Document de la Banque Mondiale

TRADUCTION LIBRE ET NON OFFICIELLE DE L’ANGLAIS

Rapport n° : 43097-MA

DOCUMENT D'ÉVALUATION DU PROJET

D'OCTROI D'UN PRÊT

D'UN MONTANT DE 150 MILLIONS $

À

L'OFFICE NATIONAL DE L’ELECTRICITE AVEC GARANTIE DU ROYAUME DU MAROC

POUR UN

PROJET D’APPUI A L’OFFICE NATIONAL D’ELECTRICITE (ONE)

14 MAI 2008

Département du développement durable (MNSSD) Région de Moyen-Orient et de l’Afrique du Nord (MNA)

Ce document fait l’objet d’une diffusion restreinte et ne peut être utilisé par ses destinataires que dans le cadre de l'exercice de leurs fonctions officielles. En dehors de cela, sa teneur ne peut être communiquée sans autorisation préalable de la Banque Mondiale.

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EQUIVALENCE DES DEVISES (Taux de change en vigueur au 1er février 2008)

Devise de référence = Dirham marocain US$1 = 7.4 DH

Exercice budgétaire du Gouvernement marocain

1er janvier – 31 décembre

ABRÉVIATIONS ET SIGLES AFD Agence Française de Développement ME Maitrise de l’Energie AOI Appel d’offres ouvert international MEMEE Ministère de l’Energie, des Mines, de l’Eau et

de l’Environnement AT Assistance Technique MEF Ministère de l’Economie et des Finances BAD Banque Africaine de Developement MNA Région Moyen-Orient et Afrique du Nord

(Middle East and North Africa) BEI Banque Européenne d'Investissements mtep Million de tonnes équivalent pétrole BIRD Banque internationale pour la Reconstruction

et le Développement (IBRD) ODP Objectif de Developement du Projet

CEI Commission Electrotechnique Internationale ONE Office National d’Electricité CEISE Cadre d’évaluation de l'impact social et

environnemental OSP Obligation de Service Public

CFAA Évaluation de la gestion financière du pays (CFAA - Country Financial Accountability Assessment)

PAR Plan d'Action de Réinstallation

DDR (Direction Projet Réseau) PEI Producteur d’Electricité Indépendant DIR (Direction Ingénierie Réseaux) PERG Programme National d’Electrification Rurale DR (Directions Régionales) PIB Produit Intérieur Brut DSCR Ratio de taux de couverture du service de la

dette PMO Plan de Mise en Œuvre du Projet

EPIC Etablissement public à caractère industriel et commercial

PPD Prêt pour la Politique de Développement

FEM Fonds pour l’Environnement Mondial SAP Stratégie d'Assistance au Pays (CAS - Country Assistance Strategy)

FFEM Fonds Français pour l’Environnement Mondial

SFI Société de Financement Internationale

FMI Fonds Monétaire International SFQC Sélection fondée sur la qualité et le coût GES Gaz à Effet de Serre tep Tonne d'Équivalent Pétrole GNL Gaz Naturel Liquéfié GRT Gestionnaire de Réseau de Transport UE Union Européenne KfW Banque de développement allemande UGP Unité de gestion du Projet LBC Lampe à basse consommation VEP Value Enhancement Performance (Direction

de l’ONE en charge du projet) MAEG Ministère des Affaires Economiques et

Générales du Gouvernement VER Valorisation de l’électrification rurale

Vice President: Daniela Gressani Country Director: Mats Karlsson

Sector Director, p.i. Jonathan Walters Sector Manager: Jonathan Walters

Task Team Leader: Silvia Pariente-David

PAD Datasheet (En anglais) MOROCCO

OFFICE NATIONAL DE L’ELECTRICITE (ONE) SUPPORT PROJECT

PROJECT APPRAISAL DOCUMENT

MIDDLE EAST AND NORTH AFRICA

MNSSD

Date: June 9, 2008 Team Leader: Silvia Pariente-David Country Director: Mats Karlsson Sector Manager/Director: Jonathan Walters

Sectors: Power (90%);Renewable energy (10%) Themes: State enterprise/bank restructuring and privatization (P)

Project ID: P104265 Environmental screening category: Partial Assessment

Lending Instrument: Specific Investment Loan

Project Financing Data [X] Loan [ ] Credit [ ] Grant [ ] Guarantee [ ] Other:

For Loans/Credits/Others: Total Bank financing (� m.): 92.10 Proposed terms: Fixed Spread Loan, with 5 years grace and 25 years to full repayment

Financing Plan (� m) Source Local Foreign Total

Borrower 0.00 0.00 0.00 International Bank for Reconstruction and Development

0.00 92.10 92.10

Total: 0.00 0.00 92.10

Borrower: Office National de l'Electricité 65, Rue Othman Ben Affan Morocco 20 000 Tel: 011 212 22 668333 Fax: 011 212 22205698 Maamar@one.org.ma

Responsible Agency: Office National de l'Electricité 65, Rue Othman Ben Affan Casablanca Morocco 20 000 Tel: 011 212 22 668333 Fax: 011 212 22205698 Maamar@one.org.ma http://www.one.org.ma/

Estimated disbursements (Bank FY/US$000) FY 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Annual 20 300 40 000 44 700 30 000 10 000 5 000Cumulative 20 300 60 300 105 000 135 000 145 000 150 000Project implementation period: Start October 1, 2008 End: December 31 2013 Expected effectiveness date: September 10,2008 Expected closing date: March 31,2014

Does the project depart from the CAS in content or other significant respects? []Yes [X] No

Does the project require any exceptions from Bank policies? Have these been approved by Bank management? Is approval for any policy exception sought from the Board?

[ ]Yes [X] No [ ]Yes [ ] No [ ]Yes [X] No

Does the project include any critical risks rated “substantial” or “high”?

[X]Yes [ ] No

Does the project meet the Regional criteria for readiness for implementation? [X]Yes [ ] No

Project development objective The objective of the Project is to increase the efficiency and reliability of electricity supply. This objective will be achieved through:

¾ Strengthening of the transmission and distribution infrastructure and supporting reductions in overall technical losses.

¾ Support to DSM programs to reduce electricity demand growth. ¾ Promotion of wind generation. ¾ Assistance to ONE to adjust to a new market environment.

Project description The Project will consist of the following main components:

(a) Reinforcement of the electricity transmission network to reduce bottlenecks and improve system’s reliability;

(b) Strengthening of the distribution system through the addition of substations;

(c) Promotion of CFLs as part of ONE’s DSM program;

(d) Equipment in hardware and software of a trading desk;

(e) Creation of a database of certified wind data;

(f) Technical assistance

Which safeguard policies are triggered, if any? Environmental Assessment (OP/BP 4.01) Natural Habitats (OP/BP 4.04) Involuntary Resettlement (OP/BP 4.12) Significant, non-standard conditions, Board presentation: Streamlined Loan/credit effectiveness:

Covenants applicable to project implementation: Financial Covenant: Except as the Bank shall otherwise agree, the Borrower shall take, in consultation with the

Guarantor, all actions necessary to ensure that its Cumulative Debt to equity ratio shall be lower than 5 by closing of fiscal year 2010, and lower than 4.5 by closing of following fiscal years. This ratio is calculated as the sum of Long-term borrowings (Dettes de financement) and Short-term borrowings (Dettes du Passif Circulant) divided by total Equity (Capitaux Propres & Assimilés). Others

• ONE to prepare a project report semi-annually for every year during project implementation, presenting progress on the project, monitoring and evaluation indicators and financial situation, as well as projections of the same.

MAROC APPUI A L’ONE

TABLE DES MATIÈRES

Page

I CONTEXTE STRATÉGIQUE ET JUSTIFICATION ........................................................... 8

A. Enjeux pour le pays et le secteur ............................................................................................. 8

B. Justification du soutien de la Banque mondiale ...................................................................... 9

C. Contribution du projet à des objectifs plus généraux ............................................................ 10

II DESCRIPTION DU PROJET............................................................................................ 10

A. L'instrument de prêt ............................................................................................................... 10

B. Objectifs du projet et principaux indicateurs......................................................................... 11

C. Les composantes du projet .................................................................................................... 11

D. Lessons de l'expérience passée mise à profit dans la conception de ce projet ...................... 13

E. Les autres possibilités envisagées et les raisons de leur abandon ......................................... 13

III MISE EN OEUVRE ............................................................................................................ 14

A. Dispositions relatives aux institutions et à la mise en œuvre ................................................ 14

B. Suivi et évaluation des résultats............................................................................................. 15

C. Viabilité ................................................................................................................................. 15

D. Risques critiques et principaux problèmes éventuels ............................................................ 16

E. Conditionalités et critères d'éligibilité pour le prêt................................................................ 17

IV RÉSUMÉ DE L'ÉVALUATION........................................................................................ 17

A. Analyses économiques et financières .................................................................................... 17

B. Aspects techniques ................................................................................................................ 21

C. Aspects fiduciaires................................................................................................................. 21

D. Aspects sociaux ..................................................................................................................... 22

E. L'environnement .................................................................................................................... 23

F. Dispositifs de précaution ....................................................................................................... 24

G. Exceptions aux politiques de la Banque mondiale et degré de préparation .......................... 24

Annexe 1: Contexte sectoriel dans le pays..................................................................................... 25

Annexe 2 : Principaux projets voisins financés par la Banque mondiale et/ou d'autres institutions ........................................................................................................................................ 39

Annexe 3 : Cadre et suivi des résultats .......................................................................................... 40

Annexe 4 : Description détaillée du projet .................................................................................... 44

Annexe 5 : Coûts du projet ............................................................................................................. 48

Annexe 6 : Modalités de mise en oeuvre........................................................................................ 49

Annexe 7 : Gestion financière et dispositions relatives au décaissement.................................... 53

Annexe 8 : Modalités d'achat ......................................................................................................... 57

Annexe 9 : Analyse économique et financière............................................................................... 57

Annexe 10 : Questions relatives à la politique de protection environementale et sociale ......... 77

Annexe 11 : Préparation et supervision du projet........................................................................ 88

Annexe 12 : Documents du dossier du projet............................................................................... 89

Annexe 13 : État des emprunts et crédits contractés ................................................................... 90

Annexe 14 : Le pays en un coup d'œil............................................................................................ 91

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I CONTEXTE STRATÉGIQUE ET JUSTIFICATION

A. Enjeux pour le pays et le secteur 1. Le Maroc a un besoin pressant de nouvelles infrastructures de production, de transport et de distribution de l'électricité. Comme, depuis le début des années 1990, le PIB du pays a augmenté en moyenne de 3,4% par an et que l'électrification a été intensifiée, la consommation d'électricité a rapidement augmenté. Cet accroissement s'est accéléré au cours des trois dernières années : il est, en effet, passé d'un taux annuel de 6% entre 1997 et 2002, à 8% entre 2003 et 2007. On prévoit que, jusqu'en 2010, le PIB continuera d'augmenter au taux annuel de 4,3%, ce chiffre pouvant d'ailleurs être supérieur, du fait de l'intégration de l'économie du pays dans les marchés de l'UE et du Maghreb. Même avec une intensification des efforts d’économies d’énergie, la consommation d'électricité devrait continuer à croître à un taux annuel d'environ 8% jusqu'en 2015. L'Office National de l'Électricité (ONE) prévoit en effet que la demande maximale passera de 3550 MW en 2006, à un niveau compris entre 7100 MW et 8200 MW en 2015, suivant les hypothèses économiques retenues et les efforts d'économies d'énergie. 2. Pour faire face à cette forte croissance de la demande d'électricité, des investissements importants devront être consentis, aussi bien pour accroître les capacités de production d'électricité que pour développer les infrastructures de transport et de distribution. Dans son plan de développement, l'ONE prévoit d'accroître ses capacités de production d'électricité de 3500 à 4500 MW, entre 2006 et 2013. Dans le scénario de base, il est prévu d'augmenter de 1400 MW la production d'origine éolienne et de 1320 MW et de 860 MW respectivement les productions à base de charbon et de gaz naturel. Le développement du potentiel d'origines éolienne et solaire est essentiel si l'on veut éviter une forte augmentation des émissions à la fois de polluants locaux et de gaz à effet de serre (GES), et ce en particulier si l'impossibilité de se fournir en gaz naturel accroît la dépendance vis-à-vis du charbon. 3. D'ores et déjà, les réseaux de transport et de distribution ne parviennent pas à garantir à tous les consommateurs des fournitures d'électricité sûres et fiables. Dans les diverses études qu'il a effectuées, l'ONE a pu montrer qu'il est urgent d'investir dans le développement des infrastructures de transport et de distribution, avant que de nouvelles capacités de production ne soient mises en service. Faute de cela, les fournitures d'électricité perdraient en fiabilité, cette détérioration entraînant le risque de ruptures d'approvisionnement qui se révéleraient coûteuses pour les industriels et les autres activités de production, et nuiraient à la qualité de vie des populations. 4. Afin d'exploiter le fort potentiel offert par les économies d'énergie, l'ONE a lancé un programme de gestion de la demande. Ce programme va dans le sens des objectifs définis par la politique énergétique du Maroc, tels qu'ils ont été mis en évidence dans le cadre du Prêt à la Politique de Développement Energétique (PPD) consenti par la Banque Mondiale, et il est conforme aux recommandations formulées par la Banque Mondiale et d'autres bailleurs de fonds, soulignant la nécessité de rendre prioritaires les mesures visant à réduire la croissance des consommations d'énergie. Ce programme réduit de manière importante les besoins d'investissements, tant en capacités de production que dans les domaines des infrastructures de transport et de distribution. Pour que la mise en œuvre de ce programme soit couronnée de succès, l'ONE a, dans le cadre de sa réorganisation, mis sur pied un département « maitrise de l’énergie ». Les ajustements tarifaires jouent en rôle essentiel dans la réussite de ce programme. 5. La stratégie de l'ONE s’articule autour de quatre axes : (1) la recherche du kWh le moins cher, (2) la diversification des sources d’approvisionnement (en particulier grâce au développement de l’énergie éolienne et au rôle accru du gaz naturel dans la mesure où son approvisionnement peut être assuré), (3) l’accès universel à l’électricité et (5) l’ouverture à l’international (l'ONE envisage

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d'intervenir sur les marchés internationaux, pour mettre à profit ses compétences dans des domaines tels que l'électrification rurale, aussi bien que les aptitudes et les compétences de ses collaborateurs). En outre, l'ONE se prépare à travailler dans le cadre d'un marché toujours plus libéralisé, comme stipulé par un projet de loi en cours d'examen, et conformément aux objectifs d'intégration régionale du marché avec le Maghreb et l'Union Européenne. 6. Toutefois le défi le plus pressant et le plus immédiat auquel l'ONE est confronté est celui du redressement de sa situation financière, qui s'est détériorée lors des deux dernières années, et ce essentiellement en raison du fait que les augmentations du coût des combustibles n'ont pas été accompagnées d'ajustements des tarifs de l’électricité, et aussi à cause des coûts du programme d'électrification rurale. L'ONE a demandé une augmentation de son tarif moyen, ainsi qu'une remise à plat complète de la structure tarifaire. Il a aussi demandé l'annulation par le Gouvernement de sa dette vis-à-vis de l'Etat. Les augmentations des prix de l'énergie peuvent avoir de sérieuses conséquences sociales et doivent aller de pair avec des mesures compensatoires de manière à protéger les populations à faibles revenus.

Encadré 1. Le Prêt à la Politique de Développement du Secteur de l'Energie

Le 29 mai 2007, la Banque Mondiale a approuvé l'octroi au Maroc d'un PPD de US$ 100 millions (qui est le premier d'une série programmatique de PPD Energie) visant à soutenir le programme de réformes énergétiques de ce pays. Ce PPD a trois objectifs : (i) aider le Gouvernement marocain à améliorer la sécurité énergétique, par l'amélioration de l'efficacité énergétique et par le développement des énergies renouvelables du pays destinées à se substituer aux importations de combustibles fossiles, par la mise en œuvre d'une politique et de réglementations visant à promouvoir les énergies renouvelables, et par la formulation d'une stratégie long terme d'approvisionnements en énergie ; (ii) stimuler la concurrence dans le marché énergétique, grâce à l'intégration dans un système régional, à la libéralisation du marché de l'électricité à haute tension et à l'ouverture à la concurrence du marché des produits pétroliers en aval ; et (iii) réduire les subventions consenties par l'Etat aux produits pétroliers -- et donc indirectement à l'électricité -- tout en protégeant les consommateurs à faibles revenus.

Les conditionnalités et les déclencheurs qui s'appliquent au secteur de l'électricité et, par conséquent, au projet de transport électrique envisagé, sont : • Les mesures préalables au premier PPD : approbation par le Conseil du Gouvernement de la loi relevant le plafond autorisé pour l'autoproduction et création d’un Comité Interministériel de mise en œuvre des réformes du secteur de l'électricité. • Déclencheurs du second PPD: examen par le Parlement de la loi de libéralisation de l'électricité et approbation d'un plan et d'un calendrier de mise en œuvre de la fonction de régulation. Pour faciliter ce dispositif, il faudra prendre des mesures visant à redresser la situation financière de l'ONE, pour que celui-ci puisse fonctionner de manière viable dans un marché libéralisé.

On trouvera en Annexe 1 plus de détails sur le PPD, dont des extraits de la matrice de politique mentionnant les principales mesures qui concernent le secteur de l'électricité.

B. Justification du soutien de la Banque mondiale 7. Pour que, lors des prochaines années, le réseau de transport et de distribution (T&D) d'électricité soit à même de satisfaire la demande en forte croissance, des investissements très importants seront nécessaires. Par ailleurs, compte tenu des risques réglementaires inhérents à la T&D, il est très peu probable que les capitaux requis soient fournis par le secteur privé ou soient intégralement consentis sans l'intervention d'institutions financières internationales.

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8. La Banque Mondiale intervient déjà dans l'assistance aux réformes du secteur électrique et la mise en œuvre d'une politique énergétique durable, et ce au moyen d'une série de PPD Energie programmatiques. Parmi les politiques et réglementations soutenues par les PPD figurent une loi relative à l'efficacité énergétique et aux énergies renouvelables, qui a été approuvée en 2007 par le Conseil du Gouvernement, ainsi qu'une loi relative à la libéralisation du marché de l'électricité, qui est en préparation. 9. D'autres bailleurs de fonds, comme en particulier la BAD, l'AFD, la KfW et la BEI, interviennent activement au Maroc. La BAD, l'AFD et la BEI ont contribué au financement des interconnexions du réseau électrique avec celui de l'Espagne. Ces organismes continueront à intervenir dans le financement du réseau, et ce conjointement avec la Banque mondiale. 10. Le projet proposé vient compléter le PPD de la Banque Mondiale et les activités des autres bailleurs de fonds au Maroc. Les dispositions d'assistance technique (AT) viennent clairement compléter les mesures prises dans le cadre du PPD. En particulier, les mesures relatives à l'efficacité énergétique et aux énergies renouvelables envisagées par la loi viendraient compléter le programme de gestion de la demande de l'ONE, pour atténuer la croissance de la consommation d'électricité. Au titre des principales mesures prévues dans le cadre du deuxième PPD, figurent l'achèvement et l'approbation de la loi sur l'électricité et la réorganisation de l'ONE. Le deuxième PPD est actuellement en préparation ; sa conception tiendra compte de la nécessité de restructurer l'ONE pour conforter durablement sa viabilité financière. C. Contribution du projet à des objectifs plus généraux 11. Le projet proposé est cohérent avec les objectifs de la SAP (Stratégie d'Assistance au Pays) : (a) accélération de la croissance économique et des créations d'emplois et (b) réduction de la pauvreté et de l'exclusion sociale. Il assurera aux ménages et aux entreprises des fournitures en électricité ininterrompues et de haute qualité. En conséquence, les ménages jouiront d'une meilleure qualité de vie, l'industrie ne souffrira pas de coupures d’électricité et, plus généralement, la croissance économique sera favorisée. II DESCRIPTION DU PROJET

12. Le projet sera constitué des principaux éléments suivants :

(g) Le renforcement du réseau de transport de l'électricité, visant à réduire les goulots d'étranglement et à améliorer la fiabilité du système ;

(h) Le renforcement du réseau de distribution, par l'adjonction de postes sources ;

(i) La promotion de l'emploi des lampes à basse consommation (LBC), dans le cadre du programme de gestion de la demande de l'ONE ;

(j) L'équipement de la salle des marchés en matériel informatique et en logiciels ;

(k) La création d'une base de données éoliennes certifiées ;

(l) L'assistance technique.

D. L'instrument de prêt 13. Le projet sera financé par l'octroi à l'ONE d'un Prêt d'Investissement Spécifique (PIS). C'est ce type d'instrument qui s'avère le plus approprié pour le financement d'infrastructures intensives en

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capital et pour l'assistance à l'adaptation de l'acteur historique à l'évolution de la structure du marché. C'est un bon complément au PPD, qui assiste les réformes de l'ensemble du secteur de l'énergie, et en particulier celles du secteur de l'électricité, y compris la restructuration de l'ONE dans le but de restaurer sa rentabilité. E. Objectifs du projet et principaux indicateurs 14. Le projet vise à accroître l'efficacité et la fiabilité des fournitures à tous les consommateurs d'électricité. 15. L’amélioration de la fiabilité et de l’efficacité des fournitures en électricité seront surveillées et évaluées au moyen de deux principaux indicateurs de performance : la réduction des pertes de transport et celle des quantités d'énergie non fournie (ENF). Le troisième indicateur est relatif aux économies d'énergie obtenues grâce à l'emploi des LBC. F. Les composantes du projet 1. Investissements en infrastructures

16. Réseau de transport et de distribution (montant du prêt : 123 millions $) : Le réseau de transport est déjà surchargé et congestionné. Et, compte tenu de la croissance rapide de la consommation, cette situation va encore se détériorer, sauf si le réseau est renforcé avant la mise en route des centrales supplémentaires. L'ONE estime le niveau des investissements nécessaires à 7567 MDH (soit approximativement $ 1023 millions), pour la période 2008-2012. La Banque Mondiale financera une partie de ce programme, dans les provinces de Casablanca, Settat, El jadida, Safi, Chichaoua, Marrakech, Essaouira, Tarroundant, Agadir et Beni Mellal, et plus précisément en ce qui concerne le transport d’électricité:

a) Construction de 392 km de lignes de 400 kV et de 76 km de lignes de 225 kV

b) Construction d'un poste source de 400/225 kV à Chamaia (2x450 MVA)

c) Extension des postes de Mediouna (400/225kV) et de Tensift II (225/60kV).

Dans les grandes villes du pays, le réseau de distribution est déjà saturé et un renforcement de l'interface transport-distribution s'impose. L'ONE a calculé qu'il faudra mettre en service 18 nouveaux postes de 60/22 kV entre les années 2008 et 2010, l'investissement correspondant devant s'élever à environ 710 MDH ($ 96 millions). La Banque Mondiale financera la construction des postes suivants :

a) un poste de 225/22 kV à Dar Bouazza (2x70 MVA)

b) un poste de 60/22 kV à Dar Ouled Zidouh (2x20 MVA)

c) un poste de 60/22 kV à Tamansourt (2x20 MVA)

17. Lampes à basse consommation (LBC) - (montant du prêt : 8,4 millions $) : Dans le cadre de son programme de gestion de la demande, l'ONE a lancé l'opération dénommée "INARA", visant à une diffusion des LBC à grande échelle. Ce programme a débuté par une opération pilote concernant 40 000 ampoules. Dans le cadre de l'opération envisagée, l'ONE fournira à ses clients 5 millions d'ampoules, par le biais d'un réseau de distributeurs agréés. L'ONE garantira pour ces ampoules une durée de vie de deux ans. Le paiement des ampoules par les clients sera échelonné sur une durée de 12 mois, et se fera par imputation sur leurs factures d'électricité. Ce programme devrait réduire la demande de pointe d'environ 200 MW et la consommation annuelle totale d'électricité de 300 GWh, l'économie annuelle réalisée devant s'élever à 15 million$.

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18. Salle des marchés (montant du prêt : 7 millions $) : L'ONE est en train de créer une salle des marchés dont les missions seront l’approvisionnement en combustibles pour ses centrales, le trading avec l'Espagne et enfin la gestion des risques prix.

19. Base de données relatives aux potentiels éoliens (montant du prêt : 1 million $) : Pour soutenir le développement de centrales éoliennes par les PEI (producteurs d'électricité indépendants), l'ONE prépare une base de données certifiées sur les potentiels éoliens. Un fournisseur a déjà été choisi et la création de la base de données fera l'objet d'un financement rétroactif. La Banque Mondiale a déjà exprimé son "absence d'objection".

2 Assistance technique

Adaptation de l'ONE au nouvel environnement du marché (montant du prêt : $ 1,1 million) :

20. Conception et application des dispositions contractuelles régissant les rapports avec les autres opérateurs du secteur. L'ONE a déjà fait réaliser, par un grand cabinet international de conseil juridique, une étude destinée à diagnostiquer le cadre juridique et réglementaire. Cette analyse a conclu que les dispositions contractuelles régissant les rapports entre l'ONE et d'autres opérateurs du secteur de l’énergie, ainsi qu'entre diverses entités au sein de l'ONE, ne sont pas conformes aux pratiques commerciales. L'ONE a inclus dans son programme une assistance technique sur les sujets suivants : (a) diagnostic des relations entre l'ONE et les autres distributeurs, (b) définition des rôles et des obligations de l'ONE, en sa qualité de gestionnaire de réseau de transport (GRT), (c) dispositions contractuelles entre l'ONE (en sa qualité d'GRT) et les distributeurs, (d) dispositions contractuelles régissant les rapports entre distributeurs et municipalités, (e) tarifs de transport, y compris ceux des services auxiliaires, (f) dispositions contractuelles entre les producteurs et l'ONE (en sa qualité de GRT), et (g) définition d'un cadre de régulation et de gouvernance approprié pour le secteur. La définition des relations contractuelles entre les différents acteurs du secteur de l'électricité au Maroc est l'une des actions mentionnées dans la matrice du PPD.

21. Étude tarifaire: La structure tarifaire actuelle date de 1997. Elle a été élaborée à partir des résultats de l’étude tarifaire engagée en 1988 dans le cadre d'un projet de la Banque Mondiale et finalisée en 1992. Depuis lors, les tarifs n'ont été modifiés que de manière très ponctuelle et n'ont pas fait l'objet d'un réexamen global, et ce en dépit des bouleversements qui ont affecté le secteur au cours de la dernière décennie. La structure tarifaire actuelle présente deux inconvénients principaux : (a) un niveau inadéquat, qui ne permet pas de couvrir les coûts de production et de transport/distribution et (b) une structure qui ne fournit pas les incitations adéquates et suffisantes à une utilisation efficace des capacités de production existantes, non plus qu'à des économies d'électricité ni à une bonne gestion de la charge. Il est, de plus, urgent de réviser les tarifs pour assurer la viabilité financière de l'ONE et pour adapter le système tarifaire à la structure actuelle de coût et de consommations. Avant que ne soit appliquée une nouvelle structure tarifaire, les impacts sociaux et économiques d'une hausse des tarifs doivent être analysés. Ce travail sera réalisé de manière conjointe avec l'analyse actuellement en cours dans le cadre du PPD, qui vise à évaluer les impacts d'une augmentation des prix des produits pétroliers, entraînée par la suppression des subventions. Des "filets de sécurité" doivent être conçus lors de toute réforme touchant aux prix pour protéger les catégories de consommateurs vulnérables.

22. Amélioration de la fonction "Achats" (montant du prêt : 1 million $) : La fonction d’achat et d'approvisionnement de l'ONE est déjà certifiée ISO 9001 : 2000. L'ONE recherche une assistance technique destinée à faire en sorte que ses procédures correspondent à "l'état de l'art" et soient susceptibles d'évoluer conformément au changement de ses besoins, suite à la libéralisation du marché, et cela pour garantir les meilleures performances possibles, à la fois dans le domaine des coûts, de l'adéquation et de la qualité. L'ONE a lancé une étude couvrant les activités suivantes :

o Diagnostic des procédures actuelles

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o Évaluation du cycle d'achat et optimisation des procédures de gestion des stocks

o Mise en place d'une fonction d'achat électronique : identification des besoins, formulation d'une stratégie, mise en œuvre et transfert de technologie

23. Valorisation de l'électrification rurale (VER) (montant du prêt : 400 000 $) : Au Maroc, le taux d'accès de la population rurale à l'électricité est déjà très élevé. En effet, en 2006, 85% de la population a accès à l'électricité et ce taux devrait passer à environ 100% en 2008. L'extension du réseau sert surtout à la satisfaction de besoins du secteur résidentiel et constitue une charge pour les finances de l'ONE, car les coûts du raccordement des populations rurales sont élevés, alors que les tarifs ne sont pas à un niveau permettant de couvrir les coûts de revient. L’objectif du programme VER est de promouvoir de nouvelles utilisations, présentant une plus forte valeur ajoutée. L'ONE a déjà identifié plusieurs activités telles que la participation à des opérations de développement régional ou local ou l'utilisation du réseau dans le cadre du développement de services de télécommunications. Le projet financera (probablement de manière rétroactive) une étude pour la conception d'ensemble du programme et la définition de systèmes d'information devant servir de base à ce programme.

