Solaire flottant sur les barrages : une étude évalue le potentiel marocain, sans masquer ses propres incertitudes

Couvrir d'un seul pour cent la surface des principaux barrages du Royaume avec des panneaux photovoltaïques flottants apporterait déjà une contribution appréciable au réseau électrique national  en couvrir 40 % suffirait, en théorie, à satisfaire l'intégralité de la demande. C'est la conclusion d'une étude parue début mai dans npj Clean Energy, une revue du groupe Nature, sous la signature de quatre chercheurs des universités Sidi Mohamed Ben Abdellah (Fès) et Abdelmalek Essaâdi (Tétouan). Le travail, qui porte sur 58 retenues réparties à l'échelle du pays, présente l'avantage d'une couverture nationale rare dans la littérature marocaine sur le sujet. Il présente aussi la particularité, moins fréquente, de désamorcer lui-même plusieurs de ses propres résultats, en signalant les hypothèses fragiles sur lesquelles ils reposent.

Un croisement de deux tensions, l'eau et l'électricité

L'intérêt de l'exercice tient à la superposition de deux contraintes que le Maroc affronte simultanément. D'un côté, une infrastructure hydraulique étendue, environ 152 grands barrages d'une capacité totale de 19,9 milliards de mètres cubes en 2023, selon le ministère de l'Équipement et de l'Eau, soumise à une évaporation croissante sous l'effet de la hausse des températures et du recul des précipitations. De l'autre, un objectif de 52 % d'énergies renouvelables dans le mix électrique à l'horizon 2030, qui se heurte à la rareté du foncier et à des températures élevées qui dégradent le rendement des installations au sol.

Les systèmes photovoltaïques flottants, posés sur des plans d'eau existants, répondent en principe aux deux problèmes à la fois : ils n'immobilisent pas de terres agricoles ou urbanisables, ils raccordent à une infrastructure électrique déjà en place, et l'eau sous-jacente refroidit les modules, ce qui améliore leur rendement. Les auteurs rappellent à cet égard que plusieurs travaux situent le gain d'efficacité d'un système flottant entre un et deux pour cent par rapport à une installation au sol équivalente.

Près de 909 Mm3 évaporés chaque année

Le premier résultat est un ordre de grandeur sur les pertes en eau. L'étude estime à 909,46 millions de mètres cubes (Mm3) le volume évaporé annuellement par les 58 retenues considérées, dont la surface cumulée avoisine 433 kilomètres carrés. Sans surprise, les pertes culminent l'été : le pic mensuel atteint 108,76 Mm3 en juillet, suivi d'août et de septembre.

Le bilan est très concentré sur quelques ouvrages. Le barrage Al Wahda domine nettement, avec une évaporation annuelle de 183,88 Mm3, que les auteurs attribuent à la grande superficie de sa retenue, à l'aridité locale et à la présence d'une végétation aquatique favorisant l'évapotranspiration. Suivent Al Massira (131,35 Mm3) et Oued El Makhazine (76,86 Mm3), puis Idriss 1er (59,33 Mm3) et Sidi Mohamed Ben Abdellah (47,10 Mm3). Cette hiérarchie épouse celle des surfaces, les cinq plus grandes retenues pesant à la fois sur le bilan d'évaporation et sur le potentiel de production.

Reste une nuance que l'étude assume franchement, et qu'il faut conserver : si elle quantifie les pertes, elle ne chiffre pas les économies d'eau qu'apporterait une couverture flottante sur les barrages marocains. Les auteurs renvoient pour cela à la littérature internationale, où les ordres de grandeur varient fortement selon le taux de couverture, soit environ 25 % d'économie en Espagne sur un bassin entièrement recouvert, 31 % à 55 % en Jordanie selon que l'on couvre 30 % ou 50 % de la surface. Autrement dit, le « 30 % de réduction de l'évaporation » qui circule dans les reprises médiatiques ne provient pas de cette étude, mais d'expériences étrangères et des projets pilotes marocains.

