Marchés

Avec sa stratégie de maintenance préventive et sa démarche d’efficience opérationnelle, Taqa Morocco poursuit sa performance industrielle avec un taux de disponibilité de 94,9%, une production de 7991 GWh et des revenus de plus de 7,4 milliards de DH au premier semestre. Toutefois, l’inconstance des prix du charbon sur le marché mondial peut jouer des tours aux producteurs d’électricité. Et la filiale de l’émirati Taqa en a fait les frais durant ce premier semestre avec des marges en contraction. L’EBITDA du Groupe a baissé de 4,2% à 1,78 milliard de DH, alors que la marge EBITDA s’est située à 18,5% contre 24,9% une année auparavant, après la baisse significative de l’indice de référence par rapport au prix moyen d’achat du charbon.

«Nous achetons le charbon avec un décalage de 3 à 6 mois sur la base d’un indice de référence qui a connu une baisse très sensible. Ce qui a eu un impact sur nos taux de marges du fait que l’on achète le charbon à un prix supérieur à celui qu’on facture à notre client, l’ONEE. L’année dernière, la hausse nous a permis d’avoir l’effet inverse», nous explique Omar Alaoui M'hamdi, Directeur général adjoint de Taqa Morocco.

Résultats de course : le RNPG a reculé de 23,4% à 605 MDH, impacté également par l’évolution du résultat financier principalement due à une perte de change exceptionnelle suite à l’évolution de la parité USD/MAD durant le premier semestre.

Concernant les prévisions du prix du charbon au 2e semestre, «on assiste à une baisse du prix du charbon qui se stabilise aujourd’hui autour de 130 $ la tonne. Toutefois, on estime que cette stabilité n’est que temporaire puisqu'il y a une très forte corrélation entre le prix du charbon et celui du gaz qui tend à augmenter pendant les périodes d’hiver, ce qui fait monter les prix du gaz. Donc, selon notre lecture, nous pensons que les prix vont repartir à la hausse d’ici la fin de l’année».

Impacts de la levée

Le Groupe Taqa Morocco a réalisé, à travers la filiale JLEC 5&6, une levée de fonds de 6,6 milliards de DH auprès de banques marocaines, avec une maturité de 19 ans à échéance de 2042. Le management nous a détaillé les différents impacts de cette levée sur son activité.

«Tout d’abord, la première partie a été utilisée pour le remboursement de la dette à l’international auprès d’une agence de crédit japonaise/coréenne, mais aussi auprès de banques commerciales internationales et locales. Nous avons remplacé cette dette par une autre locale pour institutionnaliser encore plus Taqa Morocco et l’ancrer dans son écosystème naturel qu’est le Maroc», détaille le DGA.

Il précise que «la deuxième partie de la dette est disponible pour les actionnaires. Elle peut être utilisée en priorité pour financer nos projets de développement, mais il existe également la possibilité que le surplus de trésorerie dégagé soit utilisé pour le paiement de dividendes. Il y aura ainsi deux utilisations possibles pour cette levée de fonds».

Par ailleurs, le renforcement des fonds propres du groupe et la maîtrise du besoin en fonds de roulement qui s’établit à 636 MDH contre 1,65 milliard de DH à fin 2022 ont permis de consolider davantage les capacités de financement de Taqa Morocco à l’issue de cette levée de fonds.

Considéré actuellement comme la locomotive de l'industrie nationale de production d'énergie privée, avec 19% de la capacité nationale installée pour près de 40% de la production nationale, Taqa Morocco a lancé une nouvelle stratégie à l’horizon 2030 portant sur la diversification de ses activités. Objectifs : 1 000 MW de capacité additionnelle et réduction de 25% de son empreinte carbone à terme pour contribuer à la stratégie de transition énergétique du Royaume.

Cette diversification des activités passera ainsi par le développement de projets dans le secteur de l’énergie renouvelable, avec l’accélération du déploiement du projet solaire au niveau de Noor PVII, d’une capacité de 96 MW. Dans l’éolien, Taqa Morocco dispose déjà de 100 MW de sites sécurisés au Nord et 600 MW en phase de pré-développement dans le Sud du Royaume. 200 MW sont en cours de prospection. Rappelons qu’en termes de dépenses d'investissement, le management prévoit un Capex global de 1,6 milliard de dollars pour les 1 000 MW de capacité additionnelle.