G. Leçons de l'expérience passée mise à profit dans la conception de ce projet 24. Les enseignements tirés d'autres projets de transport d'électricité où la Banque Mondiale est intervenue et qui sont transposables au projet actuel, sont les suivantes :

• Le projet doit être préparé en parallèle avec les pourparlers politiques et le renforcement des capacités (dont l'assistance par le PPD) • Une conception technique appropriée et, très tôt, une attention particulière aux activités de passation des marches sont essentielles au succès des projets de transport d'électricité. • Les conditionnalités financières à remplir doivent être appropriées et réalistes. • Il faut concevoir des indicateurs de performance appropriés et en observer leur évolution de manière adéquate pendant la mise en œuvre du projet. • Il faut faire attention aux estimations de coûts (prenant en compte les aléas possibles) ainsi qu'à la disponibilité des financements de contrepartie.

25. Nous avons particulièrement pris soin de :

• Nous assurer que la conception du projet soit simple et transparente, et en particulier ne dépende d'aucun élément financé par d'autres bailleurs de fonds. • D'adopter des calendriers de mise en œuvre et de décaissement réalistes. • De préparer un plan d'achat détaillé, contenant un nombre relativement faible de lots, avec des contrats impliquant à chaque fois une responsabilité unique. • De concevoir un ensemble restreint de conditionnalités financières ciblées mais réalistes. • De veiller à ce que les organes chargés de la mise en œuvre disposent des capacités techniques et des personnels appropriés et de demander que, pour le projet proposé, soit désigné un centre de coordination unique doté d'une complète responsabilité quant à la gestion du projet. • D'évaluer la capacité de la Direction de l'Environnement à superviser tous les aspects du Plan de Gestion de l'Environnement (PGE) ainsi que le cadre de la politique d'acquisition de terrains et des réinstallations de populations.

H. Les autres possibilités envisagées et les raisons pour lesquelles elles ont été écartées 26. Il est impératif de renforcer le réseau de transport et de distribution. En l'absence du projet, les fournitures d'électricité se détérioreront, ce qui rejaillira négativement sur le développement économique et la qualité de vie de la population.

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27. Durant la phase de planification, une hypothèse de 225 kV a été envisagée et évaluée. Elle a été rejetée car, comparativement à l'option retenue (de 400 kV), elle aurait entraîné de plus fortes pertes sur le réseau et s'est révélée moins performante relativement à son coût. 28. Pendant l'étude de pré-faisabilité, plusieurs tracés de lignes, types de pylônes et sites de postes sources ont été envisagés. La solution retenue est celle qui minimise le coût et les impacts sur les réinstallations de populations et l'environnement. III MISE EN ŒUVRE

I. Dispositions relatives aux institutions et à la mise en œuvre 29. Agence d'exécution : L'ONE est l'emprunteur (bénéficiant d'une garantie du Royaume du Maroc) et l'agence d'exécution du projet. L'ONE a été créé par le Dahir 163-226 du 5 août 1963, avec le statut juridique d'EPIC (Établissement Public à Caractère Industriel et Commercial), donc comme une entité légalement et financièrement autonome. Le Dahir confère à l'ONE une responsabilité de service public dans les domaines de la production, du transport et de la distribution d'électricité. Il lui impose l'obligation de service public d'alimenter les consommateurs en l'absence d'autres fournisseurs tels que les concessions et les Régies. Le Dahir donne à l'ONE l'exclusivité des centrales électriques de puissance supérieure à un certain potentiel (actuellement 10 MW - mais un relèvement de ce seuil à 50MW a été approuvé par le Conseil du Gouvernement). L'ONE opère sous la supervision technique du Ministère des Mines, de l'Énergie, de l'Eau et de l'Environnement (MEMEE), ainsi que sous la supervision financière du Ministère de l'Économie et des Finances (MEF). Le Dahir initial a été modifié par un décret de septembre 1994, qui a donné à l'ONE la possibilité de contracter avec des PEI dans le domaine de la production d'électricité. Un nouveau Dahir de janvier 2002 a autorisé l'ONE à créer des filiales ou à prendre des participations dans d'autres entreprises, aussi bien au Maroc qu'à l'étranger. 30. Au cours de l'évaluation du projet, une attention particulière a été accordée à la question des aptitudes techniques et de mise en œuvre. L'ONE dispose du personnel qualifié pour : (a) préparer, réaliser et gérer l'infrastructure de transport et de distribution qui doit être financée dans le cadre du projet proposé ; et (b) préparer, superviser et effectuer les contrôles de qualité de toutes les études et activités à réaliser dans le cadre du volet d'Assistance Technique. L'organigramme de l'ONE est présenté en Annexe 6. 31. Pendant la préparation du projet, une attention particulière a été portée aux mesures anti-corruption mise en place par l’ONE au sein de sa propre organisation et pour ses relations avec ses consultants et fournisseurs. Tous les contrats passés par l’ONE avec des fournisseurs contienne une clause d’intégrité qui doit être signée par le fournisseur qui s’engage 1a ne pas mener de pratique interdite et à informer l’ONE de telle pratique qui sont portées à sa connaissance. Les procédures de l’ONE sont conformes aux procédures de la Banque, telles que présentées dans les Directives de la Banque sur l’anti-corruption. 32. Gestion du projet : Le "Pôle Réseaux" a la complète responsabilité des études et de la réalisation de l'élément relatif à l'infrastructure :

• La "Direction Projet Réseaux" (DDR) est responsable de la réalisation des projets de transport (lignes de 400 et de 225 kV). Le Directeur de la DDR et les managers des unités de lignes et de postes sources supervisent l'ensemble de la réalisation des lignes de transport et des postes qui doivent être construits dans le cadre du projet proposé. La DDR est aidée par : (a) d'autres unités du "Pôle" pour ce qui concerne l'ingénierie du réseau, ainsi que les questions légales, techniques, de gestion et administratives liées au

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projet et (b) par des unités fonctionnelles dans les domaines des achats et de la logistique, de l'environnement et des impacts sociaux, des transactions financières et du décaissement. Le Directeur et les managers des lignes et des postes supervisent la coordination avec les autres unités pendant la réalisation du projet.

• Pour la construction des postes régionaux, la responsabilité est confiée aux unités régionales où sont situés les postes.

• Au sein du "Pôle", la supervision de la réalisation du projet est sous la responsabilité du Comité de supervision, qui est composé de la DDR, de la Direction Ingénierie Réseaux (DIR) et des Directions Régionales (DR) concernées ; (b) la coordination du projet est assurée par le Comité de Coordination et de Suivi, qui comprend les directeurs de lignes et de postes de la DDR ainsi que les directeurs de réseau, de postes et de postes de contrôle de la DIR.

• La réalisation des activités d'AT (Assistance Technique) est confiée aux unités concernées.

• Le Département de l'Environnement est chargé de surveiller l'application du Plan de Gestion de l'Environnement et de la Politique de Réinstallations des populations, en coordination avec les départements appropriés.

• La coordination générale du projet est confiée à l'unité de Performance et de Développement de la Valeur (PEV), dont le Directeur est désigné comme étant l'interlocuteur focal de l'équipe de la Banque Mondiale. L'unité focale sera responsable de la coordination de toutes les activités, et même de celles conduites par des unités n'appartenant pas au Pôle Réseaux.

J. Suivi et évaluation des résultats 33. L'Annexe 3 fournit une description complète du système de suivi et d'évaluation du projet. Les principaux indicateurs de résultats du projet sont :

• La réduction des pertes de transport, celles-ci devant passer de 4,7% en 2007 à 3% vers 2012

• La réduction de la quantité d'énergie non fournie, celle-ci devant passer de 833 MWh en 2007 à 400 MWh en 2012

• Des économies d'électricité 300 GWh, et une réduction de la pointe de 200 MW, consécutivement à l'achèvement du programme de LBC

Tous ces indicateurs peuvent être obtenus aisément ou calculés à partir des statistiques de l'ONE. Ils feront l'objet d'une surveillance annuelle. L'unité de l'ONE responsable de la Gestion du Projet (UGP) sera responsable de la collecte des données devant être communiquées à la Banque mondiale. 34. Les principales réalisations conduisant aux résultats mentionnés plus haut sont :

• L'achèvement aux dates prévues du volet relatif au transport et à la distribution. Cela sera surveillé sur la base du programme de construction préparé par l'ONE ;

• La fourniture aux consommateurs de LBC par le réseau de vendeurs ; • La mise en service d'une salle des marchés opérationnelle ; • L'achèvement aux dates prévues des activités d'AT, y compris la préparation des plans de

réalisation des recommandations. Les résultats seront supervisés deux fois par an, lors de missions de supervision, et ce à partir du plan de mise en œuvre (PMO) proposé par l'ONE et approuvé par la Banque Mondiale. K. Viabilité

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35. Le renforcement du réseau de transport est essentiel à l’approvisionnement fiable et efficace en électricité. Un solide réseau de transport est aussi un préalable à la poursuite de l'ouverture du secteur et au passage progressif à un marché concurrentiel. 36. Du point de vue de l'ingénierie technique, la viabilité soulève peu de questions. En effet, l'ONE a fait preuve de son aptitude à réaliser des projets de transport similaires et à gérer des lignes de 400 et de 225 kV et de grands postes à haute tension. 37. La fragilité de la situation financière de l'ONE pourrait être un obstacle à la réalisation et à la viabilité de l’objectif du projet. Le PPD comporte une restructuration du secteur de l'électricité, destinée à assurer son développement durable et sa viabilité financière ; des mesures seront mises en œuvre pour garantir le redressement financier de l'ONE. L'étude incluse dans le projet fournira la justification nécessaire pour des augmentations des tarifs et/ou des subventions à l'Obligation de Service Public (OSP) si, pour une raison quelconque, le Gouvernement est réticent face à des augmentations de prix permettant de couvrir les coûts et si les autres dispositions financières ne permettent pas le redressement financier. Des critères financiers à satisfaire par l'ONE seront définis d'un commun accord, afin d'améliorer progressivement la situation financière de l'ONE ; une attention particulière sera accordée à la protection des catégories les plus pauvres de consommateurs si des augmentations de tarifs sont effectuées. L. Risques critiques et principaux problèmes éventuels Risques pour les ODP ou les résultats de leurs composantes

Mesures palliatives Niveau de risque

Manque de soutien du gouvernement pour les réformes du marché de l'électricité

Le projet est centré sur des activités qui sont nécessaires, même en cas de ralentissement du programme de réformes. Il renforcera l'infrastructure et permettra ainsi de garantir la qualité des fournitures. Le PPD assiste le Gouvernement dans son programme de réformes, diminuant ainsi la probabilité d'une halte ou d’un ralentissement des réformes.

Faible - moyen

Capacités de réalisation insuffisantes et retards dans la mise en œuvre du projet

Une forte équipe d'interlocuteurs est déjà en place chez l’emprunteur. (a) au cours de la préparation, une attention particulière a été accordée à la gestion du projet, y compris la préparation d'un Plan de Mise en Œuvre du Projet (PMO), et les activités d'achat (les lots d'achat sont prêts) (b) il a été convenu que la contrepartie s'assurerait de la disponibilité des financements avant le début des travaux de construction (c) d'autres bailleurs de fonds interviennent déjà dans le financement d'autres volets du projet

Faible

Retards dans la mise en service de nouvelles centrales électriques, rendant les investissements dans le

Le projet proposé par l'ONE est lié à des centrales déjà en cours de construction ou se trouvant dans les derniers stades de

Faible

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transport non nécessaires préparation

Difficultés dans l'obtention des droits de passage, en raison des conséquences sociales ou environnementales ou à cause de changements dans l'implantation des centrales

Au cours de la préparation, une attention particulière a été accordée à la préparation du Plan de Réinstallation des Populations. Il a été convenu de constituer des provisions appropriées pour couvrir d'éventuelles augmentations des coûts de réinstallation.

Faible - moyen

Refus du Gouvernement d'accepter les augmentations de tarifs ou la restructuration de l’ONE

Le PPD assiste la réforme du secteur de l'électricité, dont la mise en place d'un système tarifaire couvrant les coûts de revient

Conditionnalités financière destinés à améliorer progressivement la situation financière de l'ONE.

Élevé

Ensemble Moyen

M. Conditionnalités et critères d'éligibilité pour le prêt Conditions financières:

• Sauf si la Banque en convient autrement, l’Emprunteur prendra toutes les mesures nécessaires, en concertation avec le Garant, afin que son ratio Dette Cumulée / fonds propres soit inférieur à 5 à la clôture de l’exercice fiscal 2010, et inférieur à 4,5 à la clôture des exercices fiscaux 2011 et 2012.Ce ratio est calculé comme la somme des Dettes de Financement (endettement long terme) et des Dettes du Passif Circulant (endettement court terme) divisée par les Capitaux Propres & Assimilés.

Autres • ONE préparera des rapports d’avancement deux fois par an pendant chaque année de mise

en ouvre du projet, présentant l’état d’avancement, les indicateurs de suivi et la situation financière, ainsi que les prévisions.

IV RÉSUMÉ DE L'ÉVALUATION

N. Analyses économiques et financières 38. Analyse économique. Il est impératif de renforcer le réseau de transport. Si le projet n'est pas réalisé, les besoins ne seront pas satisfaits dans l'avenir. La justification économique est donc fondée sur une approche coût / efficacité en deux stades : (a) une étude relative à la minimisation des coûts utilisant deux modèles éprouvés, pour déterminer le portefeuille de production optimal destiné à satisfaire la demande future (compte tenu des économies d'électricité engendrées par les mesures lancées par l'ONE) ; (b) une justification du besoin et du calendrier du renforcement du réseau de transport utilisant des modèles de flux de charge et de stabilité, ce qui a conduit à la définition de deux stratégies possibles (400 kV et 225 kV).

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39. Les études ont montré que, pour satisfaire les besoins futurs, tout en respectant les critères de fiabilité, c'est la stratégie de 400 kV qui s'avère la meilleure en termes de rapport efficacité / coût. En effet, avec un taux d'actualisation de 10%, la Valeur Actualisée Nette (VAN) de la stratégie de 400 kV est inférieure d'environ 20% à la VAN de la stratégie 225 kV si les pertes sont valorisées au coût marginal à court terme du réseau et inférieure d'environ 30% si les pertes sont valorisées à partir du prix de vente moyen.

40. Le pays souffre de délestages et bénéficierait grandement du projet de renforcement des infrastructures de transport et distribution. L’analyse coût/bénéfice n’a pu être conduite car les prix de l’électricité ne sont pas séparés en leurs différentes composantes et il n’est donc pas possible d’estimer la volonté des consommateurs de payer pour les services de transport d’électricité. Les réformes en cours avec le soutien de la Banque mondiale au travers du PPD permettront de découper le tarif en ses différentes composantes et de mettre en place un système de tarification du transport.

Analyse financière

Diagnostic

41. Au cours des quatre dernières années, la situation financière de l'ONE s'est aggravée, comme l'indique une marge bénéficiaire nette négative, qui est passée de US$ -5 millions en 2004 à US$ -19,5 millions en 2007. Cette dégradation peut être expliquée par plusieurs facteurs, dont certains sont externes et d'autres structurels à l'ONE. 42. La forte augmentation du coût des combustibles, et en particulier du fioul, du charbon et du gaz naturel, a fortement accru les coûts de production de l'ONE, car ce dernier dépend fortement de productions d'électricité d'origine thermique (en 2004-2007, les achats de combustibles par l'ONE ont plus que doublé en valeur). Mais, alors que les coûts de production de l'ONE ont connu des augmentations constantes et importantes, la hausse de ses tarifs n'a été que modérée et la hausse du coût des combustibles n’a pas été répercuté dans les prix e l’électricité (pendant cette période, le tarif moyen n'a augmenté que de 7%). Cette situation est aggravée par le fait qu'une grande partie des nouveaux consommateurs d'électricité de l'ONE sont dus au programme national d'électrification rurale (PERG) et, par suite, se trouvent dans des catégories faiblement consommatrices et bénéficiant de tarifs sociaux. Pour faire face à son obligation de service public et au fort accroissement de la demande, l'ONE a dû, dans les dernières années, consentir de gros investissements, qui s’élèvent à US$ 680 millions par an en moyenne. Ces investissements ont été financés par des emprunts, dont le coût a fatalement alourdi la charge financière de l'ONE (les frais financiers ont augmenté de 26% en quatre ans et l'endettement total approche maintenant 70% du total du bilan). 43. Enfin, d'autres facteurs ont contribué à affaiblir la situation financière de l'ONE. Celui-ci a dû s'acquitter de paiements de régularisation à la suite d'un redressement fiscal. La production hydroélectrique a diminué en raison de mauvaises conditions hydrométriques (18% de baisse de production entre 2004 et 2007). De plus, l'ONE est pénalisé par des arriérés de paiement qui lui sont dus de longue date (dont US$ 127,5 millions, dus par l'ancienne Régie de Casablanca, US$ 9,2 millions dus par l'ex-Régie de Tétouan et US$ 94 millions d'arriérés liés au PERG). Enfin, l'ONE a prévu d'externaliser la gestion de ses retraites.

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Perspectives

44. La consommation d'électricité continuera à augmenter fortement et de manière constante, ce qui nécessitera d'importants investissements. D'autre part, à court et moyen termes, les cours internationaux des combustibles devraient rester élevés. Pour ces raisons, les prévisions financières indiquent que, toutes choses égales par ailleurs et si aucune action correctrice n'est menée par l'ONE et par le Gouvernement, la situation financière de l'ONE devrait continuer à s'aggraver. 45. Le scénario de référence. En l’absence d’ajustements tarifaires importants permettant de couvrir les coûts de revient, ainsi que de mesures de restructuration financière, la viabilité financière future de l'ONE pourrait être gravement compromise, ainsi que la viabilité de son programme d'investissements, ce qui est une menace pour la capacité de cet opérateur à satisfaire les obligations de son mandat. Dans un tel scénario, on estime que les pertes nettes de l'ONE devraient augmenter, passant de MAD 187 millions en 2007 à MAD 2,5 milliards en 2008 et à plus de MAD 4,4 milliards aux environs de 2012.

Tableau 1. Principaux indicateurs financiers du scénario de référence HISTORIQUE PREVISIONS

Indicateurs 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Électricité nette fournie GWh 17 945 19 518 21 105 22 608 24 121 26 060 28 290 30 586 33 032

Électrcité nette facturée GWh 16 288 17 629 19 258 20 635 22 175 23 951 26 011 28 102 30 367

Ventes d'Électricité millions MAD 11 148 12 116 14 050 15 106 16 293 17 658 18 874 19 964 21 719

Achats de combustibles millions MAD 1 849 3 198 3 838 3 831 5 545 5 155 5 481 5 532 6 450

Achats d'Électricité millions MAD 5 003 5 868 6 179 6 765 8 726 8 508 8 087 9 089 9 244

EBE (EBIT) millions MAD 3 080 2 586 2 600 3 311 1 003 2 831 4 089 4 068 4 688

Bénéfice d'exploitation millions MAD 599 (69) (196) 631 (1 700) (1 581) (1 222) (862) (1 253)

Obligations de service de la dette millions MAD 1 580 1 390 1 300 1 421 1 552 2 155 2 999 3 742 4 111

dont intérêts millions MAD 582 602 657 737 865 1 258 1 851 2 340 2 588

Bénéfice net millions MAD (41) (242) (1 734) (187) (2 513) (3 162) (3 442) (3 626) (4 416)

Tarif moyen correspondant MAD cents/KWh

68,4 68,7 73,0 73,2 73,5 73,7 72,6 71,0 71,5

Tarif moyen correspondant USD cents/KWh

9,0 9,0 9,6 9,6 9,7 9,7 9,5 9,3 9,4

Nouveaux investissements millions MAD 4 446 7 035 4 102 5 320 10 224 10 739 8 860 3 380 3 135

Capitaux propres millions MAD 17 845 19 893 17 952 18 046 15 784 12 789 9 451 5 891 1 572

Emprunts à long terme millions MAD 24 916 26 687 27 968 32 328 40 835 49 919 56 395 59 056 60 567

dont dette de financement millions MAD 13 717 14 746 16 208 19 599 27 096 34 930 39 985 41 182 41 961

dont provisions (y.c. retraites) millions MAD 10 962 11 829 11 760 12 729 13 739 14 989 16 410 17 873 18 606

Effets à recevoir millions MAD 7 158 8 163 9 629 11 133 11 092 11 093 11 059 10 995 11 088

Ratio couverture dette 1,95 1,86 2,00 2,33 0,65 1,31 1,36 1,09 1,14

Ration dettes / capitaux propres 1,84 1,82 2,13 2,29 3,14 4,52 6,74 11,27 43,29

Ration d'endettement 63% 62% 63% 66% 71% 77% 81% 86% 92%

Ratio de liquidité 1,0 1,0 0,9 1,0 0,9 0 9 0 9 1 0 1 0

Source: ONE, Banque Mondiale 2008

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46. Scénario d'amélioration de la situation financière. Pour rompre la tendance à la détérioration, le Comité de Direction de l'ONE a convenu d'un ensemble de mesures de restructuration financière (dont on trouvera les détails en Annexe 9), qu'il a soumises au Gouvernement pour examen et validation car plusieurs des mesures envisagées nécessiteraient une intervention directe du Gouvernement. � Des mesures telles que la réalisation de l'ambitieux programme de gestion de la demande,

l'optimisation du stockage d'Afourer et la suppression des droits de douane sur les importations de gaz naturel auraient un impact positif sur la rentabilité, mais leur effet sur le résultat net de l'ONE serait faible (un remède financier estimé à MAD 50 millions par an, par rapport au scénario de référence).

� Le règlement des anciens arriérés de paiement dus par les ex-Régies de Casablanca et de Tétouan améliorerait la situation de trésorerie à court terme de l'ONE et, de plus, serait une source de recettes financières supplémentaires de 80 millions par an, correspondant au coût de financement de son découvert à court terme. Quant aux arriérés relatifs au PERG, ils ont de grandes chances d'être recouvrés et, pour cette raison, ont déjà été prévus dans le scénario de référence.

� Quelques autres mesures devraient avoir un impact plus significatif sur la situation financière de l'ONE, comme la révision du niveau et de la structure des tarifs, pour que ces derniers reflètent mieux la réalité des coûts, ou la mise en place de subventions d’obligation de service public. La simulation financière indique qu'un bénéfice d'exploitation positif pourrait être obtenu si les tarifs augmentaient en moyenne de 10,45% en 2008, et qu'un bénéfice net positif pourrait être atteint si les tarifs augmentaient en moyenne de 15,45%. Certes, l'ONE enregistrerait des pertes lors des années suivantes, mais grâce à de telles augmentations des tarifs, les pertes nettes cumulées pour la période 2008-2012 seraient respectivement inférieures de 57% et de 85% à ce que prévoit le scénario de référence. Enfin, une augmentation moyenne des tarifs de 20,4% permettrait au résultat net de l'ONE de devenir positif sur toute la période jusqu'en 2012.

Tableau 2. Impact de certaines mesures financières sur le bénéfice net de l'ONE et sur son ratio de service de la dette (DSCR) Bénéfice net 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Scénario de référence (187) (2 513) (3 162) (3 442) (3 626) (4 416)I . Mesures d'EE (187) (2 503) (3 152) (3 432) (3 616) (4 406)II. Optimisation STEP Afourer (187) (2 501) (3 150) (3 430) (3 614) (4 404)III. Pas de droits de douane sur achats gaz naturel (187) (2 485) (3 134) (3 414) (3 598) (4 388)IV. Recouvrement des arriérés des ex-régies (187) (2 434) (3 083) (3 363) (3 547) (4 337)V. Hausse des tarifs de 10.45% en 2008 (187) (811) (1 317) (1 469) (1 539) (2 146)VI. Hausse des tarifs de 15.45% en 2008 (187) 4 (434) (525) (541) (1 060)VII. Ensemble des Mesures (I + II + III + IV + VI) (187) 133 (305) (396) (412) (931)

Ratio de service de la dette (DSCR) 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Scénatio de référence 0 02 0,65 1,32 1,37 1,09 1,14 II. Optimisation STEP Afourer 0 02 0,65 1,32 1,37 1,09 1,14 III. Pas de droits de douane sur achats gaz naturel 0 02 0,66 1,33 1,37 1,09 1,15 IV. Recouvrement des arriérés des ex-régies 0 02 0,70 1,35 1,39 1,11 1,16 V. Hausse des tarifs de 10.45% en 2008 0 02 1,74 2,17 2,02 1,64 1,69 VI. Hausse des tarifs de 15.45% en 2008 0 02 2,27 2,58 2,34 1,91 1,96 VII. Ensemble des Mesures (I + II + III + IV + VI) 0 02 2,35 2,64 2,38 1,95 1,99

47. Comme chacune de ces mesures prise isolément ne suffira pas à rétablir l’équilibre financier de l'ONE, seul un plan financier d'ensemble correctement conçu et combinant toutes ces mesures serait approprié à moyen terme. Seule une telle approche concertée offrirait un contrôle plus durable sur les niveaux et coûts d'endettement de l'ONE, tout en rétablissant la santé financière nécessaire à la réalisation des investissements pour répondre à la demande et pour remplir les obligations de service public de l'ONE. Il est donc essentiel que le Gouvernement et l'ONE conviennent rapidement d'un plan de redressement de la situation financière.

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O. Aspects techniques 48. Le projet a été conçu conformément aux critères et normes techniques acceptés internationalement (normes de la CEI dans leurs dernières mises à jour). Seul un petit nombre de spécifications ont été adaptées par les autorités marocaines pour tenir compte de la situation géographique et climatique de leur pays. 49. Le projet sera réalisé conformément à des procédures écrites et bien éprouvées, ainsi qu'à des spécifications strictes. Les spécifications relatives aux lignes à haute et très haute tension et aux postes ont été préparées avec l'aide de consultants internationaux de très haut niveau au début des années 1990, avant l'introduction de la tension de 400 kV. 50. Un plan d’assurance-qualité est préparé pour chaque projet. Le premier niveau de contrôle de qualité est réalisé par le Directeur et les managers de la Direction du Développement Réseaux. Le second niveau de contrôle de qualité est effectué par la Direction Performance Opérationnelle, qui contient une unité d'audit industriel (pour les aspects techniques du projet) et une unité d'audit de réalisation (concernée par la gestion du projet). Ces unités réalisent des audits réguliers pour s'assurer que les projets sont réalisés conformément aux procédures et spécifications de l'ONE et à des règles de gestion saines. 51. L'estimation du coût du projet a été préparée par l'ONE, conformément aux plus récentes informations provenant d'appels d'offres, disponibles pour des matériels et des travaux similaires. L'estimation de coût a aussi inclus des provisions pour aléas physiques, à hauteur d'environ US$ 8 millions. P. Aspects fiduciaires 52. Le système de gestion financière a été évalué de manière à déterminer s'il satisfait aux exigences de la Banque mondiale, plus précisément à l'OP/BP10.02. L'évaluation de la gestion financière de l'ONE a couvert la gestion comptable et financière, ainsi que les processus d'audit et de reporting du projet. Le système de gestion financière, y compris les dispositions visant à répondre aux besoins de surveillance financière du projet, satisfait aux exigences de la Banque mondiale. 53. Le système de gestion financière présente un faible risque fiduciaire. Le projet sera réalisé conformément aux procédures et à l'organisation financière et comptable de l'ONE, dont le système de gestion financière est considéré comme satisfaisant. En tant qu'EPIC (Établissement Public à Caractère Industriel et Commercial), l'ONE est financièrement autonome et il est soumis au contrôle financier de l'État. La loi 69-00 en date du 11 novembre 2003 a profondément modifié ce contrôle financier pour les entreprises qui satisfont à un certain nombre de conditions préalables (publication de manuels de procédures et de l'organigramme, certification des règles d'achat, comptabilité certifiée sans réserves importantes par des auditeurs extérieurs, rapport annuel). Ayant rempli ces conditions, l'ONE est soumis à ce type de contrôle (appelé "Contrôle de Performance"). Il s'agit là d'une sérieuse garantie de fiabilité.

