Économie marocaine

RED BISHOP a écrit:

Le FMI a sortie son Worldbook pour le 1er semestre 2024

Le Maroc, en 2024, devrait franchir la barre des 150 milliards de dollars de PIB cette année, de meme le PIB/Hab devrait franchir la barre des 4000 dollars par habitant
( PIB nominal)
Ca reste la 60eme économie du monde.

Au classement africain il y a des changements :
Surprise la Sidaf retrouve sa 1ere place avec 373 Milliard
2/ Egypte : 347 M
3/ l'Algérie : 267 M
4/ Nigéria ( qui s'est cassé la gueule) : 252
5/ Ethiopie : 205
6/ Maroc : 152

https://www.imf.org/en/Publications/WEO/Issues/2024/04/16/world-economic-outlook-april-2024#:~:text=The%20baseline%20forecast%20is%20for,same%20pace%20as%20in%202023.

Même dans le coma, la Samir reste attractive aux yeux d’investisseurs étrangers. Plusieurs pétroliers se sont récemment renseignés sur les importantes capacités de stockage du raffineur en liquidation. Selon nos informations, deux délégations internationales ont effectué, entre mars et avril, des visites sur le site de Mohammédia pour étudier l’opportunité d’une location des citernes. Depuis 2022, les bacs de la Samir sont officiellement exploités par BGI Petrolium (Benbrahim Group Investment), distributeur marocain propriétaire de la marque de carburant Yoom. Cette opération a été actée par une ordonnance du juge-commissaire chargé de la liquidation, avant sa formalisation par un contrat de bail. Pour autant, des sources proches du dossier suggèrent la possibilité d’adjoindre un deuxième locataire, sachant que BGI n’exploite qu’une partie minime des capacités du raffineur. Nos interlocuteurs évoquent ainsi le chiffre de 80.000 exploités sur une capacité totale avoisinant les 2 millions de m3. "C’est un manque à gagner pour le Maroc, qui peut renflouer ses réserves stratégiques en profitant du contexte mondial. La Samir peut faire du pays un hub de stockage de produits pétroliers", souligne une source interne. Avant ou après BGI, une dizaine d’opérateurs, certains de dimension internationale, ont soumis des offres de location qui n’ont pas été validées par le tribunal. À la Samir, on se réjouit de la présence de l’actuel locataire, mais on se demande s’il n’est pas opportun de solliciter, en plus, un deuxième exploitant disposant de capacités supérieures. Cela génèrerait des revenus locatifs additionnels pour assurer provisoirement la survie du raffineur, à l’arrêt depuis l’été 2015. Selon nos informations, le coût de la location pour BGI est d’environ 40 DH/mois pour chaque tonne. Pour la Samir, cela représente des rentrées mensuelles avoisinant les trois millions de DH. Une grande partie des revenus est réinvestie dans la remise à niveau de l’unité de production, ce qui est insuffisant néanmoins pour relancer l’activité principale qu'est le raffinage. Ces revenus permettent, au mieux, de régler des dépenses usuelles liées aux contrats en cours et nés ultérieurement au jugement de liquidation, notamment ceux des salariés ou des avocats. En somme, l’objectif est de maintenir l’entreprise "sous perfusion" en attendant la cession à un tiers – une issue espérée bien qu'entourée d’incertitudes. "La solution au dossier de la Samir est à Rabat. Elle n’est pas au tribunal de commerce", martèle cette source proche du dossier. Dans tous les cas, une des clause du contrat de bail impose à BGI Petrolium de se retirer en cas d’intervention d’un acheteur. Mais qui est susceptible de racheter la Samir ? Selon différentes sources impliquées dans la procédure de liquidation, la dernière offre encore sur la table émane d’une entité espagnole. Le montant proposé dépasse 21 MMDH. Cette proposition n’a pas encore été suivie de démarches concrètes, l’investisseur n’ayant pas déposé la caution réclamée par le juge-commissaire. Les parties feront le point lors d’une audience programmée en mai. a écrit:

BennyBlanco a écrit:

"peut renflouer ses réserves stratégiques en profitant du contexte mondial. La Samir peut faire du pays un hub de stockage de produits pétroliers"

Afriquia et autres ne sont pas obligé de tenir un stock strategique ?

