Le 9 mars 2026, le Bulletin officiel n° 7489 a publié ce que beaucoup attendaient depuis l’adoption de la loi 82-21 en 2022 : le décret d’application encadrant l’autoproduction d’électricité. Pas une promesse, pas une annonce ministérielle — un texte avec des tarifs, des seuils, des procédures. Après des années de flottement réglementaire, le marché peut enfin se mettre en mouvement.
Un vide de trois ans, comblé en deux mois
La loi existait. Le décret d’application avait même été adopté en Conseil de gouvernement en octobre 2025. Mais sans les textes complémentaires de l’ANRE (Autorité nationale de régulation de l’électricité), rien ne pouvait vraiment démarrer. Les développeurs avaient des projets en portefeuille, les industriels avaient des toitures disponibles et des factures énergétiques lourdes — mais personne ne savait exactement à quels tarifs, dans quelles conditions, ni selon quelles procédures.
C’est entre le 30 janvier et le 20 février 2026 que l’ANRE a publié quatre décisions complémentaires, posant les derniers jalons chiffrés du dispositif. Ce calendrier rapproché n’est pas anodin : il traduit une volonté de débloquer un dossier qui s’enlisait, dans un contexte de pression croissante sur la facture énergétique nationale. Le Maroc reste dépendant des énergies fossiles à 87,5 %, et la crise énergétique liée aux tensions au Moyen-Orient a rendu l’urgence encore plus palpable.
Le décret entre officiellement en vigueur le 9 juin 2026 — trois mois après sa publication. D’ici là, les acteurs ont le temps de se préparer, d’affiner leurs modèles financiers et de constituer leurs dossiers.
Les tarifs, le vrai nerf de la guerre
Ce qui change concrètement pour un industriel marocain, ce sont les prix. L’ANRE a fixé le cadre tarifaire avec une précision qui manquait jusqu’ici. Le tarif de rachat du surplus d’énergie injecté sur le réseau est fixé à 21 centimes/kWh aux heures de pointe et 18 centimes/kWh en heures creuses. Le tarif d’utilisation du réseau de distribution moyenne tension est établi à 6,07 centimes/kWh, et celui du réseau national de transport à 6,38 centimes DH/kWh.
Ces chiffres sont déterminants. Un projet dont le dimensionnement est bien adapté peut maintenant être modélisé avec des hypothèses solides. C’est exactement ce dont les développeurs et les directions financières des industriels avaient besoin pour valider — ou non — leurs investissements. La rentabilité d’une installation solaire C&I dépend directement de l’écart entre le coût de production (qui a fortement baissé ces dernières années) et ces frais d’accès au réseau. Pour l’instant, le niveau retenu semble raisonnable, mais c’est sur le terrain, projet par projet, que le verdict sera rendu.
Autoproduction : La règle des 20 % et le plafond de capacité
Les autoproducteurs peuvent injecter et revendre leur surplus sur le réseau public, mais dans une limite stricte de 20 % de leur production annuelle. Ce seuil est un point d’équilibre : suffisant pour améliorer la rentabilité d’un projet bien dimensionné, mais conçu pour éviter que le réseau ne soit saturé par des flux inverses mal maîtrisés.
L’ANRE a également fixé un plafond global. Après déduction des projets déjà autorisés en 2025, la capacité d’accueil disponible est fixée à 3 886 MW, dont 72 % solaire et 28 % éolien. Ce chiffre donne une idée de l’ampleur du marché qui s’ouvre — mais aussi de ses limites. Le réseau ne peut pas tout absorber d’un coup, et les projets arriveront probablement par vagues selon les autorisations accordées et les capacités de raccordement disponibles zone par zone.
Un marché solaire qui a déjà commencé à bouger
L’autoproduction n’arrive pas dans un désert. Le Maroc a déjà construit une base solide. La capacité solaire cumulée à grande échelle atteint près de 1,3 GW, à laquelle s’ajoutent environ 3 GW supplémentaires répartis entre le segment commercial et industriel, le pompage solaire et le résidentiel. Le plus grand projet solaire mis en service l’an dernier — le site d’Oulad Farès, développé par OCP Green Energy — affiche une capacité de 105 MW, partie d’un portefeuille de 202 MW.