54. Par suite, son système comptable est conforme aux règles applicables aux entreprises nationales et ses documents financiers sont soumis à un audit externe annuel. En outre, l'ONE a acquis une appréciable expérience de la gestion de projets financés par la Banque mondiale. 55. La gestion financière sera assurée par les divisions des finances et de la trésorerie du département financier de l'ONE, en collaboration avec les départements techniques concernés. Au cours de l'évaluation, des dispositions spécifiques destinées à répondre aux besoins du reporting

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financier ont été approuvées. Un rapport financier intérimaire non audité, couvrant toutes les activités et les ressources de fonds du projet, sera rédigé deux fois par an par l'ONE, et adressé à la Banque mondiale 45 jours après la fin de chaque période. Les règles de présentation finale de ces documents ont été transmises à l'ONE au cours de l'évaluation. 56. L'ONE transmettra à la Banque mondiale, au plus tard dans un délai de six mois après la fin de chaque exercice, le rapport d'audit externe des états financiers annuels, un rapport d'audit annuel des comptes du projet, ainsi que la lettre de la Direction formulant les recommandations destinées à l'amélioration des contrôles internes et du système comptable. De plus, le rapport d'audit annuel des comptes du projet sera effectué, conformément aux instructions de la Banque mondiale, par un auditeur agréé et en accord avec les Termes de Référence acceptables par la Banque mondiale. 57. Le projet est financé par la Banque mondiale et par l'ONE. Les financements proviendront des fonds prêtés par la Banque mondiale au titre du prêt, et des fonds débloqués par l'ONE lui-même, en sa qualité de contrepartie. Les flux financiers entre la Banque mondiale et l'ONE seront conformes aux procédures traditionnelles de décaissement de la Banque mondiale. Il n'est pas besoin d'un compte spécial pour ce projet. L'ONE utilisera le paiement direct et le remboursement pour financer les activités du projet. Q. Aspects sociaux 58. Il a été constaté que le volet relatif aux lignes de transport et aux postes (réseau de 400 et 225 kV) nécessitera des acquisitions de terrains et déclenchera les procédures de la Banque Mondiale relative aux réinstallations involontaires (OP 4.12), comme suit : • Acquisitions de terrains pour les postes • La perte de sources de revenus agricoles liee a l’emprise des pylônes • Possibilité de réinstallations de structures situées sous les lignes de transport (dans ce cas,

les restrictions légales de hauteur ne sont pas respectées) • Utilisation temporaire des terres cultivées au cours des travaux de construction du projet 59. Les lignes de transport et les postes seront principalement situés dans des zones rurales à faible densité de population, à l'exception de 2 postes (Dar Bouazza et Tamansourt), qui sont situées dans des zones urbaines. En ce qui concerne les sites prévus pour les postes, aucun n'est habité et donc aucun déplacement de population n'est à prévoir. La procédure à suivre en matière de dédommagements à verser pour l'espace occupé par les pylônes ainsi que par les préemptions nécessaires, est décrite dans le Document Cadre de la Politique de Réinstallation préparé pour ce projet. L'éventualité, très faible, que des habitations soient situées sous les lignes à haute tension, a aussi été envisagée et fera l'objet de dédommagements consentis par l'ONE. 60. Comme la localisation exacte des postes et des lignes n'a pas encore été arrêtée, un Cadre de Réinstallation a été préparé pour définir (a) le cadre légal, (b) le système de régime foncier, (c) les principes et les procédures d'éligibilité pour les réinstallations, (d) les méthodes d'évaluation des dédommagements et de leur versement, ainsi que (f) le contrôle de la réalisation du PR (Plan de Réinstallation). 61. Une fois que les plans détaillés seront achevés, un recensement de toutes les populations affectées sera effectué, après quoi un PR sera préparé par l'ONE, en sa qualité d'organe d'exécution, pour définir quelles sont les personnes pouvant prétendre à un dédommagement. Dans ce processus, l'ONE procédera à une campagne d'information et de consultations auprès des populations

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concernées, par le truchement de leurs représentants locaux, pour s'assurer qu'elles sont à la fois informées et capables de fournir les renseignements nécessaires aux procédures de dédommagement. Les personnes concernées disposeront, si besoin est, de procédures de recours claires. L'ONE a l'expérience de l'acquisition de terrains et des dédommagements qu'elle occasionne, comme il l'a montré dans le passé dans le cadre du projet d'Ain Beni Mathar, qui avait nécessité un plan de réinstallation. Enfin, une fois achevés, le Cadre de la Politique de Réinstallation et le Plan de Réinstallation seront à la fois communiqués aux populations concernées et consultables sur le site Internet de l'ONE. R. L’environnement 62. Les lignes de transport et les postes (réseau de 400 et de 225 kV) qui doivent être financés par le projet, sont susceptibles d'avoir des conséquences sur les environnements naturel et humain des zones où seront implantées les infrastructures. Les autres éléments du projet n'ont pas été considérés comme pouvant avoir d'importants impacts sociaux ou environnementaux négatifs. 63. L'ONE a mis en œuvre un cadre d’évaluation de l'impact social et environnemental (CEISE). Le CEISE est composée de quatre volumes, correspondant à chaque élément de l'infrastructure principale du projet : Rapport #1 : EIE line 2T 400 kv MEDIOUNA – GHANEM (1x120 km) Report #2 : EIE lines 1T à 400 kv BIR LHAR – CHAMAIA (2x55 km) Ligne 2T à 225 kv CHAMAIA – TENSIFT II (1x60 km) Connexion ligne 225 kV to CHAMAIA (6 km) Connexion ligne 400 kV to CHAMAIA (1 km) Poste 400/225 kV in CHAMAIA (13 hectares) Report #3 : EIE line 2T 400 kV CHICHAOUA - AGADIR (1x160 km) Report #4 : EIE poste DAR BOUAZZA (225/22 kv), de DAR OULED ZIDOUH (60/22 kv), and TAMANSOURT (60/22 kv). Un 5ième rapport présente le PAR ( voir section sur l’impact social ci-dessus) 64. Les principaux impacts environnementaux ont été identifiés comme étant liés à la question du tracé des lignes envisagées. Certains des corridors envisagés par l'ONE passent très près de zones importantes dans les domaines de l'écologie et de l'environnement en général. Des tracés de remplacement ont été envisagés et seront étudiés lors de la réalisation du projet. 65. En dehors des conséquences environnementales que nous venons de décrire, les études d'impact comportent des recommandations précises, destinées à limiter les nuisances causées par les travaux occasionnés à la fois par les lignes et par les postes, ainsi qu'à limiter les impacts (sanitaires) au cours de l'exploitation des lignes. 66. Le CEISE contient des plans de gestion de l'environnement et des plans de contrôle définissant les mesures palliatives et de surveillance, les organes responsables et les calendriers (phase du projet pour le PGE et fréquence pour le plan de surveillance). 67. Des consultations préalables ont été organisées pendant le CEISE. Dans chaque zone devant être touchée par le projet, une consultation publique sera organisée. Elle consistera à informer la population, les organes gouvernementaux concernés et les municipalités. Dans chaque municipalité concernée, la population aura à sa disposition des registres dans lesquels elle pourra formuler ses commentaires.

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68. Les capacités de l'ONE, en ce qui concerne ses responsabilités environnementales telles que définies par le droit marocain et comprises relativement aux exigences de la Banque Mondiale, ont été considérées comme satisfaisantes. La Direction de l'Environnement et des Renouvelables possède une longue expérience des études d'impact. La dernière d'entre elles est celle relative à la centrale solaire thermique de Ain Beni Mathar, qui a été partiellement financée par une subvention du FEM, réalisée au travers de la Banque mondiale. S. Dispositifs de protection environnementale et sociale 69. En ce qui concerne la protection de l'environnement, ce projet est classé en catégorie "B". Les politiques de protection applicables sont les suivantes :

Politiques de protection déclenchées par ce projet Oui Non

Étude d'impact environnemental (OP/BP 4.01) [X ] [ ] Habitats naturels (OP/BP 4.04) [X] [ ] Espèces nuisibles (OP 4.09) [ ] [X ] Ressources culturelles physiques (OP/BP 4.11) [ ] [X ] Réinstallations involontaires (OP/BP 4.12) [X ] [ ] Populations autochtones (OP/BP 4.10) [ ] [X ] Forêts (OP/BP 4.36) [ ] [X ] Sécurité des barrages (OP/BP 4.37) [ ] [X ] Programmes en zones contestées (OP/BP 7.60)* [ ] [X ] Programmes sur des routes maritimes internationales (OP/BP 7.50)

[ ] [X ]

T. Exceptions aux politiques de la Banque mondiale et degré de préparation Le projet ne requiert aucune exception aux politiques de la Banque mondiale. Il est prêt pour un

financement.

* En accordant son soutien au programme envisagé, la Banque Mondiale ne saurait préjuger de la résolution des éventuels conflits entre les parties concernées par lez zones litigieuses.

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1993

Produits pétroliers, 79.30%

Eolien, 0.00%

Electricité importée,

1.10%

Charbon, 13.90%Gaz natural,

0.20%

Electricité hydraulique,

0.50%

ANNEXE 1: CONTEXTE SECTORIEL DANS LE PAYS MAROC : APPUI A L’ONE

Le secteur énergie du Maroc

70. Pour satisfaire sa demande en énergie, le Maroc dépend presque totalement des importations : 95% de la demande d'énergie primaire (à l'exclusion de formes d'énergie non commerciales) proviennent d'importations. Bien que, lors des quinze dernières années, le Maroc ait diversifié son portefeuille énergétique, d'abord en accroissant l'utilisation du charbon et, plus récemment, en introduisant le gaz naturel, le pétrole couvre encore 59% des besoins énergétiques du pays (contre 79% en 1993).

71. L'accroissement du recours au gaz naturel, en particulier dans le secteur de la production d'électricité, est une pierre angulaire de la politique énergétique du pays, qui cherche à diversifier ses sources d'énergie, à se procurer de l'énergie au moindre coût et à réduire l'impact environnemental. Grâce à la mise en service d'un cycle combiné à Tahaddart, la part du gaz naturel dans la consommation d'énergie primaire du Maroc a augmenté, passant de moins de 1% en 2004 à 3,5% en 2006. Prévue pour 2009, la mise en service de la centrale d'Ain Beni Mathar augmentera encore ce pourcentage en le faisant passer à 6%, mais elle absorbera ce qui reste encore de disponible du gaz algérien de transit. Pour que les consommations de gaz naturel augmentent encore, il faudrait un accord avec l'Algérie portant sur l'importation de quantités de gaz supplémentaires ou la création de nouvelles infrastructures d'importation de gaz.

72. Très dépendant de ses importations et, en particulier, de celles de pétrole, le Maroc est très exposé aux fluctuations des cours internationaux du pétrole, qui déstabilisent sa balance des paiements.

Figure1: Répartition de la consommation d'énergie primaire par type de combustible, en 1993 et 2006.

2006

Gaz natural, 3.72%

Electricité hydraulique,

3.51%

Produits pétroliers, 58.90% Electricité

importée, 4.00%

Eolien, 0.40%

Charbon, 30.00%

Source: Secteur de l’Energie en Chiffres, Direction de l’Observation et de la Programmation, MEMEE.

73. On estime que l'augmentation des prix de l'énergie a réduit d'un point de pourcentage le taux de croissance du PIB (Produit Intérieur Brut) du Maroc durant la période 2000-2005.1 D'autre part, le Gouvernement a cherché à protéger la population des conséquences des hausses des prix du pétrole sur les marchés internationaux en rétablissant le contrôle des prix en 2000. En conséquence, les subventions accordées aux prix de détail des produits pétroliers ont été une charge pour le budget du pays, les subventions nettes passant de 0,25% du PIB en 2004, à 0,92% en 2005, puis à 1,61% en

1 Cette estimation s'appuie sur l'évaluation faite par le DEC (Development Economic unit) de la Banque Mondiale, des conséquences d'une augmentation de $ 30 des prix du pétrole sur le taux de croissance des pays à revenu moyen.

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2006. En 2006, afin de réduire le montant des subventions, le Gouvernement est revenu au principe selon lequel les prix intérieurs devaient être indexés sur les cours internationaux et a procédé à deux augmentations des prix de détail. En 2007, à la suite d'une légère baisse des prix internationaux, les prix de détail ont légèrement baissé. Après cela, afin d'éviter des troubles sociaux, les prix ont été gelés, alors que, sur les marchés internationaux, les prix du pétrole poursuivaient leur augmentation (passant à plus de $ 100 par baril en fin 2007 et début 2008). L'augmentation résultante des subventions a aggravé le fardeau budgétaire et a compromis les projets de réforme structurelle du secteur pétrolier. 74. Comme on prévoit que la consommation d'énergie augmentera de 4,5% par an, passant de 11 millions de tonnes d'équivalent pétrole (mtep) en 2006 à 14 mtep en 2014, la dépendance vis-à-vis des importations ne risque guère de diminuer.

Dans ce contexte, le secteur de l'énergie du Maroc est confronté aux principaux problèmes

suivants :

• Réduire la dépendance à l'égard des importations et assurer la sécurité des approvisionnements grâce, entre autres, à la diversification du portefeuille énergétique, au développement des sources d'énergie nationales telles que le gros potentiel éolien, encore inexploité, et à la diversification des sources d'importations ;

• Sécuriser l’accès aux ressources en gaz, ce qui est nécessaire pour pouvoir faire face à la croissance de la demande d’énergie sans accroître la dépendance à l'égard soit du pétrole (très coûteux), soit du charbon (néfaste pour l'environnement) ;

• Infléchir la croissance de la consommation d'énergie - et en particulier de celle de l'électricité - en intensifiant les efforts dans le domaine de l'efficacité énergétique :

• Rétablir le lien entre les prix des produits pétroliers sur le marché national et les cours internationaux, afin de parvenir à une baisse progressive des subventions, et ce tout en protégeant les populations pauvres des conséquences néfastes que pourrait avoir une hausse soudaine des prix de détail ;

• Revoir les tarifs de l'électricité, pour que ceux-ci couvrent les coûts de revient ;

• Se procurer les ressources financières permettant le développement des infrastructures rendues nécessaire par la croissance de la consommation d'énergie et par le souci de supprimer les goulets d'étranglement.

La politique énergétique du Maroc 75. Lors de la Journée Nationale de l'Énergie du 30 octobre 2006, un débat national sur l'énergie a été mis en place. Depuis lors, le panel de participants à ce débat a été étendu, pour comprendre désormais, outre le gouvernement et l'industrie énergétique, les Organisations non-gouvernementales (ONG) telles que le Forum des Centraliens, les associations industrielles et les gros consommateurs d'énergie. Les principaux thèmes abordés dans ce débat continuent à être :

• La sécurité d’approvisionnement: diversification des approvisionnements, développement des infrastructures visant à faciliter les échanges transfrontaliers, et constitution de réserves stratégiques ;

• La diversification du portefeuille énergétique : développement des énergies renouvelables, création d'un marché du gaz, utilisation de l'énergie nucléaire et intensification de la recherche de gisements de pétrole et de gaz ;

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• L'accès de toute la population à l'énergie à un prix compétitif, électrification rurale afin que toute la population ait accès à l'électricité, prix aussi bas que possible, de manière à garantir la compétitivité de l'industrie marocaine ;

• L'efficacité énergétique et

• La protection de l'environnement et la sécurité des installations, par un renforcement des contrôles techniques.

76. Le Gouvernement marocain prend un certain nombre de mesures pour faire face aux défis et mettre en œuvre sa politique énergétique :

• En novembre 2007, à la suite de l'entrée en fonction du nouveau Gouvernement, le Roi a annoncé le déblocage d'un budget de 20 millions de Dirham prélevés sur le Fonds Hassan II, visant à soutenir le programme de réformes du secteur énergétique ;

• La loi-cadre relative à l'efficacité énergétique et aux énergies renouvelables a été approuvée par le Conseil du Gouvernement en mai 2007. Une législation d'application est actuellement en cours d'élaboration. Le cadre institutionnel est en cours de renforcement, en vue de la réalisation des projets ambitieux, destinés à faire passer à 10% en 2012 la part des énergies renouvelables dans la consommation d'énergie primaire, ainsi que de créer une agence de maitrise de l’énergie. Les équipements utilisés dans l'exploitation d'énergies renouvelables sont exemptés de droits de douane et assujettis à un taux de TVA minoré ;

• En ce qui concerne l'autoproduction d'électricité par l'industrie, le plafond de production autorisé est passé de 10 MW à 50 MW, et ce pour contribuer à pallier le déficit en capacité de production d'électricité, ainsi que pour faciliter les investissements du secteur privé dans la production d'électricité ;

• Un comité interministériel a été créé, avec pour mission de superviser la préparation de la loi sur l'électricité destinée à restructurer le secteur et à y introduire progressivement des mécanismes de concurrence ;

• Le processus de réforme des prix et des subventions est en cours. Il vise à ce que les prix de détail des produits pétroliers soient indexés sur les variations des cours internationaux du pétrole, afin d'éviter le recours permanent aux subventions, et à préparer la libéralisation complète du marché des produits pétroliers. Le programme doit être défini en mi-2008 et sa réalisation devrait se poursuivre en 2009 ;

• Une étude de faisabilité de nouvelles infrastructures gazières a été réalisée. Elle a identifié deux sites possibles pour la construction d'un terminal de GNL (gaz naturel liquéfié). Il s'agit là d'un moyen de diversifier les sources d'approvisionnement en gaz naturel et de garantir désormais l'accès à de grandes quantités de gaz naturel après 2012, destinées en particulier à alimenter le secteur de la production d'électricité ;

• La recherche pétrolière est intensifiée ;

• Un dialogue est établi avec des pays producteurs d'énergie, à commencer par le Nigéria et la Mauritanie.

77. De plus, la coopération avec l'UE est intensifiée, et l'intégration dans un marché régional de l'énergie du Maghreb semble être une possibilité pour renforcer la sécurité énergétique et la gestion optimale des ressources. En 2003, un protocole a été signé, destiné à créer un marché de l'énergie pour la région du Maghreb, qui serait progressivement intégré aux marchés énergétiques de l'Union Européenne. La Commission Européenne finance une étude relative à l'intégration du marché régional de l'électricité.

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78. Le PPD de la Banque Mondiale assiste la nouvelle politique énergétique que le Maroc a lancée en 2006, qui vise à réduire la dépendance du pays à l'égard des importations d'énergies fossiles, à alléger le fardeau que constituent pour le budget les subventions à l'énergie, et à intégrer progressivement le secteur de l'électricité du Maroc à un marché méditerranéen concurrentiel et libéralisé, et ce tout en protégeant l'environnement. L'objectif principal du PPD est d'assister la mise en œuvre de la politique du Maroc, pour la période 2007-2009. Cette politique a trois piliers : (i) le premier consiste à améliorer la sécurité énergétique, grâce au développement des ressources nationales en énergies renouvelables, en particulier l'énergie éolienne, pour laquelle le Maroc est particulièrement bien doté, et l'énergie solaire, la maitrise de l’énergie, en particulier dans l'industrie, et la formulation d'une stratégie d'approvisionnement en énergie ; (ii) le second pilier consiste à soutenir les dispositions visant à accroître la productivité du secteur électrique, grâce à l'intégration régionale du réseau électrique dans le Maghreb et l'UE, à la libéralisation progressive du marché de l'électricité du Maroc sous le contrôle d'une nouvelle agence de régulation et à la restructuration de la société nationale—et acteur historique-- l'ONE et à la préparation d'un marché compétitif des produits pétroliers ; et (iii) le troisième pilier vise à réduire le montant des subventions que l'État accorde aux produits pétroliers, tout en protégeant les consommateurs à faibles revenus, et ce par une combinaison de mesures destinées à accroître la concurrence pour réduire le coût des approvisionnements, à réduire les subventions et à indexer les prix des produits pétroliers sur les cours internationaux. La réforme du secteur de l'électricité est traitée dans le Pilier 2 et les principales mesures du PPD sont reproduites dans le Tableau ci-après.

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Extraits de la matrice des opérations du PPD Énergie du Maroc

ACTIONSOBJECTIFSRéalisées 2007

PPD12008PPD2

2009PPD3

RESULTATS ATTENDUS

Etablissement d’une capacitéde commerce d’électricitéavec l'Espagne et l'Algérie

Renforcement descapacités nationales decommerce del'électricité

Harmonisation dessystèmes régionaux dedispatch et des systèmesSCADA

Capacité d'échanges d'électricité de1400 MW avec l'UE et de 1300 MWavec l'Algérie

A. Intégration desréseaux électriquesrégionaux

Elaboration d’uneréglementation deséchanges régionaux

- système de tarificationpour les transportstransfrontaliers- accès nondiscriminatoire au réseaude transport- règles communes dedispatch

Développement des échangesrégionaux d'électricité

Décision d'effectuer desréformes du secteur del'électricité, tenant compte desprincipes de l'UE en matière delibéralisation du secteur etharmonisation des cadreslégislatifs et réglementaires

Présentation auParlement du projetde loi relative à lalibéralisation et à lamodernisation dusecteur de l'électricitéAdoption des décretsd'application

Adoption par leParlement de la loi delibéralisation dusecteur de l'électricité

Réorganisation du secteur de l'électricitéet ouverture partielle à la concurrence, àpartir de 2010, pour la haute et trèshaute tension.

Restructuration de l'ONE Transparence dans la gestion de laproduction, du transport et de ladistribution

Constitution d'unComité Interministérielde la réorganisation dusecteur de l'électricité,coordonné par leMEMEE

Mise en œuvre d'unprogramme deformation, préparantl'intégration et lamodernisation dusystème

Coopération interministérielle pour laréforme du secteur de l'électricité

B. Intégration etlibéralisation duréseau électrique duMaroc

Préparation d'un "CodeRéseau" national

- Préparation d’uncadre pour les relationscontractuelles entreopérateurs du secteurde l'électricité

-organisation desrelations contractuellesentre les producteurs,les opérateurs detransport et lesdistributeurs

- Organisation de lafonction de régulationdu secteur del'électricité

Transparence des transactions dans lesecteur électrique

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La demande d'électricité 79. Compte tenu de la croissance démographique, de la forte croissance économique et de la recherche d'un accès universel à l'électricité, la demande d'électricité du Maroc augmente rapidement. Pendant la période 1996-2006, la consommation d'électricité a augmenté de 6,7% par an en moyenne, tandis que celle du PIB était en moyenne de 3,4% par an, ce qui indique une élasticité de la consommation d'électricité par rapport au PIB bien supérieure à 1. L'intensité en électricité du PIB est passée de 0,077kWh/1980MAD en 1980 à 0,105 kWh/1980MAD en 2006. Au cours de la même période, la consommation d'électricité par habitant est passée de 365 kWh à 610 kWh. 80. L'accès à l'électricité, qui est une priorité pour le gouvernement marocain et qui est déjà élevé, est en augmentation du fait du développement rapide de l'électrification rurale : le taux de celle-ci, qui n'était égal qu'à 18% en 1995, est passé à 72% et 2005 et à 93% en 2007 ; il est prévu qu'il atteigne 100% en 2008. Cette rapide croissance de l'électrification rurale contribue à stimuler la croissance de la consommation d'électricité. Si l'industrie continue à occuper une part prépondérante dans la consommation d’électricité, le secteur résidentiel a vu sa part passer de 30% en 1996 à 38% en 2006. 81. La hausse de la consommation d'électricité s'est accélérée au cours des 3 dernières années : le taux de croissance de la consommation d'électricité du Maroc est passé de 6% par an en moyenne pour la période 1997-2002, à 8% par an pour la période 2003-2007. La consommation d'électricité a atteint 18,6 TWh en 2006 et 21,1 TWh en 2007. Même dans le cas du scénario le plus prudent, la consommation d'électricité devrait croître au taux de 8% par an jusqu'en 2015 (avec une hypothèse de taux de croissance annuelle du PIB égal à 5%) pour, cette année-là, atteindre 45 TWh. Mais le taux de croissance annuelle pourrait aller jusqu'à 10%, si la croissance du PIB est plus élevée, ou encore en cas d'échec des efforts visant à ralentir la croissance de la consommation. L'ONE prévoit que la demande maximale devrait passer de 3550 MW en 2006, à un intervalle de 4810 à 5200 MW en 2010 et de 7100 à 8200 MW en 2015, selon les hypothèses relatives à la croissance économique et aux économies d'énergie. 82. L'ONE a lancé un programme de gestion de la demande, destiné à exploiter le fort potentiel d'efficacité énergétique qui a été mis en évidence. Cette initiative est cohérente avec la politique énergétique du Maroc et conforme aux recommandations faites par la Banque mondiale et d'autres bailleurs de fonds, d'accorder la priorité aux mesures permettant de réduire la croissance de la consommation d'énergie. S'il est couronné de succès, ce programme devrait réduire la consommation maximale de 200 MW en 2010 et de 250 MW en 2015, réduisant ainsi le besoin d'investir massivement dans des infrastructures de production, de transport et de distribution. Pour assurer le succès de l'opération, l'ONE a créé en son sein un Département pour la Maitrise de l’Energie (ME). 83. Le programme ME de l'ONE est réalisé en étroite collaboration avec d'autres organismes concernés par les économies d'énergie et ne détourne pas l'ONE du cœur de son activité. Les principaux éléments du programme ME de l'ONE sont :

• Mesures institutionnelles : o Changement d'heure en été, ou adoption de l'heure du continent européen (Temps

Universel + 1 h.) o Adaptation des plannings de travail o Modification des habitudes du public dans le domaine de l'éclairage

• Mesures concernant les matériels :

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o INARA : opération de promotion des LBC, commençant en 2007-2008 par une opération pilote de 40 000 ampoules

o Chourouk : introduction de l'électricité photovoltaïque dans des zones urbaines connectées au réseau

• Mesures concernant l'industrie, dont un encouragement des industries à l'autoproduction (programme ENERGIPRO)

• Mesures tarifaires : o Instauration, pour l'industrie, de tarifs de consommations de pointe (pour encourager

l’effacement de charge et l'autoproduction) o Contractualisation des vente avec les distributeurs et facturation de la capacité o Instauration, pour les gros consommateurs, de tarifs binômes

84. Ces mesures pourraient, quand elles auront pleinement joué leur rôle (vers 2020 ou plus tard), réduire la consommation de pointe de près de 420 MW. La production d'électricité 85. En 2007, pour satisfaire la demande en électricité, le Maroc a dû faire appel aux importations, et ce en raison de la mauvaise hydraulicité. La production provenant de centrales thermiques a fourni presque 80% de la consommation. La plus grande partie de cette production thermique était à base de charbon.

Tableau 3. Production d'électricité du Maroc en 2007

Origine GWh % de la consommation

Hydroélectrique 1318 5,8Thermique, dont :

Charbon Gaz naturel Pétrole

17994 12457

28232715

79,6 55,112,512,0

Éolienne 279 1,2Pompages, etc. -490Production nette disponible 19102Importations nettes en provenance d’Espagne

3506 15,5

Source : ONE 86. La capacité de production installée était en 2006 de 5 283 MW, dont 3 489 étaient exploités par l'ONE, et le reste par des opérateurs privés. Le parc se compose de 3 561 MW de centrales thermiques et de 1 273 MW de centrales hydroélectriques. 87. Les centrales gérées par des sociétés privées sont : la centrale thermique à charbon de Jorf Lasfar (1 356 MW), initialement conçue et gérée par ABB/CMS et vendue en 2006 à Abu Dhabi National Energy Company, la ferme éolienne d'Al Baida (50 MW) et la centrale thermique à gaz à cycle combiné de Tahaddart appartenant en partie à l'ONE (à hauteur de 48%), à Endesa (32%) et à Siemens (20%). Les deux premières unités de la centrale de Jorf Lasfar (2 x 330 MW) ont été mises en service en 1994 et 1995 ; les unités 3 et 4 en 2000 (2 x 348 MW). La ferme éolienne (50 MW) d'Al Baida, à Koudia (près de Tétouan) a été mise en service en août 2001. La première centrale thermique à gaz à cycle combiné (400 MW) a été mise en service à Tahaddart en avril 2005.

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Tableau 4. Capacités de production d'électricité installées à fin 2007 (MW)

Hydro, 26 centrales

1266

Centrales thermiques, dont CCGT à Tahadart Charbon (y.c. Jorf Lasfar) Fuel TAC Diesel

3561280

1785 600 615 69

Eolien STEP ( pompage)

114 466

Total capacité installée

5294

Source : ONE Figure 2 : Organisation du secteur de l'électricité du Maroc

Système électrique national et bilan offre/demande année 2006

PRODUCTION INDEPENDANTEPRODUCTION INDEPENDANTE PRODUCTION ONEPRODUCTION ONE

AUTO PRODUCTEURSAUTO PRODUCTEURSINTERCONNEXIONS

Maroc-EspagneMaroc-Algérie

INTERCONNEXIONSMaroc-EspagneMaroc-Algérie

ONEAcheteur Unique

Régies et Concessionnaires(THT, HT ou MT)

Régies et Concessionnaires(THT, HT ou MT)DISTRIBUTION ONE

(HT)DISTRIBUTION ONE

(HT)

Clients MT & BTClients MT & BT Clients MT & BTClients MT & BT

PRODUCTION INDEPENDANTE

PRODUCTION INDEPENDANTE:- PI : 1 794 MW (~34%)-JLEC : 10 473 GWh (51%)- TAHADART: 2 003 GWh (10%)- Eolien : 206 GWh (1,1%) PRODUCTION ONE

PRODUCTION ONE:- PI : 3 489 MW (~66%) -Thermique : 5 964 GWh (30%)-Hydraulique : 1318 GWh (5.8%)

AUTO PRODUCTEURS

AUTO PRODUCTEURS86 GWhINTERCONNEXIONS

Maroc-EspagneMaroc-Algérie

INTERCONNEXIONS- Espagne- Algérie

ONE Acheteur Unique

Régies et Concessionnaires(THT, HT ou MT)

Régies et Concessionnaires1 700 MW (48,6%)8 474 GWh (48%)

DISTRIBUTION ONE(HT)

Distribution ONE1 500 MW (42,8%)6 456 GWh (37%)

Clients MT & BTClients MT & BT Clients MT & BTClients MT & BT

Demand:3550MW ; 21 TWh *

Clients Directs THT/HT ~300 MW (8,6%); 2 697 GWh (15%)

* : Hors consommation des auxiliaires

88. Depuis lors, il n'y a pas eu d'accroissement de capacité important. Entre 1999 et 2005, les accroissements de capacité ont été égaux à 1682 MW, au lieu des 2468 initialement prévus pour cette année dans le plan d'accroissement des capacités. De plus, ce plan avait prévu un accroissement de la consommation inférieur à ce qui s'est effectivement produit. Le retard affectant les investissements a eu deux causes : (1) des difficultés à obtenir l'agrément de nouveaux sites essentiellement pour les centrales à charbon, mais aussi pour l'agrandissement de la centrale à turbine à gaz de Tahaddart, et (2) le manque de disponibilité du gaz naturel, qui a empêché la mise en service de nouvelles centrales au gaz. Donc, du fait des retards dans les mises en service et d'une croissance de la consommation supérieure aux prévisions, un fossé s'est creusé entre l'offre et la demande. En conséquence, pour satisfaire sa consommation, le Maroc a eu de plus en plus recours aux importations.

