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Ministère de l'Energie, des Mines et de l'environnement

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Name : Lahlou

Le Secrétariat Général du Gouvernement a publié récemment le projet d’amendement de la Loi 13-09. Tout en saluant cette démarche et l’engagement du Ministère de l’Energie à l’amélioration du cadre législatif et règlementaire du secteur, veuillez trouver ci-dessous quelques commentaires/recommandations pouvant participer au développement de la production privée d’énergie renouvelable dans le Royaume. - L’article 11 du projet de Loi prévoit une durée de l’autorisation provisoire de 5 ans au lieu de 3 ans pour les projets hydroélectriques. Cette augmentation de la durée est très appréciable. Toutefois et dans le but d’éviter de boquer un site potentiel pendant une si longue durée (5 ans) par un spéculateur notamment, il est préconisé de prévoir un jalon à la fin de la 3ème année permettant à l’Administration de vérifier le bon avancement du développement du projet. A titre d’exemple, il est proposé d’exiger au détenteur de l’autorisation une présentation du projet et les étapes franchies (à minima, les études finalisées et les PPA/closing signés). Sinon, l’autorisation devient caduque. - L’article 26 du projet de Loi permet à un gestionnaire du réseau de distribution de se fournir à partir d’une installation MT, HT ou THT. Il est proposé que les développeurs de projets hydroélectriques raccordés en HT/THT puissent fournir des clients raccordés en MT. - L’article 26 Bis du projet de Loi introduit la notion d’appel à projets. Les modalités n’étant pas encore connues et pour la production d’électricité de source hydraulique qui se différencie des autres sources d’ENR par (i) les nombreuses demandes d’autorisation provenant de plusieurs opérateurs pour les mêmes sites, (ii) le nombre limité de sites potentiels ne dépassant pas la vingtaine et (iii) la spéculation et/ou le retard de réalisation constatés, il est recommandé de : 1- Prévoir un appel à concurrence/consultation pour l’octroi de toute autorisation provisoire au lieu d’un appel à projets pour les centrales hydroélectriques, et ce sur la base d’une évaluation suivant des critères clairs et objectifs (expérience/références, compétences, capacités financières,…) permettant de juger de la recevabilité de la demande à travers un système de notation, par exemple. Cette mise en concurrence pourrait être à l’origine d’études stratégiques lancées par les ABH sur l’usage de l’eau pour les futurs projets hydrauliques. 2- Avoir des critères d’attribution basés notamment sur la valorisation du m3 d’eau en terme de productible pour statuer entre plusieurs dossiers recevables 3- Mettre en place un comité de suivi (MASEN, ABH, gestionnaire du réseau et Ministère) des projets autorisés. Prévoir notamment des rencontres de présentation de l’avancement de projets par les développeurs.   Autre recommandation :   Pour assurer la transparence dans le processus d’octroi des autorisations et au vu des différentes dispositions/conditions à considérer, il est proposé de publier toute information sur les demandes   d’autorisations, les autorisations provisoires et définitives accordées, les informations sur les tarifs, capacité d’accueil,…
Name : (EEM) Energie Eolienne du Maroc

Commentaires sur le projet de loi n°40-19 modifiant et complétant la loi n°13-09 relative aux énergies renouvelables 27 décembre 2019   Article     Sujet   Modification proposée   Commentaires Art 1 1. Sources d’énergies renouvelables Ajouter «  incluant, le cas échéant, des moyens de stockage de l’énergie  » La possibilité de faire du stockage par les producteurs d’ENR devrait être introduite dans la loi.   9. Capacité d’accueil Exclure expressément du champ d’application (i) les installations de production d’électricité à partir de source hydraulique, (ii) les installations dont la gestion ne nécessite pas de services systèmes et (iii) les installations non connectées au réseau électrique national.   Nous estimons que ces 3 types d’installations ne devraient pas venir compter dans le calcul de la capacité d’accueil ni participer aux coûts des services systèmes. Supprimer «  dans le cadre de la présente loi  ». Il nous semble que le calcul de la capacité d’accueil doit inclure toutes les installations de production à partir de sources renouvelables, quelque soit le cadre réglementaire (et non seulement celles produites dans le cadre de la loi 13-09).   12. Excédent de production Un texte d’application devrait préciser que le calcul de l’excédent est fait par bilan mensuel par tranche horaire et détailler les modalités de calcul.   Ces précisions dans un texte d’application ont vocation à éviter des divergences d’interprétation sur les calculs relatifs à l’énergie excédentaire injectée sur le réseau, et ce eu égard à la participation de l’exploitant aux coûts des services systèmes rendus.   14. Timbre moyenne tension Ajouter la notion de «  timbre basse tension  ».   A l’image de ce qui est prévu pour la moyenne tension, le texte mériterait d’être complété pour la basse tension.   Nouvelle définition Ajouter une définition du terme « administration » pour que ce terme vise le Ministère compétent ou l’ANRE conformément aux dispositions de la loi régissant l’ANRE.   Le terme « administration » est souvent utilisé dans le texte sans préciser de quelle administration il s’agit. Cela mériterait d’être clarifié.   Art 2 Cohérence entre les différents textes coexistants Remplacer «  sous réserve  » par «  nonobstant  ».   Cette modification permet de clarifier que les dispositions de la loi 13-09 telle que modifiée constituent une exception au monopole de l’ONEE relative à la production d’énergie électrique (alors que le terme «  sous réserve  » signifie que ce monopole demeure) et qu’elles s’appliquent en parallèle de celles de la loi portant création de MASEN.   Exclure expressément le régime de l’autoproduction régi par les textes relatifs à l’ONEE.   Cette précision permet de clarifier que la présente loi 13 09 modifiée ne s’applique pas au régime de l’autoproduction régi par la loi portant création de l’ONEE telle que modifiée et complétée.   Art 4 Terminologie Supprimer le terme «  finale  » dans l’expression «  production finale d’énergie  ».   Clarification car nous ne comprenons pas ce terme. Champ d’application du régime déclaratif pour l’énergie électrique Dans le 2 ème alinéa, supprimer «  appartenant à un même exploitant  ».   Nous proposons qu’un même exploitant puisse développer plusieurs projets d’une puissance installée inférieure à 2MW chacun par site tout en restant dans le régime déclaratif.   Art 5 Installations off grid Remettre «  peuvent  » au lieu de «  doivent  ».   La loi 13-09 dans sa version actuelle n’exclue pas les installations non connectées au réseau. Nous proposons de maintenir cette orientation dans la loi amendée et de compléter celle-ci avec les dispositions nécessaires concernant ces installations là où c’est nécessaire.   Capacité d’accueil 1 er alinéa : Enlever «  et ce dans la limite de la capacité d’accueil  ».   Nous pensons qu’une telle restriction qui va persister pendant toute la durée de l’autorisation soulève un risque majeur de bancabilité des projets développés sous le régime 13-09. Nous proposons que la limite de la capacité d’accueil s’applique uniquement avant l’obtention de l’avis technique initial mais non tout au long de la vie du projet.   Clarification des rôles pour le calcul de la capacité d’accueil 2 ème alinéa : Remplacer «  déterminée  » par «  proposée  ».   Il convient de clarifier que c’est l’ANRE qui fixe la capacité d’accueil, sur proposition du gestionnaire de réseau. Art 6   Terminologie Remplacer «  production finale d’énergie  » par «  production d’énergie au point d’injection  ».   Clarification. Art 8 Caution bancaire (3 ème alinéa) Remplacer le terme de « caution » par « garantie » Précision juridique car il s’agit d’une garantie bancaire et non d’un cautionnement.   Ajouter «  et les conditions de mise en jeu  » entre «  Le montant de cette caution  » et «  est fixée par voie réglementaire  ».   Les conditions de mise en jeu de la garantie doivent aussi être fixées par un texte.   Préciser qui sera le bénéficiaire de cette garantie.   Clarification. Art 9 Dossier de demande d’autorisation de réalisation   Ajouter « le cas échéant » après «  être en situation régulière envers la CNSS  ».   Clarification pour les cas où le demandeur d’autorisation n’est pas affilié à la CNSS (par ex société en formation). Art 10 Commission technique 1 er alinéa : Ajouter que les critères d’attribution des autorisations sont fixés par voie réglementaire. Sur le principe de la mise en place d’une telle commission, cela relève des modalités internes des autorités publiques. Il est important pour les demandeurs d’autorisation que le délai de 3 mois soit strictement respecté et que les critères d’attribution soient transparents et prévus dans un texte d’application.   Art 11 Définition 1 er alinéa : Remplacer le terme «  installation de sources des énergies renouvelables  » par «  installation de production d’énergie à partir de sources d’énergies renouvelables  ».   Il convient que le texte reprenne les définitions prévues à l’article 1. Art 12 Essais de mise en service 1er alinéa : Ajouter «  y compris les essais de mise en service  » après «  après les travaux de réalisation  » et supprimer «  pour la mise en service de l’installation concernée  ». Les essais de mise en service démarrent déjà pendant les travaux de réalisation ; il convient donc de le préciser afin d’éviter tout blocage.     Délai pour l’obtention de l’autorisation d’exploitation   Ajouter que l’absence de réponse de l’administration après un délai de 6 mois après le dépôt de la demande vaut autorisation d’exploitation.   Il convient d’assurer au demandeur de l’autorisation d’exploitation qui a déjà construit l’installation de production de s’assurer qu’il obtiendra cette autorisation dans un délai certain lorsque son dossier répond aux exigences réglementaires.   A noter que le texte prévoit des sanctions pénales en cas d’exploitation en l’absence d’autorisation.   Convention d’accès 3 ème alinéa : Ajouter «  le cas échéant  » lorsque le texte vise la convention d’accès au réseau.   Cette précision permet de capturer le cas des installations non raccordées au réseau électrique national. Avis technique 3 ème alinéa : Supprimer l’exigence de l’avis technique favorable du gestionnaire du réseau électrique.   Cette exigence nous semble superflue compte tenu du fait que le dossier doit déjà comporter un rapport favorable de conformité des installations aux dispositions de la convention d’accès telles que convenues avec le gestionnaire de réseau électrique.   Art 15  Changement de contrôle  Ajouter que (i) le silence de l’administration dans un délai de 2 mois à compter de la notification par l’exploitant vaut acceptation de l’opération de changement de contrôle et (ii) le refus de l’administration doit être motivé.   Ces précisions ont vocation à renforcer la sécurité juridique des projets. Art 16 Projets d’extension de l’installation Ajouter un seuil de modification de la capacité de l’installation pour le déclenchement d’une nouvelle demande d’autorisation.   Cette précision a vocation à limiter les démarches administratives en cas de modifications non significatives de la capacité installée (par exemple 5%). Ajouter une disposition selon laquelle une modification de l’installation sans changement de la puissance injectée dans le réseau (par exemple le stockage) ne déclenche pas l’obligation d’une nouvelle autorisation.   Précision. Art 19  Démantèlement Modifier l’article pour que l’obligation de démantèlement résulte d’une demande du propriétaire du terrain plutôt qu’elle soit érigée en principe.   Ajustement dans le but de rassurer les investisseurs. Art 21  Avis du gestionnaire dans le régime déclaratif   Supprimer l’exigence de l’avis du gestionnaire de réseau.   Il nous semble contradictoire d’exiger un avis du gestionnaire de réseau concerné dans le régime déclaratif qui doit se limiter à une déclaration accompagnée des documents requis, conformément aux dispositions de la loi 13 09 en vigueur actuellement.   Art 24 Droit d’accès au réseau 2 ème alinéa : Après «  Pour la commercialisation de l’énergie électrique  » il faut ajouter « , de la capacité et des services systèmes, (…) ».   Précision de cohérence. Modalités d’accès 3 ème alinéa : Ajouter «  et les conditions des services systèmes le cas échéant  » dans la liste de ce que la convention d’accès doit prévoir.   Précision de cohérence. Ecrêtement   5 ème alinéa : Supprimer «  à hauteur d’un seuil fixé par voie réglementaire  ».   Clarification car l’écrêtement est toujours possible, quelque soit le seuil. 6 ème alinéa : Ajouter que la voie réglementaire doit aussi fixer les conditions de l’indemnisation.   Cette précision a vocation à rassurer les investisseurs. Art 25  Contrat d’achat d’électricité par l’Etat Ajouter «  y compris les offres de capacité et les services systèmes  » après «  La satisfaction par l’exploitant des besoins du marché national en énergie électrique  ». Nous comprenons que cet article permet à l’ONEE ou MASEN de conclure un contrat d’achat d’électricité avec des exploitants – nous suggérons que cette possibilité porte sur le marché national en énergie électrique y compris les offres de capacité et les services systèmes.   Acteurs de l’expression du besoin Ajouter «  et/ou  » avant le gestionnaire de réseau de distribution d’électricité.   Clarification. Art 26  Fourniture de capacité 1 er alinéa : Ajouter «  et/ou de la capacité  » après «  fourniture de l’électricité  ».   Précision de cohérence. Basse tension 1 er alinéa : Ajouter les consommateurs raccordés en basse tension.   Précision utile pour les futurs projets. Achat par les gestionnaires de réseau de distribution 4 ème alinéa : A clarifier Sur l’acquisition des 40%, l’intention nous semble ambiguë et mériterait d’être clarifiée. Nous comprenons qu’il s’agit de 40% de l’énergie renouvelable injectée par chaque exploitant qui vend de l’électricité dans la zone du gestionnaire de réseau de distribution concerné.   Art 45  Dispositions transitoires  Ajouter «  ou d’une déclaration , » après «  ayant fait l’objet d’une autorisation provisoire ou définitive  ».   Clarification de cohérence ; nous ne voyons aucune raison qui justifierait que le régime déclaratif soit traité différemment du régime d’autorisation.   Ajouter la liste des dispositions de la présente loi qui ne s’appliqueront pas aux installations ayant déjà reçu des autorisations ou déclarations sous l’ancien régime.   Clarification nécessaire pour l’interprétation des dispositions applicables aux installations ayant déjà reçu des autorisations ou déclarations sous l’ancien régime.   Ajouter que la présente loi entrera en vigueur au moment où l’ensemble des textes d’application seront publiés.   Pour éviter une situation de blocage des projets d’investissements fondés sur les dispositions de la loi n°13-09 et rassurer les investisseurs, il convient que le nouveau texte n’entre pas en vigueur tant que l’ensemble des textes d’application ne sont pas prêts.    
Name : benadi