Le potentiel encore inexploité est considérable. Une étude de l’Initiative Imal pour le climat et le développement estime que le Maroc pourrait installer jusqu’à 28,6 GW de solaire distribué, ce qui représente un marché potentiel de 31 milliards de dollars. L’autoproduction est précisément le segment qui peut débloquer cette dynamique, en donnant aux acteurs privés les outils pour investir sans passer par des appels d’offres centralisés.
Du côté des grandes ambitions nationales, le contexte est lui aussi porteur. La demande nationale d’électricité progresse de 7,2 % par an — un rythme soutenu qui appelle des investissements massifs. Un programme de 120 milliards de dirhams prévoit l’installation de 15,6 GW supplémentaires, dont 12,4 GW en renouvelables. Le solaire représente 40 % de ce plan, avec 33 milliards de dirhams d’investissement prévus sur la période. La capacité d’intégration du système électrique national est, quant à elle, projetée à 10 429 MW de renouvelables à l’horizon 2030.
Ce que ça change concrètement pour les industriels
Pour une cimenterie, un groupe agroalimentaire ou un site chimique dont l’énergie représente une part importante des charges d’exploitation, les implications sont très concrètes. Ces entreprises peuvent désormais construire une centrale solaire, dimensionnée pour couvrir leur propre consommation, revendre jusqu’à 20 % du surplus à un tarif connu à l’avance, et utiliser le réseau pour transporter l’énergie produite sur un site vers un autre site distant — le mécanisme dit de wheeling.
Ce dernier point change beaucoup de choses. Une entreprise qui a de la place sur un terrain industriel périphérique mais dont les bâtiments principaux sont en zone urbaine dense peut désormais produire là où c’est possible et consommer là où c’est nécessaire. Cela élargit considérablement le spectre des projets viables, notamment pour les groupes multisites.
Les modèles économiques vont aussi se diversifier. Toutes les entreprises n’ont pas la trésorerie pour investir directement dans une installation. Les Corporate PPA — contrats d’achat privés entre un développeur et un industriel — vont probablement se multiplier. Le leasing énergétique et les montages en tiers-investissement offrent d’autres alternatives pour ceux qui préfèrent externaliser l’investissement tout en bénéficiant d’un prix de l’électricité stabilisé sur le long terme.
Une plateforme électronique sera mise en place auprès du ministère de la Transition énergétique pour faciliter le dépôt et le suivi des dossiers. L’objectif affiché est de simplifier les procédures et de réduire les allers-retours administratifs qui ont longtemps freiné ce type de projets.
Ce qu’il reste à surveiller
Le cadre est posé, mais l’expérience d’autres marchés invite à ne pas crier victoire trop tôt. La qualité d’un décret se mesure souvent à ses conditions d’application réelles. Les délais de raccordement accordés par l’ONEE, la fluidité des procédures d’autorisation, la lisibilité des règles pour les acteurs de taille intermédiaire — tout cela déterminera si le marché décolle vraiment ou si les projets s’accumulent à nouveau dans des tiroirs.
Les tarifs de réseau sont connus, mais leur impact précis variera selon la taille des projets, les profils de consommation et les zones géographiques. Certains projets seront très rentables. D’autres, moins bien positionnés, auront besoin de faire des arbitrages.
Ce qui est certain, c’est que les conditions objectives sont réunies pour que le segment C&I entre dans une nouvelle phase. Le solaire marocain a longtemps été l’histoire de grands projets centralisés — Noor, Ouarzazate, les appels d’offres MASEN. Ces projets restent le socle du système. Mais l’autoproduction ouvre un chapitre différent, plus fragmenté, plus proche des réalités opérationnelles des entreprises, et potentiellement beaucoup plus large en volume. Le marché entre dans sa phase d’exécution.