33

Figure 3 : Les accroissements des capacités entre 1999 et 2005 : prévisions et chiffres réels

Capacité installée (MW) 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Total

réel 660 21 385 1066thermique prévu 660 21 385 200 400 1666réel 98 232 232 562 hydroélectriqueprévu 98 450 548 réel 54 54 éolienne prévu 54 60 140 254 réel 714 21 98 232 617 1682Total prévu 714 119 445 790 400 2468

89. Cela a exercé une considérable pression sur le réseau électrique, et la marge de réserve 2 est tombée à 3% en 2007, donc bien en-dessous du niveau souhaitable de 10%. On s'attend à ce que la situation s'aggrave encore en 2008. En 2008 donc, le Maroc devra accroître sa dépendance à l'égard des importations, tout en adoptant des mesures de gestion de la demande urgentes afin de modérer les consommations. 90. En 2006, la capacité de transit de l'interconnexion entre le Maroc et l'Espagne a été doublée, la faisant passer de 700 à 1400 MW. L'interconnexion avec l'Algérie est passée de 300 MW antérieurement, à 1200 MW en 2007.

Figure 4 :

91. Outre les mesures d'économies d'électricité (EE), l'ONE prend aussi des mesures d'urgence pour faire face au manque de capacité pour satisfaire la demande :

• Modification des programmes de maintenance • Réduction des pertes • Accroissement de la capacité de production à base de fioul • Travaux de modernisation sur la centrale de Mohamedia

2 La marge de réserve est définie comme le ratio entre la capacité disponible, en supposant une année sèche, et la consommation maximale, en tenant compte d'une capacité d'importation de 600 MW seulement.

34

92. De plus, l’ONE encourage l’autoproduction par les industriels et le gouvernement a fait passer le plafond de capacité autorisé pour l'autoproduction, de 10 MW à 50 MW. Mais cette mesure semble avoir peu de chances d'entraîner d'importants accroissements de capacité avant 2009/10. 93. Le plus récent plan d'accroissement des capacités prévoit la mise en service des centrales suivantes avant 2012 :

• 40 MW d'hydroélectricité à Tanafnit-El Borj en fin 2008 • La turbine à gaz à cycle combiné (CCGT) avec complément d'origine solaire d'Ain Beni

Mathar (470 MW) en mi ou fin 2009 • Les turbines à gaz de Tan Tan et de Mohamedia en mi-2009 (400MW) • L'ajout de 1340 MW de capacité éolienne entre 2009 et 2011 : 440 MW chez des PEI (140

MW déjà en cours d'installation à Tanger et 300 MW à Tarfaya) et 900 MW dans le cadre de l'opération Energipro.

• En 2011, un cycle combiné (CCGT) de 400 MW à Al Wahda, à supposer que l'on puisse se procurer le gaz nécessaire

Après 2012, l'essentiel de l'accroissement de capacité proviendra d'une centrale thermique à charbon de 1320 MW et d'une centrale hydroélectrique de 400 MW.

Figure 5 : Plan d’accroissement des capacités de l'ONE

94. La part des importations dans la consommation ne diminuera pas beaucoup jusqu’en 2013 ou même plus tard, et en particulier au cas où les ressources hydroélectriques seraient faibles. La production à base de charbon augmentera fortement en 2012-2013, avec la mise en service de la centrale thermique de Bir Ela Har. Ce n'est qu'après 2013 que la production à partir de gaz naturel augmentera, lorsque (ce qui reste à confirmer) de nouveaux approvisionnements en gaz seront réalisés grâce à des terminaux de gaz naturel liquéfié (GNL) ou grâce à des gazoducs nouveaux ou existants.

Plan d’équipement 2007-2013

400

160

300

400

660

140

540

230

230

300400

660

40

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Complexe Tanfnit El Borj 40 MW

MW

FioulGaz Eoliens CharbonHydro et STEP

Diesel TanTan (100 MW) + TAG (3x100 MW)

Aîn Beni MatharInauguration Amougdoul

60 MW

EnergiePro: 230 MW+ Tanger: 140 W

Centrale au Charbon

STEP Abdelmoumen

CC Al Wahda

Tarfaya PPA: 300 MW+ EnergiePro: 540 MW

EnergiePro: 130 MW

35

Figure 6 : La production d'électricité du Maroc, ventilée par type de combustible (TWh)

95. Le réseau électrique s'est développé rapidement, et en particulier le réseau à basse tension, à la suite du PERG. La longueur totale du réseau est de 19 000 km pour la haute tension, 47 000 km pour la moyenne tension et 145 000 km pour la basse tension. Le développement du réseau devra se poursuivre, pour raccorder les nouvelles centrales et pour répondre au fort accroissement de la consommation. Entre 2008 et 2013, le montant des investissements prévus est de 5,6 milliards de MAD. Il est prévu que ce programme d'investissements contribuera à diminuer les pertes sur le réseau, les faisant passer de 6% à 4%.

Tableau 5. Le réseau de transport et de distribution d'électricité du Maroc

La régulation et les réformes de l'électricité

05

1015202530354045

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

7:K

Charbon importé Gaz Fioul

Hydraulicité normale

05

1015202530354045

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

7ZK

Importation Hydraulique Eoliens

Hydraulicité sèche

215%145,00046,000LV (km)

88%47,00025,000MV (km)

27%19,00015,000HV (km)

%20061999

215%145,00046,000LV (km)

88%47,00025,000MV (km)

27%19,00015,000HV (km)

%20061999

36

96. Actuellement, les fonctions de régulation qui concernent le secteur de l'électricité sont éclatées entre les institutions suivantes :

• Le Ministère de l'Énergie, des Mines, de l'Environnement et de l'Eau définit et met en œuvre la politique nationale de l'énergie et il est responsable de la supervision technique de l'ONE.

• Le Ministère de l'Économie et des Finances assure la supervision financière de l'ONE ainsi que des Régies.

• Le Ministère de l'Intérieur supervise les concessions privées de distribution d'eau et d'électricité, ainsi que les Régies.

• Le Ministère des Affaires Économiques et Générales étudie et arrête les tarifs après avis de la commission interministérielle des prix.

• L'ONE (Office National de l'Électricité), qui est un EPIC, planifie le système de production et de transport et propose les changements de tarifs ainsi que les textes réglementaires et législatifs nécessaires à l'accomplissement de ses missions.

97. En 1994, a été adoptée une nouvelle loi de l'électricité, qui autorise des investissements privés d'origine étrangère dans la production indépendante d'électricité, avec la garantie d'achat par l'ONE de l'électricité produite. En 1995, le pays a lancé un important programme d'électrification rurale (PERG), qui vise à électrifier 1500 à 2000 villages par an. Le taux d'électrification rurale, qui était de 17% en 1994 et de 82% en 2005, devrait atteindre 100% en 2008. 98. Les tarifs de l'ONE et des Régies sont identiques et sont soumis aux décisions d'ajustement prises par la Commission Interministériel des Prix. En revanche, les prix des concessions privées sont différents et sont régis par contrat. Les tarifs des concessions sont, en moyenne, supérieurs de 7% (voir la Figure ci-dessous). Les tarifs de l'électricité au Maroc sont plus élevés que ceux de la plupart des pays d'Afrique du Nord, mais sont inférieurs à ceux en vigueur dans la partie septentrionale du Bassin méditerranée.

Figure 7 : Tarifs moyens de l'électricité par opérateur

Source : estimations Banque mondiale sur la base des données ONE et autres opérateurs 99. Le secteur de l’électricité du Maroc est confronté à quatre défis :

• Répondre à la forte croissance de la demande d'électricité, qui augmente de 8% par an, sinon plus.

• Dans le contexte de l'ouverture de l'économie du pays, faire en sorte que les industries soient compétitives. Dans l'avenir, les prix de l'électricité doivent s'aligner sur ceux pratiqués dans les pays voisins, en particulier l'Espagne.

• Pour faciliter la formulation d'une stratégie globale concernant l'ensemble du secteur, mettre en place un cadre institutionnel plus réactif et moins fragmenté.

• Afin d'obtenir de meilleurs ratios efficacité / coût, mettre en place un cadre réglementaire et des incitations à la réduction des coûts pour les activités monopolistiques. .

Average price per utility for 2004 (US $ Cent/Kwh)

6789

101112

ONE**

El Jad

ida

Lara

che

Fes

Kenitr

a

Mek

nes*

Mar

rack

ech

Safi

Teto

uan

Tang

iers

Rabat

Casab

lanca

37

100. Un projet de loi, qui est actuellement en cours d’examen par le Gouvernement, stipulera : (i) la libéralisation progressive du marché de l'électricité, en commençant par l'éligibilité des consommateurs de haute tension, (ii) la mise en place d'un organe de régulation, qui se prononcera au sujet des révisions de tarifs, de l'attribution de licences à de nouveaux producteurs et distributeurs, supervisera les concessions existantes et nouvelles, déterminera les normes techniques et commerciales, supervisera les appels d'offres pour la création de nouvelles installations dans le contexte d'une planification du secteur conçue par l'Opérateur du Réseau de Transport, et règlementera la concurrence et (iii) la restructuration de l'ONE et son éclatement en trois ou quatre entités commerciales indépendantes, respectivement consacrées : à la production pour le marché régulé, à la répartition et au transport, et à la distribution (et peut-être à la vente au détail). Le projet de loi est l'une des actions couvertes par le PPD. 101. La réforme du marché de l'électricité est un élément de l'Accord de Partenariat de Voisinage, passé avec l'UE, qui stipule la libéralisation progressive du marché, dans le but d'une harmonisation avec les marchés européens. Le Maroc pourrait retirer de gros avantages de son intégration au réseau électrique régional, du fait d'un accroissement des capacités d'interconnexion et de l'accès de tiers au réseau d'électricité. Le Maroc pourrait ainsi bénéficier de services d'assistance tels que l'existence de réserves à moindre coût, la possibilité d'acheter et de vendre aux pays voisins dans les meilleures conditions financières et la possibilité d'exporter "l'électricité propre" fournie par ses fermes éoliennes. Comme il n'aura pas à investir dans la constitution de capacités de réserve ou dans l'amélioration de la sécurité des fournitures et qu'il aura accès à une électricité moins chère, le Maroc retirera ainsi des avantages potentiels et verra baisser le coût de son électricité. Organisation du secteur de l'électricité 102. Le secteur privé joue déjà un rôle important dans le secteur de l'électricité du Maroc. En effet, les PEI (Producteurs d'Électricité Indépendants) détiennent plus de 50% de la capacité de production d'électricité (ce qui représente plus de 70% de la production). Les opérateurs privés réalisent 55% des ventes d'électricité aux consommateurs finals. Plus de la moitié de l'électricité produite dans le pays est vendue par le biais de 12 distributeurs autonomes. En effet, en 1997, la distribution a été confiée à des Régies et à trois concessions privées (Casablanca, Rabat et Tanger).

38

Figure 8 : Organisation du secteur de l'électricité

Organisation du secteur de l’électricité au Maroc

ONE en bref

Auto-ProducteursInterconnexions Maroc-EspagneMaroc-Algérie

ONE$FKHWHXU�8QLTXH'LVSDWFKLQJ�1DWLRQDO

Régies et Concessionnaires

Régies et Concessionnaires

ONEDistribution

ONEDistribution

Clients MT & BT Clients THT/HT

Producteurs privésContrats avec

garantie d ’achatONE Production

Thermique & Hydraulique

Clients MT & BT

103. Le financement par le secteur privé au Maroc a pu être considéré comme une "success story"3. Mais les constats récents ont été plus nuancés. En particulier, il n'y a pas eu d'enchérisseur privé pour la centrale d'Ain Beni Mathar. On s'attend à un regain d'intérêt lorsque la loi de libéralisation de l'électricité aura été adoptée et appliquée. Par ailleurs, les investisseurs tant nationaux qu'étrangers continuent à manifester leur intérêt pour l'énergie éolienne. L'intérêt manifesté par les grandes entreprises à l'égard de l'accroissement de leur autoproduction au moyen d'installations de taille plus importante, témoigne du dynamisme d'un marché désireux de connaître une situation de concurrence. La stratégie de l'ONE 104. Celle-ci se compose de quatre volets principaux :

• Fourniture de l'électricité au coût le plus bas possible • Diversification des moyens de production • Fourniture d'un accès universel à l'électricité • Expansion à l'étranger

105. Pour atteindre les objectifs qu'il s'est fixés, l'ONE se concentre sur l'amélioration de ses propres performances, tout en utilisant une palette de moyens visant à réduire le coût de production de l'électricité : tarifs mieux adaptés, optimisation de la planification de ses investissements, programmes d'économies d'électricité et de gestion des risques. Pour diversifier son portefeuille d'énergies primaires, il développe le potentiel hydroélectrique et éolien du pays, tout en cherchant à se procurer de nouveaux approvisionnements en gaz naturel. Enfin, après sa forte implication dans le PERG, il a mis en place une politique visant à l'accroissement de la valeur, ce qui est possible grâce à l'accès général à l'électricité. Actuellement, l'ONE propose ses compétences aux pays subsahariens. Afin de satisfaire ses ambitions internationales, il cherche à exploiter sa situation de pierre angulaire des marchés énergétiques méditerranéens.

3 Voir par exemple “Moroccan Independent Producers- African Pioneers” (Les producteurs indépendants au Maroc - pionniers en Afrique), de Issac Malgas, Katharine Gratwick et Anton Eberhard, Management Program in Infrastructure Reform and Regulation, janvier 2007

39

Annexe 2 : Principaux projets financés par la Banque Mondiale et/ou d'autres institutions

MAROC : APPUI A L’ONE

Domaines relatifs au secteur

Programme

Ratings lors de la dernière supervision (PSR) (Uniquement pour les projets financés par la

Banque Mondiale)

Financements par la Banque Mondiale

Degré d'avancement

Objectif de Développement (OD)

Subvention par le FEM d’un projet de centrale intégrée solaire à cycle combiné Prêt de Politique de Développement du Secteur Énergie Garantie de la Banque Mondiale pour la centrale de Jorf Lasfar

Production Assistance à la politique de réformes du secteur de l'énergie et de suppression des subventions Production

Entrée en vigueur 30 mars 2008

satisfaisant

Accroissement de la capacité de production d'électricité Accroissement de la contribution des énergies renouvelables Nouvelle technologie : démonstration de faisabilité Accroissement de la sécurité énergétique Stimulation de la concurrence sur le marché de l'énergie Réduction des subventions aux produits pétroliers Comblement du déficit financier, en permettant à l'organisme d'emprunter à des conditions plus favorables

Autres agences d’aide au développement

AfDB (Banque Africaine de Développement) - projet de centrale intégrée solaire à cycle combiné (cofinancé par le FEM) - Interconnexion des réseaux

Production Transport

Accroissement de l'offre d'électricité Accroissement des capacités de transfert et de la sécurité de l'offre

BEI, FADES, Kuwait Fund - Stockage par pompage

Production

Accroissement des capacités de transfert et de la sécurité de l'offre

KfW - Ferme éolienne d'Essaouira

Énergie renouvelable

Accroissement de la part des énergies renouvelables dans le portefeuille énergétique et réduction des émissions de GES

AFD, JBIC, KfW, UE et IsDB Électrification rurale Amélioration du taux d'accès Ratings (notations) pour l’IP/DO (Implementation Progress / Development Objective - Degré d'avancement / Objectif de Développement): HS (Highly Satisfactory - très satisfaisant), S (Satisfactory - satisfaisant), U (Unsatisfactory - non satisfaisant), HU (Highly Unsatisfactory - très insatisfaisant)

40

Annexe 3 : Cadre et suivi des résultats

MAROC : APPUI A L’ONE

Cadre des résultats

ODP Indicateurs de résultats du projet

Utilisation des informations relatives aux résultats du

projet Accroissement de l'efficacité et de la fiabilité des fournitures d'électricité

1. réduction des pertes de transport 2. réduction des quantités d'énergie non fournies 3. économies d'électricité dues à l'installation des LBC

Information permettant d'évaluer le degré de réalisation del'ODP Suivi par l'ONE de la performance (efficacité et fiabilité) du réseau de transport et de distribution Rapport Annuel et autres documents statistiques de l'ONE Informations permettant la rédaction du Rapport d’achèvement du projet

Résultats intérimaires Indicateurs de résultats intérimaires

Utilisation des résultats intérimaires

Degré d'avancement dans la réalisation des infrastructures de transport et de distribution

Longueur des lignes à HT créées Nombre de postes créés

Évaluation, par l'ONE, l'UGP (Unité de gestion du projet) et la Banque Mondiale, du degré de réalisation de l'ODP et, si nécessaire, formulation d'actions correctives

Placement de lampes à basse consommation (LBC)

Nombre de LBC vendues Évaluation du degré de réalisation de l'ODP et, si nécessaire, formulation d'actions correctives

Avancement de la mise en place de la Salle des marchés

Fonctionnement effectif de la SDM, nombre de postes informatiques, nombre de transactions

Évaluation du degré de réalisation de l'ODP et, si nécessaire, formulation d'actions correctives

Degré d'avancement de la réalisation des activités d'AT

Progrès des études tarifaire, contractualisation et valorisation de l’électrification rurale

Évaluation du degré de réalisation de l'ODP et, si nécessaire, formulation d'actions correctives

41

Dispositif de suivi des résultats

Valeurs cibles Collecte des données et Reporting

Indicateurs de résultats du projet

Point de

départ 2007

2008 2009 2010 2011 2012 Fréquence et

rapports

Instruments de collecte

des données

Responsabilité de la collecte des données

1- Pertes de transport 2- ENF (MWh) 3- Economies d'électricité dues aux LBC

4.7% 832.7 0 0

600 100 MW 150 GWh

4.1% 500 200 MW 300 GWh

3% 400

annuels annuels annuels

Rapports statistiques Rapports statistiques Nombre de LBC distribuées et économies d'électricité induites (rapports d'avancement)

ONE ONE ONE

Indicateurs de résultats intérimaires

Composante transport

ONE

Etapes d’avancement - Lignes HT

468 km

*Une ligne 400 kV (double terne) -- Mediouna – Ghanem (120 km)

13% = 100% etudes d’impact environnement +33% études topographiques+22% fournitures et livraisons

40 % 66% études topographiques +40% travaux génie civil 44% fournitures et livraisons

67% 60% travaux génie civil +40% montage+33% fournitures et livraisons

88% 60% montage +60% déroulage

100% (120 km) 40% déroulage+ 100%Réception

*Deux lignes 400 kV (simple terne) – Safi/Essouira – Chamaia (2x55 km) Connection ligne 400 kV (double terne) Ghanem – Chichaoua, à poste Chamaia

13% 100% études d’impact environnement +33% études topographiques +22% fournitures et livraisons

40 % 66% études topographiques +40% travaux génie civil +44% fournitures et livraisons

67% 60% travaux génie civil +40% Montage+33% fournitures et livraisons

88% 60%Montage +60% déroulage

100% (2*55+2 km) 40% déroulage+100%Réception

Annuel

Rapports d'avancement

ONE

42

*Une ligne 225 kV (double terne) – CHAMAIA -- TENSIF II (1x 70 km) Connection lignes 225 kV (simple terne) Chichaoua – Jorf Lasfar et Chichaoua – Bougedra, à poste Chamaia

13% 100% études d’impact environnement +33% études topographiques +22% fournitures et livraisons

40 % 66% études topographiques +40% travaux génie civil 44% fournitures et livraisons

67% 60% travaux génie civil d +40% Montage+33% fournitures et livraisons

88% 60%Montage+60% déroulage

100% (1*70+6 km) 40% déroulage+100%Réception

*Une ligne 400 kV (double terne) -- Chichaoua -- Agadir (1x160 km)

13% 100% etudes d’impact environnement +33% études topographiques +22% fournitures et livraisons

40 % 66%études topographiques complète +40%*% travaux génie civil +44% fournitures et livraisons

67% 60% travaux génie civil +40% Montage+33% fournitures et livraisons

88% 60%Montage +60% déroulage

100% (160 km) 40% déroulage+100%Réception

Etapes d’avancement - Postes

*Chamaia poste – 400/225 kV & expansion postes Mediouna, and Tensif II

6% 100% études d’impact environnement +33% études topographiques

35% 66% études topographiques +40% travaux genie civil+57% fournitures et livraisons

65% 60% travaux genie civil +29% Montage+43% fournitures et livraisons

79% 57% Montage

100% 14% Montage +100% Control et essais Reception=

*Dar Bouazza – 225/22 kV

32% 100% études d’impact environnement +100% études topographiques +33% % travaux genie civil +50% fournitures et livraisons

95% 66% travaux genie civil +100% Montage+100%Control, essais & Reception+50% fournitures et livraisons transformateurs

100% (2*70 MVA) 100% mise en service

Composantes Distr ibution

43

*Poste 60/22 kV Dar Ouled Zidouh

54% du poste 100% etudes d’impact environement +100% études topographiques +100% % travaux genie civil +25%Montages+75% fournitures et livraisons

100% 75%Montage+100% Control, essai, Reception& mise en service+ 100%fournitures et livraisons

*Poste 60/22 kV Tamansourt

10% du poste 100% etudes d’impact environement +33% études topographiques

100% 66% értudes topographiques+100% travaux genie civil +100% Montage, Control, essais & Reception (mise en service2*20 MVA)+100% fournitures et livraisons

Autres Composantes

Composante LBC Nombre de LBCs vendues Salle de marché (SDM) Degré d’avancement dans la mise an place

40 000 Pas de SDM

2 500 000 Software choisi et appel d’offres lancé Hardware choisi

5 000 000 Hardware et software installés et testés SDM opérationelle

Annuel

Rapports d'avancement

ONE

Assistance technique Degré d’avancement par rapport au plan de passation des marchés pour chacune des etudes

Aucune Etude lancée

TDRs préparés et acceptés par la Banque

Etudes terminées

Annuel Rapports d'avancement

ONE

44

Annexe 4 : Description détaillée du projet

MAROC : APPUI A L’ONE 106. Le projet proposé se compose des éléments suivants :

• Renforcement du réseau de transport d'électricité, dans le but d'en améliorer la fiabilité et de réduire les goulets d'étranglement ;

• Construction de trois stations à haute ou moyenne tension;

• Achat de LBC en vue de leur distribution au public, afin de soutenir le programme de gestion de la demande de l'ONE ;

• Équipement d'une salle des marchés en matériel informatique et en logiciels ;

• Création d'une base de données certifiées relatives aux potentiels en énergie éolienne ;

• Assistance technique.

2. Réseau de transport et de distribution (montant du prêt : $ 123 millions) :

107. Le réseau de transport de l'ONE est surchargé et fonctionne à la limite de sa capacité. L'ONE est confronté à des problèmes opérationnels ; problèmes de stabilité, chutes de tension et de fréquence, pertes de transport élevées. La sécurité et la qualité de ses fournitures sont inadéquates. Et comme la consommation augmente rapidement, on ne peut s'attendre qu'à une aggravation de cette situation, sauf si le réseau est renforcé avant la mise en service des centrales qui sont en chantier ou prévues. L'ONE a déjà réalisé des études sur le développement du réseau propre à correspondre aux besoins de qualité et de sécurité, envisageant deux options de connexion des nouvelles installations, de production, respectivement à des lignes de 400 kV et 225 kV. Les études réalisées indiquent que les deux options répondent aux besoins de qualité et de sécurité, mais que l'option de 400 kV serait supérieure, en termes d'efficacité / coût. L'ONE estime que, pour la période 2008-2013, les investissements nécessaires s'élèveraient à 7567 MDH (soit environ $ 1023 millions).

108. La Banque mondiale financera une partie bien précise de ce projet, indépendante de tout autre élément financé par d'autres bailleurs de fonds et l’ONE. La Banque financera 100% des contrats qu’elle finance. 2.1 Construction de 392 km de lignes de 400 kV et de 76 km de lignes de 225 kV

-Deux lignes de 400 kV à simple terne : Safi/Essouira - Chamaia ( 2 x 55 km)

-Une ligne à double terne de 400 kV : Mediouna – Ghanem ( 1 x 120 km)

- Une ligne à double terne de 400 kV : Chichaoua – Agadir ( 1 x 160km)

- Une ligne à double terne de 225 kV : Chamaia – Tensift II ( 70 km)

-Raccordement de lignes de 400 et 225 kV au poste de 400/225 kV de Chamaia

109. Les lignes de transport utiliseront deux conducteurs jumelés par phase et un conducteur à la terre avec un câblage en fibre pour la protection et la communication. Pour toutes les lignes, des conducteurs en aluminium de 570 mm2 seront utilisés, avec une température maximale de fonctionnement de 70°C, pour laquelle il n'y a pas de risque de perte de force, en raison du retrempage du noyau en acier ; chaque circuit aura une valeur thermique d'environ 1300 MVA.

45

Tous les pylônes seront en acier galvanisé (E24 et E36). Des isolants en verre et en matériaux composites seront utilisés, ces derniers en particulier dans les zones polluées.

2.2.Construction et extension des postes à haute tension

- Construction d'un poste source de 400/225 kV à Chamaia (6 lignes de départ, transformateurs de 2x450 MVA, réactances de 2x125 MVAR)

- Extension du poste de 400/225 kV de Mediouna (2 lignes de départ)

- Extension du poste de 225/60 kV de Tensift II (2 lignes de départ) Les transformateurs principaux sont des unités triphasées. Le projet comprend aussi l'installation de tous les matériels associés de protection et de communication.

2.3.Construction de trois postes destinés à améliorer l'alimentation des villes

110. Le projet proposé comprend l'extension ou la construction des postes suivants :

• Poste de 225/22 kV à Dar Bouazza (2x70 MVA)

• Poste de 60/22 kV à Dar Ouled Zidouh (2x20 MVA)

• Poste de 60/22 kV à Tamansourt (2x20 MVA)

3. Lampes à basse consommation (LBC) (montant du prêt : $ 8,4 millions) :

111. Dans le cadre de son programme d'économies d'électricité, l'ONE a lancé l'opération INARA, qui vise à développer l'utilisation des LBC. Le programme a commencé par une opération pilote à petite échelle, qui a été un succès. Dans le cadre du projet proposé, les ampoules acquises par l'ONE seront distribuées aux clients (par le truchement de petits distributeurs locaux) et seront garanties un an par l'ONE. Les distributeurs sont payés au moyen d'une commission par ampoule vendue. Les clients paient une somme fixe échelonnée sur 12 mois, qui vient s'ajouter à leur facture mensuelle d'électricité. Ce volet du projet est en cours de réalisation et bénéficiera d'un financement rétroactif.

4. Salle des marchés (montant du prêt : $ 7 millions)

112. L'ONE met en place une salle des marchés destinée à acheter les combustibles nécessaires à l'alimentation de ses centrales et à procéder à des transactions d'électricité avec l'Espagne, ainsi qu'à gérer les risques. Les matériels et logiciels sont en cours d'acquisition, en suivant les règles d'achat définies par la Banque mondiale et, dans le cadre du projet envisagé, seraient financés rétroactivement.

5. Base de données éoliennes (montant du prêt : $ 1 million)

113. Pour aider les PEI à créer des fermes éoliennes, l'ONE fait préparer une base de données éoliennes certifiées. Un fournisseur a déjà été choisi pour ce travail, et la constitution de cette base de données fera l'objet d'un financement rétroactif. La Banque Mondiale a déjà indiqué qu'elle n'avait "pas d'objection".

6. Volet d'assistance technique (montant du prêt : $ 2,5 millions)

114. La composante d'Assistance Technique (AT) a pour but d'améliorer les capacités de l'ONE dans le domaine de la gestion des achats et à préparer ce dernier à travailler dans un environnement plus ouvert et, à long terme, concurrentiel. Le volet d'Assistance technique est constitué des activités suivantes :

46

o Conception et application des dispositions contractuelles (montant du prêt : $ 500 000) régissant les rapports avec les autres opérateurs du secteur. L'ONE a déjà fait réaliser par un grand cabinet international de conseil juridique, une étude destinée à diagnostiquer le cadre juridique et réglementaire. Cette analyse a conclu que les dispositions contractuelles régissant les rapports entre l'ONE et d'autres opérateurs du marché énergétique, ainsi qu'entre diverses entités au sein de l'ONE, ne sont pas conformes aux pratiques commerciales. L'ONE a demandé à la Banque Mondiale une assistance technique sur les sujets suivants : (a) diagnostic des relations entre l'ONE et les autres distributeurs, (b) définition des rôles et des obligations de l'ONE, en sa qualité de gestionnaire de réseau de transport (GRT), (c) dispositions contractuelles entre l'ONE (en sa qualité de GRT) et les distributeurs, (d) dispositions contractuelles régissant les rapports entre distributeurs et municipalités, (e) tarifs de transport, y compris ceux des services annexes, (f) dispositions contractuelles entre les producteurs et l'ONE (en sa qualité de GRT), et (g) définition d'un cadre de régulation et de gouvernance approprié pour le bon fonctionnement du secteur. La définition des relations contractuelles entre les différents intervenants du secteur de l'électricité au Maroc, est l'une des actions mentionnées dans la matrice du PPD.

o Étude tarifaire (montant du prêt : $ 600 000) : La structure tarifaire actuelle date de 1997. Elle a été élaborée à partir des résultats de l’étude tarifaire engagée en 1988 dans le cadre d'un projet de la Banque Mondiale et finalisée en 1992. Depuis lors, les tarifs n'ont été modifiés que de manière très ponctuelle et n'ont pas fait l'objet d'un réexamen global, et ce en dépit des bouleversements qui ont affecté le secteur au cours de la dernière décennie. La structure tarifaire actuelle présente deux inconvénients principaux : (a) un niveau inadéquat, qui ne permet pas de couvrir les coûts de production et de transport/distribution et (b) une structure qui ne fournit pas les incitations adéquates et suffisantes à une utilisation efficace des capacités de production existantes, non plus qu'à des économies d'électricité ni à une bonne gestion de la charge. Il est, de plus, urgent de réviser les tarifs pour assurer la viabilité financière de l'ONE et pour adapter le système tarifaire à la structure des coûts et de la demande. Un comité interministériel, conduit par le MAEG, a été crée pour piloter l’étude. Les termes de référence de l’étude sont en cours de finalisation et une consultation est prévue pour juin 2008. - Cette composante du projet fait donc l’objet d’un financement rétroactif

o Amélioration de la fonction "achats" (montant du prêt : 1 million $) : La fonction « achat » de l'ONE est déjà certifiée ISO 9001 : 2000. Mais, dans le cadre du projet proposé, une assistance technique est fournie pour faire en sorte que les procédures d'achat de l'ONE soient susceptibles d'évoluer conformément au changement des besoins de cette entreprise, à la suite de la libéralisation du marché, et cela pour garantir les meilleures performances possibles, à la fois dans le domaine des coûts, de l'adéquation et de la qualité. L'ONE a lancé une étude couvrant les activités suivantes :

��Diagnostic des procédures actuelles

��Évaluation du cycle d'achat et optimisation des procédures de gestion des stocks

��Mise en place d'une fonction d'achats électronique : identification des besoins, formulation d'une stratégie, mise en œuvre et transfert de technologie

Cette composante est sujette au financement rétroactif.

o Valorisation de l'électrification rurale (montant du prêt : 400 000 $) : Au Maroc, le taux d'accès de la population rurale à l'électricité est déjà très élevé. En effet, en 2006,

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85% de la population a accès à l'électricité et ce taux devrait passer à environ 100% en 2008. L'extension du réseau sert surtout à la satisfaction de besoins du secteur résidentiel et constitue une charge pour les finances de l'ONE, car les coûts du raccordement des populations rurales sont élevés, alors que les tarifs ne sont pas à un niveau permettant de couvrir les coûts de revient. Le prochain programme d'électrification rurale visera à promouvoir de nouvelles utilisations, présentant une plus forte valeur ajoutée. L'ONE a déjà identifié plusieurs activités telles que la participation à des opérations de développement régional ou local ou l'utilisation du réseau dans le cadre du développement de services de télécommunications. Le projet financera (de manière rétroactive) une étude pour la conception d'ensemble du programme et la définition de systèmes d'information devant servir de base à ce programme.