1 % suffirait à peser, 40 % à couvrir la demande

Sur le volet énergétique, deux chiffres structurent le propos. À 1 % de couverture, la production resterait significative : pour les treize barrages les mieux dotés, l'étude estime un cumul de l'ordre de plusieurs centaines de gigawattheures par an, Al Wahda affichant à lui seul près de 137 GWh et Al Massira près de 98 GWh. À 40 % de couverture, la production atteindrait théoriquement la totalité de la demande nationale, établie à 42,38 térawattheures pour 2023 selon le ministère de l'Énergie.

Cette seconde projection mérite la prudence que les auteurs lui appliquent eux-mêmes. Ils précisent que ce résultat « pourrait varier selon l'efficacité des systèmes de stockage », et désignent l'intermittence comme le véritable verrou : couverture nuageuse saisonnière, variations de production selon les régions. Le pompage-turbinage, éventuellement adossé aux barrages existants, et l'hydrogène vert sont cités comme pistes de stockage, mais les auteurs notent explicitement que ces solutions n'entraient pas dans le périmètre de l'étude. La conversion d'un potentiel théorique en énergie réellement injectable au réseau reste donc, à ce stade, hors de portée du modèle.

Les calculs de production s'appuient sur des cellules polycristallines d'un rendement de 16 %, retenues pour leur coût et leur adéquation aux grandes surfaces, sur une irradiation horizontale annuelle de 2 361 kWh/m² et sur un ensoleillement moyen de quelque 3 000 heures par an.

31° en théorie, 11° en pratique

L'inclinaison des panneaux fait l'objet d'un arbitrage que les synthèses rapides tendent à écraser. L'angle optimal pour la seule production d'énergie ressort à 31 degrés. Mais c'est un angle de 11 degrés qui a été retenu pour les calculs, pour des raisons de stabilité structurelle et de coût, et parce qu'il préserve mieux l'ombrage de la surface, donc la conservation de l'eau. Les auteurs soulignent que l'effet de l'inclinaison sur la production annuelle est négligeable à faible couverture (1 %), mais qu'il devient déterminant à grande échelle (40 %) : à mesure que l'angle augmente, l'ombrage diminue et l'évaporation tend à repartir, ce qui place inclinaison productive et économie d'eau dans une relation de compromis.

Un volet économique insuffisamment étayé

C'est sur la rentabilité que le travail se montre le plus circonspect, et où le lecteur doit l'être aussi. La structure Solaris Synergy ressort comme la plus avantageuse en coût total de capital, devant la technologie Ciel &  Terre, l'écart se jouant surtout sur la fourniture des flotteurs. Le coût des modules est fixé à 0,22 dollar par watt-crête, celui de l'ingénierie-approvisionnement-construction à 0,31 dollar par watt-crête. Le retour sur investissement annoncé est inférieur à dix ans.

Les auteurs démontent eux-mêmes cette projection. Les coûts d'exploitation et de maintenance, mal documentés dans la littérature, ont été fixés forfaitairement à environ 10 % des dépenses d'investissement sur la durée de vie des panneaux, une approximation qui rend, selon leurs propres termes, les estimations de rentabilité spéculatives et insuffisamment fondées. Leur analyse de sensibilité, qui fait varier les paramètres de plus ou moins 10 %, confirme que la robustesse technique du potentiel ne se transpose pas à la robustesse financière : la rentabilité dépend étroitement des coûts de maintenance et du prix de vente de l'électricité, les premiers constituant la principale source d'incertitude du modèle. La conclusion des auteurs est qu'une rentabilité rapide affirmée sur la base d'hypothèses simplifiées ne tient pas, et que le calcul doit être refait au cas par cas.