En découvrant un chômage qui risque de bientôt friser les 15%, Aziz Akhannouch enchaîne les réunions de crise et sollicite McKinsey pour trouver des solutions et surtout donner forme à la vision royale pour l’emploi. Indiscrétions.

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— TelQuel (@TelQuelOfficiel) April 18, 2024

Localisée au sud de Kelaâ des Sraghna, la mine de Jbiel s’impose comme un acteur important de la production de cuivre au Maroc. Kharrouba Copper Mining, l’opérateur de la mine de Jbiel, est une filiale de la société canadienne KCC, basée à Toronto. Cette filiale se concentre sur le développement du portefeuille minier du groupe au Maroc, en particulier le projet minier de Kharrouba dans la province de Kelaâ des Sraghna. Cette entreprise est la seconde compagnie minière canadienne installée au Maroc après Aya Gold & Silver.Depuis son arrivée en 2011, Kharrouba Copper Mining a connu un parcours remarquable dans la commune de Jbiel depuis la découverte, l’exploration, le développement et jusqu’au démarrage en 2017 de la production du cuivre. La compagnie a su débloquer des ressources considérables en cuivre, avec le développement de cinq sites miniers dans la commune de Jbiel et une production annuelle d’environ 3.600 tonnes de concentré de cuivre, apprend Médias24 au cours d’un échange avec Yahya Zinbi, directeur général de Kharrouba Copper Mining. L’information a été initialement révélée par nos confrères d’Africa Intelligence. Sur le plan géographique, la mine se pose sur un vaste permis minier d’une superficie d’environ 318 km². L’exploitation des ressources cuprifères y a révélé la présence significative de cobalt, un minerai stratégique pour la transition énergétique.Actuellement, la production de cobalt se concentre dans la mine de Bouazzer, qui est la seule mine opérationnelle au Maroc et qui a produit environ 798 tonnes de cobalt durant l’année 2023. Bénéficiant d’une situation géographique à proximité de l’Europe, le groupe Managem a établi plusieurs partenariats d’approvisionnement en cobalt issu de sa mine de Bouazzer avec divers acteurs industriels, notamment ceux impliqués dans la fabrication de batteries électriques. Dans la commune de Jbiel, le programme d’exploration imminent permettra d’approfondir l’expansion des réserves cuprifères et d’évaluer l’exploitabilité des ressources cobaltifères associées au cuivre. A cette fin, la compagnie Kharrouba Copper Mining s’apprête à lancer un programme de forage exploratoire significatif qui accompagne le projet d’expansion de la mine de Jbiel. Le projet d’expansion de la mine devrait permettre une réévaluation des réserves d’une minéralisation polymétallique, ajoute notre source. Le projet d’expansion de la mine de Jbiel peut ainsi débloquer de nouvelles sources de cobalt, un minerai critique dont l’approvisionnement est crucial pour la fabrication d’infrastructures d’énergies renouvelables. La demande croissante pour ces métaux essentiels devrait entraîner une augmentation des prix et une raréfaction de l’approvisionnement.Sur le plan financier, Cunningham Natural Resources a poursuivi la croissance de sa participation dans KCC, approuvant une hausse de sa participation à 19,9% après l’acquisition de 10% des parts de KCC. Cunningham Natural Resources est historiquement un producteur de gaz et de pétrole avec un portefeuille de 600 puits principalement situé en Virginie-Occidentale (États-Unis). Sa filiale minière, Cunningham Mining, opère principalement en Colombie-Britannique où elle développe un portefeuille minier aurifère évalué à 500 millions de dollars. Ces opérations visant à accroître la présence de Cunningham Natural Resources devraient permettre de soutenir financièrement le projet d’expansion de la mine de Jbiel et de démarrer les travaux d’exploration le plus tôt possible. a écrit:

Shugan188 a écrit:

Un bon 1er  résumé sur l avis du CC sur le secteur électrique,  un seul mot qui résume tout ceci "rwina" .Et on veut exporter de l énergie...
https://medias24.com/2024/05/02/electricite-le-diagnostic-alarmiste-du-conseil-de-la-concurrence-1-2/

