES ») à coûts plus élevés est crucial. L’analyse doit prendre en compte des critères tels que la résilience climatique, la compétitivité économique et la contribution à la décarbonation à long terme[2].
Si les objectifs nationaux limitent la pénétration des ENR, la capacité installée requise sera modeste, entraînant des coûts réduits d’investissement, d’exploitation et de maintenance. Cela rend la transition énergétique plus abordable, mais exige d’optimiser chaque kilowatt en privilégiant des technologies au facteur de charge élevé et à faible variabilité pour assurer une production stable et minimiser les défis d’intermittence(2).
L’éolien peut être privilégié pour sa production régulière, tandis que le PV est adapté aux régions ensoleillées grâce à sa faible sensibilité aux nuages. Une part limitée de CSP sans stockage peut compléter le mix, répondant aux pics estivaux grâce à ses performances accrues par forte chaleur et au suivi solaire(2).
Une autre option serait de se concentrer sur le CSP-TES, sans inclure l’éolien, le PV ou le CSP sans stockage. Pour un dimensionnement similaire, le CSP-TES est souvent préféré en raison de sa meilleure capacité de stockage grâce au tracking. Une étude (2, Chapitre 4) montre que pour une production inférieure à 13,5 heures par jour, le PV-BES est plus avantageux, mais au-delà, le CSP-TES devient plus performant. Il est essentiel de considérer les corrélations négatives entre l’éolien et le solaire, ainsi que les corrélations positives entre le PV et le CSP, ou entre le PV-BES et le CSP-TES. Ces corrélations influencent le dimensionnement optimal des capacités pour minimiser les risques d’inadéquation entre l’offre et la demande. La complémentarité spatiale et temporelle des ressources est également clé pour réduire ces risques, en exploitant les variations régionales et temporelles de la disponibilité des ENRs (2).
Cependant, les bénéfices de ces complémentarités diminuent avec l’augmentation de la capacité de stockage via TES et BES. L’augmentation des surplus d’énergie réduit la covariance entre le CSP-TES, le PV-BES et d’autres technologies, ce qui diminue la diversification des mix énergétiques(2).
Si des pénétrations élevées d’ENRs sont envisagées, une grande capacité devra être installée pour garantir une production stable, impliquant un budget important. Il sera donc crucial de privilégier des technologies offrant un bon compromis entre facteur de charge élevé, faible risque d’inadéquation et coûts maîtrisés.
Limiter l’option à des technologies à coût initial faible, comme le PV, l’éolien ou le CSP sans stockage, ne résoudra pas la variabilité de leur production. De même, se reposer uniquement sur des technologies dispatchables, comme le CSP-TES ou le PV-BES, n’est pas optimal. Bien que le TES et le PV soient abordables, le coût élevé du CSP et des batteries reste un obstacle majeur.
Dans ce contexte, le Maroc devra explorer d’autres sources de flexibilité pour répondre à la demande et réduire les risques d’inadéquation. Cela pourrait inclure la gestion de la demande, l’intégration de réseaux régionaux, ou l’investissement dans des infrastructures de stockage alternatives et plus abordables(2).
Analyse des sources électriques et défis technologiques pour le stockage d’hydrogène
Dans ce contexte de scénarios de pénétrations élevées, le stockage d’hydrogène se révèle être une solution particulièrement pertinente. L’hydrogène peut être stocké à grande échelle sur de longues périodes, ce qui en fait une option idéale pour gérer les fluctuations intra-journalières et saisonnières de la consommation énergétique. Toutefois, une question essentielle demeure : quelle source d’électricité doit être priorisée pour produire de l’hydrogène de manière efficace et durable ?
Une étude comparative(3) a révélé que le reformage autothermique, lorsqu’il est associé au captage et au stockage de carbone (CCS), offre les meilleures performances en termes de rendement énergétique et de réduction des émissions de carbone. En revanche, la production d’hydrogène à partir des énergies renouvelables, telles que le photovoltaïque terrestre ou flottant, le CSP, l’hydroélectricité, l’éolien onshore et offshore, les énergies marines, la biomasse ou la géothermie, présente des performances modérées, largement influencées par la variabilité et les limites géographiques propres à chaque technologie. Enfin, la production d’hydrogène à partir du nucléaire affiche des performances relativement faibles, principalement en raison des coûts élevés et des préoccupations liées à la gestion des déchets radioactifs et à la sûreté.