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Annexe 5 : Coûts du projet

MAROC : APPUI A L’ONE

Coût du projet 4 ventilé par élément et/ou par activité

millions de US$

locaux

millions de US$

étrangers

millions de US$ : Total

Etranger en % du

Total Infrastructure Lignes de transport

13,53

79,30

92,83

85%

Postes 7,57 44,35 51,91 85% LBC 8,40 8,40 0% Salle des marchés 7,00 7,00 100% Base de données éoliennes 1,00 1,00 100% Assistance technique 2,50 2,50 100% Coût total de base 29,49 131,65 161,14 82% Aléas physiques 1,47 6,58 8,06 Aléas liés aux prix 1,47 6,58 8,06 Taxes et droits 37,09 37,09 0%

Coût totaux du projet 69,54 144,81 214,35 68% Intérêts pendant la construction 16,36 16,36 0%

Financement total nécessaire 85,90 144,81 230,72 63%

4 Non compris les coûts d'acquisition des terrains et les dédommagements

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Annexe 6 : Modalités de mise en œuvre

MAROC : APPUI A L’ONE 115. Agence d'exécution : L'ONE est l'emprunteur et l'agence d'exécution du projet. Lors de l'évaluation du projet, il a été tenu compte de ses capacités techniques et de mise en œuvre. L'ONE dispose du personnel adéquat pour (a) préparer, réaliser et gérer les infrastructures de transport et de distribution à financer dans le cadre du projet proposé ; et (b) pour préparer, superviser et effectuer le contrôle de qualité de toutes les études et activités qui doivent être réalisées dans le cadre du volet d'AT. L'organigramme de l'ONE est présenté ci-dessous.

Figure 9 : Organigramme de l’ONE

(1) VEP: Value Enhancement Program(2) VER: Valorisation Electrification Rurale.

Structure Générale

Pôle supports

Direction RH et Organisation

Direction Achatset Logistique

DirectionSystèmes d’Information

DirectionPerformances

Opérationnelles

Direction Générale

Pôle Production Pôle Réseaux Pôle Finance et Commercial Pôle Développement

DirectionIngénierie Production

DirectionsExploitations

Directions Réalisation Production

Division VEP (1)

Direction Opérateur Système

DirectionIngénierie Réseaux

DirectionProjets Réseaux

DirectionsRégionales

Direction Commercial et Services

Direction Gestion des Risques

Direction Financière

Direction Contrôle de Gestion

Direction VER (2)

DirectionProjets

DirectionInternational

Direction Environnement et Renouvelables

Direction Affaires Juridiques

Cabinet Direction Générale

DirectionStratégie et planification

Direction Inspection et Contrôle

DirectionCommunication

Comités de gouvernance

Division VEP (1)

Division Appui Gestion

Division Appui Gestion

Gestion du projet : 116. Le Pôle Réseaux a la responsabilité générale des études et de la réalisation du volet relatif à l'infrastructure. La Direction Projet Réseaux (DDR) est responsable de la réalisation du transport (lignes de 400 et 225 kV). Son Directeur et deux managers, l'un pour les lignes et l'autre pour les postes, superviseront et coordonneront avec l'unité concernée la réalisation des lignes de transport et des postes à construire dans le cadre du projet proposé. • Le manager de ligne s'assure que toutes les lignes de 400 et 250 kV sont construites dans

les meilleures conditions de qualité, de coût et d'ordonnancement. Il est responsable de l'emploi optimal des ressources humaines et logistiques affectées aux projets. Il supervise aussi la réalisation du Plan d'Assurance-Qualité au cours de la construction des lignes de 400 et 250 kV.

• Le manager de poste assure les mêmes fonctions et a les mêmes responsabilités en ce qui concerne les postes.

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117. Chaque manager est secondé par plusieurs chefs de projets, qui supervisent la

réalisation et la gestion au jour le jour des aspects techniques et administratifs du projet dont ils ont la charge.

Figure 10 : Organigramme de la Direction Projet du Pole Réseaux

118. La DDR est assistée par d'autres unités du Pôle, pour traiter les questions d'ingénierie de réseau, légales, techniques, ainsi que d'administration et de gestion relatives au projet :

• La Direction Ingénierie Réseaux (DIR) est responsable des études d'ingénierie relatives aux lignes et aux postes. Elle approuve aussi les plans et les fiches techniques pendant la réalisation du projet.

• Le Service des Affaires Juridiques traite tous les aspects juridiques liés à l'activité de la DDR. Il se procure les autorisations requises pour le droit de passage des lignes de 400 et 250 kV, ainsi que les acquisitions de terrains pour les postes à haute tension. Il négocie avec les personnes concernées par de telles acquisitions et s'occupe de leur dédommagement. Ce service est, si besoin est, assisté par la Direction des Affaires Juridiques.

• Le service technique et planification s'assure de la coordination du projet, dans le cadre du projet plus général des investissements du réseau, avec les départements planification et opérations. Il fournit aussi une assistance technique aux managers de lignes et de postes, dans le cadre de l'exercice de leurs fonctions.

• La Division Appui de Gestion assiste la DDR en mettant en œuvre les compétences nécessaires à la mise en œuvre du projet, et les chefs de projet dans les aspects de leurs

��',5(&7,21�352-(76�5(6($8;��''5�

Manager Projets Lignes

Service Appui Technique & Planification Service Affaires Juridiques

Manager Projets Postes

Projet -1 : Postes 400 & 225 kV Nord

Projet -2 : Postes 400 & 225 kV Sud

Projet -3 : Postes 400 & 225 kV Centre

Projet -4 : Postes 400 & 225 kV Oriental

Projet -1 : Lignes 400 & 225 kV Nord

Projet -2 : Lignes 400 & 225 kV Sud

Projet -3 : Lignes 400 & 225 kV Centre

Projet -4 : Lignes 400 & 225 kV Oriental

32/(��5(6($8;

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projets qui touchent aux achats, au contrôle qualité, à la comptabilité et à la gestion financière.

• La Division « Value Enhancement Program » est, au sein du Pôle, chargée du contrôle de gestion. Elle assiste aussi la DDR dans les domaines du budget et de la gestion.

119. Dans le Pôle, deux comités supervisent la mise en œuvre du projet (a) le Comité de Pilotage, où sont représentées la DDR, la DIR et les Directions Régionales (DR) concernées, et (b) le Comité de Coordination et de Suivi, qui se compose des managers de lignes et de postes membres de la DDR, ainsi que des managers de réseau, de postes sources et de postes de contrôle membres de la DIR. 120. La DDR est aussi assistée par des unités fonctionnelles pour les questions touchant aux achats, aux problèmes environnementaux et sociaux, ainsi qu'aux opérations financières et au décaissement ;

• La Direction Achats et Logistique assiste la DDR dans la réalisation des activités d'achat liées au projet. Elle est chargée des questions de transit et de douane relatives à tous les matériels importés par l'ONE.

• La Direction Financière contribue à valider toutes les factures enregistrées sur le logiciel SAP au niveau de la DDR et s'assure de leur approbation par la Division du contrôle des dépenses budgétées. Elle est aussi responsable de toutes les opérations de paiement et de décaissement.

• La Direction Performances Opérationnelles s'assure que tous les éléments du réseau sont conformes aux spécifications financières et techniques de l'ONE.

• La Direction des Affaires Juridiques fournit, lorsque le besoin s'en fait sentir, des conseils sur toutes les questions juridiques liées aux projets. C'est elle qui représente l'ONE auprès des Tribunaux, lorsque des litiges apparaissent entre l'ONE et des tiers, à propos des droits de passage des lignes de transport.

121. La construction des postes de distribution est supervisée et gérée par les unités régionales de régions où elles se situent. Les mêmes procédures et règles s'appliquent à la gestion de ces projets. 122. Pour les autres composantes du projet, les attributions de responsabilité seront les suivantes :

• La Direction des Risques du Pôle Finance et Commercial sera responsable de la Salle des Marchés

• Le Pôle Réseaux sera chargé des LBC • La Direction Renouvelables du Pôle Développement est chargée de la base de données

éoliennes La réalisation des activités d'AT est confiée aux unités suivantes :

• La Direction Commerciale et Services est chargée de l'étude tarifaire • La Direction Achats et Logistique du Pôle Supports, de l'AT aux achats • La Direction VER du Pôle Développement, de l'étude d'électrification rurale

Le Département de l'Environnement est chargé de la surveillance de la mise en œuvre du Plan de Gestion de l'Environnement et du Cadre de la Politique de Réinstallations, en coordination avec les départements appropriés. 123. La coordination générale est confiée à l'unité de Performance et Développement de la Valeur, dont le directeur est désigné comme étant l'interlocuteur focal de l'équipe de la Banque Mondiale. L'unité focale sera responsable de la coordination de toutes les activités, même lorsqu'elles seront réalisées par des unités se situant hors du Pôle Réseaux.

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124. Des rapports d’avancement seront soumis par l’ONE deux fois par an, en même que les rapports financiers interim non audités (voir paragraphe 130 de l’Annexe 7)

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Annexe 7 : Gestion financière et dispositions relatives au décaissement

MAROC : APPUI A L’ONE Évaluation du système de gestion financière 125. Une évaluation du système de gestion financière l'ONE (Office National d'Électricité), en sa qualité d'agence d'exécution du projet, a été réalisée pour s'assurer qu'il est conforme aux spécifications de la Banque Mondiale en matière de gestion de projet, et en particulier avec l'OP/BP10.02. En effet, l'ONE sera responsable de la gestion des fonds du projet et des opérations financières correspondantes. L'ONE est un EPIC (Établissement public à caractère industriel et commercial) et de ce fait, sa gestion est semblable à celle d'une entreprise privée et se conforme aux principes et aux procédures définis par le droit commercial du Royaume du Maroc.

Système comptable 126. La comptabilité de l'ONE est tenue par la Division comptable qui dépend de la Direction financière. Elle est conforme aux règles applicables aux EPIC (décret du 19 novembre 1989). L'ONE a un système comptable d'engagements, géré depuis 2000 par un Système d'Information Intégré (SII) et conforme aux règles définies par les "obligations comptables des commerçants" et le Plan comptable marocain. Les opérations liées aux projets financés sont enregistrées dans les documents comptables de l'ONE conformément à ses procédures comptables.

Système de contrôle interne

127. Conformément aux dispositions de la Loi 69-00 du 11 novembre 2003, l'ONE est soumis au contrôle financier de l'Etat, qui a été profondément modernisé et est désormais appelé "Contrôle de Performance". Ce contrôle garantit la séparation des fonctions entre plusieurs niveaux de contrôle indépendants : (i) le contrôleur d’Etat pour le contrôle a priori des dépenses au niveau des engagements ; et (ii) le trésorier payeur qui signe conjointement avec le Directeur de l’ONE les ordres de paiements. A partir de mars 2008, les paiements inférieurs à un certain montant, qui sera fixé ultérieurement, seront décentralisés au niveau régional. De plus, la fonction d'audit interne est assurée par la Division d'audit et d'organisation, qui dépend directement de la Direction générale. Ce département a un état d'objectifs de mission bien définis, qui comprend en particulier le respect du manuel de procédures, comme stipulé par la nouvelle loi 69-00 mentionnée plus haut. 128. L'ONE va mettre en place des procédures destinées à s'assurer que les actifs du projet feront l'objet d'un inventaire permanent et de vérifications annuelles de l'état des stocks, et que toutes les assurances appropriées sont contractées pour prémunir ces actifs contre les risques courants.

Audit externe

129. Les états financiers de l'ONE sont soumis à un audit externe annuel. Les états financiers des trois derniers exercices ont été audités par un cabinet d'audit international et ont été certifiés avec quelques réserves. Pour l'exercice 2006, ces réserves sont les suivantes : (i) les engagements relatifs aux retraites sont sous-évalués de MAD 4.830 millions ; (ii) l’ONE n’a pas constitué de provisions sur de très anciennes créances sur des clients s’élevant à MAD 1.062 millions et dont les chances de recouvrement semblent incertaines; (iii) l'actif contient une somme de MAD 1.550 millions

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correspondant à la contribution de l'ONE au Budget de l'État et que l'ONE n'a pas encore affectée depuis quelques années. 130. Les directives de la Banque mondiale stipulent que l'audit annuel externe des comptes du projet soit réalisé en conformité avec les normes comptables appropriées et avec les Termes de référence, ainsi que par un auditeur acceptable par la Banque mondiale. Les états financiers du projet, comprenant l'état des sources et emplois de fonds, doivent être audités chaque année conformément aux principes définis par la Banque mondiale. L'audit doit aussi inclure un examen des états des dépenses (SOE - Statement of Expenses). L'auditeur doit émettre une un rapport sur les procédures de contrôle interne du projet, assorti de recommandations pratiques en vue d'améliorer le système de contrôle interne du projet. Le rapport d'audit doit être transmis à la Banque Mondiale au plus six mois après la fin de chaque exercice. L'auditeur de l'ONE pourrait être chargé de l’audit des comptes du projet. 131. En plus du rapport d'audit externe relatif aux états financiers de l'ONE, le rapport de contrôle interne comportant les recommandations visant à améliorer les procédures de contrôle interne et le système comptable doit être transmis par l'ONE à la Banque mondiale au plus tard six mois après la fin de chaque exercice.

Système d'information et de reporting financier

132. La gestion financière du projet est assurée par le service responsable des financements à long et moyen terme au sein de la division des finances et de la trésorerie (Direction financière), en coordination avec les départements techniques concernés. La direction financière de l'ONE est bien structurée et dispose d'un manuel de procédures actualisé, qui définit les procédures de décaissement et de gestion financière. L'ONE a acquis une expérience substantielle de la gestion de projets financés par des bailleurs de fonds internationaux (BIRD, BAD, BEI, INSIPID, BID, KfW…) . Il dispose d'un personnel adéquat pour effectuer les travaux de gestion financière liés au projet. Pour satisfaire aux besoins de reporting financier de la Banque mondiale et de l'ONE, il n'est pas nécessaire d'accroître les effectifs et les qualifications du personnel existant. Le Système d'Information Intégré (SII) permet un suivi des dettes en cours, en dirhams et en devises étrangères (module emprunt) ; mais il ne fournit pas automatiquement assez d'informations pour la gestion financière du projet en termes d’affectation et d’emplois de fonds par composantes et par catégorie de dépenses. L'ONE élabore les états financiers du projet, conformément aux modèles convenus avec les bailleurs de fonds, en adaptant les informations dont il dispose aux besoins du projet.

Suivi du projet

133. L'ONE communiquera à la Banque mondiale un rapport financier intérimaire semestriel non audité, 45 jours au plus tard après la fin de chaque période. Ces rapports seront établis conformément aux directives de la Banque mondiale. Pour toutes les sources de fonds du projet, le rapport financier intérimaire non audité indiquera :

- un tableau résumé des cash-flows indiquant, pour le semestre passé, les fonds reçus ventilés par sources et les dépenses ventilées par catégories ainsi que le montant cumulé à la date du rapport, et une projection pour les six mois à venir,

- un résumé de l'emploi des fonds indiquant les paiements effectués par composante/activité du projet pour le semestre écoulé ainsi que le cumul à la date du rapport,

- un résumé des engagements et des paiements par composante et par source de financement.

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- Des commentaires expliquant l'origine des écarts constatés et les actions correctives proposées doit être fourni en annexe aux rapports financiers.

134. Comme l'actuel système d'information de l'ONE ne fournit pas automatiquement suffisamment d'informations détaillées (vis-à-vis des besoins de la Banque mondiale) pour l'élaboration du rapport financier intermédiaire non audité, il faudra concevoir un système d'information financier du projet indiquant les sources et emplois de fonds, ventilés par composante et catégorie de dépenses du projet, ainsi que les sources de financement. Les tableaux financiers seront produits manuellement, à partir d'un retraitement des données fournies par le système d'information actuel. Le format des rapports a fait l'objet d'un accord avec l'ONE au cours de la préparation du projet.

Evaluation du système utilisé

135. Si l'on tient compte du système de gestion de l'ONE et de l'expérience acquise par l’Office dans la gestion de projets, le système financier utilisé satisfait aux conditions minimales requises par la Banque mondiale.

Flux de fonds

136. Le projet est financé conjointement par la Banque mondiale et par l'ONE. Les flux financiers proviendront de la Banque mondiale, et les fonds de contrepartie seront financés par l'ONE. La gestion des flux de fonds entre la Banque mondiale, l'ONE et les bénéficiaires sera organisée conformément aux procédures traditionnelles de décaissement de la Banque mondiale.

Évaluation des risques

137. Risque pays. L'évaluation de la fiabilité financière du pays (CFAA - Country Financial Accountability Assessment) réalisée en 2007 a conclu que le risque lié à la Gestion des Finances Publiques (GFP) du Maroc est faible et confirme l'évaluation précédente, réalisée en 2003. Le système de contrôle des dépenses, qui était une source de lenteurs, a été réformé et modernisé en profondeur. Toutefois, les CFAA indiquent qu'il existe encore des domaines de risque plus élevés, en raison essentiellement des longs retards affectant (i) l'enregistrement et le paiement des commandes et (ii) l'affectation des fonds du budget national aux administrations régionales, ce qui rend difficile la tâche d'analyser comment et quand ces fonds sont utilisés. Mais ces risques afférents à la GFP ne concernent pas l'ONE car, en sa qualité d'EPIC, il a une gestion autonome par rapport aux finances publiques et parce qu'il recevra les fonds directement de la Banque mondiale. 138. Risques relatifs au projet. Du point de vue financier, le risque relatif au projet est considéré comme faible, car l'ONE est un organisme expérimenté, qui dispose de procédures et de systèmes permettant de prévenir les irrégularités. Modalités de décaissement 139. Méthode de décaissement. Les montants du prêt seront décaissés conformément aux procédures de décaissement traditionnelles de la Banque mondiale et seront consacrés au financement des activités du projet, conformément aux procédures de décaissement employées actuellement : c'est à dire demandes de retrait (WA - Withrawal Applications) pour les paiements directs, les engagements spéciaux et/ou les remboursements, accompagnés de la documentation justificative appropriée. L'Unité de Gestion du Projet (Office National de l'Électricité) aura la responsabilité de soumettre les demandes de remboursement ou de retrait pour un paiement direct par la Banque mondiale, accompagnées de la documentation justificative appropriée. Selon les

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prévisions faites par la Banque Mondiale quant aux échéanciers de décaissement, ces derniers devraient s'achever quatre (4) mois après la fin du projet. Un montant de US$ 20 000 a été autorisé pour le financement rétroactif pour des dépenses engagés avant la signature de l’Accord de Prêt mais après le 1er juillet 2007. 140. Compte spécial. Le projet ne nécessite pas de compte spécial. L'ONE utilisera les paiements directs et les remboursements pour financer les activités du projet. 141. Utilisation des États de Dépenses (SOE). Toutes les demandes de retraits de fonds du prêt seront accompagnées des pièces justificatives à l’exception : (a) des dépenses relatives à des contrats de biens, travaux et autres fournitures d'une valeur estimée équivalente à moins de US$ 3,000,000; (b) à l'équivalent de US$ 500,000 ou moins pour les sociétés de conseil ; (c) à l'équivalent de US$ 50,000 ou moins pour les consultants individuels, qui peuvent être demandés sur la base d'états de dépenses (SOE) certifiés. La documentation justificative des dépenses demandées sur la base des SOE, sera conservée par l'ONE et mise à la disposition, sur leur demande, des équipes de la Banque mondiale, lors des missions de supervision et d'audit du projet. Tous les décaissements seront régis par les clauses de l'Accord de prêt et par les procédures définies dans la lettre de Décaissement. Pour toutes les autres dépenses (celles dont le montant excède les montants ci-dessus), des justificatifs seront nécessaires pour prouver leur éligibilité lorsque le paiement est inspecté par la Banque mondiale. 142. Affectation du montant du prêt

Catégorie de dépense Montant du prêt affecté (exprimé en Euro)

Pourcentage des dépenses à financer (taxes exclues)

(1) Biens et équipements, travaux et consultants du projet

100%

(2) Commission Montant payable conformément à la Section 2.03 de l’Accord de Prêt et Section 2.07 (b) des Conditions Générales

TOTAL 143. Planning de la supervision. Les activités de supervision financière comprendront un examen des FIR, l'examen des documents financiers annuels audités et les lettres de recommandations. Il y aura environ deux missions de supervision de la gestion financière chaque année. Les missions de supervision réalisées par les équipes de la Banque Mondiale se composeront de visites à l'ONE et à ses antennes régionales, dans le but d'examiner les pratiques de gestion financière, les procédures de paiement et la documentation.

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Annexe 8 : Passation des marchés

MAROC : APPUI A L’ONE

A. CONSIDERATIONS GENERALES 144. Pour le projet proposé, les achats seront fait conformément aux Directives Pour la Passation des Marchés Financés par les Prêts de la BIRD et les Crédits de l’AID de la Banque mondiale, datées de mai 2004 et révisées en octobre 2006 et des Directives pour la Sélection et l’Emploi de Consultants par les Emprunteurs de la Banque mondiale datées de mai 2004 et révisées en octobre 2006, ainsi que des clauses de l'Accord Légal. Les contrats d'AOI se conformeront aux Documents types de la B.M. pour la passation de marchés. La grande majorité des achats se fera par le biais de contrats de fourniture et d'installation clés en main. Pour le volet d'assistance technique, tous les contrats passés avec les consultants choisis se conformeront aux appels d’offres standard de la Banque mondiale. Les divers composants des différentes catégories de dépenses sont, dans leurs grandes lignes, décrits ci-dessous. Les différents lots et les méthodes d'achat correspondantes sont décrits dans le Plan d'achat ("Procurement Plan") joint. Modalités de mise en œuvre : 145. La Direction « Projet Réseaux » (DDR) du Pôle Réseaux de l'ONE sera responsable de la construction des composantes transport et de distribution du projet, qui représente la majeure partie de l'investissement. La Direction Financières collaborera avec la DDR pour aider à la réalisation du projet. Toutes les activités d'achat seront effectuées par l'Unité Achats du Pôle Réseaux, avec l'assistance de la Direction des Achats. Composantes du projet : 146. Le projet se composera de ce qui suit : A) Transport : Les éléments suivants seront achetés conformément au nombre de lots définis dans le Plan d'achat joint :

(i) une ligne de 400 kV (double terne) -- MEDIOUNA – GHANEM (120 km) (ii) deux lignes 400 kV (simple terne) – SAFI-ESSOUIRA – CHAMAIA (2x55 km) (iii) une ligne de 400 kV (double terne) -- CHICHAOUA -- AGADIR (1x160 km) (iii) une ligne 225 kV (double terne) – CHAMAIA -- TENSIF II (1x 70 km) (iv) raccordement de la ligne 400 kV (double terne) GHANEM – CHICHAOUA, au poste de CHAMAIA (2x 1 km) (v) raccordement des lignes 225 kV (simple terne) CHICHAOUA – JORF LASFAR et CHICHAOUA – BOUGUEDRA, au poste de CHAMAIA (2x 6 km) (vi) poste de CHAMAIA– 2 x 450 MVA, 400/225 kV (vii) Extension du poste de MEDIOUNA 400/225 kV (ix) Extension du poste de Tensif 225/60 kV

147. Comme indiqué dans le Plan d'Achat, l'élément transport fera l'objet de deux appels d'offres AOI relatifs à des produits (transformateurs de 400 kV et câbles pour les lignes de transport) et de cinq appels d'offres AOI relatifs à des fournitures et installations, avec des contrats clés en main. B) Distribution : Les éléments suivants seront achetés conformément au nombre de lots définis dans le Plan d'achat joint :

(i) Poste de 225/22 kV à Dar Bouazza (ii) Poste de 60/22 kV à Dar Ouled Zidouk (iii) Poste de 60/22 kV à Tamansourt

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Comme indiqué dans le Plan d'Achat, l'élément Distribution fera l'objet de trois passations de marché AOI pour des fournitures et installation, avec contrats clés en main. C) Autres composantes

148. Lampes à Basse Consommation (LBC) - dans le cadre du programme d'efficacité énergétique que l'ONE met en œuvre dans le pays, le projet financera l'achat de 5 millions de lampes à basse consommation. Cette opération a été avancée et l'achat a fait l'objet d'une procédure AOI au cours de la préparation du projet. Les offres ont été reçues et l'évaluation a été soumise à la Banque mondiale, qui "n'a pas formulé d'objection".

149. Équipement d'une salle des marchés - dans le cadre des réformes du secteur de l'électricité du Maroc, l'ONE doit être préparé à intervenir dans le futur marché concurrentiel de l'électricité. Dans ce but, l'ONE a déjà conclu un contrat avec l'ENDESA (Espagne), qui va l'assister dans les domaines suivants : conception d'ensemble d'une salle de marchés lui permettant d'analyser différentes stratégies vis-à-vis du coût (comme les achats de combustibles et les importations d'énergie), commercialisation de ses produits (exportations d'énergie et concurrence avec d'autres producteurs) et définition de stratégies correspondant à divers niveaux de risque. Le projet financera l'achat et l'installation de matériel informatique et de logiciels destinés à cette salle de marchés. L'achat se fera par une procédure AOI.

150. Base de données relatives aux potentiels d'énergie éolienne - l'ONE promeut la production d'électricité à partir des énergies éoliennes, en particulier par des producteurs d'électricité indépendants (PEI). Pour cela, l'ONE a pressenti des consultants pour qu'ils réalisent une étude d'évaluation du potentiel éolien de diverses régions du pays. Afin de collecter les données de cette étude, l'ONE a, par appel d'offres, acquis un ensemble de matériels de mesure des capacités éoliennes ainsi que des services de collecte de données et de création d'une base de données des capacités éoliennes. Pour ce dernier contrat, la procédure d'appel d'offres a été examinée par la Banque Mondiale, qui s'en est déclarée satisfaite. Il est prévu que ce contrat soit financé rétroactivement dans le cadre du projet proposé.

151. D) Assistance technique : les éléments suivants seront achetés conformément aux directives de la Banque Mondiale relatives aux consultants (Bank’s Consultant Guidelines) concernant le nombre de contrats (et les méthodes de choix), indiquées dans le plan d'achats joint (SFQC) :

(i) Étude de contractualisation ; (ii) Étude tarifaire ; (iii) Amélioration des systèmes et procédures d'achat ; (iv) Valorisation de l’électrification rurale.

Procédures d'achat 152. Les lignes de transport et les postes sources inclus dans les volets Transport et Distribution du projet seront achetés par contrats séparés, tous conclus à la suite de procédures d'AOI, conformément aux Directives d'achat définies par la Banque mondiale en 2004, révisée en octobre 2006. On estime qu'il y aura 10 contrats, comme indiqué de manière détaillée dans le Plan d'achat joint à ce rapport et déjà mentionné. Comme indiqué plus haut, l'achat de 5 millions de lampes à basse consommation a été engagé et une procédure AOI a été engagée pendant la préparation du projet. Le contrat concernant la base de données éoliennes a déjà été conclu et il est proposé pour un financement rétroactif.

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153. Les travaux d'assistance technique seront effectués par des consultants choisis conformément aux Directives de la Banque mondiale. Le nombre de contrats et les méthodes de sélection des consultants sont définis dans le plan d'achat joint. 154. Achats de travaux : Les travaux achetés dans le cadre de ce projet comprennent la fourniture et l'installation (sous la forme de livraisons "clés en main") des lignes de transport (de 400 et 225 kV) et de plusieurs postes sources de 400, 225 et 60 kV.