C’est un gros pavé dans la mare du secteur électrique qui a été jeté par le Conseil de la concurrence via sa dernière auto-saisine publiée vendredi dernier. Un opus de 138 pages dont la préparation avait été révélée par Médias24 avant sa publication, et qui décortique le fonctionnement du secteur électrique national en se focalisant sur le rôle central de l’ONEE, décrit comme "principal acteur du secteur (...) le seul responsable de l’équilibre entre l’offre et la demande et de l’équilibre économique du secteur". Mis en chantier en janvier 2023, l’avis du Conseil de la concurrence décortique patiemment plusieurs composantes de l’écosystème électrique en donnant la part belle à l’ONEE, opérateur historique. Les non-dits de l’avis Bien que l’avis s’arrête sur les spécificités de ce marché où se superposent dans sa chaîne de valeur − allant de la production au transport puis la distribution − divers types de marchés pouvant être des monopoles naturels ou des marchés concurrentiels, il s’attarde sur les centres de pertes et n’analyse pas suffisamment les centres de bénéfices, aujourd’hui largement détenus par le capital privé, pour une grande partie étranger. Par ailleurs, comme relevé par certains experts, les producteurs indépendants (IPP) et les distributeurs privés ne sont pas profondément traités comme l’a été la situation de l’ONEE. Ainsi, l’excès de rentabilité économique et financière (allant jusqu’à 17%), le non-partage des économies d’échelle et la rente de certains producteurs ou distributeurs adossée au risque pris par l’ONEE, notamment sur l’achat de matière ou les PPA, sont à peine effleurés par le régulateur, qui se concentre plus sur l’ONEE. L’absence de contrôle indépendant du productible livré par les IPP est tout simplement ignorée par le rapport. Il en va de même du manque de transparence des conditions octroyées par l’Etat à certains investisseurs dans le cadre de la Charte de l’investissement offrant des prix de l’électricité plus faibles que la tarification usuelle sans mécanisme de paiement des contreparties à l’ONEE. En effet, l’avis se focalise grandement sur le rôle central de l’opérateur national, son positionnement sur les différents segments de la chaîne de valeur, ses finances ainsi que les différentes entraves institutionnelles, administratives et économiques limitant la rapide croissance de la production privée, notamment en renouvelable. La grave crise financière de l’ONEE L’avis décortique, sur 20 pages, la situation financière et opérationnelle de l’ONEE décrite dans ce chapitre comme "l’un des établissements publics les plus stratégiques du pays". Pourtant, il n’entre pas dans le détail des conditions d’établissement des choix de l’Etat qui ont mené aux divers déficits aujourd’hui constatés chez l’ONEE, malgré l’aperçu historique qu’il donne de l’évolution du secteur. Il tire ainsi la sonnette d’alarme sur l’endettement galopant de l’Office (passé de 66,7 à 100 milliards de DH en dix ans), dépassant de loin ses fonds propres (12 milliards). Il passe encore sous silence la situation financière de MASEN qui, si on la compare à celle de l’ONEE, est beaucoup plus grave toutes choses étant égales par ailleurs. En effet l’ex-ONE créé en 1963, employant plus de 9.600 personnes en 2022, desservant plus de 7 millions d’abonnés, ayant comme mission publique d’assurer la généralisation et la continuité du service public de l’électricité, et qui de fait, en la vendant parfois à perte, subventionne l’énergie pour le compte de l’Etat pour des raisons sociales et politiques, a accumulé près de 100 milliards de dettes (y compris 37 milliards de dettes sociales constituées par son système de retraite). MASEN, créée en 2010 et ayant jusqu’à présent dans son actif en termes de réalisation essentiellement la centrale solaire de Ouarzazate de 560 MW, accumule près de 25 milliards de dettes, pour une production de moins de 4,2% du mix électrique national. Ainsi, quand on entre dans le détail, on remarque plusieurs éléments intéressants. En premier lieu, les pertes de réseau. Le rapport souligne que le rendement global du système électrique national est de l’ordre de 78%. C’est-à-dire qu’entre l’énergie appelée et celle consommée, il y a un gap de plus de 20%, ce qui