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Stratégies de transport d’hydrogène entre le Maroc et l’international : analyse des options pour une efficacité optimale face aux variations climatiques
Une autre option consiste à transporter l’hydrogène entre le Maroc (en Afrique) et d’autres pays présentant des complémentarités climatiques, afin d’optimiser l’efficacité de la production et de la consommation d’hydrogène en fonction des variations saisonnières et géographiques de la production d’énergie.
Une comparaison des différentes options de transport d’hydrogène(4) montre que les pipelines offrent les meilleures performances en raison de leur efficacité et de leur capacité à transporter de grandes quantités d’hydrogène sur de longues distances. Ces pipelines peuvent transporter de l’hydrogène gazeux comprimé (compression de l’hydrogène à une pression élevée, généralement entre 200 et 700 bars, pour réduire son volume et faciliter son transport et stockage), de l’hydrogène liquide (après refroidissement de l’hydrogène à des températures inférieures à -253 °C pour le rendre liquide), ou de l’ammoniac (l’hydrogène est intégré à l’ammoniac via le procédé Haber-Bosch, puis transporté sous forme liquide à température et pression modérées. À destination, l’ammoniac est décomposé pour libérer l’hydrogène par décomposition catalytique ou pyrolyse). En revanche, les remorques à tubes d’hydrogène et les hydrures chimiques (qui stockent l’hydrogène sous forme solide dans des composés chimiques, lesquels libèrent l’hydrogène lorsqu’ils sont chauffés à température et pression modérées) présentent des performances modérées, principalement en raison de leurs limitations en termes de capacité et de coûts. L’hydrail (transport ferroviaire d’hydrogène), le mélange d’hydrogène (transport d’hydrogène mélangé à d’autres gaz, généralement du méthane, dans des pipelines existants, ce qui permet d’utiliser des infrastructures déjà en place tout en réduisant les coûts de transport) et les transporteurs organiques liquides d’hydrogène (LOHC) (composés chimiques permettant de stocker l’hydrogène sous forme liquide à température ambiante et pression atmosphérique, facilitant son transport à long terme avant de libérer l’hydrogène via un processus de déhydrogénation) présentent des performances plus faibles, principalement en raison de la complexité de leur mise en œuvre et du coût élevé de leur infrastructure. Ces résultats soulignent l’importance de concevoir des stratégies intégrées et adaptées au contexte local pour prioriser les sources d’électricité utilisées dans la production d’hydrogène, en tenant compte des facteurs économiques, environnementaux et technologiques.
Notes :
Les Sbared Socioeconomic Patbways (SSP) sont des scénarios de futurs possibles. Le SSP1 représente un monde axé sur le développement durable, la réduction des inégalités, la croissance équilibrée et une tran- sition vers des technologies à faibles émissions de carbone. Le chiffre 2.6 indique le forçage radiatif attendu à la fin du siècle, mesurant l’impact des gaz à effet de serre sur l’équilibre énergétique terrestre (en W/m²). Le SSP5-8.5 décrit un avenir de croissance rapide, d’urbanisation accrue et de dépendance aux combustibles fossiles, avec des politiques climatiques faibles et une priorité à la consommation pour maximiser la croissance économique à court terme.
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Références :
(1) Bouramdane, A.-A (2022). Assessment of CMIP6 Multi-Model Projections Worldwide: Wbicb Regions Are Getting Warmer and Are Going tbrougb a Drougbt in Africa and Morocco? Wbat Cbanges from CMIP5 to CMIP6? Sustainability, 15, 690. bttps://doi.org/10.3390/su15010690
(2) Bouramdane, A-A. (2021), « Scenarios of Large-Scale Solar Integration witb Wind in Morocco: Impact of Storage, Cost, Spatio-Temporal Complementarity and Climate Cbange ». Institut Polytecbnique de Paris, [PbD Tbesis], Pbysics, Oct 2021, bttps://tel.arcbives-ouvertes.fr/tel-03518906
(3) Bouramdane, A-A. (2023). Craßing an Optimal Portfolio for Sustainable Hydrogen Production Cboices in Morocco. Fuel. bttps://doi.org/10.1016/j.fuel.2023.130292
(4) Bouramdane, A.-A. (2024), « Understanding and Optimizing Hydrogen Transport Tecbnologies for 21st Century Smart Cities: Innovation for Morocco’s Green Interconnections in Hydrogen, Ammonia, and Kerosene Production », Lytras, M.D., Alkbaldi, A. and Malik, S. (Ed.) Tbe Emerald Handbook of Smart Cities in tbe Gulf Region: Innovation, Development, Transformation, and Prosperity for Vision 2040, Emerald Publisbing Limited, Leeds, pp. 405-480. bttps://doi.org/10.1108/978-1-83608-292-720241030