المقترح 1: تنص المادة 10 على أن تضم اللجنة التقنية المكلفة بالتراخيص، الوكالة المغربية للطاقة المستدامة.يمكن أن يكون لوجود الوكالة ضمن أعضاء هذه اللجنة أثرا على مصالح الشركات الخاصة الطالبة للتراخيص خاصة وأن الوكالة مكلفة بدورها بإنجاز مشاريع الطاقات المتجددة إلى جانب الخواص. يقترح حذف الوكالة المغربية للطاقة المستدامة ضمن الأعضاء الدائمين وإضافة مقتضى يسمح للإدارة بدعوة أي جهة بإمكانها أن تساهم في اتحاذ القرار كالوكالة المغربية للطاقة المستدامة ومعهد البحث في الطاقة الشمسية والطاقات الجديدة. المقترح 2: تنص المادة 11 من مشروع القانون على أن الترخيص بإنجاز منشأة من مصادر الطاقات المتجددة يصبح لاغيا في حالة عدم إنجازها داخل أجل 3 سنوات التي تلي تاريخ تبليغه، ما عدا للطاقة الكهرومائية المحدد أجلها في 5 سنوات. يقترح تحديد مدة (سنة على سبيل المثال) بعد تاريخ الترخيص ، يمكن للإدارة بعدها أن تسحب الرخصة إن تأكد أن الشركة المرخص لها لم تقم بالإجراءات والأشغال المبرمجة واللازم القيام بها. المقترح 3: يجب على هذا المشروع أن يتضمن مقتضيات تمكن من تشجيع خلق نسيج من المقاولات المغربية ويحث الشركات المستفيدة من الرخص على المساهمة في تطوير نسيج صناعي مغربي وعلى نقل الخبرة والمعرفة للمغاربة بدل الاقتصار على إنجاز مشاريع لإنتاج الطاقة الكهربائية، لتمكين المغرب من تحقيق هدف توطين الصناعة المتعلقة بالأجهزة والمعدات والأنظمة المتعلقة بالطاقات المتجددة. المقترح 4: إن الفقرة الرابعة من المادة 26 غير واضحة بما فيه الكفاية وبالتالي يجب إعادة صياغتها. المقترح 5: يجب تحديد كل الإتاوات والتكاليف والواجبات المالية التي يجب على الشركات المرخصة لها بإنجاز مشروع من الطاقات المتجددة في إطار مشروع هذا القانون، تأديتها للمكتب الوطني للكهرباء وللموزعين بصفة عامة، كتعويض للخدمات الموفرة من طرفهم. يقترح تحديدها قدر الإمكان في مشروع هذا القانون، وإن لم يكن ممكنا، الإحالة على نص تنظيمها لتحديدها بصفة مدققة.
Name : FEDERATION DE L'ENERGIE