est énorme par rapport à d’autres pays et dénote soit d’une vétusté de l’infrastructure, soit des problèmes de connexion anarchique ou de vol de l’électricité qui impactent grandement le chiffre d’affaires de l’ONEE et qui relèvent de son efficacité opérationnelle. Selon les experts contactés, les pertes sur le réseau de transport au niveau international sont souvent inférieures à 8%. "Pour le Chili par exemple, dont le réseau est comparable à celui du Maroc du fait de ses caractéristiques − réseau élancé, énergies renouvelables concentrées dans une région −, le taux de pertes global (Transport & Distribution) est de 7,6%. Les pertes sont systématiquement inférieures à 3% dans le cas des pays européens, et ce pour différentes configurations des réseaux", explique un des experts contactés. Et d’ajouter : "Le contre-argument de l’ONEE est soit que l’on compare des situations non comparables, soit que les investissements à envisager pour réduire de façon significative les pertes sont prohibitifs aussi bien financièrement que politiquement." La question des réseaux de l’ONEE a d’ailleurs été longuement traitée par le rapport. C’est un des enjeux majeurs du modèle proposé par le Conseil. Quand l’ONEE a prévenu le black-out Autre élément intéressant : bien que l’ONEE soit présenté comme le producteur principal, avec 44% de la capacité électrique installée, le rapport indique qu’il représente seulement 21,7% de la production totale en 2022. Cette faiblesse de la production est essentiellement en lien avec la prépondérance des centrales hydrauliques (34%) dans les capacités de productions de l’ONEE. Celles-ci sont fortement impactées par les dernières années de sècheresse, engendrant une baisse drastique de leur part dans la production nationale (1,2% en 2023), et par là même augmente massivement la dépendance de l’Office aux énergies fossiles et à leurs marchés des matières extrêmement volatiles. Cette capacité fossile a été pour partie, note le rapport, remise en marche à la suite de l’arrêt de l’écoulement du gaz via le gazoduc Maghreb-Machrek (GME) de 10 mois entre 2021-2022 tout comme le recours massif à l’importation de l’électricité, afin d’assurer la sécurité de l’approvisionnement mais en aggravant la situation financière de l’Office qui n’a eu le soutien de l’Etat qu’en mai 2023 pour 4 milliards de DH. Cette séquence est rapidement décrite par le rapport qui ne s’est pas arrêté sur la stratégie gazière nationale discutée depuis plus de 30 ans, sans pour autant assurer des alternatives en temps et en heure pour approvisionner les centrales à gaz nationales produisant près de 12% de l’électricité nationale. Plus globalement, l’enjeu de la sécurité d’approvisionnement électrique national, notamment l’indépendance par rapport aux opérateurs étranger, est sous-analysé dans l’avis. Le ton très favorable qui a marqué la mise en perspective de la capacité de l’ONEE d’assurer la continuité du service lors de l’arrêt de GME contraste, en revanche, avec l’insistance du rapport sur l’urgence pour l’office de sortir des activités de production. Une position contradictoire, puisqu’en tant qu’opérateur système, l’ONEE est obligé d’avoir des capacités de backup, de préférence en gaz naturel, non seulement pour assurer des fonctions de backup régulant l’intermittence des énergies renouvelables assurant ainsi la sécurité du réseau ; mais aussi pour la sécurité d’approvisionnement tout court. Ces capacités de production de backup peuvent être, comme cela a été démontré, d’un grand secours, en cas de couac de l’un des IPP, d’autant plus qu’une grande partie des capacités de production nationale sont concentrées en front de mer sur l’océan Atlantique, entre Jorf Lasfar et Safi. Cette fonction de backup n’est d’ailleurs citée qu’en fin de rapport sans insister sur la nécessité du caractère souverain de son actionnariat. Un retard systématique dans le déploiement du cadre légal du secteur L’avis donne une grande place aux lois organisant le secteur, le retard systématique qu’a connu le développement du cadre légal et réglementaire organisant le système de production national, celui des énergies renouvelables en particulier. Dans ce sens, il décortique les barrières à l’entrée imposées aux