Les résultats de l'exploration, la production, la commercialisation et les projets de développement du gaz naturel ont fait l'objet d'une présentation par l'ONHYM au niveau de la commission des infrastructures, de l'énergie, des mines et de l'environnement à la Chambre des représentants.

Il en ressort que les découvertes de gaz naturel au Maroc se concentrent sur trois bassins. Ceux du Gharb et d’Essaouira (Meskala) sont en cours d'exploitation, alors que celui de Tendrara est en cours de développement. L'évaluation de la rentabilité économique du bassin du Gharb offshore (zone Lixus en face de Larache) est en cours. 

Le bassin du Gharb

Le Gharb figure parmi les bassins ayant connu une activité d’exploration importante, ce qui a débouché à la découverte et à l’exploitation de plusieurs gisements. Celle-ci est réalisée dans le cadre d’un partenariat entre l’ONHYM à hauteur de 25% et SDX Energy à hauteur de 75%.

Il comprend les permis de Lalla Mimouna Sud, Gharb occidental, Sebou central, et Moulay Bouchta Ouest. Ces zones ont connu, entre 2000 et 2022, le forage de 67 puits. Du gaz naturel a été découvert dans 40 d’entre eux, toujours en petites quantités.

Malgré le modeste volume de ces découvertes, elles sont rentables économiquement grâce à une profondeur entre 900 et 1.800 m2, à l’existence du gazoduc sur place, et à la proximité d’un marché local constitué de plusieurs unités industrielles.

Le gaz naturel est collecté au niveau de la station DRJ pour ensuite être transféré à l’Atlantic free zone à Kénitra via un gazoduc. Un volume d’environ 150.000 m3 par jour est commercialisé auprès de 7 clients : CMCP, PSA Peugeot Citroën, GPC, Extralait, Plastic Omnium, Dicastal et enfin Setexam.

La région du Gharb est aujourd’hui équipée en deux stations pour la collecte et le traitement du gaz naturel, en plus d’équipements et de matériels pour l’amélioration de la productivité des puits et du transport du gaz.

Durant les cinq dernières années, 22 puits ont été forés dans le bassin du Gharb, menant à la découverte de gaz naturel dans 16 d’entre eux, dont 14 ont été raccordés au réseau de gazoducs existant dans cette zone.

Les découvertes dans cette zone concernent un gaz sec (99% de méthane) ce qui facilite son exploitation. La production de gaz naturel au Gharb a progressé ces cinq dernières années, de 52 millions de m3 en 2017 à 80 millions de m3 en 2021, et ce grâce à la signature de nouveaux contrats de vente.

Une étude pour réaliser un nouveau gazoduc est prévue en vue de raccorder le gazoduc Maghreb-Europe aux zones industrielles de Kénitra en recourant à la technologie du gaz compressé. 

La zone du Gharb Offshore comprend, quant à elle, les permis de LAR-1, Merou-1, Anchois-1, Anchois-2 et Deep Thon-1. Ces zones ont fait l'objet de découvertes importantes par Repsol, qui ont été confirmées par le puits réalisé fin 2021 et début 2022 par Chariot Oil.

Le bassin d’Essaouira (Meskala)

L’exploitation du champ gazier de Meskala a commencé dès l’année 1987, et se poursuit jusqu'à présent avec la production du gaz naturel et des condensats, destinée aux unités industrielles de l’OCP à Youssoufia.

Le gaz extrait du bassin de Meskala est accompagné de condensats, ce qui implique son traitement dans une station avant de le commercialiser.

En moyenne, la production annuelle de ce champ gazier est de 30 millions de m3 de gaz naturel et de 3.500 tonnes de condensats. Le développement de ce champ passe par la réalisation du puits MKL-110 et son raccordement au réseau. Les résultats des derniers puits forés ont montré l’existence de gaz, qui sera confirmée par des études complémentaires.

Le bassin de Tendrara

Les opérations d’exploration ont commencé au niveau de Tendrara dès 1966. A partir de 2015, Sound Energy a procédé à l’exploration et à des études techniques au niveau de ce bassin. 

Depuis 2016, Sound Energy y a réalisé 5 puits qui ont donné lieu à la découverte de gaz dans deux d’entre eux, pour déboucher sur une licence d’exploitation à partir de 2018.

La phase de développement de Tendrara comprend la réalisation de nouveaux puits, et l’équipement en infrastructure de traitement et de transport pour fournir les centrales thermiques de l’ONEE en gaz naturel.

Un gazoduc de 120 km est prévu pour raccorder la station de traitement au gazoduc Maghreb-Europe qui va transporter le gaz aux centrales de l’ONEE de Tahaddart et de Ain Béni Mathar. Ce projet nécessitera un budget global de 5,67 milliards de dirhams, supporté à hauteur de 1,47 milliards de dirhams par l’ONHYM.

Tarfaya-Agadir offshore

Trois puits offshore ont été réalisés en eaux profondes. L’un d’entre eux a révélé l’existence de pétrole lourd au niveau de Tarfaya offshore, et l’autre d’un pétrole relativement léger au niveau de Ifni offshore. Quatre autres puits ont été forés en eaux profondes, dont trois ont montré des indices de présence de pétrole et de gaz.

Entre 2022 et 2024, Europe Petroleum & Gaz prévoit de réaliser un puit au niveau de la zone Inezgane offshore. Alors que Eni et Qatar Petroleum comptent forer deux puits dans la zone de Tarfaya offshore et Dakhla.

Boujdour offshore

C’est une large zone d’environ 200.000 km2, où un seul puits a été foré par Kosmos Energy et Capricorn en 2015. Du gaz y a été découvert, mais il est économiquement non rentable.

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