155. Achat des biens : Ce projet comportera l'achat des biens suivants : transformateurs de 400 kV, câbles des lignes de transport, lampes à basse consommation, matériels et logiciels de la Salle des marchés. Tous ces achats seront effectués au moyen de procédures d'ICB. Ce sont les documents types de la Banque Mondiale en matière d'enchères qui seront utilisés.

156. Choix des consultants : Les éléments du projet relatifs à l'assistance technique seront confiés à des consultants qui auront été choisis conformément aux procédures définies par la Banque Mondiale et auront été pressentis au moyen des documents types de la Banque mondiale relatifs aux demandes de propositions (devis).

B. ÉVALUATION DE LA CAPACITÉ DE L'AGENCE À EFFECTUER LES ACHATS 157. L'OFFICE NATIONAL DE L’ELECTRICITE (ONE) est l'Agence d'exécution du projet. L'ONE a une expérience appréciable en matière de gestion de projets. Il connaît les documents types de passation de marchés, qu'il a utilisées à l'occasion de projets financés par des institutions financières internationales telles que la BEI, la BAD, la Banque Islamique, etc. La Direction Production de l'ONE gèrera les achats, la mise en place des équipements et installations et la mise en service. Elle travaillera en collaboration étroite avec les autres Départements de l'ONE. Cependant, comme une partie de l'équipe du Département des Achats de l'ONE était nouvellement arrivée, il était nécessaire de la former aux procédures de la Banque Mondiale. Afin d'éviter tout risque possible, la Banque Mondiale a dispensé, le 22 octobre 2007, une formation relative à ses procédures en matière d'achats (Bank Procurement Guidelines). De plus, une formation "sur le tas" a été dispensée par des spécialistes des achats de la Banque Mondiale au cours de la préparation du projet. Cette formation a traité des demandes de propositions pour le choix des consultants (Requests for Proposals for Selection of Consultants) et des documents à utiliser lors des appels d'offres, pour les contrats qui avaient été avancés et qui seront financés rétroactivement par le prêt proposé. 158. Du 27 au 31 janvier 2008 a été réalisée une évaluation de la capacité de l'agence d'exécution (l'ONE) à mettre en œuvre les procédures d'achat du projet. L'évaluation a eu trait à la capacité organisationnelle à mettre en œuvre le projet, ainsi qu'aux interactions entre l'équipe du projet responsable des achats et l'unité administrative et financière concernée. Pour ce qui concerne les achats, le risque global a été considéré comme moyen. L'ONE dispose de très bonnes capacités dans les domaines technique et des achats. Dans le passé, ses personnels ont déjà réalisé des projets financés par la Banque mondiale. De plus, au cours de la préparation du présent projet, des cours de mise à niveau ont été dispensés par la Banque mondiale et une formation "sur le tas" a été dispensée en ce qui concerne les procédures d’appel d’offres, pour le choix des consultants, et, pour les documents de soumission d’offres AOI pour les matériels dont le processus d'achat était déjà bien avancé. Cependant, les appels d’offres pour les lignes et postes sont complexes et nécessitent une étroite supervision de la part de la Banque et une formation permanente des agents de l’ONE.

C. PLAN DE PASSATION DES MAR CHÉS 159. Lors de la préparation, l'Emprunteur a conçu le Plan d'Achats qui est indiqué ci-après. Lors de l'évaluation, ce Plan a fait l'objet d'un accord entre l'Emprunteur et l'Équipe du Projet. Il sera aussi disponible dans la base de données du projet et sur le site extranet de la Banque mondiale.

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Pour chaque contrat devant être financé par le Prêt, les différentes méthodes d'achat, les estimations de coût, les examens et revues préalables ainsi que le calendrier, feront l'objet d'un accord entre l'Emprunteur et la Banque Mondiale, dans le cadre du Plan d'Achat. Ce dernier sera réactualisé au moins une fois par an, ou lorsque cela s'avèrera nécessaire pour la prise en compte des besoins réels de la mise en œuvre du projet, ou du fait de l'évolution des capacités de l'institution. Le projet de plan d'achat est présenté ci-dessous :

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Plan d’achats du projet

Achats de biens et de travaux

N° de référence Type de contrat

Coût estimé Méthode Préqualification Préférence

Examen par la Date prévue Date de Commentaires

d'achat (oui ou non) nationale Banque

Mondiale d'ouverture

des livraison

US$

millions (oui ou non) (antérieur ou postérieur) offres prévue

Biens G – 01 Lampes à basse consommation 8,4 AOI Non Non Antérieur 05/12/2007 2008 Financement rétroactif

G - 02 Salle des marchés 7,0 AOI Avril 08 2009 Financement rétroactif

G - 03 Base de donnés des potentiels éoliens 1,0 NA Financement rétroactif d'un contrat en cours

Transformateurs électriques

G – 04 (4 unités de 450 MVA, 400/225 kV) 16,8 AOI Non Non Antérieur Janv. 2009 2012 G – 04 Câbles des lignes de transport 38,9 AOI Non Non Antérieur Janv. 2009 2012

Examen préalable pour tout contrat supplémentaire

Au-dessus de US$

500k Travaux (livraison & installation)

AOI

TK – 01 Une ligne 400 kV (double terne) -- Mediouna – Ghanem (120 km) 21,4

,Contrat clés en main Non Non Antérieur Janv. 2009 2012

63

ICB

TK – 02

Deux lignes 400 kV (simple terne) – Safi/Essouira – Chamaia (2x55 km) ET raccordement de ligne 400 kV (double terne) Ghanem – Chichaoua, au poste de Chamaia 13,0

,Contrat clés en main Non Non Antérieur Janv. 2009 2012

AOI

TK – 03

Une ligne 225 kV (double terne) – CHAMAIA -- TENSIF II (1x 70 km) ET raccordement de lignes 225 kV (simple terne) Chichaoua – Jorf Lasfar et Chichaoua – Bougedra, au poste de Chamaia 7,4

,Contrat clés en main Non Non Antérieur Janv. 2009 2011

64

AOI

TK – 04

Poste de Chamaia– 400/225 kV et extension des postes de Mediouna, Dar Bouazza et Tensif II 35,7

,Contrat clés en main Non Non Antérieur Janv. 2009 2011

AOI

TK – 05 Une ligne 400 kV (double terne) -- Chichaoua -- Agadir (1x160 km) 28,5

,Contrat clés en main Non Non Antérieur Janv. 2009 21012 AOI

TK – 06 Poste 225/22 kV de Dar Bouazza 10,0

,Contrat clés en main Non Non Antérieur Juillet. 2008 2010 AOI

TK – 07 Poste 60/22 kV de Dar Ouled Zidouk 5,1

,Contrat clés en main Non Non Antérieur Juillet. 2008 2009 AOI

TK – 08 Poste 60/22 kV de Tamansourt 5,1

,Contrat clés en main Non Non Antérieur Janv. 2009 2009

Au-dessus de

Examen préalable avant tout contrat supplémentaire

US$ 3 millions

Sélection de consultants

N° de Type de contrat Coût Méthode Examen par la Soumission Soumission Date Date Commentaires

65

référence estimé de choix B. M. à la B.M. à la B.M. prévue des de

(antérieur ou desTDR & de la RFP soumissions livraison

US$ 1000 postérieur) de laShort-

list de

propositions prévue

C - 01 Contractualisation 500 SFQC Antérieur Mai 08 Juin 08 Août 08 Sept. 09

C - 02 Étude tarifaire 600 SFQC Antérieur Juin 08 Juillet 08 Septembre

08 Août 09 Retroactive financing

C - 03 Systèmes et procédures d'achat 1,000 SFQC Antérieur Mars 08 Avril 08 Juin 08 Déc. 09 Retroactive financing

C - 04 Valoristion de l'electrification rurale 400 SFQC Antérieur Mars 08 Avril 08 Juin 08 June 09 Retroactive financing

Examen préalable pour tout nouveau contrat

Au-dessus de US$ 200K

D. FRÉQUENCE DE SUPERVISION DES ACHATS

160. EN PLUS DES SUPERVISIONS PRÉALABLES, QUI DOIVENT ÊTRE FAITES DEPUIS LES BUREAUX DE LA BANQUE MONDIALE, IL A ÉTÉ RECOMMANDÉ, À LA SUITE DE L'ÉVALUATION DU POTENTIEL DE L'AGENCE D'EXÉCUTION, QUE DEUX MISSIONS DE SUPERVISION PAR AN SOIENT EFFECTUÉES SUR LE TERRAIN. CELLES-CI VISERONT À EXAMINER APRÈS COUP LES ACTIVITÉS D'ACHAT ET LA SUPERVISION DE LA RÉALISATION DU PROJET, AINSI QU'À ASSURER UN SUIVI POUR LES QUESTIONS DE GESTION DE CONTRAT.

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Annexe 9 : Analyse économique et financière

MAROC : APPUI A L’ONE

Analyse économique 161. Les besoins de charge devraient continuer à augmenter rapidement, passant de 3550 MW en 2006 à un intervalle compris entre 4810 et 5205 MW en 2010, puis à une fourchette de 7095 à 8195 MW en 2015.

Figure 11 : Prévisions de consommation

DEMAND FORECAST(MW)

7095

4810 5030

7545

3550

2335

8195

5205

2,000 2006 2010 2015Reference Scénario Intermediate Scénario High Scénario

Afin de réduire les besoins d’investissements en capacités de production, l'ONE a lancé plusieurs activités de gestion de la demande: promotion de l'emploi de lampes à basse consommation, incitations destinées aux consommateurs urbains à installer des systèmes photovoltaïques connectés au réseau et projets de sensibilisation aux économies d’énergies, visant en particulier les gros consommateurs. Les prévisions de charge suivantes (net de pertes réseaux)ont été utilisées pour l'étude de flux de réseaux:

Tableau 6. Prévisions de charge (net de pertes)

ANNÉE Charge maximale (MW)

2008 3950 2010 4610 2011 5000 2012 5420 2015 6850

162. Il est donc impératif de renforcer le réseau de transport, pour répondre de manière appropriée à la croissance de la charge et pour améliorer la qualité et la fiabilité des fournitures, et ce en particulier dans le domaine de la maîtrise de la fréquence et de la tension. La justification économique s'appuie donc sur une étude en deux stades du ratio efficacité / coût :

(a) dans un premier stade, une étude de minimisation des coûts a été effectuée, à l'aide deux modèles éprouvés, à savoir un modèle d'optimisation (WASP IV) et un modèle de simulation hydroélectrique (Valoragua). Ces modèles ont été utilisés de manière itérative pour déterminer le mix de production optimal permettant de satisfaire la demande future, tout en respectant des critères de fiabilité ;

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(b) dans un deuxième stade, on a cherché à justifier le besoin et la chronologie du renforcement

du réseau de transport, à l'aide de modèles de flux et de stabilité de charge : (a) l'étude de diagnostic a montré que le réseau de transmission opère actuellement à un niveau très proche de sa capacité maximale. Dans plusieurs régions à forte charge, les conditions d'exploitation du réseau sont très difficiles et se détériorent fortement en cas de défaillance de l'un de ses composants : chutes de tension, surcharge des lignes et des transformateurs et même impossibilité de satisfaire la demande ; (b) plusieurs options de renforcement ont été envisagées pour garantir un fonctionnement satisfaisant (les critères de fonctionnement satisfaisant sont présentés dans le tableau ci-dessous), lorsque tous les éléments du réseau sont disponibles (critère N) ou en cas de défaillance d'un élément important du réseau (critère N - 1), et (c) une évaluation économique a été faite, à partir de deux stratégies de renforcement du réseau, respectivement de 400 kV et de 225 kV.

Tableau 7 – Critères de fonctionnement satisfaisant

Surcharge Marges de tension

Critère Ligne Transformateur N 400 KV N 225 KV N 150kV N 60kV

N 100% 100% -5%�V�8.7% -7%�V�8.7% r10% r10%

N-1 120% 20mn

120%

20mn

-6.3%�V�8.7% -9%�V�8.7% r10% r10%

163. Les études ont montré que, pour répondre aux flux de charge futurs en satisfaisant aux critères de fiabilité, c'est la stratégie de 400 kV qui se révèle supérieure en termes de rapport efficacité/coût. Avec un taux d'actualisation de 10%, la Valeur actualisée nette (VAN) de la stratégie de 400 kV est supérieure d'environ 20% à la VAN de la stratégie 225 kV si les pertes sont évaluées au coût marginal à court terme du réseau et d'environ 30% si elles sont évaluées au prix de vente moyen de l'électricité du réseau. 164. Le pays souffre de délestages et bénéficierait grandement du projet de renforcement des infrastructures de transport et distribution. L’analyse coût/bénéfice n’a pu être conduite car les prix de l’électricité ne sont pas séparés en leurs différentes composantes et il n’est donc pas possible d’estimer la volonté des consommateurs de payer pour les services de transport d’électricité. Les réformes en cours avec le soutien de la Banque mondiale au travers du PPD permettront de découper le tarif en ses différentes composantes et de mettre en place un système de tarification du transport. Analyse financière

Diagnostic 165. Au cours des quatre dernières années, la situation financière de l'ONE n'a cessé de se détériorer. La marge bénéficiaire nette est négative ; elle est passée de l'équivalent de US$ 5 millions en 2004 à US$ - 19,5 millions en 2007. Une telle situation s'explique par une combinaison de facteurs, tant externes qu'inhérents à l'ONE. Les principaux facteurs sont les suivants : 166. La forte croissance du coût de certains combustibles, tels que le fioul, le charbon et le gaz naturel. Les hausses répétées des prix internationaux du pétrole ont provoqué l'accroissement des

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coûts de production de nombreux producteurs d'électricité du monde entier, et l'ONE n'y fait pas exception. Cette tendance a eu des conséquences particulièrement néfastes pour l'ONE, dont la majorité des centrales dépendent fortement des hydrocarbures. Pour cette raison, en quatre ans, la valeur des achats de combustibles par l'ONE a plus que doublé. La part des combustibles dans le total des coûts d'exploitation de l'ONE est passée de 16% (en 2004) à 24% (en 2007), ce qui correspond à une augmentation de 51%. 167. Inadaptation de la structure tarifaire. Alors que, au cours des dernières années, les coûts de production connaissaient une augmentation importante et régulière et que les ventes d'électricité progressaient de 8,2% par an en moyenne, le tarif moyen, quant à lui, n'a connu qu'une timide progression (passant de 8,8 cents de US$/KWh en 2004 à 9,5 cents de US$/KWh en 2007), ce qui correspond à un taux de croissance de l’ordre de 8% en quatre ans. Donc, compte tenu de l'accroissement des coûts de production que nous venons d'indiquer, il est clair que le niveau et la structure des tarifs actuels n'autorisent qu'une faible absorption des coûts de fonctionnement. Cette situation est encore aggravée par le fait qu'une grande partie des nouveaux consommateurs d'électricité de l'ONE proviennent du programme national d'électrification rurale du Maroc (PERG) et se situent dans des tranches de consommation dites sociales, et donc bénéficiant de tarifs plus faibles. 168. Un programme d'investissements coûteux. D’une part, l'ONE est soumis à des obligations de service public, en particulier en tant que principal responsable de la mise en œuvre du programme PERG. D'autre part, la forte croissance de la consommation d'électricité (la consommation nette d'électricité a augmenté de 8% en moyenne lors de la période 2004-2007) a accru les besoins en capacité de production et en fiabilité. C'est pourquoi l'ONE a engagé de nombreux investissements importants au cours des dernières années. Ces derniers se sont élevés en moyenne à l'équivalent de US$ 680 millions par an. Ils ont dû être financés par le recours à des emprunts, dont les frais financiers ont forcément pesé sur l'équilibre financier de l'ONE. En fait, les sommes empruntées par l'ONE ont augmenté de 26% en quatre ans, passant ainsi à US$ 87 millions en 2007. Dans la même période, le total des frais financiers de l'ONE a progressé de 20%. Désormais, l'endettement total atteint 6% du bilan de l'ONE. 169. Obligations issues d’un redressement fiscal. En 2003, l'ONE a fait l'objet d'un contrôle fiscal portant sur ses exercices 1999-2002, au terme duquel certains redressements on été exigés. Ceux ci concernaient principalement des impôts sur les revenus (produits non courants sur concessions, provisions sur engagements de retraites et pour financement du programme PERG) et la TVA (sur les importations de la société JLEC). A la suite de l'accord qu'il a conclu en novembre 2006 avec la Direction Générale des Impôts, l'ONE doit s'acquitter d'un paiement correctif de $ 308 millions, étalé sur quatre ans. L'enregistrement comptable de ce redressement a pesé de façon non négligeable sur les résultats financiers de l'ONE. 170. La baisse de la production hydroélectrique. A cause de la mauvaise hydraulicité qu'a connue le Maroc lors de ces dernières années, la production d'hydroélectricité a fortement baissé, et elle est restée bien en-dessous de son potentiel. Entre 2004 et 2007, la production d'hydroélectricité a chuté de 18%, sa part dans l'ensemble de production passant ainsi de 9% à 6%. Pour cette raison, l'ONE s'est vu contraint de recourir à d'autres sources d'énergie primaires, qui sont comparativement plus onéreuses. 171. Persistance d'anciennes créances irrecouvrées. Le compte d'effets à recevoir de l'ONE comporte de très anciennes créances non recouvrées, à savoir : US$ 127,5 millions dûs par l'ancienne Régie de Casablanca (RAD) et US$ 9,2 millions dûs par l'ancienne Régie de Tétouan (RDE Tétouan). Les tentatives faites dans le passé pour recouvrer ces créances n'ont pas été

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couronnées de succès, mais ces créances restent, dans la comptabilité de l'ONE, enregistrées comme des effets à recevoir. Ce poste n'a jamais fait l'objet de provisions pour dépréciation et, par suite, le montant pour lequel il figure dans le bilan semble très optimiste. Le bilan de l'ONE comprend enfin des créances non recouvrées sur des municipalités qui avaient bénéficié du PERG, et qui s'élèvent à US$ 94 millions. 172. La charge de l’externalisation de la gestion des retraites de l’ONE. Enfin, dans un avenir proche, l'ONE va transférer la gestion, jusqu'ici interne, de ses retraites, à un organisme extérieur, et cette disposition a eu un impact négatif sur les finances de cet Office. En fait, la constitution par l'ONE des futures dépenses relatives à ces retraites, en préparation de l'opération d'externalisation, s'est traduite par une affectation moyenne annuelle aux provisions de US$ 13 millions, au cours des quatre dernières années. 173. On trouvera, dans les tableaux ci-après, le résumé des principaux indicateurs et résultats

financiers pour les 4 dernières années, ainsi que des statistiques relatives à la production d'électricité

Tableau 9 – Évolution des principaux indicateurs financiers Principaux indicateurs 2004 2005 2006 2007 Électricité nette fournie GWh 17 945 19 518 21 105 22 608 Électrcité nette facturée GWh 16 288 17 629 19 258 20 836 Ventes d'Électricité millions MAD 11 148 12 116 14 050 15 145 Achats de combustibles millions MAD 1 849 3 198 3 838 3 831 Achats d'Électricité millions MAD 5 003 5 868 6 179 6 765 Bénéfice d'exploitation millions MAD 599 (69) (196) 629 Paiements de service de la dette millions MAD 582 602 657 737 Bénéfice net millions MAD (41) (242) (1 734) (188) Tarif moyen MAD cents/KWh 68,4 68,7 73,0 72,7 Tarif moyen USD cents/KWh 9,0 9,0 9,6 9,6 Emprunts à long terme millions MAD 13 717 14 746 16 208 19 363 Effets à recevoir millions MAD 7 158 8 163 9 629 12 523 Ratio de couverture de la dette 1,03 -0,11 -0,30 0,85 Ration dettes / capitaux propres 1,84 1,82 2,13 2,44 Ration d'endettement 63% 62% 63% 71% Ratio de liquidité 1,0 1,0 0,9 0,9

Tableau 10 – Evolution des données financières Compte de résultat (millions de MAD) 2004 2005 2006 2007

Revenu d'exploitation 12 442 14 478 15 436 16 830

Ventes 12 042 13 977 15 067 16 305

Électricité 11 148 12 116 14 050 15 145

Autres 400 501 369 525

Dépenses d'exploitation 11 843 14 547 15 632 16 201

Achats 7 102 9 381 10 290 10 879

Combustibles 1 849 3 198 3 838 3 631

Électricité 5 003 5 868 6 179 6 766

Personnel 1 571 1 672 1 720 1 746

Amortissements et provisions 2 773 3 047 3 159 3 100

Autres 397 447 463 476

Bénéfice d'exploitation 599 § èàé- 69 - 196 629

Revenus financiers 344 497 380 582

Frais financiers 1 042 823 1 039 1 258

70

Service de la dette, intérêts et pertes de change 582 602 657 737

Bénéfice net avant recettes et dépenses exceptionnelles

- 99 - 395 - 855 - 47

Recettes exceptionnells 1 824 6 897 2 031 680

Dépenses exceptionnelles 1 731 6 702 2 862 773

Impôts & taxes 35 42 48 48

Bénéfice net - 41 - 242 - 1 734 - 188

Tableau 11 – Évolution des bilans Bilan (millions de MAD) 2004 2005 2006 2007

Capitaux propres 17 845 19 893 17 952 17 429

Dettes à long terme 24 916 26 687 27 867 30 961

Dette financière 13 717 14 746 16 208 19 363

Provisions 10 962 11 829 11 760 11 457

Dettes à court terme 7 933 9 472 10 303 11 575

Trésorerie 1 404 2 060 4 152 -

Total du Passif 52 098 58 112 60 375 59 965

Actifs à long terme 42 690 46 736 48 068 49 204

Dont immobilisations 36 632 40 767 41 839 44 158

Actifs à court terme 7 946 9 316 10 540 13 618

Dont stocks 638 1 149 901 1 094

Dont effets à recevoir 7 158 8 163 9 629 12 523

Trésorerie 1 462 2 060 1 767 - 2 857

Total de l’actif 32 098 58 112 60 375 59 965

Tableau 12 – Évolution de la production d'électricité GWh

Production nette totale d'électricité 17 915,3 19 518,2 21 104,6 22 608,1

Sources

Hydroélectricité 1 600,3 1 411,8 1 585,3 1 318,1

Origine thermique 14 551,0 17 500,2 18 009,3 17 994,4

Dont charbon 12 519,5 12 730,6 12 901,7 12 456,5

gaz naturel 0,0 2 009,3 2 512,3 2 823,0

fioul 2 029,2 2 765,7 2 595,2 2 714,9

Éolien 198,9 206,3 183,2 278,9

Interconnexion avec l'Espagne 1 534,9 813,7 2 026,8 3 506,5

Autres (auxiliaires, pompage STEP, etc.) 60,2 - 413,8 - 700,0 - 489,8

dont consommations auxiliaires - 39,9 - 42,8 ) 56,9 - 4°,4

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Perspectives 174. Comme la situation financière de l'ONE est très fragile, que la croissance forte et constante de la consommation d'électricité continuera à impliquer de gros investissements, et que les prix des combustibles continueront probablement à rester élevés à court et moyen terme, l'absence, de la part de l'ONE, de mesures stratégiques soutenues par le Gouvernement conduirait à une grave détérioration de ses finances. I. Scénario de référence : l'inaction 175. Une simulation de l'impact d'une politique d'inaction sur l'évolution de la situation financière de l'ONE pour les 5 prochaines années (2008-2012) a été préparée. Tableau 13 –Projections financières du scénario de référence RÉEL PRÉVU Indicateurs 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Électricité nette fournie GWh 17 945 19 518 21 105 22 608 24 121 26 060 28 290 30 586 33 032 Électrcité nette facturée GWh 16 288 17 629 19 258 20 635 22 175 23 951 26 011 28 102 30 367 Ventes d'Électricité millions MAD 11 148 12 116 14 050 15 106 16 293 17 658 18 874 19 964 21 719 Achats de combustibles millions MAD 1 849 3 198 3 838 3 831 5 545 5 155 5 481 5 532 6 450 Achats d'Électricité millions MAD 5 003 5 868 6 179 6 765 8 726 8 508 8 087 9 089 9 244 EBE (EBIT) millions MAD 3 080 2 586 2 600 3 311 1 003 2 831 4 089 4 068 4 688 Bénéfice d'exploitation millions MAD 599 (69) (196) 631 (1 700) (1 581) (1 222) (862) (1 253) Obligations de service de la dette millions MAD 1 580 1 390 1 300 1 421 1 552 2 155 2 999 3 742 4 111 dont intérêts millions MAD 582 602 657 737 865 1 258 1 851 2 340 2 588 Bénéfice net millions MAD (41) (242) (1 734) (187) (2 513) (3 162) (3 442) (3 626) (4 416) Tarif moyen correspondant MAD cents/KWh 68,4 68,7 73,0 73,2 73,5 73,7 72,6 71,0 71,5 Tarif moyen correspondant USD cents/KWh 9,0 9,0 9,6 9,6 9,7 9,7 9,5 9,3 9,4 Nouveaux investissements millions MAD 4 446 7 035 4 102 5 320 10 224 10 739 8 860 3 380 3 135 Capitaux propres millions MAD 17 845 19 893 17 952 18 046 15 784 12 789 9 451 5 891 1 572 Emprunts à long terme millions MAD 24 916 26 687 27 968 32 328 40 835 49 919 56 395 59 056 60 567 dont dette de financement millions MAD 13 717 14 746 16 208 19 599 27 096 34 930 39 985 41 182 41 961 dont provisions (y.c. retraites) millions MAD 10 962 11 829 11 760 12 729 13 739 14 989 16 410 17 873 18 606 Arriérés sur créances millions MAD 7 158 8 163 9 629 11 133 11 092 11 093 11 059 10 995 11 088 Ratio couverture dette 1,95 1,86 2,00 2,33 0,65 1,31 1,36 1,09 1,14 Ration dettes / capitaux propres 1,84 1,82 2,13 2,29 3,14 4,52 6,74 11,27 43,29 Ration d'endettement 63% 62% 63% 66% 71% 77% 81% 86% 92% Ratio de liquidité 1,0 1,0 0,9 1,0 0,9 0 9 0 9 1 0 1 0

176. Dans ce scénario, où l'on continue sur la lancée de ce que l'on a déjà fait, il a été supposé, parmi diverses variables fondamentales, que la consommation d'électricité continuerait à augmenter au taux de 8%, que les conditions hydrauliques resteraient globalement sèches, et qu'il serait pas envisagé d'externaliser la gestion des retraites. Les autres hypothèses sous-jacentes au scénario de référence sont détaillées ci-dessous. Coût des combustibles. 177. Le coût des combustibles a été calculé à partir des prévisions réalisées par la Banque mondiale pour ce qui concerne le prix du pétrole brut sur les marchés internationaux, ainsi qu'en ce qui concerne le prix d'autres produits sur les marchés appropriés.

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Tableau 14 – Hypothèses relatives aux combustibles Hypothèses 2007 2008 2009 2010 2011 2012

A. Prix des combustibles sur le marché de référence

Pétrole brut * US$/baril 71 88 83 81 81 80

Charbon** US$/tonne 89 117 105 100 100 95

Petcoke*** US$/tonne 70 110 105 110 110 105

Fioul US$/tonne 290 365 370 360 360 355

B. Prix des combustibles sur le lieu de production

Charbon US$/tonne 89 144 118 123 123 118

Petcoke US$/tonne 84 123 119 124 124 119

Fioul US$/tonne 308 397 282 275 275 271

Gaz naturel US$/mmbtu 8 7 7 7 7 7

* Prévisions réalisées par l'IEA et la Banque Mondiale le 1er janvier 2008 ** Prix CFR prévu par l'ONE sur la base de Platt de charbon à 6 000 kcal/kg *** Prix CRR prévu par l'ONE sur la base de Platt de petcoke 7 500 kcal/kg °°°° Cours du fioul dans la zone Europe. Prévision fondée que la corrélation passée avec le prix du pétrole brut

Taux de change : 178. Pour toute la période de prévision, nous avons supposé un taux de change de 7,9 MAD/$. Arriérés sur créances : 179. Il a été supposé que les arriérés liés au programme PERG (estimés à MAD 800 millions) pourraient être recouvrés au cours des 5 prochaines années (2008-2012), car cela est apparu comme très probable. Quant aux créances sur les anciennes Régies de Casablanca et de Tétouan, nous avons supposé qu'elles ne seraient pas recouvrées dans le présent scénario. II. Les scénarios de restructuration financière 180. Pour remédier à la tendance néfaste qui affecte les résultats financiers de l'ONE, le Conseil d'Administration de ce dernier a identifié et examiné en octobre 2007 une panoplie complète de mesures de restructuration financière, qu'il a soumise au Gouvernement pour examen et validation. Les mesures envisagées sont : ��Le recouvrement des arriérés (PERG, anciennes Régies, etc.) ��La réévaluation des actifs et la vente des actifs non stratégiques ��La demande d'un accès prioritaire aux financements concessionnels par le gouvernement ��La mise en œuvre d'un programme ambitieux de gestion de la demande ��La révision de la structure tarifaire ��La révision de l'échéancier des paiements du redressement fiscal ��La révision des dispositions douanières relatives aux importations de gaz naturel ��La mise à jour du plan d'investissements ��La restructuration de l'Office (consistant à le transformer en société anonyme et, peut-être, à

séparer ses activités) ��La recapitalisation par l'injection de nouveaux capitaux.

