Alors que le Maroc s'engage résolument dans la transition énergétique, notamment en développant l'hydrogène vert, l'investissement dans le gaz naturel apparaît comme une étape intermédiaire pertinente. En effet, le gaz naturel, moins polluant que le charbon ou le fioul, permet de réduire les émissions de CO2 tout en offrant une flexibilité pour une éventuelle transition future vers l'hydrogène vert, lorsque celui-ci deviendra plus compétitif.

Le Maroc a bien compris l’enjeu et, en plus de l’intégration des énergies renouvelables, la puissance installée utilisant le gaz naturel est passée de 680 MW en 2009 à 861 MW en 2024. Cette augmentation, qui s'explique par le développement des infrastructures énergétiques et l’augmentation de la demande industrielle, s’est matérialisée par une hausse de la consommation de gaz naturel durant la même période de 575.054 à 840.751 tonnes équivalent pétrole.

À l'horizon 2030, une feuille de route pour le gaz naturel, planifiée par le ministère de la Transition énergétique, prévoit le renforcement des investissements dans les infrastructures gazières, notamment par la construction de plusieurs gazoducs et unités de liquéfaction de gaz naturel.

Cette année marque une étape historique pour le Maroc qui produira pour la première fois du gaz naturel liquéfié (GNL). Bien que cette production initiale soit modeste par rapport à la demande annuelle du pays, estimée à 1,05 milliard de mètres cubes, elle représente un premier pas encourageant. Son développement futur, soutenu par d'autres projets prometteurs en cours, pourrait permettre de couvrir une part plus significative des besoins nationaux en gaz naturel.

  

Champ de Tendrara : un démarrage à 100 millions m3 par an, avant une montée en puissance progressive

Dans la licence de Tendrara, la production de gaz naturel devrait débuter une fois l’unité de liquéfaction mise en service. Les premiers volumes de gaz sont attendus à l’usine de liquéfaction d’ici la fin de l’été 2025, avec une production commerciale qui débutera en décembre 2025 et devrait atteindre initialement 100 millions de mètres cubes par jour.

En 2024, les puits T6 et T7, qui livreront le gaz, ont été achevés avec succès, en attendant la mise en service de l’unité de liquéfaction de gaz naturel qui permettra sa commercialisation.

L’entrée de ManaEnergy (nouvelle filiale du groupe Managem) vise à accélérer l'exploitation gazière au Maroc, dans le cadre de la deuxième phase du projet Tendrara, tout en étant bénéfique pour Sound Energy qui a pu honorer l’ensemble de ses dettes.

Devenu opérateur, Managem s’engagera à financer le forage de deux autres puits : BK-1 dans la licence de Grand Tendrara et M5 dans la licence d’Anoual, ainsi que la construction d’un pipeline connecté au gazoduc Maghreb-Europe sur une longueur de 120 kilomètres.

La phase 2 du projet, dont l'envergure est trois fois supérieure à la phase pilote, consiste à développer la production de gaz naturel afin d'alimenter les centrales électriques régionales. Cet accroissement de la production, estimé à un minima de 300 millions de mètres cubes supplémentaires par an, devrait générer des revenus substantiels et renforcer la sécurité énergétique de la région. Sous réserve de l'obtention des financements nécessaires, la mise en service de cette nouvelle phase nécessite une période de 18 à 24 mois.

Concernant la deuxième phase du projet, une décision d'investissement est prévue également à la fin de l'année 2025 et devrait permettre la mise en œuvre de la conception technique du projet qui a déjà été réalisée par Sound Energy.

Prospect de Guercif : Predator Oil & Gas à la recherche du jackpot

La société Predator Oil & Gas est actuellement en phase de préparation du site de forage MOU-5 qui devrait confirmer la présence de gaz naturel dans ce prospect. Les travaux de construction sont en cours et devraient permettre de lancer les opérations de forage à partir du 25 février.

Le potentiel annoncé par l’entreprise est considérable, estimé entre 4,4 trillions de pieds cubes (l’équivalent de 128 milliards de m3) et 5,9 trillions de pieds cubes (l’équivalent de 167 milliards de m3) de ressources (estimées, et non pas de réserves prouvées) dans le prospect MOU-5. Cependant, ces estimations ont été revues à la baisse par une expertise externe du cabinet Scorpion Geosciences, selon lequel les ressources potentielles ne dépasseraient pas 4,8 milliards de mètres cubes.

Se trouvant à proximité du gazoduc Maghreb-Europe (GME), la faisabilité d’alimenter une centrale électrique à turbine à gaz dépend exclusivement des résultats du forage du puits MOU-5. Ce forage devrait déterminer avec précision les réserves de gaz, leur qualité ainsi que leur potentiel d’exploitation.
En attente de ces résultats, initialement prévus pour mars 2025, si le prospect MOU-5 s’avère contenir du gaz, un investissement dans une unité de liquéfaction sera nécessaire. Pour que ce projet soit rentable, le prospect MOU-5 devrait contenir des ressources supérieures aux 4,8 milliards de mètres cubes estimés par Scorpion Geosciences.

