Trois ans après l’adoption de la loi 82-21, et trois mois après la publication du décret d’application du 9 mars 2026, le cadre réglementaire est entré en vigueur le 9 juin 2026. Les entreprises et industriels marocains peuvent désormais revendre l’excédent sur le réseau public — sous conditions, sachant qu’ils produisaient déjà leur propre électricité solaire, pour autoconsommation.
La portée du changement est structurelle pour le marché C&I marocain. Plus de 1 GW de panneaux solaires ont été importés en 2025 dans les segments résidentiel, C&I et pompage agricole — un volume qui reflète une demande latente forte, bridée jusqu’ici par l’absence d’un cadre légal permettant la revente du surplus. Avec le 9 juin, ce verrou saute.
Le cadre est désormais en place sur le papier. La vraie question est celle de la mise en œuvre : les textes réglementaires sont publiés, mais leur application opérationnelle dépend de la capacité des SRMs à instruire les premières demandes de raccordement sans délais excessifs, et de la réactivité de l’ONEE pour les projets de plus de 5 MW. C’est à ce test de terrain que le marché sera jugé dans les prochains mois.
Ce qui entre en vigueur le 9 juin 2026
Le décret d’application de la loi 82-21, publié le 9 mars 2026 au Bulletin officiel n° 7489, fixe les modalités d’autorisation, de connexion au réseau, de tarification du rachat et de facturation des frais d’accès au réseau. Son entrée en vigueur intervient trois mois après la publication, conformément aux dispositions du texte.
Quatre décisions de l’ANRE (Autorité nationale de régulation de l’électricité) — publiées entre le 30 janvier et le 20 février 2026 — complètent le dispositif réglementaire. Ces décisions précisent les conditions techniques d’injection, les contrats-types avec les distributeurs régionaux (SRMs), et les tarifs applicables aux différents régimes.
La loi 82-21 s’applique aux installations raccordées au réseau de distribution (basse et moyenne tension) ou au réseau de transport (haute tension). Elle couvre le solaire, l’éolien et toute source d’énergie renouvelable, mais c’est le photovoltaïque qui constitue, en pratique, l’essentiel des projets C&I visés.
Les trois régimes d’autorisation selon la puissance
Le décret distingue trois niveaux d’accès au cadre d’autoproduction, en fonction de la puissance de l’installation.
Les installations de moins de 11 kW fonctionnent sur un régime de simple déclaration. Aucune autorisation préalable n’est requise : le propriétaire notifie le gestionnaire de réseau de distribution, qui a 30 jours pour valider ou refuser la connexion. Ce régime vise principalement les commerçants, les PME et les installations résidentielles.
Les installations entre 11 kW et 5 MW — soit la majorité des projets C&I industriels — doivent obtenir un accord de raccordement délivré par les SRMs (Sociétés régionales multiservices). L’ANRE a publié un contrat-type pour ce régime, ce qui standardise la relation entre l’autoproducteur et le gestionnaire de réseau. Ce niveau de puissance couvre les usines, les centres logistiques, les hôtels et les grandes surfaces.
Les installations supérieures à 5 MW doivent obtenir une autorisation délivrée par l’ONEE (Office national de l’électricité et de l’eau potable). Ce régime implique une instruction plus longue et une négociation directe avec l’ONEE pour les conditions de raccordement au réseau haute tension.
Les tarifs de rachat et les conditions d’injection sur le réseau
L’injection du surplus de production sur le réseau est autorisée dans la limite stricte de 20 % de la production annuelle de l’installation. Au-delà de ce seuil, le surplus doit être dissipé ou stocké localement. Cette limitation vise à éviter une distorsion massive du réseau de distribution, mais elle est jugée restrictive par certains acteurs qui auraient souhaité un ratio plus élevé, à l’image des modèles portugais ou espagnol.