Propositions d’amélioration du projet d’amendement de la Loi 13-09 Fédération de l’Energie  1.      Article premier ·        1/Sources d’énérgies renouvelables Ajouter dans la définition des sources d’énergies renouvelables «  les moyens de stockage de l’énergie » comme une source d’énergie. La possibilité de faire du stockage par les producteurs d’ENR devrait être introduite dans la loi.  ·        9/Capacité d’Acceuil Exclure expressément du champ d’application (i) les installations de production d’électricité à partir de source hydraulique, (ii) les installations dont la gestion ne nécessite pas de services systèmes telles que celles qui disposent de moyens de stockage de l’énergie renouvelable et (iii) les installations non connectées au réseau électrique national. Nous estimons que ces 3 types d’installations ne devraient pas venir compter dans le calcul de la capacité d’accueil ni participer aux coûts des services systèmes.   Les modalités de calcul de la capacité d’accueil du système électrique en énergies renouvelables devraient être approuvées par l’autorité nationale de régulation de l’électricité. La répartition de la capacité d’accueil entre les marchés libre (13-09) et régulé (programme MASEN) devra être déterminée par voie réglementaire vu l’implication de MASEN dans la commission technique statuant sur les demandes d’autorisation de réalisation.      S’agissant du marché de la moyenne tension, il serait pertinent de structurer de la capacité d’accueil par réseau de distribution selon les contraintes techniques dudit réseau mais également suivant les potentialités régionales en énergies renouvelables.    ·        12/ Excédent de Production d’énergie électrique  Un texte d’application devrait préciser que le calcul de l’excédent est fait par bilan mensuel par tranche horaire et détailler les modalités de calcul. Ces précisions dans un texte d’application ont vocation à éviter des divergences d’interprétation sur les calculs relatifs à l’énergie excédentaire injectée sur le réseau, et ce eu égard à la participation de l’exploitant aux coûts des services systèmes rendus.   ·        14/ Timbre moyenne tension   Ajouter la notion de «  timbre basse tension  ». A l’image de ce qui est prévu pour la moyenne tension, le texte mériterait d’être complété pour la basse tension.    2.       Article 2 Pour plus de clarté, nous proposons « nonobstant les dispositions de l’article……. » en lieu ou place de « sous réserve des dispositions de l’article……. ». Cette rédaction permet de clarifier que les dispositions de la loi 13-09 telle que modifiée constituent une exception au monopole de l’ONEE relative à la production d’énergie électrique (alors que le terme «  sous réserve  » signifie que ce monopole demeure) et qu’elles s’appliquent en parallèle de celles de la loi portant création de MASEN.  3.       Article 4 Soit il faut définir « la production  finale  d’énergie » soit il faut supprimer le mot  finale  et garder la rédaction initiale. Ajouté de cette façon, le terme  final  est source d’ambiguïté.   4.       Article 5 Remettre «  peuvent  » au lieu de «  doivent  ». La loi 13-09 dans sa version actuelle n’exclue pas les installations non connectées au réseau. Nous proposons de maintenir cette orientation dans la loi amendée et de compléter celle-ci avec les dispositions nécessaires concernant ces installations là où c’est nécessaire.  La capacité d’accueil devra être « proposée » et non pas « déterminée » par le gestionnaire du réseau. Elle sera approuvée par l’autorité nationale de régulation de l’électricité de l’électricité. 5.       Article 6    Même remarque qu’à l’article 4 pour le terme «  finale  ».   6.       Article 7 Nous proposons d’ajouter une définition du terme « administration » pour que ce terme vise le Ministère compétent ou l’ANRE conformément aux dispositions de la loi régissant l’ANRE. Le terme « administration » est souvent utilisé dans le texte sans préciser de quelle administration il s’agit. Cela mériterait d’être clarifié.  7.       Article 8 Nous proposons de préciser la nature de la caution, en précisant s’il s’agit d’une garantie bancaire ou autre. De même, « le montant, le bénéficiaire  et les conditions de mise en jeu  » doivent être «  fixés par voie réglementaire  ».   8.       Article 10 Pour donner un caractère péremptoire à ce délai de 3 mois, nous proposons d’ajouter une stipulation selon laquelle « le silence de l’administration devra valoir agrément à l’issue de la période légale d’examen de la demande d’autorisation de réalisation ». 9.       Article 11   Il convient que le texte reprenne les définitions prévues à l’article 1. C’est pourquoi nous proposons «  installation de production d’énergie à partir de sources d’énergies renouvelables  » en lieu et place de «  installation de sources des énergies renouvelables  »   10.    Article 12   Pour éviter toute ambiguïté entre les « essais de mise en service » qui font partie des « travaux de réalisation » et la mise en exploitation commerciale des installations nous proposons de remplacer le terme « pour la mise en service de l’installation concernée par « pour la mise en exploitation de l’installation concernée ». Il est souhaitable pour des raisons de transparence et d’équité, que la convention d’accès au réseau soit standardisée et approuvée par l’agence nationale de régulation de l’électricité.  Ajouter que l’absence de réponse de l’administration après un délai de 3 mois après le dépôt de la demande vaut autorisation d’exploitation.               11.    Article 15   Ajouter que (i) le silence de l’administration dans un délai de 2 mois à compter de la notification par l’exploitant vaut acceptation de l’opération de changement de contrôle et (ii) le refus de l’administration doit être motivé. Ces 2 stipulations sont de nature à renforcer la sécurité juridique des Projets   12.    Article 16   Pour éviter le recours à une démarche administrative de renouvellement de l’autorisation, en cas d’une augmentation non significative de la puissance installée initiale, nous proposons d’introduire un seuil d’augmentation de la puissance installée initiale (5% par exemple) en deçà duquel, les dispositions de cet article ne s’appliquent pas. Nous proposons également d’ajouter une disposition selon laquelle une modification de l’installation sans changement de la puissance injectée dans le réseau (par exemple ajouter le stockage) ne déclenche pas l’obligation d’une nouvelle autorisation.  13.    Article 19 Nous proposons de maintenir le texte et l’esprit de la première rédaction de cet article qui donne à l’Etat toutes les options y compris celle de l’exploitant qui est tenu de démanteler les installations et remettre en état le site d’exploitation, à ses frais,  à l’expiration de la durée de validité de l’autorisation d’exploitation. En plus, les installations de production d’électricité à partir des sources d’énergies renouvelables et le site de production deviennent propriété de l’Etat, libre et franche de toutes charges. Cette rédaction est plus intéressante pour l’Etat, notamment pour tous les ouvrages dont la durée de vie est supérieure à la durée de la concession, comme les ouvrages hydrauliques.  14.    Article 24 Nous proposons d’ajouter « la commercialisation de la capacité et des services systèmes  » à « la commercialisation de l’énergie produite » pour intégrer les ouvrages et/ou les installations qui peuvent fournir ces services.  Dans les modalités d’accès au réseau, nous proposons d’ajouter, parmi les thèmes que doit couvrir la convention établie entre l’exploitant et le gestionnaire du réseau : «  et les conditions des services systèmes le cas échéant  » pour couvrir les cas où l’installation qui sera raccordée au réseau peut participer aux services systèmes ». Il faudra intégrer une disposition qui traite la compensation financière de l’exploitant dans le cas où l’énergie électrique non livrée suite à l’écrêtement ou à l’interruption temporaire de l’injection dans le réseau dépasse « les seuils d’écrêtement fixés par voie réglementaire ». Cette disposition est nécessaire pour sécuriser les investisseurs et permettre le financement des projets.      15.    Article 25   Dans la logique de nos propositions dans les articles précédents, nous proposons d’étendre la prestation de l’exploitant à la fourniture de « la capacité et des services systèmes ». Par ailleurs, nous comprenons   dans l’esprit de l’article que l’exploitant peut répond aux besoins exprimés par tous les gestionnaires de réseau. Aussi nous proposons la rédaction suivante du premier alinéa: « La satisfaction par l’exploitant des besoins du marché national en énergie électrique  y compris les offres de capacité et les services systèmes     tel qu’exprimés par le gestionnaire du réseau électrique national de transport et/ou  les gestionnaires du réseau de distribution d’électricité ……. ».  16.    Article 26 Au premier alinéa, ajouter «  et/ou de la capacité  » après «  fourniture de l’électricité  ». Permettre ainsi à des exploitants qui investissent dans le stockage de fournir également de la capacité.  Nous comprenons qu’indépendamment de la tension de raccordement du site de production, l’exploitant peut fournir de l’électricité à un consommateur ou un « groupement de consommateurs » raccordé(s) au réseau électrique national de moyenne tension, haute tension et très haute tension. Par conséquent, un exploitant dont le site de production est raccordé au réseau de moyenne tension ne peut alimenter que des clients raccordés au dit réseau. Dans ce cas, le quatrième alinéa est à clarifier en ce qui concerne les fournitures d’électricité par les exploitants aux gestionnaires des réseaux de distribution. La rédaction semble ambigüe et sujette à interprétation.  17.    Article 45   Nous proposons de faire bénéficier également de ces dispositions les installations de production d’énergie à partir de sources d’énergies renouvelables ayant fait l’objet d’une « déclaration ». Préciser la liste des dispositions de la présente loi qui ne s’appliqueront pas aux installations ayant déjà reçu des autorisations ou déclarations sous l’ancien régime.                Mohammed Rachid IDRISSI KAITOUNI             Président de la Fédération de l’Energie.      
Name : Hassan

Après une longue attente l’avant-projet «  Modification et complément de la loi relative aux énergies renouvelables  » publié pour commentaire  institue de fait   une ouverture très timide du réseau électrique. Il est loin de répondre aux objectifs de développement durable du Royaume. Et vient consacrer l’économie de rente en évinçant la population des consommateurs de la production électrique. Cette situation est contraire aux discours royaux insistant à maintes reprises sur la promotion de l’investissement et l’élimination des barrières bureaucratiques.   Il convient de rappeler que la transition énergétique mettant l’accent sur l’abandon des énergies fossiles et l’adoption des énergies renouvelables doit être placée au cœur des politiques publiques. Sur le plan économique, Jeremy Rifkin, qui a conseillé des responsables européens et des dirigeants chinois, constate que "le solaire et l’éolien deviennent si bon marché que leur coût moyen est désormais moindre que celui de l’énergie nucléaire, du pétrole, du charbon ou même du gaz naturel". Dans ce contexte et eu égard au potentiel solaire du Maroc, il était attendu une large ouverture à toute la population de produire son énergie et de l’échanger sur le réseau par le biais du web (énergie digitale). Au lieu de mettre à niveau le réseau électrique la solution choisie à travers ce texte est de protéger un réseau obsolescent marqué par la fréquence des coupures.   Beaucoup de pays ont fait face aux contraintes du réseau électrique et ont opté pour sa modernisation il y a des décennies de cela et ont ouvert le réseau aux particuliers pour la production des énergies renouvelables et la revente du surplus. Le Maroc pays largement dépendant des énergies fossiles importées va encore perdre   plusieurs années pour redresser cette situation. Normal 0 21 false false false FR X-NONE AR-SA /* Style Definitions */ table.MsoNormalTable {mso-style-name:"Tableau Normal"; mso-tstyle-rowband-size:0; mso-tstyle-colband-size:0; mso-style-noshow:yes; mso-style-priority:99; mso-style-parent:""; mso-padding-alt:0cm 5.4pt 0cm 5.4pt; mso-para-margin-top:0cm; mso-para-margin-right:0cm; mso-para-margin-bottom:10.0pt; mso-para-margin-left:0cm; line-height:115%; mso-pagination:widow-orphan; font-size:11.0pt; font-family:"Calibri","sans-serif"; mso-ascii-font-family:Calibri; mso-ascii-theme-font:minor-latin; mso-hansi-font-family:Calibri; mso-hansi-theme-font:minor-latin; mso-bidi-font-family:Arial; mso-bidi-theme-font:minor-bidi; mso-fareast-language:EN-US;} .     
Name : Khalid SEMMAOUI

Bonjour   - La loi renvoie beaucoup trop de fois vers des éléments à préciser par voie réglementaire. - A l’article 15, il est indiqué qu’un changement d’actionnariat de l’exploitant est soumis à l’accord préalable de l’Administration sous peine de nullité. Il faudrait préciser le délai de délivrance de l’accord et indiquer que s’il y a rejet, ce rejet doit être motivé, afin d’éviter tout abus. - A l’article 26, il est indiqué que l’exploitant raccordé au réseau moyenne tension peut fournir de l’électricité à des clients moyenne tension... Il faudrait être plu précis en indiquant que que seuls les exploitants raccordés directement en moyenne tension au réseau électrique peuvent fournie des clients moyenne tension : celà évitera une interprétation permettant plus tard à de grandes installations en haute tension d’alimenter ces clients moyenne tension, alors que ce n’est pas l’objectif. - A l’article 26, on dit que "les gestionnaires de réseau peuvent acquérir jusqu’à 40% de l’énergie totale fournie pour alimenter les clients situés dans leurs zones de compétence, produite à partir de projets d’énergies renouvelables". Il y a une ambiguité sur "produite à partir" : est-ce ça se réfère à l’énergie qu’ils peuvent acquérir pour alimenter leurs clients ou est-ce qu’on veut dire qu’ils peuvent acquérir 40% mais uniquement de l’énergie produite à partir d’énergies renouvelables? Ce n’est pas clair. Encore une fois, le problème est dans les très nombreux renvois aux éléments à préciser par voir réglementaire. Cordialement.  
Name : HADI Houda