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181. La probabilité que toutes ces mesures envisagées se concrétisent dépend, d'une part, de l'implication du Gouvernement (car la réalisation de plusieurs d'entre elles requiert des décisions et des actes de la part de ce dernier), et, d'autre part, de l'aptitude de l'ONE à réaliser rapidement les mesures qui dépendent entièrement de lui. Par ailleurs, un grand nombre de ces mesures ne produiront pas des effets récurrents : la plupart sont des interventions spécifiques et ponctuelles, qui ne pourront se répéter (par exemple, le recouvrement des arriérés de paiement, l'étalement du calendrier de paiement du redressement fiscal, la réévaluation des actifs, le changement des dispositifs douaniers à propos des importations de gaz naturel). En revanche, certaines de ces mesures sont, d'une part, susceptibles d'influer beaucoup sur les résultats financiers de l'ONE, mais, de plus, d'avoir un effet prolongé (par exemple, le programme d'efficacité énergétique, les changements de tarifs, la restructuration de l'Office, etc.). En conséquence, elles contribueraient à l'amélioration des résultats financiers. 182. L'impact des diverses mesures a été testé, afin de déterminer quel serait le degré de contribution de chacune à l'amélioration du résultat d'ensemble, en comparaison au Scénario de référence (les autres paramètres demeurant inchangés). Le résultat de la simulation de l'impact de ces mesures est présenté ci-dessous : • Programme de gestion de la demande : Ce programme consiste à installer 5 millions de lampes

à basse consommation chez les clients particuliers, et à faire passer le Maroc à l'heure : GMT + 1 h. Ce programme vise à réduire la consommation de pointe de 300 MW. On ne peut s'attendre à ce que ces mesures influent sur le programme d'investissements de l'ONE. En effet, la capacité de production d'électricité est déjà inférieure au niveau permettant de respecter le seuil de marge critique , même si l'on tient compte des mesures de gestion de la demande, l'ONE aurait besoin de réaliser ses investissements prioritaires en infrastructure pour parvenir à une marge de réserve satisfaisante. L'estimation qui a été faite indique que, pour les deux mesures d'efficacité énergétique, la contribution financière nette au résultat d'exploitation de l'ONE s'élèverait à MAD 6 millions pour le programme de LBC et à MAD 4 millions pour le passage à l'heure (GMT + 1).

• Optimisation de la consommation induite par la station de pompage et de stockage (STEP) d'Afourer : il a été estimé qu'une meilleure maîtrise des flux d'irrigation à la station de pompage d'Afourer réduirait la consommation de fioul et, par suite, soulagerait l'ONE à hauteur de MAD 12 millions par an.

• Suppression des droits de douane sur les importations de gaz naturel de l'ONE . Il a été calculé que la suppression de tels droits, actuellement en vigueur, permettrait à l'ONE d'économiser chaque année environ 28 millions de MAD sur le coût de ce combustible

• Règlement du problème des arriérés dûs par les anciennes Régies de Casablanca et de Tétouan : ces créances anciennes sont évaluées à un total de MAD 1062 millions et coûtent indirectement MAD 79 millions par an, du fait des frais financiers engendrés par le découvert à court terme correspondant.

• Modifications du niveau et de la structure des tarifs . Des simulations ont été faites sur trois scénarios de seuil de rentabilité, pour quantifier le niveau et la fourchette de l'augmentation de tarif nécessaire. Ces scénarios sont les suivants : - Un premier scénario d’ajustement tarifaire, qui permettrait au bénéfice d'exploitation de

l'ONE d'atteindre le seuil de rentabilité vers la fin 2008. L'augmentation moyenne de tarif a été calculée comme étant égale à 10,45%.

- Un second scénario d'ajustement, qui permettrait, cette fois, au bénéfice net de l'ONE de parvenir au point mort vers la fin 2008. Ici, le calcul débouche sur une augmentation moyenne des tarifs de 15,45%.

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- Enfin, un troisième scénario, dans lequel le bénéfice net de l'ONE parviendrait au seuil de rentabilité, tout au long des cinq années (c'est à dire de 2008 à 2012). Le calcul indique qu'ici, l'augmentation moyenne des tarifs nécessaire serait de 20,4%.

183. On trouvera ci-dessous un résumé des résultats des simulations financières fondées sur les hypothèses formulées plus haut :

o A première vue, des mesures telles que l'ambitieux programme de gestion de la demande

(efficacité énergétique), l'optimisation de la consommation du STEP d'Afourer et la suppression des droits de douane sur les importations de gaz naturel réalisées par l'ONE, semblent très prometteuses. Mais les simulations montrent que leur impact sur le résultat net de l'ONE serait négligeable (un remède financier estimé à MAD 50 millions pour le scénario de référence)

o Le règlement du problème des créances anciennes sur les ex-Régies de Casablanca et de Tétouan soulagerait la situation de trésorerie à court terme de l'ONE. De plus, elle procurerait un soulagement financier correspondant à MAD 80 millions par an, somme correspondant aux frais financiers encourus par le niveau du découvert à court terme correspondant à ces arriérés. Quant à ceux liés au programme PERG, ils ont de grandes chances d'être recouvrés, et c'est pourquoi on a déjà supposé que ce serait le cas, dans le scénario de référence.

o Quelques autres mesures devraient avoir des conséquences plus significatives sur les résultats financiers de l'ONE. Il s'agit par exemple du réexamen du niveau et de la structure des tarifs, visant à ce qu'ils reflètent mieux les coûts de revient actuels de cet Office. La simulation financière montre qu'un bénéfice d'exploitation positif pourrait être atteint si les tarifs augmentaient de 10,45% en 2008. Quant au bénéfice net, il deviendrait positif si, la même année, l'augmentation des tarifs était de 15,45%. Certes, l'ONE enregistrerait des pertes au cours des années suivantes. Mais de telles hausses de tarifs permettraient aux pertes cumulées de la période 2008-2012 d'être respectivement inférieures de 57% et 85% à celles prévues dans le Scénario de référence. Avec une augmentation de tarif égale à 20,4%, le résultat net de l'ONE serait positif jusqu'en 2012.

L'impact de ces diverses mesures sur certains indicateurs financiers fondamentaux est résumé ci-après :

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Tableau 15 – Impact de divers scénarios sur les principaux indicateurs financiers

EBIT 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Base Case 3,311 1,003 2,831 4,089 4,068 4,688 I . DSM Measures 3,311 1,013 2,841 4,099 4,078 4,698 II. Afourer STEP optimization 3,311 1,015 2,843 4,101 4,080 4,700 III. No custom duty on Natural Gas consumption 3,311 1,031 2,859 4,117 4,096 4,716 IV. Recovery of arrears of ex-Régies 3,311 1,082 2,910 4,168 4,147 4,767 V. Tariff Increase of 10.45% in 2008 3,311 2,706 4,676 6,062 6,154 6,958 VI. Tariff Increase of 15.45% in 2008 3,311 3,521 5,559 7,005 7,152 8,044 VI. Combined Measures (I + II + III + IV + VI) 3,311 3,650 5,688 7,134 7,281 8,173

Operating Income 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Base Case 631 (1,700) (1,581) (1,222) (862) (1,253) I . DSM Measures 631 (1,690) (1,571) (1,212) (852) (1,243) II. Afourer STEP optimization 631 (1,688) (1,569) (1,210) (850) (1,241) III. No custom duty on Natural Gas consumption 631 (1,672) (1,553) (1,194) (834) (1,225) IV. Recovery of arrears of ex-Régies 631 (1,621) (1,502) (1,143) (783) (1,174) V. Tariff Increase of 10.45% in 2008 631 2 264 751 1,224 1,017 VI. Tariff Increase of 15.45% in 2008 631 817 1,147 1,694 2,222 2,103 VI. Combined Measures (I + II + III + IV + VI) 631 946 1,276 1,823 2,351 2,232

Net Income 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Base Case (187) (2,513) (3,162) (3,442) (3,626) (4,416) I . DSM Measures (187) (2,503) (3,152) (3,432) (3,616) (4,406) II. Afourer STEP optimization (187) (2,501) (3,150) (3,430) (3,614) (4,404) III. No custom duty on Natural Gas consumption (187) (2,485) (3,134) (3,414) (3,598) (4,388) IV. Recovery of arrears of ex-Régies (187) (2,434) (3,083) (3,363) (3,547) (4,337) V. Tariff Increase of 10.45% in 2008 (187) (811) (1,317) (1,469) (1,539) (2,146) VI. Tariff Increase of 15.45% in 2008 (187) 4 (434) (525) (541) (1,060) VII. Combined Measures (I + II + III + IV + VI) (187) 133 (305) (396) (412) (931) DSCR 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Base Case 2.33 0.65 1.31 1.36 1.09 1.14I . DSM Measures 2.33 0.65 1.32 1.37 1.09 1.14 II. Afourer STEP optimization 2.33 0.65 1.32 1.37 1.09 1.14 III. No custom duty on Natural Gas consumption 2.33 0.66 1.33 1.37 1.09 1.15 IV. Recovery of arrears of ex-Régies 2.33 0.70 1.35 1.39 1.11 1.16 V. Tariff Increase of 10.45% in 2008 2.33 1.74 2.17 2.02 1.64 1.69 VI. Tariff Increase of 15.45% in 2008 2.33 2.27 2.58 2.34 1.91 1.96 VII. Combined Measures (I + II + III + IV + VI) 2.33 2.35 2.64 2.38 1.95 1.99

Debt to Equity Ratio 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Base Case 2.29 3.14 4.52 6.74 11.27 43.29I . DSM Measures 2.29 3.13 4.51 6.71 11.20 41.95II. Afourer STEP optimization 2.29 3.13 4.51 6.71 11.18 41.70III. No custom duty on Natural Gas consumption 2.29 3.13 4.50 6.68 11.06 39.75IV. Recovery of arrears of ex-Régies 2.29 3.12 4.47 6.57 10.70 34.59V. Tariff Increase of 10.45% in 2008 2.29 2.83 3.54 4.25 4.92 5.94VI. Tariff Increase of 15.45% in 2008 2.29 2.71 3.21 3.61 3.88 4.21VII. Combined Measures (I + II + III + IV + VI) 2.29 2.69 3.16 3.54 3.76 4.05

Conclusions 184. Comme chacune de ces mesures ne suffira pas, à elle seule, au redressement de la situation financière de l'ONE, seul un plan financier bien étudié les combinant et qui serait pleinement approuvé et entièrement réalisé à la fois par l'ONE et par le Gouvernement pourrait se révéler efficace à moyen terme. Seule une telle approche concertée confèrerait une maîtrise plus durable des niveaux d'endettement et des frais de l'ONE, tout en lui donnant la santé financière dont il aurait besoin pour effectuer les investissements lui permettant de répondre à la demande et de remplir ses obligations de service public. Il est donc essentiel que l'ONE et le Gouvernement s'accordent rapidement à propos d'un plan de rétablissement financier. 185. Un tel plan financier devrait absolument comporter une évaluation des gains potentiellement procurés par une remise à plat de la structure actuelle de l'ONE, ainsi que de l'adjonction de

76

nouveaux capitaux consécutive à une recapitalisation de l'entreprise. Cela semble particulièrement justifié, car les coûts du programme PERG auraient dû être financés par l'État.

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Annexe 10 : Questions relatives à la politique de protection environnementale et sociale

MAROC : APPUI A L’ONE Protection sociale

A. Contexte

186. Il a été constaté que la composante du projet concernant les lignes de transport et les postes (réseau de 400 et 225 kV) nécessiterait des acquisitions de terrains et déclencherait la politique de la Banque Mondiale relative aux réinstallations involontaires (OP 4.12) comme suit : • Acquisitions de terrains pour les postes • La perte de sources de revenus agricoles liée à l’emprise des pylônes, • Possibilité de déplacement de structures situées sous les lignes de transport (dans les cas où

la limite légale de hauteur ne serait pas respectée) • Utilisation temporaire de terrains pour les pistes d’acces et l’emplacement des travaux lors

de la construction des ouvrages et les dégâts aux cultures générés. 187. Les lignes de transport et les postes sources seront principalement situés dans des zones rurales à la population clairsemée, à l'exception de deux postes (Dar Bouazza et Tamansourt), qui seront situés dans des zones urbaines. Comme aucun des sites envisagés pour les postes sources n'est habité, aucune réinstallation n'est à prévoir. La procédure de dédommagement pour la place occupée par les pylônes du réseau de transport ainsi que par les préemptions nécessaires, est décrite dans le Cadre de Politique de Réinstallation (CPR) préparé pour ce projet. La (faible) probabilité que des habitations soient situées sous des lignes à haute tension a aussi été envisagée et fera l'objet de dédommagements consentis par l'ONE. 188. Comme la localisation exacte des postes et des lignes n'a pas encore été arrêtée, un Cadre de la Politique de Réinstallation a été préparé, pour définir : (a) le cadre juridique, (b) le système de régime foncier, (c) les principes de réinstallation et les procédures de tri, (d) les méthodes de calcul et de versement des dédommagements, (e) les procédures de consultation et de règlement des litiges, et (f) la surveillance de la réalisation du PR (Plan de Réinstallation). 189. Quand les plans détaillés auront été achevés, un recensement de toutes les populations concernées sera réalisé. Après cela, l'ONE, en sa qualité d'agence d'exécution, préparera un PR pour déterminer quelles sont les personnes pouvant prétendre à des dédommagements. Pour cela, l'ONE procèdera à une campagne d'information et à des consultations avec les populations concernées, par le truchement de leurs représentants locaux, afin de s'assurer qu'elles sont à la fois bien informées et capables de fournir les renseignements nécessaires au processus de dédommagement. Au cas où cela se révèlerait nécessaire, les personnes affectées peuvent disposer de procédures de recours claires. L'ONE a l'expérience des acquisitions de terrains et du versement des dédommagements induits, comme ce fut par exemple le cas, dans le passé, pour le projet d'Ain Beni Mathar, qui avait nécessité un plan de réinstallation. Enfin, le CPR et le PR - quand il aura été préparé - seront communiqués aux populations intéressées et seront publiés sur le site Internet de l'ONE.

B. Résumé du Cadre de la Politique de Réinstallation (CPR)

190. Le Cadre de la Politique de Réinstallation (CPR) a pour principal objectif de faire en sorte que toutes les personnes affectées par le projet (PAP) soient dédommagées des pertes qu'elles

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encourront, sur la base de coût de remplacement, et qu'on leur fournira des mesures d'assistance leur permettant d'améliorer ou, tout au moins, de conserver le niveau de vie et les revenus dont elles disposaient avant le déclenchement du projet. 191. Le CPR définit les principes et objectifs, les critères d'éligibilité des PAP, leurs droits, le

cadre juridique et institutionnel, les modalités de dédommagement, ainsi que les procédures de consultation et de litige sur lesquels seront fondés le dédommagement et, si nécessaire, la réinstallation des PAP.

C. Cadre juridique et institutionnel

192. Le CPR a pour principes directeurs la Loi marocaine 7-81 et, en ce qui concerne la Banque Mondiale, l'OP 4.12 qui concerne les réinstallations involontaires.

193. L'OP 4.12 de la Banque Mondiale, relatif aux réinstallations involontaires, stipule que :

• De telles réinstallations doivent être évitées, dans toute la mesure du possible, ou minimisées dans leur ampleur, en envisageant toutes les possibilités de variantes de conception du projet.

• Lorsque des réinstallations ne peuvent être évitées, les activités de réinstallation doivent être conçues et réalisées comme des projets de développement durable, en prévoyant suffisamment de ressources en investissements pour permettre aux personnes touchées par le projet d'avoir une part des bénéfices qu'il procure. Les personnes déplacées doivent avoir été valablement consultées et avoir eu la possibilité de participer à la conception et à la réalisation des programmes de réinstallation.

• Les personnes déplacées doivent être assistées dans les efforts qu'elles réaliseront en vue d'améliorer ou, tout au moins, de conserver, en termes réels, la qualité et le niveau de vie dont elles jouissaient avant leur réinstallation ou avant le début du projet (NB : la plus élevée de ces deux possibilités).

194. La Loi marocaine 7-81 du 6/5/1982 est relative à l'acquisition de terrains et aux expropriations de leurs occupants ainsi qu'à l'utilisation temporaire de ces terrains, dans le cadre de projets d'utilité publique. Elle énonce ce qui suit :

• Déclaration du service public et de son droit à transférabilité

• Production d'un certificat attestant de ce qui précède

• Déclaration d'expropriation, prise de possession et fixation des dédommagements

• Paiement des dédommagements

• Mécanismes de recours

• Occupation temporaire

• Dédommagement des plus-values

• Mesures temporaires et mise en œuvre de celles-ci

195. La loi reconnaît aussi que toutes les personnes détenant des droits sur les terrains peuvent prétendre à dédommagement : propriétaires, occupants ou locataires, détenteurs d'usufruits, propriétaires d'arbres ou de toute structure ou matériel, ainsi que toute personne exerçant tout type d'activité commerciale sur le terrain.

Le régime foncier au Maroc

196. Il comprend les éléments suivants :

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• Melk- est le type de statut le plus général, qui désigne la propriété privée (usus, abusus, fructus). Ces terrains peuvent appartenir à une ou plusieurs personnes.

• Les terrains collectifs- à l'origine, ces terrains appartenaient aux tribus. Leur statut a été converti en propriété communale et sont du ressort du Ministère de l'Intérieur du Maroc. Les communes ont, sur ces terrains, un droit de propriété à titre collectif.

• Guich- des terres relevant du domaine privé de l’Etat, concédées en jouissance à des tribus en contrepartie de services militaires rendus. Elles sont le plus souvent situées autour des villes impériales.

• Habous-sont des terres léguées par une personne à une fondation religieuse. Elles ne représentent qu’environ 1% de la superficie cultivable du pays.

197. Dans le cadre de ce projet :

• L'installation de 3 lignes de transport et la construction du poste de Chemaia concerneront des terrains de la catégorie "melk".

• Dans certaines régions, la construction de lignes de transport se fera sur des terrains appartenant, selon les cas, aux catégories melk, guich ou de propriété collective.

• La construction du poste de Dar Ouled Zidou se fera sur un terrain de propriété collective

• Les postes de Tamansourt et de Dar Bouazza seront construits sans acquisition de terrains

Critères d’éligibilité des ayants droits

Dans ce projet, les catégories de personnes suivantes peuvent prétendre à des dédommagements :

• Les propriétaires de parcelles qui doivent être acquises pour la construction des postes, ainsi que, dans le cas des terrains collectifs et de guich, leurs exploitants.

• Tous les agriculteurs, quel que soit leur statut (c'est à dire qu'ils aient ou non un titre de propriété) qui subiront des dégâts aux cultures causés par l’ouverture de pistes d’accès et l’emplacement des chantiers,

• Tous les propriétaires et toutes les personnes exerçant une activité sur les parcelles qui seront occupées par la base des pylônes

• Les propriétaires d'habitations situées sous les lignes à haute tension

• Toutes les personnes exerçant une activité économique quelconque dans le voisinage immédiat des lignes, qui pourraient subir un préjudice (apiculteurs, etc.).

Recensement et inventaire

198. Conformément à l'OP 4.12 de la Banque Mondiale et aux procédures de l'ONE, une fois que, pour un projet particulier, on aura conclu à la nécessité d'acquisition de terrains et de réinstallations involontaires, un recensement sera réalisé pour déterminer quelles sont les personnes affectées par le projet (PAP). Le recensement préalable permettra aussi de s'assurer qu'il n'y aura pas de nouveaux venus sur le site du projet. 199. Dans le cas des lignes de transport d'électricité, le recensement sera réalisé avant le début des travaux et en même temps que les études topographiques. L'entreprise chargée de ces dernières aura aussi la responsabilité de l'établissement de la liste des PAP. L'ONE devra s'assurer que cette liste est complète, et devra la valider avec les autorités locales. L'entreprise de travaux publics sera tenue pour responsable des dégâts causés durant les travaux, y compris de ceux occasionnés aux cultures, et sera, au cours de la phase de construction, chargée de l'identification de toutes les conséquences pour les fermiers.

80

200. Dans le cas des postes, l’ONE devra, avec l’aide des autorités locales, identifier les propriétaires des terrains à acquérir. L'entreprise chargée des travaux publics devra recenser les fermiers subissant des dommages dans leurs cultures. Dans un souci de précision, toutes les listes seront contrôlées auprès des autorités locales.

Procédures d'estimation des dommages et de dédommagement

201. Pour l’emplacement des pylônes, la loi 7-81 prévoit la constitution d'une commission d'experts destinée à évaluer le niveau des dommages liés au projet et à déterminer le montant des dédommagements. La commission est en général constituée des autorités locales, des maires des communes rurales, de représentants de l'État (Ministères de l'Agriculture, des Affaires Urbaines, etc.), d'un agent des impôts, d'un notable traditionnel, d'un représentant régional et, en qualité d'observateur, d'un représentant de l'ONE. La commission fixe le montant du dédommagement à partir des prix de vente des terrains dans la région concernée et calcule aussi les dédommagements justifiés par la dépréciation des parcelles causée par la base des pylônes. L'ONE verse le montant fixé au PAP, après quoi un accord est signé par l'ONE et le PAP. 202. En ce qui concerne les dommages causés aux cultures, le montant est calculé à partir des prix fixés par le Département Provincial de l'Agriculture, qui font l'objet d'une révision annuelle. L'entreprise de travaux publics est responsable du dédommagement des PAP si des dommages sont causés durant les travaux. Les autorités locales ont la charge de s'assurer que toutes les personnes affectées par les travaux ont été dédommagées, après quoi un certificat est établi à l'intention de l'entreprise de travaux publics. Ce n'est qu'après réception de ce certificat que l'ONE donne son approbation aux travaux. 203. Dans le cas d'acquisitions de terrains situés dans la catégorie melk (propriété privée), la pratique est la suivante : la commission administrative d'experts fixe le prix des parcelles à acquérir. Si le propriétaire accepte ce prix, un acte de vente est conclu avec l'ONE. Si ce n'est pas le cas, la procédure d'acquisition devient une procédure d'expropriation. La loi relative à l'expropriation stipule que la valeur des pertes et des dommages soit fixée par une commission. Celle-ci est présidée par les autorités locales et inclut - à titre de membres permanents - le responsable de la circonscription locale, le récepteur du cadastre ou un représentant de celui-ci, et un représentant de l'organisme expropriateur. Les membres non permanents sont : un représentant du Ministère de l'Agriculture et du Développement Rural de la province et un inspecteur des impôts pour les zones rurales ou, pour les zones urbaines, un inspecteur de l'urbanisation et un inspecteur des impôts de zone urbaine ou leurs représentants. 204. Pour les terrains dont la propriété est collective et les Guich, l'ONE dédommage l"État, à charge pour lui de dédommager à son tour les fermiers ou autres personnes cultivant la parcelle. 205. Dans l'éventualité - peu probable - où des habitations seraient situées sous les lignes à haute tension, l'ONE versera aussi un dédommagement. Dans les cas où cela se produirait, l'ONE envisagera la possibilité de dédommager les propriétaires d'habitations situées dans un couloir de 82 mètres de large (correspondant à la largeur d'un pylône de 400 kV, plus deux bandes de sécurité de 30 mètres chacune, situées de part et d'autre de l'aplomb de la ligne de transport). En effet, au-delà de 30 m., les champs électriques diminuent considérablement. Le Plan de Réinstallation devra prendre en compte le dédommagement des propriétaires, y compris le coût de réinstallation dans une nouvelle habitation, et ce conformément à l'OP 4.12 de la Banque Mondiale. La commission administrative d'experts estimera la valeur de l'habitation, et l'ONE versera le montant du dédommagement au propriétaire.

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Procédures en cas de litige

206. En l'espèce, deux voies de recours sont possibles : un recours administratif directement adressé à l'ONE et, si ce dernier n'aboutit pas, il est possible d'exercer un recours auprès des Tribunaux. 207. En ce qui concerne les lignes de transport : dans les situations où les propriétaires s'opposeraient à la réalisation de travaux sur leurs terres, l'ONE pourra envisager un nouveau tracé de la ligne, afin d'éviter la parcelle concernée. Mais si cette dérivation se révèle trop coûteuse, l'ONE continuera à se conformer à son plan originel, et le propriétaire pourra demander un recours judiciaire. L'ONE ne pourra pas commencer de travaux avant qu'un jugement en sa faveur ait été rendu par le Tribunal. 208. En ce qui concerne les postes sources : si le propriétaire et/ou l'utilisateur d'un terrain conteste le montant du dédommagement proposé et si l'ONE considère cette contestation comme fondée, la commission administrative d'experts révisera le montant du dédommagement. Dans le cas contraire, le propriétaire et/ou l'utilisateur pourra ester en justice.

Information et consultations publiques

209. En ce qui concerne les lignes de transport : quand la liste des PAP aura été validée avec les autorités locales, une session d'information sera organisée par le notable local. Toutes les PAP seront invitées à participer à cette réunion, au cours de laquelle le projet et les procédures de dédommagement seront présentés. En même temps, les autorités locales communiqueront l'information au public. L'ONE informera aussi les autorités locales et la population du prochain passage des lignes de transport, pour s'assurer qu'elles sont conscientes des conséquences et des risques relatifs au projet, ainsi que des dédommagements prévus. 210. Dans le cas des postes sources : au cas où une procédure d'expropriation est déclenchée, cette procédure, par elle-même, nécessite l'information des PAP. En cas d'acquisition, seuls les propriétaires sont informés. Comme dans le cas des lignes de transport, les autorités locales informeront les propriétaires et les personnes concernées par le projet, dès que les études topographiques auront été achevées. 211. Pour renforcer la circulation de l'information, l'ONE devra envisager une communication systématique de la teneur du projet auprès des sièges administratifs des communes et des provinces concernées. La consultation du public sera partie intégrante du PAR.

Phase ultérieure

212. L'ONE sera responsable de la préparation et de la réalisation du PAR. Par suite, il s'assurera que toutes les PAP ont été prises en compte dans le recensement et prises en compte aux fins de dédommagement. Pour chaque opération d'acquisition et de dédommagement, l'ONE devra fournir les informations nécessaires à la Banque Mondiale, après quoi celle-ci pourra lui faire savoir qu'elle "n'a pas d'objection" au versement des fonds.

Questions relatives à l'environnement

213. Le volet du projet relatif à l'infrastructure a fait l'objet d'une Étude d'Impact Social et Environnemental (EISE). Les autres composantes ont été considérées comme ayant de faibles conséquences aux plans social et environnemental. L'EISE relative à l'extension et au renforcement du réseau électrique de 400 et 225 kV est composée des cinq rapports suivants :

Rapport n° 1: Ligne 2 ternes - 400 kV MEDIOUNA – GHANEM (1x120 km)

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Rapport n° 2 : Deux lignes 1 terne - 400 kV BIR LHAR – CHAMAIA (2x55 km)

Une ligne 2 ternes - 225 kV CHAMAIA – TENSIFT II (1x70 km)

Raccordement ligne - 225 kV à CHAMAIA (6 km)

Raccordement ligne - 400 kV à CHAMAIA (1 km)

Poste 400/225 kV - CHAMAIA (13 hectares)

Rapport n° 3 : Ligne 2T - 400 kV CHICHAOUA - AGADIR (1x160 km)

Rapport n° 4 : Postes principaux de DAR BOUAZZA (225/22 kV), de DAR OULED ZIDOUH (60/22 kV), et de TAMANSOURT (60/22 kV).

De plus, un rapport définissant le Cadre du Plan de Réinstallation (CPR) a été préparé.

214. L'annexe ci-après présente essentiellement le cadre de gestion environnementale et sociale applicable aux sous-éléments concernés par les Rapports n°1 à n°4.

Les rapports d'EIES complets traitent du cadre institutionnel et juridique, dont les politiques définies par la Banque Mondiale qui sont applicables. Les rapports contiennent un examen des diverses solutions possibles, ainsi que les conséquences positives et négatives prévisibles des investissements envisagés. On y trouve enfin une description détaillée des mesures de suivi et des dispositions palliatives.

Lors de la préparation du projet, l'ONE a informé le public, au moyen de la publication de l'EIES sur son site Internet et de l'Infoshop de la Banque Mondiale, ainsi que par une communication adéquate à l'intention des diverses municipalités concernées par le projet. À leur tour, ces dernières informent et consultent les personnes susceptibles d'être affectées, conformément aux réglementations et aux pratiques locales.

Lors de la préparation du projet, la Banque Mondiale a procédé à une évaluation de la capacité de l'ONE à l'égard de la mise en œuvre des mesures de surveillance et des mesures palliatives environnementales et sociales. La Banque Mondiale a considéré que ces capacités étaient satisfaisantes.

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Plan de gestion sociale et environnementale (PGSE) Mesures palliatives et/ou de dédommagement

Phase du projet Impact Mesure palliative et/ou de

dédommagement Mise en œuvre des mesures Responsabilité et coût

Nuisances visuelles causées par les pylônes et les lignes

Optimisation de l'impact visuel

Optimisation du tracé des lignes et de la localisation des pylônes :

- Choix de paysages dépourvus d'intérêt esthétique et présentant peu de caractères remarquables. Tracé des lignes épousant le relief, par exemple lignes de transport situées le long de la bordure d'une forêt ou contournant les lignes de crête.