Les tarifs de rachat fixés par l’ANRE : heures de pointe à 21 centimes de dirham par kWh (environ 2,1 euro-cents/kWh), heures creuses à 18 centimes de dirham par kWh (environ 1,8 euro-cents/kWh). Ces tarifs sont inférieurs au prix moyen de l’électricité industrielle en moyenne tension au Maroc — autour de 1,0 à 1,3 DH/kWh — ce qui signifie que la revente du surplus n’est pas le principal moteur économique. Le vrai gain reste l’autoconsommation.
Frais d’accès au réseau fixés par l’ANRE : 6,07 centimes DH/kWh pour le réseau de distribution moyenne tension, 6,38 centimes DH/kWh pour le réseau de transport national.
Qui peut en bénéficier et comment
Le profil-type du bénéficiaire immédiat est un industriel ou une entreprise commerciale disposant d’une surface de toiture ou de terrain disponible, d’une consommation électrique propre significative en journée, et d’une connexion en moyenne tension au réseau de distribution.
Les secteurs à fort potentiel incluent les industries agro-alimentaires, les usines de textile, les centres de données, les grands distributeurs alimentaires, les opérateurs hôteliers et les cimenteries. La mise en œuvre pratique suppose de s’adresser à un développeur C&I agréé — qui conçoit, installe et finance éventuellement l’installation via un CPPA — puis de déposer un dossier de raccordement auprès du SRM compétent.
Ce que le marché révèle dix jours après l’entrée en vigueur
La première observation concerne la lisibilité opérationnelle. Les textes de l’ANRE sont clairs sur les tarifs et les régimes, mais la chaîne d’exécution implique des SRMs dont les capacités d’instruction varient fortement selon les régions. Certains distributeurs régionaux disposent d’équipes rodées aux raccordements industriels ; d’autres devront monter en compétence. Les premiers dossiers déposés en juin et juillet serviront de test grandeur nature.
Deuxième observation : les délais de raccordement. La loi fixe un délai de réponse pour les SRMs, mais dans les zones à réseau saturé — zones industrielles denses de Casablanca-Settat, Tanger-Tétouan, Souss-Massa — des refus techniques sont possibles pour cause d’incapacité d’accueil du réseau local. Les industriels bien conseillés demanderont une étude de capacité d’accueil avant de dimensionner leur installation.
Troisième observation : la limite des 20 % d’injection. Pour les projets dont la production dépasse structurellement la consommation diurne — installations agrivoltaïques, sites à consommation intermittente, projets en zones rurales — le plafond réduit l’attractivité économique. Il incite à dimensionner les installations au plus près de la consommation propre, ce qui est techniquement correct mais freine les plus grands projets.
Ces observations ne remettent pas en cause la pertinence du cadre : elles signalent que la réglementation ouvre une porte que le marché devra tester dans les faits, et que les premières demandes de raccordement des prochaines semaines diront beaucoup sur la fluidité réelle du dispositif.
Ce que cela change pour le marché C&I marocain
L’entrée en vigueur de la loi 82-21 modifie structurellement l’équation économique du solaire industriel au Maroc. Jusqu’ici, les entreprises qui installaient des panneaux solaires sur leurs toitures devaient gérer l’excédent de production sans possibilité légale de revente — ce qui rendait indispensable un système de stockage ou un redimensionnement conservateur. Cette contrainte est levée.
Pour les développeurs C&I actifs sur le marché marocain — Scatec, AMEA Power, Daystar Power et plusieurs acteurs locaux — le cadre légal leur permet désormais de proposer à leurs clients industriels des CPPA solaires incluant une clause d’injection de surplus, ce qui améliore la rentabilité des projets.
Pour l’État marocain, ce marché libéralisé représente un levier pour atteindre l’objectif de 52 % de renouvelables dans le mix électrique annoncé pour 2026. Une part croissante des nouvelles capacités solaires sera désormais portée par le secteur privé sans passer par des appels d’offres publics.