Une méthode de mesure des surfaces qui appelle des réserves

Le point méthodologiquement le plus inhabituel concerne la mesure des surfaces. Faute de données officielles à jour, les chercheurs ont reconstitué la surface en eau des 58 retenues par traitement d'images satellitaires, en combinant le logiciel Viking et le programme Color Summarizer, qui classe les pixels selon leur couleur pour estimer la proportion d'eau. La marge d'erreur revendiquée est d'environ plus ou moins 5 %, et les résultats ont été recoupés avec des documents historiques du ministère de l'Équipement et de l'Eau.

Surtout, les auteurs avertissent que ces surfaces sont contraintes par la sécheresse récente, qui a abaissé le niveau de nombreux barrages : les 433 kilomètres carrés sont donc une photographie d'une période de stress hydrique, et non une surface de plein remplissage. Les taux d'évaporation, eux, reposent sur le modèle de Stephen et Stewart, choisi pour son adéquation aux applications mensuelles et sa frugalité en données, mais affecté d'une erreur absolue moyenne de 1,21 millimètre par jour. L'étude reconnaît par ailleurs n'avoir pas pu documenter la profondeur des retenues ni modéliser l'effet de sécheresses prolongées sur la stabilité et l'ancrage des plateformes, des données pourtant indispensables au dimensionnement réel des installations.

Une comparaison internationale qui relativise les superlatifs

Pour situer le potentiel marocain, les auteurs le confrontent à des projets existants. La Grèce, avec une capacité installée de 3 861 mégawatts couvrant 10 % de surfaces dédiées, produit environ 5 212 GWh par an  le lac Chengxi, en Chine, génère quelque 550 GWh pour 320 mégawatts et 150 hectares  les installations de Singapour (réservoir de Tengeh, 60 mégawatts) et d'Espagne (José María de Toro, 27 mégawatts) opèrent à plus petite échelle. Une étude antérieure portant sur dix-sept barrages africains chiffrait à 2 064 GWh la production atteignable en mobilisant moins de 3 % de leur surface. Rapportée à ces références, la « compétitivité » que l'étude prête au Maroc tient surtout à l'ampleur de ses surfaces disponibles, et reste, pour l'heure, une projection et non une capacité installée.

Des pilotes réels, encore modestes

L'étude s'inscrit dans un paysage où le flottant marocain existe déjà, mais à l'état d'amorce. Les auteurs citent une première installation à Sidi Slimane, d'une capacité de 360 kilowatts, qu'ils présentent comme la première du genre en Afrique, et un projet de 13 mégawatts sur le barrage d'Oued Rmel, près de Tanger, développé avec le ministère de la Transition énergétique et appelé à couvrir environ 14 % des besoins du complexe portuaire de Tanger Med. L'écart entre ces puissances et le potentiel théorique national mesure le chemin restant.

Au terme de la lecture, le travail vaut surtout comme première cartographie nationale d'un gisement : il fixe des ordres de grandeur (433 kilomètres carrés, 909 Mm3) évaporés, une concentration sur quelques grands ouvrages et démontre qu'une couverture même marginale produirait une énergie non négligeable. Il ne tranche pas, en revanche, la question de la rentabilité, qu'il renvoie explicitement à des analyses au cas par cas, ni celle des économies d'eau réelles sur les barrages marocains, qu'il ne quantifie pas. Deux limites de fond invitent enfin à la mesure : les jeux de données et le code de l'analyse ne sont pas publics (disponibles seulement auprès de l'auteur correspondant sur demande), ce qui en limite la reproductibilité, et l'ensemble repose sur une modélisation théorique que les auteurs eux-mêmes appellent à valider par des installations opérationnelles. L'étude a été financée par l'Arab-German Young Academy of Sciences and Humanities, avec le concours du ministère fédéral allemand de la Recherche.

Mouhaya A., El Hammoumi A., El Ghzizal A., Motahhir S., « Techno-economic feasibility analysis of floating photovoltaic systems on 58 Moroccan dams : energy potential, economic viability, and water evaporation », npj Clean Energy, vol. 2, art. 8, 4 mai 2026

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