1 – Concernant les Appels à projets, quels seraient les critères de choix des projets dans ce cadre de développement ? Certains développeur privés ont engagé des frais depuis quelques années pour développer leurs sites -  Est-ce qu’un développeur privé pourrait proposer un de ces sites développés dans le cadre de la Moyenne Tension comme site pour l’Appel à Projet ? Si l’autorité concernée présente des sites déjà présélectionnés, comment sera allouée la capacité disponible et s’assurer que les sites des développeurs privés pourront être développés ? quelle serait la valeur ajoutée de l’autorité dans ce type de projets ? est-ce qu’elle assurera les PPAs dans ce cadre ?   2 – Le projet de loi ouvre la possibilité de vendre l’énergie produite par les projets raccordés à la Haute Tension aux concessionnaires. Néanmoins plusieurs développeurs ont déjà investi dans le développement de projets dédiés à la Moyenne Tension et comptent sur les volumes d’énergie consommés par les concessionnaires pour signer des PPAs. Cet article met donc en concurrence les projets Moyenne Tension avec les projets Haute Tension, alors que le prix de l’énergie produite en Moyenne tension n’atteindra jamais les prix de l’énergie produite en HT. Est-ce qu’il pourrait être considéré que les développeurs se raccordent à la Haute tension et vendent aux clients Moyenne Tension ? Ceci leur permettra d’être au même niveau de concurrence que les autres projets déjà déposés en HT et d’avoir une énergie avec un prix beaucoup plus compétitif.   3 – Le point 9 de l’Article 1 qui traite de la capacité d’accueil du réseau électrique indique que la capacité réseau disponible dans une région donnée sera allouée pour la HT et la MT. Comment cette capacité sera divisée entre les projets HT et MT? Afin d’avoir une concurrence saine, une possibilité pourrait être de permettre aux développeurs de se raccorder à la HT et vendre aux clients MT.   4 – Par l’article 26, la loi donne la possibilité à un producteur en HT de vendre son énergie aux concessionnaires. Comment est-ce que cet article s’articule avec l’article de l’ancien décret qui exige le fait d’avoir un client Moyenne Tension dans la zone de servitude du concessionnaire pour pouvoir signer un PPA avec ce concessionnaire ?   5 – La loi parle seulement du zoning éolien suite au décret du zoning déjà publié, est-ce qu’on comprend de là qu’il n’y aura pas de zoning concernant les projets solaires ?   6 – L’article XX mentionne la mise en place d’une commission technique pour la validation de projets MT déposés au Ministère de l’Energie, parmi les membres de ce comité nous voyons figurer MASEN. Si MASEN se positionne dans le marché en tant que développeur en lançons des appels à projets qui vont concurrencer les projets 13-09 pour l’obtention de PPAs, ne pensez-vous pas qu’il serait judicieux de ne pas partager les informations des projets privés MT avec MASEN, ceci ne consisterai pat en un conflit d’intérêt ?
Name : HADI Houda

1 – Concernant les Appels à projets, quels seraient les critères de choix des projets dans ce cadre de développement ? Certains développeur privés ont engagé des frais depuis quelques années pour développer leurs sites -   Est-ce qu’un développeur privé pourrait proposer un de ces sites développés dans le cadre de la Moyenne Tension comme site pour l’Appel à Projet ? Si l’autorité concernée présente des sites déjà présélectionnés, comment sera allouée la capacité disponible et s’assurer que les sites des développeurs privés pourront être développés ? quelle serait la valeur ajoutée de l’autorité dans ce type de projets ? est-ce qu’elle assurera les PPAs dans ce cadre ?   2 – Le projet de loi ouvre la possibilité de vendre l’énergie produite par les projets raccordés à la Haute Tension aux concessionnaires. Néanmoins plusieurs développeurs ont déjà investi dans le développement de projets dédiés à la Moyenne Tension et comptent sur les volumes d’énergie consommés par les concessionnaires pour signer des PPAs. Cet article met donc en concurrence les projets Moyenne Tension avec les projets Haute Tension, alors que le prix de l’énergie produite en Moyenne tension n’atteindra jamais les prix de l’énergie produite en HT. Est-ce qu’il pourrait être considéré que les développeurs se raccordent à la Haute tension et vendent aux clients Moyenne Tension ? Ceci leur permettra d’être au même niveau de concurrence que les autres projets déjà déposés en HT et d’avoir une énergie avec un prix beaucoup plus compétitif.   3 – Le point 9 de l’Article 1 qui traite de la capacité d’accueil du réseau électrique indique que la capacité réseau disponible dans une région donnée sera allouée pour la HT et la MT. Comment cette capacité sera divisée entre les projets HT et MT? Afin d’avoir une concurrence saine, une possibilité pourrait être de permettre aux développeurs de se raccorder à la HT et vendre aux clients MT.   4 – Par l’article 26, la loi donne la possibilité à un producteur en HT de vendre son énergie aux concessionnaires. Comment est-ce que cet article s’articule avec l’article de l’ancien décret qui exige le fait d’avoir un client Moyenne Tension dans la zone de servitude du concessionnaire pour pouvoir signer un PPA avec ce concessionnaire ?   5 – La loi parle seulement du zoning éolien suite au décret du zoning déjà publié, est-ce qu’on comprend de là qu’il n’y aura pas de zoning concernant les projets solaires ?   6 – L’article XX mentionne la mise en place d’une commission technique pour la validation de projets MT déposés au Ministère de l’Energie, parmi les membres de ce comité nous voyons figurer MASEN. Si MASEN se positionne dans le marché en tant que développeur en lançons des appels à projets qui vont concurrencer les projets 13-09 pour l’obtention de PPAs, ne pensez-vous pas qu’il serait judicieux de ne pas partager les informations des projets privés MT avec MASEN, ceci ne consisterai pat en un conflit d’intérêt ?
Name : desfontaines

-         Définitions : o    8. Zones de développement  : Quelle entité définira les zones de développement de projet de source renouvelable ? Cela se fera-t-il par voie de décret ? Qu’en est-il pour le solaire ? Il conviendrait de consulter les acteurs du marché pour cartographier les projets existants et formuler les contours de ces zones de développement en tenant compte des efforts de développement de projet réalisés par les acteurs du marché depuis plusieurs années, si ces projets peuvent correctement s’intégrer au réseau électrique. o    9. Capacités d’accueil : Il conviendrait que l’administration en charge de définir les capacités d’accueil donne aux acteurs du marché de la visibilité sur une base régulière. La mise à disposition des capacités d’accueil est un bon élément qui permettra plus de transparence. Il conviendrait d’identifier un mode de publication qui permette aux acteurs du marché d’être réactifs et de disposer de l’information en temps réel, par zone et par sous station d’injection. Une mise à jour régulière sur le site de l’ANRE, via une plateforme dédiée, dès qu’une autorisation de réalisation est accordée sur un projet, serait par exemple très appréciée.   Les capacités d’accueils du réseau électrique des régies privés seront-elles également définies ? o    10. Services systèmes : L’ANRE définira-t-elle les couts de services systèmes ? Nous encourageons un tel mécanisme qui permettra plus de transparence. Il serait intéressant de consulter les acteurs du marché afin de définir les modalités de calcul des tarifs concernant les services systèmes. Il conviendrait de consulter les acteurs du marché afin de définir un montant maximum (en %) afin de permettre aux acteurs du marché d’obtenir une rentabilité acceptable, et afin de fixer un tarif qui ne remette pas en cause la viabilité des projets. o    11. Ecrêtements  : Quelle entité définira le taux d’écrêtement ? Est-ce que cela se fera par décret ? -         Article 8 : « La demande d’autorisation de réalisation doit être accompagnée d’une caution bancaire […] » Il conviendrait de spécifier les montants, et les modalités et le calendrier de restitution de ces cautions. -         Article 10 : «  L’autorisation de réalisation est notifiée au demandeur […] dans un délai maximum de 3 mois à compter […] de l’avis technique du gestionnaire de réseau de distribution d’électricité concerné » . Aucun délai n’est spécifié pour informer le demandeur suite à son dépôt de dossier. Il serait opportun de fixer un délai réglementaire raisonnable que l’administration doit respecter afin de statuer et notifier une décision à compter du dépôt de la demande d’autorisation de réalisation. Une notification de « recevabilité » pourrait être également donnée dans un délai fixé. (Par exemple, à compter de la date de dépôt de la demande d’autorisation de réalisation, les autorités disposent de [30] jours pour indiquer si le dossier est recevable, et signaler les éléments manquants. A partir du moment ou le dossier est jugé recevable, les autorités ont [4] mois pour informer le demandeur de leur décision. -         Article 15 : A propos du changement d’actionnariat, il conviendrait de spécifier plus précisément les modalités d’approbation (notamment les conditions précises d’acceptation) et de s’assurer que cela n’entrave pas la liberté des investisseurs, ni n’empêche certains acteurs clés d’accéder au marché et à des projets. -         Article 26 : La possibilité offerte aux producteurs MT, HT,   et THT de vendre aux régies constitue un développement très positif pour le secteur. A propos de l’ouverture de nouveaux débouchés commerciaux via les 40% des gestionnaires de réseaux : Quelle est la définition exacte correspondant au 40% ? Sur quelle base le pourcentage est-il calculé précisément ? Afin de conforter les investisseurs quant à la profondeur de marché, il convient de préciser que cette part correspond aux 40 % de l’électricité vendue par le gestionnaire de réseau de distribution, y compris de l’énergie fournie aux zones off-shore. -         Article 26 bis : notion d’« appels à projets » : o    En tant que développeur, investisseur et exploitant, nous souhaitons être force de proposition afin de suggérer des critères de sélection de ces projets, avec l’ensemble de la communauté des développeurs. o    Il conviendrait de spécifier le rôle de Masen : son rôle est-il limité au périmètre des appels à projet ?   o    La confidentialité constitue un fondamental : il conviendrait de rassurer les investisseurs en précisant les clauses de confidentialité qui seront respectés par l’administration lors du dépôt des dossiers et pendant une durée au-delà du processus d’appel à projets. -         Article 45 : Compte tenu de l’incertitude liée aux dates de publication du nouvel amendement et des différents textes d’applications qui en découlent, il conviendrait de ne pas appliquer les dispositions de cette loi aux projets dont les dossiers de demande d’autorisation provisoire ont été déposés auprès du ministère de l’énergie. (Liste des éléments qui nécessite une décision de l’ANRE et/ou un texte réglementaire : timbre-poste HT THT, timbre MT, modalités de rachat de l’excédent d’énergie, caution bancaire, capacités d’accueil, appels à projet, quantités de rachat par les régies, désignation des membres de la commission technique). Il serait souhaitable de communiquer rapidement un délai dans lequel l’administration s’engage à publier tous les textes réglementaires en référence à cette nouvelle loi. -         ANRE : o    L’Agence Nationale de Régulation de l’Electricité a un rôle clé sur plusieurs sujets. Il conviendrait de spécifier aux acteurs du marché le calendrier de la mise en place de l’ANRE (quand la structure sera-t-elle opérationnelle ?) o    Les documents standards contractuels pourraient être mis à disposition sur le site de l’ANRE (convention de raccordement au réseau électrique, dossier de demande d’autorisation de réalisation, etc.)         LATOMBE Stéphanie 16.00 Normal 0 false false false FR X-NONE AR-SA /* Style Definitions */ table.MsoNormalTable {mso-style-name:"Tableau Normal"; mso-tstyle-rowband-size:0; mso-tstyle-colband-size:0; mso-style-noshow:yes; mso-style-priority:99; mso-style-parent:""; mso-padding-alt:0cm 5.4pt 0cm 5.4pt; mso-para-margin-top:0cm; mso-para-margin-right:0cm; mso-para-margin-bottom:8.0pt; mso-para-margin-left:0cm; line-height:107%; mso-pagination:widow-orphan; font-size:11.0pt; font-family:"Calibri",sans-serif; mso-ascii-font-family:Calibri; mso-ascii-theme-font:minor-latin; mso-hansi-font-family:Calibri; mso-hansi-theme-font:minor-latin; mso-bidi-font-family:Arial; mso-bidi-theme-font:minor-bidi;}
Name : سعد دادا