producteurs indépendants dans le cadre de la loi 13-09 dédiée aux énergies renouvelables ou celle sur l’autoproduction, que ce soit pour la haute, moyenne ou basse tensions. Mettant dos à dos les retards du cadre règlementaire accumulé depuis 15 ans et le refus des projets par la tutelle, le Conseil met sur la place publique pour la première fois l’étendue du potentiel perdu pour le Maroc depuis la libéralisation partielle du marché de la production électrique en 1994 et plus encore en 2009. Il pointe ainsi les implications kafkaïennes induites par la loi 13-09, sur le parcours des investisseurs dans "le marché libre de l’électricité". En résumé, l’avis affirme que "dans le marché libre de l’électricité, les contraintes sont essentiellement de trois types : réglementaires, relatives aux différentes autorisations nécessaires, techniques, se rapportant aux modalités d’accès au réseau électrique national, et financières, ayant trait à l’investissement nécessaire pour réaliser un projet dans ce cadre". Les EnR en théorie plus compétitives que le fossile Le rapport va encore plus loin en comparant les coûts de développement du MW renouvelable au Maroc ainsi que les délais de mise en œuvre des projets comparativement à d’autres technologies. Ainsi, selon le Conseil de la Concurrence, la réalisation d’un projet éolien exige près d’un million d’euros/MW installé. Sa construction nécessite en moyenne 18 mois. Pour le solaire, l’investissement peut varier entre 1 million d’euros (PV) et 5 à 6 millions d’euros (CSP) par MW installé pour une durée de mise en place des projets d’une année. Pour les centrales à gaz à cycle combiné, il faut compter environ 600.000 euros par MW installé et deux ans de travaux. Une centrale thermique à charbon, estime le rapport, a un coût moyen de 1,2 million d’euros par MW installé mais la centrale de Safi a finalement coûté environ 16,6 millions de DH par MW installé. Pour les rédacteurs du rapport, la construction d’une centrale à charbon peut prendre entre 3 et 4 ans. Il apparaît ainsi que les EnR au Maroc peuvent être compétitives en termes d’investissements par MW. Toutefois, précise le rapport, "pour les projets de sources renouvelables objet de notre analyse, et outre les délais mentionnés, il faut prévoir 2 à 3 ans additionnels pour accomplir le travail préalable relatif aux étapes précédant le démarrage des travaux […] ce qui signifie que le processus global (du démarrage à la mise en service) de réalisation d’un projet dans le cadre de la loi n° 13-09 prend en moyenne 4 à 5 ans". Un engouement bridé par la tutelle Des délais, des volumes conséquents d’investissements, en plus du manque de l’opérationnalisation du cadre réglementaire qui entrent en ligne de compte des investisseurs. Toutefois, cela ne les a pas découragés puisque près de 145 demandes d’autorisations d’investissement dans des projets renouvelables ont été adressées à la tutelle, depuis la mise en place de la loi en 2010, soit quasiment une moyenne de 10 par année. Mais au final, déplore le rapport, seulement 47 autorisations de projets ont été octroyées par la tutelle et 98 ont été refusées. Pire, selon le Conseil de la concurrence, avec toutes les barrières à l’entrée imposées jusqu’à fin 2023, seuls 7 projets éoliens et un solaire (2 MWc) ont pu être réalisés et entrer en service, totalisant une capacité installée de 863 MW portés par trois entreprises : Nareva (6), Acwa Power (1) et InnoVent (1). Le rapport se penche par ailleurs sur la petite sœur de la loi 13-09, c’est-à-dire la loi 82-21 promulguée en 2023 et dédiée à l’autoproduction. Et son avis est encore plus sévère : "Il existe un risque potentiel de retarder le déploiement rapide du régime d’autoproduction, voire même d’entraîner l’inapplicabilité de cette loi, du moins à court terme, étant donné qu’il n’y a aucune garantie que les textes d’application ne seront pas à leur tour soumis à d’autres arrêtés ou circulaires." Il prend en cela pour preuve ce qui s’est passé avec la loi 13-09 bloquée pour certaines modalités d’application de 5, 6, voire plus de 15 ans ! Puisque, selon l’avis du Conseil, "certains textes n’ont jamais été publiés, comme celui relatif à la définition des zones géographiques destinées à abriter les