En plus du gaz thermogénique, Predator Oil & Gas prévoit également d’investir dans le gaz biogénique, dont la présence a été confirmée par les puits précédents dans la licence de Guercif. Récemment, la compagnie a réussi une importante levée de fonds d’environ 2,5 millions de dollars, dont 1,8 million sera consacré au forage d’un puits dans le prospect MOU-6 pour l’exploration du gaz biogénique.

Pour l’année 2025, Predator devrait finaliser une décision d’investissement concernant le gaz biogénique compressé en vue d’une production début 2026, tout en envisageant de se désengager du prospect MOU-5, nécessitant davantage d'investissement, si les résultats s’avèrent positifs.

Probablement, la priorité donnée au gaz biogénique, malgré ses réserves plus limitées, s'explique par la volonté de générer rapidement des revenus. Ce type de gaz peut être directement utilisé par l'industrie, ne nécessitant pas d’investissements et des délais liés à la construction d'une usine de liquéfaction nécessaire pour le gaz thermogénique, plus adapté à la production d'électricité.

Champ offshore d’Anchois, une pause forcée par Energean

La compagnie d’exploration Chariot détient trois licences d’exploration d’hydrocarbures : deux en offshore, Lixus et Rissana, et une autre en onshore, la licence Loukos. En décembre 2023, Chariot a conclu un accord avec Energean, faisant de cette dernière l’opérateur des permis Lixus Offshore et Rissana Offshore, avec des participations respectives de 45 % et 37,5 %.

En offshore, la compagnie Chariot a identifié des ressources contingentes, et non des réserves, estimées à 18 milliards de mètres cubes (soit l’équivalent de 637 milliards de pieds cubes) dans le champ Anchois, situé dans la licence de Lixus.

Grâce à l’accord avec Energean, un forage du puits Anchois-3 a été réalisé en offshore afin de déchiffrer davantage de ressources gazières. Cependant, plusieurs contraintes techniques ont été identifiées, notamment une saturation en eau.

À la suite de ces résultats, Mathios Rigas, PDG d’Energean, a déclaré que les résultats du puits d’exploration n’étaient pas satisfaisants pour sa compagnie. Il a précisé que cela ne signifiait pas l’absence de gaz, mais que le projet serait plus adapté à une compagnie d’exploration junior.

Par cette annonce, le PDG a confirmé le désengagement de son entreprise du projet. Toutefois, à ce jour, aucune action concrète n’a été entreprise, laissant le projet dans une situation de pause forcée. L'avenir du projet est à ce stade incertain tant qu'Energean n'aura pas pris de décision ferme quant à sa poursuite.

En onshore, Chariot Energy a mené des explorations de gaz biogénique avec l'objectif de développer rapidement une production de gaz comprimé et de financer ainsi le développement de son plus grand projet offshore, le champ d'Anchois. Si l'un des puits s'est avéré productif, l'autre a rencontré des difficultés techniques liées à la présence d'eau, empêchant son exploitation immédiate. Depuis ce temps, l’entreprise effectue une relecture des données afin de décider de l’avenir du développement de gaz naturel comprimé dans la licence Loukos.

Ce qu’il faut retenir de la production du gaz naturel au Maroc :

• La production annuelle du Maroc atteint à peine 100 millions de mètres cubes, provenant des champs de Meskala et du Gharb. Ce gaz est commercialisé sous forme de gaz naturel comprimé, destiné principalement à l’industrie.
• Récemment, la contribution de SDX dans le bassin du Gharb a été momentanément interrompue en raison de l’épuisement de ses puits. SDX, actuellement en train de réanalyser les données sismiques, prévoit de forer de nouveaux puits prochainement afin de reprendre la production de gaz biogénique destiné aux industriels de Kénitra.
• Le champ de Tendrara, situé dans la région de l’Oriental, devrait produire initialement 100 millions de mètres cubes, fin de l'automne de l'année 2025. L’entrée de Managem, via sa nouvelle filiale Manaenergy, devrait accélérer la deuxième phase du projet, qui vise à terme à assurer une production minimale additionnelle de 300 millions de mètres cubes par an.
• Concernant la licence de Guercif, Predator devrait confirmer la présence d’un champ gazier important d’ici fin mars 2025 (au moins de 4,18 milliards de mètres cubes). Dans l’attente de ces résultats, l’entreprise prévoit d’investir à son tour dans le gaz biogénique, sous forme de gaz naturel comprimé (CNG). Une décision d’investissement devrait être prise fin 2025 pour une production de gaz naturel comprimé prévue au début de l’année 2026.
• En ce qui concerne le gaz thermogénique, plus adapté à la production d’électricité en raison des volumes disponibles, Predator pourrait, si les résultats s’avèrent positifs, se désengager du projet. Cette décision s’explique d’une part par la volonté d’assurer une monétisation rapide, et, d’autre part, par le fait qu’un tel projet nécessiterait des investissements plus importants, notamment pour la construction d’une unité de liquéfaction.
• En ce qui concerne le champ d’Anchois (estimation de ressources d'environ 18 milliard de mètres cubes), situé au large de Larache, aucun développement n’est possible pour le moment, dans l’attente d’une décision d’Energean, l’opérateur du projet.