نظرا  لاضافة عدة متدخلين ( مازن سلطة الضبط الموزعين)  ففلا يعقل  ان يطلب مناوضع عدة نسخ لملفات طلبات الترخيص لهذاالمرجوا اضافة امكانية وضعنسخالكترونياةcdة  من اجل تبسيط العملية على المرتفق مع العلم ان هناك مشروع قانون سيمنع على الادارات طلب عدة نسخ من نفس الوثيقة... لهذا من الجيد اخذ ذلك بعين الاعتبار... 
Name : عادل اسا

في  اطار  التوجيهات السامية لصاحب الجلالة بخصوص تنزيل ورش الجهوية المتقدمة وجب على هذا التعديل الانصياع لهذا التوجه  عبر التنصيص بشكل واضح لوضع ملفات طلبات الترخيص  الخاصة بالجهد المتوسط على المستوى الجهوي خاصة ان الجهد المتوسط جد ملائم للتنزيل الجهوي... وشكرا
Name : LAMNIAI

Banque Européenne pour la Reconstruction et le Développement (BERD) Commentaires sur le Projet de Loi n° 40-19 modifiant et complétant la Loi 13-09 relative aux énergies renouvelables telle qu’elle a été modifiée et complétée par la loi 58-15 Le Royaume du Maroc a adopté une stratégie nationale énergétique qui vise à porter la part des énergies renouvelables dans le mix énergétique marocain à 52% d’ici 2030. Cette stratégie est ambitieuse mais toutefois réalisable au vue des ressources naturelles dont dispose le Maroc et l’intérêt des investisseurs pour ce type de projets. Pour pouvoir atteindre les objectifs fixés, la participation du secteur privé est essentielle. La loi 13-09 relative aux énergies renouvelables, promulguée en 2010 afin d’ouvrir le marché de l’électricité aux développeurs privés est un élément important en vue d’atteindre cet objectif et de développer un marché de l’électricité compétitif et durable pour le Royaume du Maroc. Cette loi apporte un cadre règlementaire pour le développement de l’investissement privé dans les énergies renouvelables. L’amendement de cette loi, très attendu des opérateurs et de leurs partenaires financiers, constitue une étape importante en vue du succès de ce cadre réglementaire et du maintien de la confiance du secteur privé et des investisseurs. La Banque Européenne pour la Reconstruction et le Développement (BERD) continue d’accorder une haute priorité au soutien des énergies renouvelables au Maroc, en particulier lorsqu’il favorise l’implication du secteur privé. Forte de son expérience dans le financement de projets dans tous ses pays d’opération y compris au Maroc (avec notamment le financement de la ferme éolienne de Jbel Khalladi), et de l’accompagnement du Ministère et de l’ONEE sur divers sujets de réforme sectorielle ( préparation du code de réseau «grid code», mise en place de la cartographie de la capacité d’accueil du réseau d’autre part), la BERD a consulté le projet d’amendement de la loi 13-09 mis à la disposition du public et souhaite faire part des commentaires suivants en vue d’assurer le succès de ce cadre réglementaire. • Rôle de l’Autorité Nationale de Régulation de l’Electricité (ANRE) : o Il est important que l’ANRE approuve le calcul des tarifs ainsi que le niveau d’écrêtement pour une transparence totale vis-à-vis des investisseurs. En effet, il est important que les tarifs et écrêtements soient justes et ne remettent pas en cause la viabilité des projets. Par exemple le tarif services système ne devrait s’appliquer qu’en cas de déviation des prévisions de production ayant pour conséquence un déséquilibre sur le réseau, et non sur l’ensemble de la production de l’installation. o Le montant et le mécanisme d’appel de la caution bancaire doit faire l’objet d’un encadrement validé par l’ANRE. o Positif : La validation par l’ANRE de l’ensemble des tarifs, et de la capacité d’accueil du réseau national et leur publication pour plus de transparence. • Services système : o Il semblerait que le tarif services système soit déjà appliqué à des projets ayant été autorisés préalablement à l’entrée en vigueur de l’amendement. Cela ne devrait pas être le cas. o Le tarif services système ne devrait pas être applicable aux projets d’énergie « dispatchable » (comme l’hydroélectricité par exemple). La présence de systèmes de stockage d’énergie au niveau de l’installation permettant de réduire l’impact de l’intermittence sur le réseau, devrait également être prise en compte dans les critères d’applicabilité du tarif services système. o Merci de clarifier si les services systèmes ne seront payés qu’à l’ONEE o Les modalités de calcul du tarif Services système devraient être approuvées par l’ANRE afin de considérer à bon escient les composantes appropriées et incombant réellement à la mise sur le réseau des énergies renouvelables du marché libre d’électricité. • Rôle de l’Agence Marocaine de l’Energie Durable (MASEN) : o Clarifier le rôle de MASEN dans la commission technique. Sa participation dans la commission technique est-elle limitée aux projets concernés par les appels à projet ? o Clarifier le processus requis pour les demandes de projets hydroélectriques et la raison d’une différence de traitement au cas échéant. • Changement d’actionnariat (Article 15) : o Nous comprenons que le changement d’actionnariat soumis à l’accord préalable de l’administration s’applique pendant la période de construction autrement dit avant l’obtention de l’autorisation d’exploitation. Il serait nécessaire de revoir la formulation de cette disposition par soucis de clarification. Un accord préalable de l’administration au-delà de la mise en service de l’installation serait dissuasif pour les investisseurs qui doivent être libres de pouvoir revendre en partie ou en totalité leurs participations dans ces projets. L’émergence d’un marché secondaire pour ces projets privés à même d’attirer plus d’investissements est par ailleurs un développement positif pour le secteur de l’électricité au Maroc. o Ce changement d’actionnariat soumis à l’accord préalable de l’administration ne doit en aucune manière s’appliquer aux cas de « step-in » desprêteurs (banques). En effet, ces derniers doivent pouvoir se substituer temporairement aux actionnaires en cas de défaut sans être soumis à un accord de l’administration. Ce droit est crucial pour les banques dans le financement de ce type de projets (point de « bancabilité » majeur). o Il faut définir de manière plus précises les modalités d’approbation et/ou les conditions objectives d’un éventuel refus de l’administration d’autoriser un changement de contrôle. • Ouverture aux gestionnaires de réseau de distribution : o Nous comprenons que les gestionnaires de réseau de distribution peuvent s’approvisionner en électricité de source renouvelable à hauteur de 40% de l’énergie totale fournie par les producteurs MT aux clients situés dans les zones de compétences de ces gestionnaires de réseau de distribution, aussi bien à partir de producteurs HT/THT que de producteurs MT. Si tel est le cas il faudrait clarifier la formulation de cette disposition. o La disposition ci-dessus conditionne donc l’achat des gestionnaires de réseau de distribution d’électricité verte auprès des producteurs HT/THT, à la réalisation de projets 13-09 connectés à la moyenne tension. Cette condition est trop restrictive et retardera inutilement la possibilité des producteurs HT/THT de vendre aux gestionnaires de réseau de distribution et pour un volume au final probablement négligeable (car proportionnel à la production des projets MT 13-09). Nous comprenons qu’un critère est nécessaire pour préserver les intérêts économiques de l’ONEE et des producteurs MT (qui seront en concurrences avec les producteurs HT/THT), mais nous recommandons qu’il soit indépendant de la réalisation des projets MT 13-09. Ce pourcentage pourrait par exemple s’appliquer à l’électricité vendue par le gestionnaire de réseau de distribution. o La présente loi autorise la livraison de gestionnaires de réseaux de distribution à partir de sources de production raccordée en HT moyennant le paiement des services systèmes, timbre-poste et timbre MT. L’addition de ces différentes composantes risque de fortement impacter la rentabilité de ces projets d’un point de vue économique. o Positif: La possibilité donnée aux producteurs raccordés au réseau haute tension et très haute tension de vendre aux gestionnaires des réseaux de distribution. En effet le marché des clients HT/THT est réduit et pratiquement saturé, et il est donc important de permettre à ces producteurs raccordés en HT/THT d’avoir accès au compagnies de distribution pour assurer la pérennité de leurs projets en cas de perte d’un de leur client. o Positif : La possibilité des producteurs raccordés au réseau de MT de vendre leur production aux gestionnaires de réseau de distribution est clé pour la viabilité de ces projets et donc leur financement. • Durée de l’autorisation provisoire : o Phrase incomplète dans l’Article 11, il manque “ de l’autorisation de réalisation”. o Si l’exploitant a déjà commencé la construction durant les délais de 3 ans, l’extension de 2 ans supplémentaires devrait être automatiquement accordée pour lui permettre de terminer la construction. • Capacité d’accueil : o Positif : La publication d’une capacité d’accueil du réseau pour plus de transparence vis-à-vis des développeurs et des investisseurs. o Il serait important d’actualiser les capacités d’accueil dès qu’une autorisation de réalisation est accordée par l’administration par soucis de transparence vis-à-vis de futures investisseurs et avoir une date d’actualisation la plus récente possible sur le site de l’ANRE (même si aucun changement de capacité n’a eu lieu depuis la dernière mise à jour). o La capacité d’accueil devrait être publiée par zone de production et non de manière agrégée. De plus, en vue de promouvoir un esprit de transparence, il est important que ces capacités d’accueil soient communiquées par poste d’injection. o La capacité d’accueil devra concerner uniquement les énergies intermittentes. • Simplification et transparence du processus : o Il faudrait publier sur le site de l’ANRE les conventions de raccordement et d’accès au réseau standards. Il faut imposer à l’ONEE un délai maximal pour donner son avis technique à partir de la réception du dossier par le développeur. La caution bancaire accompagnant la demande d’autorisation de réalisation ne serait envisageable sans clarification des délais impartis à l’administration / ONEE pour le traitement de cette demande. o Pour plus de visibilité sur l’évolution de la demande d’autorisation de réalisation, il serait souhaitable que les délais impartis à chacune des parties prenantes à l’examen de cette demande soit à caractère péremptoire. Par conséquent, le silence de l’administration devra valoir agrément à l’issue de la période légale d’examen de la demande d’autorisation de réalisation. o Un délai réglementaire raisonnable devrait être assigné à l’administration pour se prononcer sur l’autorisation d’exploitation. • Divers : o Article 4 : Qu’entend-on par "installations de production finale d’énergie"? o L’intégralité de l’énergie non livrée résultant de la réduction ou de l’interruption temporaire de l’injection de l’énergie électrique au-delà du seuil d’écrêtement fixé par voie règlementaire doit être rétribuée. o Il serait souhaitable d’impartir à l’administration, un délai pour la publication des textes réglementaires auxquels fait référence la Loi.
Name : Enel Green Power

