Le parc éolien privé Khalladi décroche un rating solide et valide le modèle 13-09

Le Parc éolien privé Khalladi dans le nord du Royaume décroche un bon rating auprès du Climate Investment Funds (CIF). Dans une évaluation dédiée, le Fonds estime que ce premier projet privé-à-privé du pays a largement dépassé ses objectifs fixés au départ et confirmé la solidité du modèle prévu par la loi 13-09 sur la production privée de l’électricité. La production a ainsi atteint 397 gigawattheures (GWh), soit au-dessus de la cible fixée à 390 GWh. De même, les émissions de CO₂ évitées grimpent à 180.238 tonnes, nettement mieux que les 177.060 tonnes visées au kick off du projet.

Khalladi s’impose ainsi comme un démonstrateur réussi du modèle marchand et comme le premier parc éolien entièrement privé financé en monnaie locale. La Ferme éolienne abrite 40 turbines de 3 mégawatts (MW) chacune, pour une capacité totale de 120 MW, raccordées à une ligne de transport 225 kilovolts (kV) qui relie le site au poste de Tétouan. Son coût global avait atteint 182,99 millions de dollars, financés par 16,75 millions par le Clean Technology Fund en prêt concessionnel, 58,16 millions de la Banque européenne pour la reconstruction et le développement (BERD) en prêt senior et 74,80 millions de la Bank Of Africa, le reste étant apporté par les actionnaires privés Acwa Power et Argan Infrastructure Fund.

Dès son lancement, Khalladi a été conçu pour tester et valider la loi 13-09. Il devait prouver qu’un producteur privé pouvait vendre son électricité à des industriels haute et très haute tension sans passer par l’Office national de l’eau et de l’électricité (ONEE). Les résultats sont clairs. Avant même sa mise en service en 2018, le projet avait sécurisé trois contrats d’achat de long terme avec Holcim Maroc, Asment et Cimat. Ils couvrent 80% de l’énergie produite. Le surplus est écoulé par des contrats de court terme plus flexibles et plus rémunérateurs. Cela a hissé Khalladi au rang de premier producteur «merchant» du pays. Mais le parcours n’a pas été linéaire. La loi 13-09 comportait des fragilités qui ont freiné son application. L’ONEE supportait des coûts non pris en compte. De même, l’usage gratuit du réseau entraînait une hausse des charges d’exploitation. Les risques de double paiement persistaient à cause des contrats thermiques Take-or-Pay. Les pertes de revenus menaçaient l’équilibre financier de l’opérateur public. La question du raccordement a cristallisé ces tensions. L’ONEE a exigé l’intégration d’un Statcom pour stabiliser l’injection intermittente du parc. Les licences ont été gelées. Les procédures rallongées. Les négociations avec Acwa Power et la BERD ont duré plusieurs années. Le réseau national, lui aussi, suscitait des inquiétudes. L’intégration rapide de capacités éoliennes et solaires posait un risque réel de déséquilibre, susceptible d’entraîner des coupures ou des dommages lourds.

En plus, l’ONEE doutait de la capacité du système à absorber des volumes importants et intermittents sans outils modernes de prévision et de pilotage. À cela s’ajoutait la perception de risque chez les investisseurs. Le marché de haute et très haute tension était alors trop étroit. Les industriels disponibles étaient déjà engagés avec les premiers IPP. L’absence de financement en devise locale exposait les projets au risque de change. L’incertitude réglementaire freinait les nouveaux entrants. Pour sortir de l’impasse, un travail technique et juridique de fond a été mené. Le CIF cite ainsi la création de l’Agence nationale de réglementation de l’électricité (ANRE) en 2016 qui a posé le socle d’une régulation indépendante.

Aussi, l’élaboration du premier code réseau national en 2021 a clarifié les règles de stabilité et d’accès. Puis la réforme décisive est arrivée en 2023 avec la Loi 40-19. Elle introduit enfin un tarif d’usage du réseau fondé sur une méthodologie calculée par l’ANRE. Elle impose la publication annuelle des capacités d’accueil régionales du réseau. Elle ouvre l’accès à la moyenne tension et élargit la clientèle potentielle des producteurs privés. Elle autorise les distributeurs à acheter jusqu’à 40% de leur approvisionnement auprès des IPP renouvelables. Elle remédie aux failles de la loi 13-09 et réactive la dynamique de libéralisation. Sur le plan financier, Khalladi a imposé une innovation majeure. La BERD avait structuré le premier financement en dirhams pour un actif renouvelable de cette taille en négociant des swaps avec des banques locales. Ce qui a éliminé le risque de change et démontré la faisabilité de projets privés financés en monnaie nationale.

Depuis sa mise en service, Khalladi tourne à plein régime. Il fournit une électricité renouvelable moins chère que le mix national et répond aux besoins immédiats du marché grâce à ses contrats de court terme. Selon le CIF, il prouve qu’un modèle flexible, compétitif et entièrement privé est possible au Maroc. Son impact dépasse son périmètre industriel. Il a servi de test grandeur nature pour ajuster la loi 13-09, moderniser la régulation et renforcer la crédibilité du marché marocain de l’énergie. Il a inspiré des réformes en Tunisie et des travaux similaires en Égypte.

Il a validé la stratégie du SPREF (Stratégie de promotion des énergies renouvelables et de l’efficacité énergétique), fondée sur une articulation entre réforme réglementaire et projets pilotes. Khalladi a ouvert la voie. Il a montré que le secteur privé peut contribuer à la transition énergétique, réduire la dépendance aux importations fossiles et soutenir un marché électrique plus compétitif, plus transparent et plus durable.