- Utiliser les configurations existantes

- En zones urbaines, alignement des pylônes et emploi de supports monopodes

Entrepreneur adjudicataire du marché

Coût inclus dans celui de l’étude de faisabilité détaillée

Conception : études de faisabilité

Emissions sonores des postes

- positionner le transformateur en orientant les aérofrigérants vers l'intérieur du poste. ONE / cahier des charges des travaux

Inclus dans le coût des travaux

Occupation foncière : expropriation, dommages aux cultures et aux pâturages

Indemniser les propriétaires, les éleveurs et les agriculteurs concernés

- publication de l’inventaire des parcelles touchées, négociations, indemnisations (Application de la législation)

- autoriser les agriculteurs ou les éleveurs à exploiter certaines portions de terrain qui auraient été touchées pour les besoins du projet

ONE

Perturbation du système de ruissellement des eaux de surface pendant les périodes pluvieuses

La conception d’un système de drainage efficace

- les surfaces bétonnées du poste seront réduites aux aires de circulation - installation d’un système de drainage et d’un bassin de récupération des eaux pluviales

dans l'enceinte du poste - la plus grande partie de la surface du poste sera drainée et recouverte de graviers ou de

cailloutis afin d'éviter la modification du régime hydrologique et de la nappe superficielle sur le terrain autour du poste

Conception, travaux

Risques de contamination de la nappe phréatique par les huiles usées et polluantes des postes

Récupération des polluants - un bac étanche sera placé sous le transformateur des postes et relié à une fosse étanche déportée afin de pouvoir récupérer l'huile si des fuites se produisent

Travaux Occupation foncière, destruction du couvert végétal, piétinement des sols

Bornage et délimitation des emprises

- délimiter physiquement par bornage (piquet, ruban, etc.) les limites de l'emprise à l'intérieur desquelles les travaux devront impérativement être maintenus; prévoir des aires d'entreposage et de manutention spécifique pour les produits pétroliers et pour l'entretien des véhicules de chantier (vidange d'huile, réparation, etc.)

- prévoir une signalisation adéquate afin de limiter la perturbation de la circulation routière par les travaux;

- mettre en place une signalisation adéquate afin d'éviter les risques d'accidents des populations et des activités pastorales;

- interdire le ravitaillement des véhicules et de la machinerie à moins de 30 mètres des cours d'eau et des zones inondables;

- sur les terres cultivées, aménager un seul accès provisoire de concert avec les propriétaires et les occupants avant l'ouverture du chantier

- Limiter l’usage des engins roulants dans la zone - Utiliser au maximum les pistes existantes

ONE / cahier des charges des travaux

Inclus dans le coût des travaux

Travaux - terrassement

Production de déchets Collecter et éliminer les déchets produits

- Collecte sur la zone de travaux au fur et à mesure de l’avancement du chantier - Elimination par acheminement en décharge ou par enfouissement dans un site non

sensible - Collecte, entrepôt et évacuation des huiles et lubrifiants vers des repreneurs potentiels - Remise en état du site du chantier après les travaux

ONE / cahier des charges des travaux

Inclus dans le coût des travaux

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Phase du projet Impact Mesure palliative et/ou de dédommagement

Mise en œuvre des mesures Responsabilité et coût

Travaux – terrassement, fondation des pylônes

Erosion des sols, destruction du couvert végétal

Stabilisation des sols - Utiliser au maximum les matériaux issus des déblais comme matériaux de remblais, si leurs caractéristiques géotechniques le permettent, ou d’entreposer les matériaux excédentaires suivant un plan de terrassement harmonieux avec le paysage et facilitant au maximum une repousse végétale.

- Les déblais et remblais seront stabilisés, drainés et replantés quand requis et possible. - Décaper séparément les matériaux superficiels ayant un intérêt au niveau de leur

richesse pédologique, puis procéder à l’excavation en profondeur des autres terres. - Stabilisation des sols immédiatement après la fin des interventions sur le milieu - Remettre en place la terre végétale à l’issue des travaux en matériau superficiel de

couverture. - Limiter les zones de défrichement de la végétation au strict nécessaire.

ONE / cahier des charges des travaux

Inclus dans le coût des travaux

Travaux – terrassement, fondation des pylônes

Gêne pour les hommes et la faune (poussières bruits paysage)

Minimisation des poussières et du bruit

- Minimisation des poussières : minimisation des surfaces à décaper, arrosage près des zones habitées

- Limitation du bruit : utilisation de matériel en bon état, agencer les horaires de travail entre 8H et 20H, équiper les travailleurs de protections acoustiques en cas de besoin

- Dans la mesure du possible, utiliser des équipements électriques au lieu d'équipements pneumatiques ou hydrauliques

- Certains outils à percussion peuvent également être munis de dispositifs antibruit - Les moteurs à combustion interne des engins de terrassement doivent être munis de

silencieux - Réparer dans l’immédiat les engins de chantier et les véhicules qui produisent des

émissions excessives de gaz d'échappement

ONE / cahier des charges des travaux

Inclus dans le coût des travaux

Travaux – fondation des pylônes

Pollution accidentelle (résidus de laitance des bétons ou déversement d’hydrocarbures)

Mise en place de moyens de prévention et élaboration d’un plan d’action en cas de pollution accidentelle

Mesures de préventions : - Interdiction du stationnement hors période de travail des engins de chantier et de tout

véhicule lié aux activités du chantier dans les périmètres de protection, - entretien des engins (vidange, réparation) en dehors des zones de protection des

captages, - Interdire tout entreposage de carburant à moins de 100 mètres d'un cours d'eau.

L'Entrepreneur devra faire approuver les emplacements qui peuvent servir aux activités de manutention et de stockage de matières dangereuses

- Révision préalable des engins au début des activités de chantier de façon à diminuer les risques de défaillance technique,

- disposer à titre préventif un film plastique de type « polyane » sur les surfaces de fouille afin d’éviter toute contamination indirecte du milieu récepteur par rejet de laitance lors de la mise en place des massifs de fondation.

L’entreprise contractante peut élaborer un plan d’intervention en cas de fuite ou de déversement de polluants : ce dernier sera mis en place en cas de nécessité dans les délais les plus courts possibles. - En cas de pollution, la zone souillée devra être immédiatement recouverte de matériaux

à très fort taux d’absorption (sciure de bois), - la zone sera ensuite décapée et évacuée vers une décharge adaptée.

Entrepreneur adjudicataire du marché

Inclus dans le coût des travaux

Exploitation Diminution du couvert végétal

Revégétalisation et entretien de la végétation

- Revégétalisation avec des espèces appropriées. L’ONE donne les hauteurs de plantations compatibles avec l’exploitation de l’ouvrage électrique pour ses réseaux en fonction de la position du câble dans l’espace (hauteur par rapport au sol)

- Consigner les dates et résultats des visites périodiques destinées à déterminer les élagages ou abattages, effectuées par les services des Eaux et Forêts, dans un registre mis à disposition du service de contrôle

- Lors des travaux d’élagage, d’abattage et de débroussaillement, les rémanents seront démantelés sommairement, rangés sur place et plaqués au sol pour permettre leur pourrissement rapide et l’émergence d’une nouvelle végétation. Pour permettre un bon contact avec le sol, il est souvent conseillé de rouler dessus avec les engins.

- Aucun rémanent n’est laissé sur place dans les tranchées forestières ; quand le broyage

ONE / cahier des charges des travaux, en collaboration avec les services des Eaux et Forêts

Inclus dans le coût des travaux

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Phase du projet Impact Mesure palliative et/ou de dédommagement

Mise en œuvre des mesures Responsabilité et coût

est impossible compte tenu de l’accessibilité du site aux engins de broyage ils seront soit broyés soit transférés ailleurs pour être réutilisés ou détruits, différé en période propice afin d’éviter les risques d’incendie.

- Les fossés, mares, ruisseaux pérennes ou temporaires doivent être maintenus propres et dégagés, afin de respecter l’écoulement des eaux et la biodiversité.

Exploitation Gênes pour l’avifaune Mesures de protection de l’avifaune

- Un balisage des câbles de garde est préconisé dans les zones d'intérêt ornithologique identifiées dans l’EIE.

ONE/cahier des charges des travaux, en collaboration avec les services des Eaux et Forêts

Inclus dans le coût des travaux

Exploitation Gêne causée aux propriétés privées ou communautaires

Restreindre le nombre de voies d’accès

- Privilégier l’emprunt des voies publiques et des chemins ruraux

- Privilégier un accès longitudinal (le long du tracé de la ligne) plutôt que latéral, sauf s’il est trop contraignant eu égard au relief ou à la nature des terrains

ONE

Exploitation Risques d’accidents Informer les riverains sur les mesures de sécurité et les interdictions

- Interdiction de s'approcher ou d’approcher des objets manipulés (échelle, outils) à moins de 5 mètres des conducteurs électriques sans accord écrit préalable de l’ONE en précisant les mesures de sécurité particulières mises en place.

- Interdiction des coupes d'arbre ou de branche qui, lors de leurs chutes, engagent la distance minimale de 5m ou qui surplombent les câbles électriques.

- Informer les riverains qu’en cas d'avarie d'un ouvrage, il ne faut jamais toucher ni s'approcher d'un câble même s'il est en contact avec le sol.

- Informer les riverains des procédures d’alerte du service de dépannage ou d’entretien de l’ONE

ONE, auprès des collectivités locales, des écoles, etc.

Coût : 150 000 DH

Exploitation Perturbations radio électriques et courants induits

Diminuer les courants induits dans les clôtures

Relier les fils de clôture à la terre par la pose de piquets métalliques ONE, en collaboration avec la DPA et les agriculteurs

Coût : 30 000 DH

Surveillance des oiseaux

experts de l'environnement Évaluer l'impact des lignes électriques sur le taux de mortalité des oiseaux. Prendre les dispositions techniques nécessaires pour le faire baisser

ONE 20000 DH/an

Programme de surveillance et de suivi

Programme de surveillance Responsabilité Programme de suivi Responsabilité Coûts

CONCEPTION – ETUDE

Conception des travaux de terrassement Bureau d’étude Projet des zones de stockage des matériaux

Prévention d’impact sur le paysage irréparable, perte de terres, érosion, pollution de ressources en eau potable

Agence d’exécution du projet - ONE

Inclus dans coût des travaux

Centrale à enrobes et à bitume Bureau d’étude Spécifications à inclure dans le DAO entreprise Agence d’exécution du projet - ONE

Sans objet

86

Programme de surveillance Responsabilité Programme de suivi Responsabilité Coûts

Finalisation du tracé détaillé des lignes électriques pour une meilleure intégration paysagère

Bureau d’étude Prise en compte des particularités du relief pour le choix définitif du tracé, l’implantation et l’espacement des pylônes

Agence d’exécution du projet – ONE

Inclus dans coût des études

Choix des types de pylônes pour une meilleure intégration paysagère

Bureau d’étude Prise en compte des particularités de certaines zones de paysages pour le design de certains pylônes

Agence d’exécution du projet – ONE

Inclus dans coût des travaux

Choix des sites des chantiers ; Aménagement des accès

Entrepreneurs et leurs Environnementalistes

Conformité avec les buts poursuivis et la législation sur la protection des écosystèmes

ONE – direction de l’environnement

Inclus dans coût des travaux

Conception des travaux de terrassement et de construction des fondations des pylônes

Bureau d’étude Projet des zones de stockage des matériaux

Prévention d’impact sur le paysage irréparable, perte de terres agricoles, érosion, pollution de ressources en eau potable

Agence d’exécution du projet – ONE

Inclus dans coût des travaux

Prévention des pollutions des sols, de l’eau et de l’air Bureau d’étude Spécifications à inclure de le DAO entreprise Agence d’exécution du projet – ONE

Inclus dans coût des travaux

Audit foncier ; Expropriations – identification des ayant droits -

Autorités locales – ONE Respect de la législation sur foncier ; Vérification de la bonne exécution des indemnisations

Agence d’exécution du projet – ONE

Budget spécifique ONE

Approche participative ;

Participation des parties prenantes et ONG ; publication dans les média ; registre des réclamations à disposition des populations ;

ONE

Autorités locales – ONG locales

Vérification des informations fournies aux ayant droits Agence d’exécution du projet – ONE

Sans objet

CONSTRUCTION

Capacités spécifiques de l’entrepreneur pour la mise en place des mesures liées aux contraintes environnementales

Bureau d’étude – Commission d’évaluation des offres

Examen des offres avant attribution des marchés - L’entrepreneur doit fournir sa méthode pour le respect des clauses liées à l’environnement

Agence d’exécution du projet - ONE

Sans objet

Délimitation du tracé des lignes électriques Topographes et Entrepreneurs et experts suivi environnement

Conformité avec les besoins réels en terrains pour l’organisation des travaux sur l’environnement ;

Conformité avec les expropriations réalisées, les dédommagements et les droits de servitudes

ONE : direction de l’environnement

Sans objet

Transport des équipements, matériaux divers et produits toxiques ; conditions de stockage,

Entrepreneurs et experts suivi environnement; gendarmerie et police

Circulation et sécurité routière ;

Etat des sols et écosystèmes ; respect du plan déterminant les sites de dépôts de matériaux fournis par l’entrepreneur, sauvegarde des terres végétales

ONE : direction de l’environnement, entrepreneurs

Inclus dans coût des travaux

Risques physiques d’accidents sur les routes, les chantiers et aux abords ;

Entrepreneurs ; gendarmerie et police

Respect de la législation sur les travaux et la circulation des engins

Agence d’exécution du projet - ONE

Inclus dans coût des travaux

Travaux de chantier (contrôle de la fabrication du béton ; contrôle émissions de poussières et de gaz, rejets effluents liquides, huileux et solides, protection des végétaux)

Entrepreneurs et experts suivi environnement

Conformité avec législation du travail et des recommandations de l’Evaluation environnementale ;

Protection des arbres et arbustes des dommages

Arrosage des routes non revêtues près des habitations et utilisation de camions bâchés

Agence d’exécution du projet - ONE, division de l’environnement

Inclus dans coût des travaux

Excavation pour les fondations des pylônes

Entrepreneurs et experts suivi environnement

Conformité avec recommandations de l’Evaluation environnementale ;

ONE – suivi chantier Inclus dans coûts des travaux

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Programme de surveillance Responsabilité Programme de suivi Responsabilité Coûts

Entretien des véhicules et engins de chantier Entrepreneurs et

Concessionnaires

Conforme aux recommandations et normes du constructeur ONE – suivi chantier Inclus dans coûts des travaux

Mise en place des ouvrages et équipements ; manipulation produits toxiques ou dangereux ;

Entrepreneurs et experts suivi environnement, chimistes

Conforme à l’APD – conforme avec l’évaluation environnementale

ONE – suivi chantier Inclus dans coûts des travaux

Engins roulants, centrale à béton, bétonnière et structures en construction

Contrôle équipement protection phonique et niveau sonore en conformité avec les normes nationales et les spécifications demandées dans le CCTP

ONE – suivi chantier Sans objet

Programme de surveillance de l’avifaune Entrepreneurs et experts suivi environnement

Faire respecter les calendriers de construction en compatibilité avec les périodes de nidification

ONE – suivi chantier 30000 DH/an

Repli des installations Entrepreneurs et experts suivi environnement

S’assurer de la remise en état des sites après les replis de chantier localisés ou généralisés

ONE Inclus dans coût des travaux de construction

PHASE D’EXPLOITATION

Entretien des équipements conforme aux normes du constructeur ;

Gestionnaires des équipements ; ONE

- Respect des normes des fabricants ONE Budget de fonctionnement

Présence des ouvrages : impacts paysagers Gestionnaire des réseaux ; ONE

Intégration des ouvrages dans le paysage et entretien – Esthétique des bâtiments ;

ONE – Département de l’Urbanisme

Budget de fonctionnement

Contrôle des rejets d’effluents ou déchets provenant des postes

Gestionnaires des réseaux ; ONE

Respect des normes anti-pollution du milieu naturel ONE- Division environnement – Ministère de la santé – MATEE

30000 DH/an

Programme de surveillance de l’avifaune experts suivi environnement

Evaluer l’impact des lignes électriques sur la mortalité de l’avifaune, ajout d’éléments techniques au niveau des câbles ou des pylônes pour diminuer cette éventuelle mortalité

ONE 20000 DH/an

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Annexe 11 : Préparation et supervision du projet

MAROC : APPUI A L’ONE

Date prévue Date effective Examen de PCN 6 février 2007 7 février 2007 PID initial au PIC 16 février 2007 ISDS initial au PIC 3 octobre 2007 Évaluation 29 mars 2008 Négociations 8 mai 2008 Conseil de la Banque 10 juin 2008 Date d’entrée en vigeur 30 septembre 2008 Date prévue pour l'examen à mi-parcours Date de fin prévue 31 mars 2014 Principales personnes morales et physiques responsables de la préparation du projet : Office National de l’Electricité (ONE) Équipe et consultants de la Banque Mondiale ayant collaboré au projet : Nom Titre / fonction Silvia Pariente-David Spécialiste Énergie Sr. et Chef de projet Noureddine Berrah Consultant Énergie - analyses techniques et économiques Michael Hamaide Analyste financier Jean-Charles De Daruvar Conseiller Juridique Sr. Moez Maklouf Consultant, Gestion financière Leila Al-Hamad Spécialiste du Développement Social Hocine Chalal, Spécialiste Environnement en Chef Armando Ribeiro Araujo Spécialiste en Passation des Marchés, Consultant Khalid Boukantar Assistant du programme Sommes consacrées à ce jour par la Banque mondiale en vue de la préparation du projet : 1. Ressources de la Banque mondiale. : $ 238 743,00 2. Trust funds : 3. Total : $ 238 743,00 Estimation du coût d'approbation et de supervision : 1. Coût supplémentaire jusqu’à l'approbation : $ 40 000,00 2. Estimation du coût annuel de supervision : $ 100 000,00

89

Annexe 12 : Documents du dossier du projet

MAROC : TRANSMISSION DE L"ÉLECTRICITÉ Références : 1. Documents de référence pour la réalisation des lignes électriques THT, ONE

2. Documents de référence pour la réalisation des postes THT/HT, ONE

3. Arrêté no 309-06 Arrêté du ministre délégué auprès du Premier ministre, chargé des affaires économiques et générales no 309-06 du 15 moharrem 1427 (14 février 2006) fixant les tarifs de vente de l’énergie électrique fournie par l’ONE aux clients distributeurs

4. Arrêté no 310-06 Arrêté du ministre délégué auprès du Premier ministre, chargé des affaires économiques et générales no 310-06 du 15 moharrem 1427 (14 février 2006) règlement les structures tarifaires et les tarifs de vente de l’

5. Projet de Renforcement du Réseau de Transport et de Réparation 2008-2013, DSP-PL, janvier 2008

6. Guide du Self Audit, Réalisations d’ouvrages de transport, F. Mansouri, M. Moufid, R. Lagnaoui, Octobre 2005 – ONE

7. Flow-chart Relatif aux Différentes Etapes pour l’Etablissement d’un Ouvrage, Direction du Transport

8. Procédure relative aux démarches technico-administratives pour l’établissement des lignes électriques aériennes HT et THT, Direction du Transport Mai 2002

9. Secteur de l’Energie en Chiffres Année 2006, Ministère de l’énergie, des Mines de l’Eau et de l’Environnement, Novembre 2007

10. La Stratégie de l’ONE et sa contribution au développement économique et social du Royaume du Maroc- Chambre Française du Commerce et de l’Industrie du Maroc.

11. Données statistiques sur les activités de l’ONE pour les exercices 2005-2007, Division Etudes Financières ONE, janvier 2008.

12. Rapport annuel de l’ONE des exercices 2005 et 2006, ainsi que l’avis des auditeurs sur ces mêmes rapports.

13. Comptes de bilan et de résultats provisoires de l’exercice 2007, Division Etudes Financières ONE, février 2008.

14. Note explicative des résultats comptables pour les exercices 2005, 2006 et 2007 (provisoire), Division Etudes Financières ONE, janvier 2008.

15. Note sur les perspectives de développement et les prévisions financières, mai 2007, Division Etudes Financières ONE, juin 2007.

16. Note explicative des traitements comptables des concessions et retraite, Division Etudes Financières ONE, janvier 2008.

17. Note de synthèse de l’étude du schéma directeur du réseau de transport et de répartition

18. Plan de développement du réseau transport et distribution

19. Etude d’impact environnemental et social du projet de l’extension et de renforcement du réseau national 400 et 225 kV- Lots 1,2, 3 et 4. Burgeap, Phénixa et X. Monbailliu & Associés

90

ANNEXE 13 : ÉTAT DES EMPRUNTS ET CRÉDITS CONTRACTÉS

MAROC : APPUI A L’ONE

Montant initial en US$ Millions

Différence entre les décaissements prévus

et réels

ID du programme

Ann

Bdg

Objectif BIRD IDA SF FEM Annulé non déc.

Orig. Frm. Rev’d

P100026 2007 MA-National Initiative for Human Dev. 100,00 0,00 0,00 0,00 0.00 67.49 -4.85 0.00

P086877 2006 MA-Rural Water Supply and Sanitation 60,00 0,00 0,00 0,00 0.00 67.34 11.17 0.00

P094007 2006 MA-Rural Roads II 60,00 0,00 0,00 0,00 0.00 49.10 0.28 0.00

P043412 2005 MA-Basic Education Reform Sup Program

80,00 0,00 0,00 0,00 0.00 26.13 26.34 0.00

P083746 2005 MA-Housing Sector DPL 150,00 0,00 0,00 0,00 0.00 65.89 64.36 0.00

P082754 2004 MA-Rural Roads 36,86 0,00 0,00 0,00 0.00 36.81 12.47 11.90

P069124 2003 MA-Rainfed Agriculture Development 26,80 0,00 0,00 0,00 0.00 32.08 11.73 1.08

P073531 2002 MA-Social Development Agency 5,00 0,00 0,00 0,00 0.00 2.74 0.22 0.22

P056978 2001 MA-Irrigation Based Community Dev. 32,57 0,00 0,00 0,00 6.15 9.01 14.70 -0.08

P048314 2000 MA-GEF Protected Areas Management 0,00 0,00 0,00 9,80 0.00 1.98 10.50 8.11

Total: 551,23

0,00 0,00 9,80 6.15 358.57 146.92 21.23

MAROC DOCUMENT DE LA SFI

Portefeuille détenu et décaissé En millions de US Dollars

Engagé Décaissé

SFI SFI

Approbation An.Budg.

Entreprise Loan Equity Quasi Partic. Loan Equity Quasi Partic.

2006 FONDEP 3.45 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

2000 Maghreb Inv. Mgt 0.00 0.02 0.00 0.00 0.00 0.02 0.00 0.00

2000 Maghreb Invest P 0.00 2.30 0.00 0.00 0.00 2.30 0.00 0.00

Portefeuille total : 3.45 2.32 0.00 0.00 0.00 2.32 0.00 0.00

Approvals Pending Commitment

FY Approval Company Loan Equity Quasi Partic.

2005 BMCE 0.00 0.03 0.00 0.00

2002 SGRI 0.00 0.00 0.00 0.00

2004 Meditel Restruct 0.00 0.00 0.00 0.00

Total pending commitment: 0.00 0.03 0.00 0.00

91

Annexe 14 : Le pays en un coup d'œil

MAROC : APPUI A L’ONE

M . E as t L o wer-P OVE R T Y and S OCIA L & N or t h middle-

M o ro cco A f r ica inco me2006P opulation, mid-year (millions ) 30.5 311 2,276GNI per capita (Atlas method, US $) 2,160 2,481 2,037GNI (Atlas method, US $ billions ) 65.9 771 4,635

A verage annual gro wt h, 2000-06

P opulation (%) 1.1 1.8 0.9Labor force (%) 2.1 3.5 1.4

M o s t recent es t imat e (lat es t year avai lable, 2000-06)

P overty (% of population below national poverty line) .. .. ..Urban population (% of total population) 59 57 47Life expectancy at birth (years ) 70 70 71Infant mortality (per 1,000 live births ) 36 43 31Child malnutrition (% of children under 5) 10 15 13Acces s to an improved water s ource (% of population) 81 90 81Literacy (% of population age 15+) 52 73 89Gros s primary enrollment (% of s chool-age population) 105 103 113 Male 111 106 117 F emale 99 99 114

K E Y E CON OM IC R A T IOS and L ON G-T E R M T R E N D S

1986 1996 2005 2006

GDP (US $ billions ) 17.0 36.6 59.0 65.4

Gros s capital formation/GDP 22.8 19.6 30.3 31.6E xports of goods and s ervices /GDP 22.0 26.3 31.6 33.0Gros s domes tic s avings /GDP 17.0 15.7 24.1 26.2Gros s national s avings /GDP 21.8 19.1 32.2 34.5

Current account balance/GDP -1.3 0.1 1.9 2.8Interes t payments /GDP 3.8 3.6 1.0 ..T otal debt/GDP 105.5 66.1 28.6 ..T otal debt s ervice/exports 35.4 28.2 11.3 ..P res ent value of debt/GDP .. .. 27.7 ..P res ent value of debt/exports .. .. 67.9 ..

1986-96 1996-06 2005 2006 2006-10(average annual growth)GDP 2.8 4.2 2.4 8.0 4.3GDP per capita 0.8 2.9 1.4 6.7 2.6E xports of goods and s ervices 7.3 6.6 3.6 10.5 5.6

S T R U CT U R E o f the E CON OM Y

Morocco

Lower-middle-income group

D evelo pment diamo nd*

Life expectancy

Acces s to improved water s ource

GNIpercapita

Gros sprimary

enrollment

Morocco

Lower-middle-income group

E cono mic rat io s *

T rade

Indebtednes s

Domes tics avings

Capital formation

1986 1996 2005 2006(% of GDP )Agriculture 19.3 19.6 13.3 15.7Indus try 32.6 31.5 29.0 27.8 Manufacturing 17.4 17.3 17.2 16.5S ervices 48.1 48.9 57.6 56.5

Hous ehold final cons umption expenditure 67.6 67.5 56.6 55.5General gov’t final cons umption expenditure 15.4 16.9 19.2 18.3Imports of goods and s ervices 27.8 30.2 37.8 38.4

1986-96 1996-06 2005 2006(average annual growth)Agriculture -0.3 3.5 -12.8 23.0Indus try 3.0 3.8 5.5 4.6 Manufacturing 3.5 3.3 4.1 3.9S ervices 3.8 4.7 6.5 4.1

Hous ehold final cons umption expenditure 2.9 3.0 1.1 3.9General gov’t final cons umption expenditure 4.0 3.2 2.2 3.8Gros s capital formation 1.9 7.6 9.4 14.0Imports of goods and s ervices 6.8 6.4 7.3 6.7

Note: 2006 data are preliminary es timates .T his table was produced from the Development Economics LDB databas e.

* T he diamonds s how four key indicators in the country (in bold) compared with its income-group average. If data are mis s ing, the diamond will be incomplete.

0

5

10

15

20

01 02 03 04 05 06

GCF GDP

Gro wth o f capit al and GD P (%)

-5

0

5

10

15

01 02 03 04 05 06

Exports Imports

Gro wt h o f expor t s and impo rt s (%)

92

Morocco

P R ICE S and GOVE R N M E N T F IN A N CE1986 1996 2005 2006

D omes t ic pr ices(% change)Cons umer prices 8.7 3.0 1.0 3.3Implicit GDP deflator 10.3 1.0 2.1 1.9

Government f inance(% of GDP , includes current grants )Current revenue 14.6 24.6 24.0 25.1Current budget balance -6.0 2.0 -1.4 2.0Overall s urplus /deficit -7.7 .. -4.4 -2.3

T R A D E1986 1996 2005 2006

(US $ millions )T otal exports (fob) 2,591 6,886 10,697 11,913 Agriculture 718 1,516 2,192 2,445 P hos phorus rock 412 348 518 540 Manufactures 833 3,673 6,587 7,213T otal imports (cif) 3,925 9,708 20,799 23,534 F ood 476 1,298 1,762 1,718 F uel and energy 596 1,285 4,457 5,104 Capital goods 906 1,948 4,345 5,136

E xport price index (2000=100) 62 103 127 145Import price index (2000=100) 77 122 127 136T erms of trade (2000=100) 80 84 100 106

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

00 01 02 03 04 05 06

Exports Imports

E xpor t and import levels (US $ mill .)

-1

0

1

2

3

4

01 02 03 04 05 06

GDP deflator CPI

Inf lat ion (%)

B A L A N CE o f P A Y M E N T S1986 1996 2005 2006

(US $ millions )E xports of goods and s ervices 3,740 9,629 18,809 21,738Imports of goods and s ervices 4,816 10,862 22,757 25,776R es ource balance -1,076 -1,233 -3,948 -4,038

Net income -689 -1,309 -309 -421Net current trans fers 1,549 2,576 5,387 6,315

Current account balance -216 35 1,130 1,856

F inancing items (net) 297 257 1,226 881Changes in net res erves -81 -292 -2,356 -2,737

M emo:R es erves including gold (US $ millions ) 202 4,020 17,936 18,613Convers ion rate (DE C, local/US $) 9.1 8.7 8.9 8.8

E XT E R N A L D E B T and R E S OUR CE F L OWS1986 1996 2005 2006

(US $ millions )T otal debt outs tanding and dis burs ed 17,926 24,221 16,846 .. IB R D 1,859 3,732 2,258 2,267 IDA 42 32 20 18

T otal debt s ervice 1,824 3,382 2,718 .. IB R D 233 599 396 418 IDA 1 2 2 1

Compos ition of net res ource flows Official grants 57 356 380 .. Official creditors 381 153 257 .. P rivate creditors 700 -180 75 .. F oreign direct inves tment (net inflows ) 1 76 1,552 .. P ortfolio equity (net inflows ) 0 142 64 ..

World B ank program Commitments 366 213 467 25 Dis burs ements 363 380 262 176 P rincipal repayments 109 342 310 331 Net flows 254 38 -48 -155 Interes t payments 125 258 87 88 Net trans fers 128 -221 -135 -243

Note: T his table was produced from the Development Economics LDB databas e. 10/2/07

-2

0

2

4

6

00 01 02 03 04 05 06

Cur rent account balance to GD P (%)

G: 682 A: 2,258

D: 3,596

B : 20

F : 5,434

E: 4,856

A - IB RDB - IDA C - IMF

D - Other multilateralE - B ilateralF - PrivateG - Short-term

Compos i t ion o f 2005 debt (US $ mi ll .)