Commentaires et Propositions : 1.Formalisation des coûts pour les Services Systems ( article 1.10 ) : une Taxe d’intermittence exigée par KWh produit injecté sur le réseaux, compromet selon nous la viabilité des projet renouvelables et pénalise le Producteur mais aussi le Client/Industriels réduisant considérablement les économies offertes rendant ainsi l’offre peu intéressante pour le Client (2-3%) de réduction sur la facture énergétique). Il serait intéressant de proposer une taxe liée au déséquilibre réel («unbalancing fee») qui soit basée sur les prévisions de production du Producteur qui sont communiquées à l’ONEE et non une taxe standardisée.  Il serait intéressant d’introduire un système de pénalités graduelles, avec un premier seuil gratuit puis un pourcentage de pénalités qui évolue selon la différence entre la production injectée et les prévisions communiquées préalablement.  De plus, ceci encouragerait d’ailleurs les Producteurs à investir dans des systèmes de stockage et accumulation d’électricité impératifs pour les réseaux à forte intégration en renouvelables. 2. Marché Offtakers - Possibilité de conclure un PPA avec les Sociétés de Distribution qui peuvent acheter jusqu’à un maximum de 40% d’énergie renouvelable ( art.26 ). Afin de palier au risque commercial de ces volumes (Merchant Risk), nous recommandons d’établir également une obligation de minimum d’approvisionnement ainsi qu’un système de pénalité dans le cas ce minimum ne serait pas respecté .  L’introduction d’un principe graduel de Minimum d’Obligation d’achat pour les distributeurs est un concept largement diffusé sur le marché des énergies renouvelable.   3.  Capacité d’accueil (Article 5):   Afin de remédier à l’obstacle que représente la saturation de la disponibilité de capacité électrique sur le réseau, nous recommandons l’introduction dans la loi d’une capacité d’acceuil du réseau électrique national réservée au marché libre hors celle réservée à MASEN pour les appels à projets (distinction des capacités pour MASEN/13-09 et IPP/13-09). 4.  Cross Border PPAs (Export): Les PPA transfrontaliers représentent une intéressante opportunité commerciale pour le Maroc d’exporter son électricité. On suggère pour le moment de formaliser l’introduction de la possibilité de PPA direct avec des clients transfrontaliers dans l’art. 26, en modifiant le wording comme suit : «  L’exploitant peut également fournir de l’électricité à un consommateur ou un groupement de consommateurs, sur territoire national ou transfrontalier , raccordé (s) au réseau électrique national de moyenne tension,…. ». Mais afin d’exploiter au mieux cette opportunité, il  serait important d’établir un cadre réglementaire avec des conditions spécifiques, et non simplement appliquer l’ensemble des tarifs et des taxes actuellement existants ou future en occurrence les service systèmes, qui impactent négativement la faisabilité des PPA Transfrontaliers.   5. Écrêtement  : Actuellement le seuil est défini dans la Convention d’accès au réseau (et historiquement fixé à 2%).  Insérer un principe de  non rétroactivité   en cas de changement du cadre réglementaire, ce qui permettra au Producteur d’éviter le risque de voir ce taux augmenter dans le temps.  6. D émantèlement  : nous sommes conscients et nous partageons l’importance de la préservation de l’environnement. Nous aimerions cependant souligner que l’introduction d’obligation de démantèlement à l’expiration de l’autorisation ( art. 19 ) signifie une augmentation des CAPEX pour l’exploitant. Il serait intéressant de réintroduire la possibilité, qui a été éliminée, pour l’Etat de racheter le projet en fin de vie. 7. Autorisation de Réalisation/Autorisation définitive : le timing reste sensiblement identique, la décision étant notifié par le l’autorité gouvernementale après avis de la commission technique. Nous recommandant que la puissance autorisée soit identique à celle arrêtée dans l’avis technique délivrée par la commission afin de donner toute la visibilité nécessaire sur le design du projet au demandeur, aussi que pour le délais de décision qui ne devrait pas dépasser les délais réglementaires. Le  changement de nom de l’autorisation provisoire qui devient autorisation définitive est selon nous positive car plus explicite et en ligne avec les standards internationaux.   8. Actionnariat: e n cas de changement d’actionnariat le transfert de l’autorisation définitive est sujet à l’approbation de l’Administration ( art.15 ). Il serait possible de rendre cette décision moins arbitraire en introduisant “ L’Administration ne pourra pas, sans motif valable, refuser son consentement au transfert .” afin de préserver éventuellement une complémentarité entre le développeur principale et le développeur locale qui initie le processus de prospection et développement local des projets mais souvent il a des capacités techniques et financières très limitées et ne peut rester jusqu’à la réalisation du projet. 9. Caution: l’introduction d’une caution bancaire (art.8) afin de garantir la réalisation du projet et éviter le risque de spéculation de certains développeurs. toutefois nous recommandons que le montant de cette caution soit raisonnable (complexité du marché d’offtakers, marché limité, peut impacter les délais de développement). 10. Conventions TSO/DSO: nous recommandons aussi de standardiser les termes et clauses des conventions d’accès, de raccordement et de fourniture afin de garantir la bankabilité des contrats.
Name : Enel Green Power

Commentaires et Propositions : 1.Formalisation des coûts pour les Services Systems ( article 1.10 ) : une Taxe d’intermittence exigée par KWh produit injecté sur le réseaux, compromet selon nous la viabilité des projet renouvelables et pénalise le Producteur mais aussi le Client/Industriels réduisant considérablement les économies offertes rendant ainsi l’offre peu intéressante pour le Client (2-3%) de réduction sur la facture énergétique). Il serait intéressant de proposer une taxe liée au déséquilibre réel («unbalancing fee») qui soit basée sur les prévisions de production du Producteur qui sont communiquées à l’ONEE et non une taxe standardisée.  Il serait intéressant d’introduire un système de pénalités graduelles, avec un premier seuil gratuit puis un pourcentage de pénalités qui évolue selon la différence entre la production injectée et les prévisions communiquées préalablement.  De plus, ceci encouragerait d’ailleurs les Producteurs à investir dans des systèmes de stockage et accumulation d’électricité impératifs pour les réseaux à forte intégration en renouvelables. 2. Marché Offtakers - Possibilité de conclure un PPA avec les Sociétés de Distribution qui peuvent acheter jusqu’à un maximum de 40% d’énergie renouvelable ( art.26 ). Afin de palier au risque commercial de ces volumes (Merchant Risk), nous recommandons d’établir également une obligation de minimum d’approvisionnement ainsi qu’un système de pénalité dans le cas ce minimum ne serait pas respecté .  L’introduction d’un principe graduel de Minimum d’Obligation d’achat pour les distributeurs est un concept largement diffusé sur le marché des énergies renouvelable.   3.  Capacité d’accueil (Article 5):   Afin de remédier à l’obstacle que représente la saturation de la disponibilité de capacité électrique sur le réseau, nous recommandons l’introduction dans la loi d’une capacité d’acceuil du réseau électrique national réservée au marché libre hors celle réservée à MASEN pour les appels à projets (distinction des capacités pour MASEN/13-09 et IPP/13-09). 4.  Cross Border PPAs (Export): Les PPA transfrontaliers représentent une intéressante opportunité commerciale pour le Maroc d’exporter son électricité. On suggère pour le moment de formaliser l’introduction de la possibilité de PPA direct avec des clients transfrontaliers dans l’art. 26, en modifiant le wording comme suit : «  L’exploitant peut également fournir de l’électricité à un consommateur ou un groupement de consommateurs, sur territoire national ou transfrontalier , raccordé (s) au réseau électrique national de moyenne tension,…. ». Mais afin d’exploiter au mieux cette opportunité, il  serait important d’établir un cadre réglementaire avec des conditions spécifiques, et non simplement appliquer l’ensemble des tarifs et des taxes actuellement existants ou future en occurrence les service systèmes, qui impactent négativement la faisabilité des PPA Transfrontaliers.   5. Écrêtement  : Actuellement le seuil est défini dans la Convention d’accès au réseau (et historiquement fixé à 2%).  Insérer un principe de  non rétroactivité   en cas de changement du cadre réglementaire, ce qui permettra au Producteur d’éviter le risque de voir ce taux augmenter dans le temps.  6. D émantèlement  : nous sommes conscients et nous partageons l’importance de la préservation de l’environnement. Nous aimerions cependant souligner que l’introduction d’obligation de démantèlement à l’expiration de l’autorisation ( art. 19 ) signifie une augmentation des CAPEX pour l’exploitant. Il serait intéressant de réintroduire la possibilité, qui a été éliminée, pour l’Etat de racheter le projet en fin de vie. 7. Autorisation de Réalisation/Autorisation définitive : le timing reste sensiblement identique, la décision étant notifié par le l’autorité gouvernementale après avis de la commission technique. Nous recommandant que la puissance autorisée soit identique à celle arrêtée dans l’avis technique délivrée par la commission afin de donner toute la visibilité nécessaire sur le design du projet au demandeur, aussi que pour le délais de décision qui ne devrait pas dépasser les délais réglementaires. Le  changement de nom de l’autorisation provisoire qui devient autorisation définitive est selon nous positive car plus explicite et en ligne avec les standards internationaux.   8. Actionnariat: e n cas de changement d’actionnariat le transfert de l’autorisation définitive est sujet à l’approbation de l’Administration ( art.15 ). Il serait possible de rendre cette décision moins arbitraire en introduisant “ L’Administration ne pourra pas, sans motif valable, refuser son consentement au transfert .” afin de préserver éventuellement une complémentarité entre le développeur principale et le développeur locale qui initie le processus de prospection et développement local des projets mais souvent il a des capacités techniques et financières très limitées et ne peut rester jusqu’à la réalisation du projet. 9. Caution: l’introduction d’une caution bancaire (art.8) afin de garantir la réalisation du projet et éviter le risque de spéculation de certains développeurs. toutefois nous recommandons que le montant de cette caution soit raisonnable (complexité du marché d’offtakers, marché limité, peut impacter les délais de développement). 10. Conventions TSO/DSO: nous recommandons aussi de standardiser les termes et clauses des conventions d’accès, de raccordement et de fourniture afin de garantir la bankabilité des contrats.
Name : rachid

malheureusement la composante locale n’est pas prise en compte dans ce projet de loi. il faut nécessairement la prévoir afin d’encourager le développement de l’industrie locale. aussi il y a lieu de prévoir de nvs. mécanismes afin de contourner la non transparence du GRT dans la délivrance de l’avis technique. merci de prendre en considération ces commentaires..
Name : Damien Granjon