installations solaires, ou encore les textes réglementaires qui devaient permettre la réalisation d’installations de production d’énergie électrique à partir de sources d’énergies renouvelables au réseau de la basse tension". À cela s’ajoute, selon l’avis, l’incompréhension du fait d’exclure certains acteurs de la possibilité d’autoproduire de l’électricité, ne serait-ce que pour leurs propres besoins. De manière générale, le Conseil considère qu’"il faudra trouver un équilibre entre les différents acteurs du système électrique : ONEE/Distributeurs et producteurs privés. Le modèle économique actuel de l’ONEE repose en partie sur des contrats "Take-Or-Pay" [c’est-à-dire acheter toute la production contractuelle du PPA, qu’il y ait consommation ou pas, NDLR], et l’ouverture du régime de l’autoproduction aux distributeurs pourrait entraîner un manque à gagner pour l’ONEE, qui se retrouverait avec une production payée sans débouchés". Les SRM, solution à la distribution ? L’un des éléments analysés par les rapporteurs du Conseil de la concurrence, présenté d’ailleurs dans les recommandations comme solution aux problèmes de l’ONEE, est la loi n° 83.21 relative aux sociétés régionales multiservices, y consacrant un chapitre de 3 pages. La mise en place de la loi est qualifiée de "louable". Elle permettra la mise en place de monopoles publics régionaux de distribution "justifiés" selon l’avis. Egrenant les avantages de ces nouvelles structures, comme l’optimisation des coûts de distribution en mutualisant les moyens financiers et humains ; la stimulation de l’investissement dans les infrastructures au niveau des régions (sur les modèles des gestionnaires délégués) et l’amélioration et l’élargissement des services, le rapport met en veilleuse les risques inhérents à de telles structures, bien qu’il prévient de leur garder un caractère public, évitant ainsi de créer des monopoles privés. Une crainte souvent partagée par les experts des services publics qui soulignent le risque de privatisation des bénéfices, notamment dans la distribution et la socialisation des pertes ou des investissements nécessaires à la réalisation de ces bénéfices. La faible participation de l’ONEE au capital de ces SRM lui fait aussi perdre le contrôle sur elles alors qu’il doit apporter aussi bien les actifs de ces sociétés que les ressources humaines qui les font fonctionner. Il est bien clair que l’avantage est de régler une partie de la dette, notamment sociale, de l’Office, mais quid de la valorisation à la juste valeur des actifs apportés et l’équitable répartition de ces actifs (y compris les capacités de production et les réseaux) aux niveaux des diverses régions ? L’autre question mise sur la table, y compris partiellement par le rapport, est le niveau des prix des services qui vont être offerts : seront-ils aussi régionalisés ? Et quid de leur régulation ? Qu’en est-il aussi de la solidarité interrégionale entre les SMR bénéficiaires par la concentration démographique et urbaine ? S’inscrivant dans la suite du rapport réalisé par le CESE en 2020 sur la transition énergétique ainsi que le rapport sur le Nouveau Modèle de développement, l’avis du Conseil de la concurrence a le mérite de reposer la question de la réforme de la gouvernance du secteur énergétique au cœur de l’agenda public. Il apporte une série de recommandations et une architecture de l’écosystème électrique qui seront traités dans un second article. Il permet ainsi d’entrevoir les options offertes et l’ouverture du débat public sur un secteur souvent qualifié de "boîte noire", aussi bien par la rareté et la qualité de ses données publiques que par la multiplication des acteurs publics et privés qui gravitent autour avec des intérêts souvent divergents. a écrit:

BennyBlanco a écrit:

L'ONEE été dirigé pendant 10 ans par Ali Fassi-Fihri qui a été recompensé par la suite avec une chaise dans le conseil d'administration à Nareva....

elite17 a écrit:

Sooo , personne ne parlera de la croissance choquante du chômage ?

https://www.hespress.com/%D9%85%D8%B9%D8%AF%D9%84-%D8%A7%D9%84%D8%A8%D8%B7%D8%A7%D9%84%D8%A9-%D9%8A%D8%A8%D9%84%D8%BA-137-%D9%81%D9%8A-%D8%A7%D9%84%D9%85%D8%BA%D8%B1%D8%A8-%D9%88%D8%A7%D9%84%D8%A8%D8%A7%D8%AF%D9%8A%D8%A9-1359220.html