Madame, Monsieur, Nous vous prions de trouver, ci-après nos commentaires concernant l’avant projet de loi de modification de la loi 13-09. Préciser que le comptage est mensuel sur chaque tranches horaires pour la haute et la moyenne tension Art 26 : Préciser le point concernant le volume de 40% que peuvent acquérir les gestionnaires de réseaux de distribution. Parle-t-on du point d’injection des kWh renouvelable ou du point de  consommation? Il faudrait préciser s’il s’agit de 40% de l’énergie totale fournie par les projets  d’énergies renouvelables de l’Exploitant dans la zone du gestionnaire de réseau. Si le projet est par exemple à Marrakech et le client à Casa, c’est la LYDEC qui  peut acheter 40% du projet ou bien la RADEEMA ? Qu’est ce qui se passe si pour  une centrale renouvelable à Marrakech, les clients (offtakers) sont dans différentes  régions du Maroc? Concernant la notion de capacité d’accueil: on comprend qu’il s’agit du volume de puissance renouvelable installable. On parle donc du point d’injection des kWh renouvelables et non pas du point de consommation. Merci de préciser. Pouvez-vous, s’il vous plaît, préciser une date ou un délai pour la publication des nombreux décrets d’application dont il est fait allusion dans le projet de loi?
Name : Abdelkhalek Srij

N° Référence Projet d’amendement Commentaires 1.                 Article premier Article 5 Définition de la capacité d’accueil Les modalités de calcul de la capacité d’accueil du système électrique en énergies renouvelables devraient être approuvées par l’autorité nationale de régulation de l’électricité. La répartition de la capacité d’accueil entre les marchés libre (13-09) et régulé (programme MASEN) devra être déterminée par voie réglementaire vu l’implication de MASEN dans la commission technique statuant sur les demandes d’autorisation de réalisation.    La capacité d’accueil devra concerner uniquement les énergies intermittentes et exclure de facto l’hydraulicité. S’agissant du marché de la moyenne tension, il serait pertinent de structurer de la capacité d’accueil par réseau de distribution selon les contraintes techniques dudit réseau mais également suivant les potentialités régionales en énergies renouvelables.   2.                 Article premier Définition des « Services-Système » Les modalités de calcul des Services-Systèmes devraient être approuvées par l’autorité nationale de régulation de l’électricité afin de considérer à bon escient les composantes appropriées et incombant réellement à la mise sur le réseau des énergies renouvelables du marché libre d’électricité. Le niveau du tarif relatif aux Services-Système devra tenir immanquablement compte de la capacité des opérateurs à mettre à disposition des clients finaux une offre tarifaire acceptable.     3.                 Article premier Applicabilité des « Services-Système » Pour la viabilité économique des projets hydroélectriques, il est nécessaire que l’hydraulicité et toute autre forme d’énergie renouvelable non créatrice d’intermittence soit exemptée du tarif relatif aux Services-Système, à fortiori quand il s’agit d’une énergie de base disptachable sur le réseau électrique.   4.                 Article 8 Caution bancaire La caution bancaire accompagnant la demande d’autorisation de réalisation ne serait envisageable sans clarification des délais impartis à l’administration pour le traitement de cette demande. 5.                 Article 1 et 24 Ecrêtement L’écrêtement doit être également standardisé et contrôlé par l’autorité de régulation. 6.                 Article 10 Déroulement de l’examen du dossier de demande d’autorisation de réalisation Pour plus de visibilité sur l’évolution de la demande d’autorisation de réalisation, il serait souhaitable que les délais impartis à chacune des parties prenantes à l’examen de cette demande soit à caractère péremptoire. Par conséquent, le silence de l’administration devra valoir agréement à l’issue de la période légale d’examen de la demande d’autorisation de réalisation. De plus, la puissance objet de l’avis conforme de la commission technique instituée pour statuer sur le projet devrait revêtir un caractère irrévocable. 7.                 Article 12 Autorisation d’exploitation Un délai réglementaire raisonnable devrait être assigné à l’administration pour se prononcer sur l’autorisation d’exploitation. 8.                 Article 24 Convention d’accès La convention d’accès au réseau public d’électricité devrait être approuvée par l’autorité de régulation. 9.                 Article 45 Projets autorisés avant promulgation de la Loi Si les projets ayant bénéficié d’une autorisation provisoire avant l’adoption de la présente loi sont exemptés des dispositions prévues, est-ce qu’il en va de soi que les Services-Système ne s’y appliqueront pas ?   10.              Divers   Il serait souhaitable d’impartir à l’administration, un délai pour la publication des textes réglementaires auxquels fait référence la Loi.  
Name : Ahmed HALOUI

Note d’observations sur l’avant - Projet de Loi n°40-19 modifiant et complétant la loi 13-09 relative aux énergies renouvelables Bonjour Tout d’abord, je tiens à féliciter les équipes du Ministère chargé de l’énergie pour les efforts qu’elles ne cessent de déployer pour la modernisation et l’adaptation continuelle de l’environnement juridique et institutionnel du secteur de l’énergie, et notamment des énergies renouvelables, aux impératifs d’une transition énergétique ordonnée et efficace de notre pays.   L’avant-projet de loi 40-19 modifiant la loi 13-09 relative aux énergies renouvelables, soumis à l’appréciation du public, s’inscrit dans cette volonté d’amélioration et de capitalisation des enseignements tirés d’une dizaine d’années d’application de cette loi. Nous avons le plaisir de contribuer modestement à cette œuvre en soumettant à votre appréciation les remarques et observations suivantes : I -   Remarques   et observations générales : 1.1. Portée juridique des différents avis prévus par cet AVPL  : Il est proposé, sauf meilleur avis, d’encadrer les différents avis donnés par certains acteurs du système électrique dans le cadre de la loi 13-09 (gestionnaires de réseaux, AB, MASEN) par   un ou des   mécanisme(s) permettant de   garantir de manière effective les principes de libre accès au marché de électricité, de non discrimination et de non-conflit d’intérêt . Par exemple : (i) soit charger une commission   présidée par l’ANRE pour donner ces avis et dans laquelle l’acteur concerné ne serait qu’un simple membre et qu’il ne soit pas lui-même un opérateur du marché qui serait en situation de juge et partie (c’est-à-dire ne pas être lui-même un « exploitant » en situation de concurrence avec d’autres opérateurs, ce qui semble être le cas de MASEN) ; (ii) soit permettre aux demandeurs d’autorisations ou auteurs de déclarations d’avoir recours à l’ANRE en cas d’avis défavorable émis par lesdits acteurs; (iii) soit (et c’est à minima), préciser dans la loi que ces avis ont un caractère purement consultatif (que l’administration n’est pas obligée de suivre).     1.2. Statut juridique de l’exploitant  : avec cet AVPL, la réalisation des installations de production d’énergie électrique de sources renouvelables ne serait plus permise qu’aux personnes morales de droit privé (en dehors de l’ONEE et de MASEN). L’exclusion des personnes morales ayant un statut de droit public et des personnes physiques appelle les remarques suivantes : 1.2.1.        S’agissant des personnes morales de droit public  : leur exclusion   va s’appliquer aux collectivités territoriales (CT : région, communes…) qui sont des personnes morales de droit public. Or ces CT peuvent également contribuer aux programmes de développement des énergies renouvelables dans le contexte de la transition énergétique et/ ou de la mise en œuvre de la régionalisation avancée. Les textes relatifs à cette régionalisation leur permettent de créer des services publics d’électricité et préconisent, à cet effet, le partenariat comme cadre de mutualisation de leurs moyens et de leurs ressources au service de projets de développement commun régional. En outre, la coopération inter-communale et/ou inter-régionale en matière d’énergie de sources renouvelables peut constituer un outil efficace d’intégration de la   politique sectorielle nationale de l’énergie dans le développement régional à travers les Plans de Développement Régional (PDR) et les Schémas Régionaux d’Aménagement du Territoire (SRAT). Par conséquent, il est proposé de revoir la rédaction de l’article 2 afin de laisser aux CT la possibilité de promouvoir et/ou de réaliser et exploiter des projets ENR au service du développement régional (par exemple : des centrales de moyennes puissances répondant aux besoins spécifiques des territoires et agents économiques locaux, à l’instar du projet EDMITA objet de la coopération avec GIZ). 1.2.2.        S’agissant des personnes physiques  : (i) L’exclusion des personnes physiques semble en contradiction avec certaines dispositions de la loi 48-15 relative à la régulation du secteur de l’électricité et à la création de l’ANRE. En effet, en définissant le « marché libre de l’énergie électrique», cette loi englobe les personnes physiques parmi les acteurs de ce marché tant pour la production que pour la vente totale ou partielle d’électricité et même pour l’auto-production pour les besoins propres de ces personnes (cf. article premier, parg.4 et parag.5 de la loi 48-15) ; (ii) d’un autre côté, la question se pose de savoir si la réalisation et l’exploitation d’installations de très petites puissances connectées au réseau basse tension ou off grid pour l’auto-consommation devraient, elles aussi, nécessairement passer par la création de personnes morales de droit privé. Une clarification de cette question dans l’AVPL semble opportune. 2.        Rôle et positionnement de l’ANRE et de MASEN dans les procédures administratives et dans le fonctionnement du système électrique:   à notre humble avis, l’ANRE et MASEN ne devraient pas être membres de la commission technique chargée d’examiner les demandes d’autorisation de réalisation prévue par l’Avant PL (article 10) , et ce  pour les raisons suivantes:   (i ) s’agissant de l’ANRE, cette agence a un statut d’autorité indépendante des autorités administratives. Sa présence dans une commission relevant de l’Administration semble incompatible avec son rôle de régulateur et arbitre entre les opérateurs jouant des rôles différents dans le fonctionnement du système électrique (administration, gestionnaires de réseaux électriques, exploitants …). En tout cas, son texte de création lui confère déjà une attribution consultative relativement à l’autorisation de réalisation mais en tant qu’organisme indépendant et non pas comme simple membre d’une commission relevant d’une autorité gouvernementale (article 4 de la loi 48-15 susvisée) ; (ii) en ce qui concerne MASEN, bien qu’elle dispose de certains pouvoirs exorbitants de droit commun de par sa loi de création pour la réalisation de son programme intégré, elle reste sur le plan économique un opérateur direct du marché en concurrence avec d’autres opérateurs privés et, à ce titre, ne peut juridiquement et dans la logique d’un marché électrique libéralisé, participer au processus de délivrance d’autorisation à ses concurrents potentiels. Sa présence dans cette commission risque d’être interprétée comme une atteinte à cette concurrence et comme une situation de conflits d’intérêt dans la mesure où elle aurait accès aux informations confidentielles de ses concurrents potentiels en tant que membre de la commission. 3.        Statut de la basse tension en relation avec l’auto-production en petite et très petite puissance : Avec cet AVPL, l’impression qui semble se dégager est que l’ouverture effective de la basse tension aux petits auto-producteurs résidentiels et tertiaires (puissance inférieure à 20Kw) ne semble plus à l’ordre du jour. En tout cas la place de ce segment dans le calendrier du Gouvernement en matière de politique de transition énergétique et celle de l’adoption du décret réglementaire devant régir, à l’instar de la Moyenne Tension, l’accès au réseau de basse tension devraient être clarifiées au niveau de la note de présentation, ne serait-ce qu’à titre informationnel et d’assurance des opérateurs et des investisseurs, notamment étrangers, sur les perspectives de ce segment du marché national de l’électricité. II- Remarques et propositions particulières: 1.        Article 1 er  (définitions)  :    Il est proposé de définir les notions suivantes afin de permettre aux opérateurs de connaitre les droits et obligations qui s’y attachent : 1.1.     « Système électrique »  : cette notion est utilisée par le parag.9 nouveau qui définit ce qu’on entend par « capacité d’accueil » ; 1.2.     « production finale » d’électricité  : cette notion figure à l’article 4 modifié qui supprime la limite inférieure de 20 kw et pose indirectement le principe que le régime administratif de la déclaration est désormais le seul régime applicable aux installations dont la puissance est inférieure à 2MW et   uniquement pour « la production finale  » d’électricité. La définition de cette expression se justifierait par le fait que le terme nouveau « finale » a, sans doute, dans l’esprit des rédacteurs de cette disposition, une portée à la fois technique et juridique qui a certainement des conséquences en termes d’obligations et de droits que les déclarants potentiels doivent connaître. 1.3.     Production finale d’énergie thermique (article 6) : cet article ne maintient le régime administratif libre que pour la production finale d’énergie thermique   à partir d’installations de puissances inférieures à 8MW thermique. Il faudrait donc définir ce qu’on entend par « finale » et ce pour les mêmes raisons que celles ci-dessus évoquées pour la définition de la « production finale d’électricité). 2.        article 26 bis (nouveau)  : En attendant le texte réglementaire concernant l’Appel à Projet, il est proposé que la note de présentation en explicite davantage   la « philosophie » : ses objectifs, les cas où il peut-être utilisé, le rôle qu’on entend lui faire jouer dans la mise en œuvre de la politique de développement des énergies renouvelables, sa valeur ajoutée au fonctionnement du marché, sa particularité par rapport aux régimes administratifs « normaux » de la loi 13-09 et, surtout, son articulation et sa cohérence avec les procédures mises en œuvre par   MASEN dans le cadre de sa mission légale de réaliser le programme intégré de 9000MW à l’horizonde 2030. Avec nos meilleurs vœux de succès. Ahmed HALOUI Consultant Juriste halouiahmed@yahoo.fr tél : +212 (0) 661 269 404  
Name : احمد حلوي

15.00 ملاحظات خاصة:   المادة الأولى: بخصوص التعريف الجديد لمفهوم المستغل فمن الملاحظ انه تم اسقاط الأشخاص الذاتيين مما سيجعل هذا التعديل يحرم بشكل قطعي تلقائي المستهلكين المغاربة من انشاء منشات الطاقة الشمسية     الصغرى وربطها بشبكة الجهد المنخفض رغم ان مشروع القانون يشرع لربط الشبكات بالجهد المنخفض. لهذا، في حالة مازالت روح هذا القانون تعطي الحق للمواطن المغربي لإنتاج طاقته الكهربائية وبيع الفائض، المرجو إضافة تعريف خاص ب «المستغل المرتبط بالجهد المنخفض" لإعطاء الأشخاص الذاتيين هذا الحق الذي أكده القانون 58.15 المتمم للقانون 13.09. المادة 26: في فقرتها الأولى، تشير المادة 26 الى انه يجوز للمستغل تزويد مستهلك او مجموعة من المستهلكين موصولين بالشبكة الكهربائية الوطنية ذات الجهد المتوسط والجهد العالي وجد العالي، لكن هذه المادة لا تحدد طبيعة الربط الكهربائي للمستغل بمعنى اخر هل في هذه الحالة يجوز للمستغل المرتبط بالجهد العالي والجد العالي ان يبيع انتاجه لمستهلك مرتبط بالجهد المتوسط؟ فرغم ان هذه الفقرة لم تتغير من القانون الأصلي (09-13) لكن التغييرات الحالية تجعلها مفعلة وربما قد تخول للمستغل المرتبط بالجهد العالي تزويد مستهلك في الجهد المتوسط وهذا امر يتنافى بشكل قطعي ، ان سمح به، مع رغبة المغرب في تشجيع المقاولات الصغرى والمتوسطة وكذلك   الرغبة في رفع نسبة استفادة الصناعة الوطنية من هذه المشاريع وسوف تحد أيضا من فرص خلق شركات مغربية متوسطة تنتج الكهرباء وتبيعها للمستهلكين في الجهد المتوسط   لان المستغل المرتبط بالجهد العالي سوف يستحوذ   على   هذه السوق    أيضا .كما لا ينبغي ، منطقيا، السماح للمستغل، المرتبط بالجهد العالي، بتزويد مسيري شبكات التوزيع   وذلك لترك سوق الجهد المتوسط للمستغلين المنتجين في الجهد المتوسط ،خاصة ان مسيري الشبكات ، في حالة ترك الباب مفتوح   امام مستغلي الجهد العالي للولوج الى سوق الجهد المتوسط،   سوف يعلنون عن طلبات عروض للحصول على كميات كبيرة من الطاقة لن تكون في استطاعة المستغلين   المرتبطين بالجهد المتوسط (كما ان القانون الحالي يعطي لمسيري الشبكة حق المتاجرة في   40   بالمائة وهي نسبة جد كبيرة   ففي كل دول العالم الفائض دائما يعرف ما بين 5 الى 10 بالمائة ). يبقى تعريف 40 بالمائة في الفقرة " يمكن لمسيري..." مبهما وعصيا على الفهم السريع ( خاصة في النسخة العربية)   كما ان نسبة 40 بالمائة من مجموع الزبناء المرتبطين بالجهد المتوسط تبقى هدية مجانية كبيرة الحجم لمسيري الشبكة خاصة شبكة التوزيع لهذا من الأفضل ربطها بعدد المستهلكين المرتبطين بمستغلي الطاقات المتجددة مما سيحفز مسيري شبكات التوزيع على دعم مشاريع الطاقات المتجددة في الجهد المتوسط من اجل رفع نسبة استفادتها. وللأمانة 40 بالمائة تبقى جد كبيرة ومجانية وسوف يكون لها أثر عكسي على تطور السوق وعلى تنافسيته خاصة ان سوق الجهد المتوسط يبقى محدودا. كما ان منح مسير الشبكة الحق في شراء 40 بالمائة (وبالتالي سيصبح زبونا رئيسيا) من المستغل الذي لا يستطيع انشاء منشاته الا بعد الحصول على الرأي التقني الإيجابي لمسير الشبكة يضرب مفهوم الحياد المؤسساتي وكذلك يهدد شفافية العملية برمتها وقد تكون له تبعات سلبية مستقبلا . لهذا ان كان القرار هو الاحتفاظ بنفس النسبة فينبغي من جهة تحميل مسيري شبكات التوزيع مسؤوليات أكبر لكي تتوافق مع ربحهم من هذا التعديل.   وعلى الأقل ينبغي التأكيد على ان هذه النسبة ينبغي شراؤها من الجهد المتوسط   ومن جهة اخرى ينبغي الغاء نسبة 7 بالمائة التي يعطيها له النص التنظيمي الخاص بالجهد المتوسط والذي تم نشرها في 2015. المادة 45: تنص المادة 45 على ان احكام هذا القانون لا تسري على المنشآت الخاضعة لترخيص مؤقت، السؤال المطروح هنا هل عدم سريان هذا القانون يشمل أيضا الجزء المربح من هذا التعديل (والحديث هنا عن فتح إمكانيات متعددة للتسويق ورفع النسبة الى 40 بالمائة) لهذا المرجو توضيح هذه المادة بشكل أكثر تجنبا لإسقاط جزء مكلف من القانون وتطبيق جزء مربح على نفس الشركة. المادة 46: نظرا لكون هذا التعديل مرتبط بعدة نصوص تنظيمية ينبغي نشرها قبل ان يصبح التعديل مفعلا، وتجنبا للإيقاف الموقت للقانون 09-13 (الذي يعتبر جوهرة تشريعية في التاريخ التشريعي المغربي في ميدان الطاقة) ينبغي الإشارة بشكل واضح الى ان الإطار السابق يبقى سائر المفعول الى حين نشر كل النصوص التنظيمية لهذا التعديل. مثال للتوضيح: "تنص المادة 8 المعدلة الى انه يجب ان يكون طلب ترخيص الإنجاز مصحوبا بضمانة بنكية بهدف ضمان انجاز المشروع...يحدد مبلغ هذه الضمانة بنص التنظيمي" في هذه الحالة وقبل ان يتم نشر النص التنظيمي المذكور سوف يبقى وضع طلبات الترخيص للإنجاز معطلا الى حين نشر النص التنظيمي الذي قد يتأخر، كما حدث مع النص التنظيمي للجهد المتوسط والذي ظل معطل منذ نشره سنة 2015 الى حدود اليوم.   في الأخير تبقى هذه مجرد أفكار واقتراحات الهدف منها فقط لفت انتباهكم الى بعض النقاط التي تبدو لي   ضرورية وقد لا تبدو لكم كذلك في حالة توفركم على معلومات واكراهات   وأهداف أخرى قد لا تظهر للقارئ.   اما هذا المشروع فيبقى في مجمله جد جيد وضروري لاستكمال النقلة النوعية للنموذج الطاقي المغربي. 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