Enquête. Pourquoi les appels d’offres des projets GNL ont été annulés

La suspension brutale, le lundi 2 février 2026, des appels à concurrence pour le terminal de gaz naturel liquéfié (GNL) de Nador et les gazoducs devant connecter le gazoduc Maghreb-Europe (GME) au terminal ainsi qu’aux villes de Kénitra et de Mohammédia a déclenché une onde de choc et d’incompréhension dans les cercles énergétiques marocains et internationaux.

Annoncée à la veille de l’ouverture des plis, cette volte-face du ministère de la Transition énergétique et du développement durable (MTEDD), dirigé par Leila Benali, illustre l’échec d’un département qui a voulu avancer sans concertation, ni cadrage technique solide.

Jusqu’à la dernière minute, le MTEDD a maintenu son calendrier malgré des signaux d’alerte clairs au sein même de l’État. L’appel à préqualification a été lancé le 5 décembre 2025, sous la bannière de l’urgence, avant d’être annulé huit semaines plus tard.

Au cœur de ce projet stratégique figurait le terminal GNL du port de Nador West Med, calibré pour 500 millions de pieds cubes par jour, soit près de 5 milliards de m³ par an. L’équivalent de près de cinq fois la consommation actuelle du pays. Était prévu aussi un réseau de gazoducs de plusieurs centaines de kilomètres censé relier ces pipes au GME, une dorsale qui traverse le Maroc depuis Ain Beni Mathar, à la frontière Est du royaume, jusqu’à Tanger, dans la pointe nord-ouest.

Plus en détail, l’appel à la concurrence visait la construction et la gestion d’un tronçon de pipe reliant Nador à GME sur 130 km environ, et GME à Mohammédia via Kenitra, sur 220 km environ, avec des canalisations de 48 pouces (1,2 m) en plus d’antennes de distribution de 16 pouces pour relier la canalisation centrale aux villes concernées. L’ensemble des canalisations devait mobiliser un investissement de près de 955 millions de dollars en partenariat public-privé (PPP).

Un projet controversé

Toutefois, dès les premières étapes, bien avant le lancement de l’offre de préqualification, les réserves ont fusé et les chiffrages du MTEDD ont été critiqués, et pas seulement dans les cercles énergétiques.

Ainsi, selon nos sources, la commission interministérielle chargée d’examiner les PPP a émis des observations négatives substantielles dans son rapport d’évaluation préalable de l’appel à concurrence lancé pour ce projet ambitieux.

Cette procédure standard, encadrée par la loi n°86-12, est un passage obligé pour les projets qui souhaitent se réaliser sous la forme de PPP. La commission a, selon une de nos sources, pointé, entre autres, la viabilité financière du montage proposé.

Il s’agit principalement des frais de gestion des gazoducs, dont le choix de tubes de 48 pouces interroge. En effet, les frais d’exploitation de l’infrastructure de transport, y compris son amortissement, étaient estimés à près d’un milliard de dirhams par an, sans qu’il soit clairement établi qui en assumerait la charge dans un cadre PPP mal défini.

Une autre de nos sources, du secteur pétrolier, nous affirme qu’en plus du coût financier, une telle infrastructure, calibrée pour un débit de 8 à 10 milliards de m³ annuellement, pourrait rencontrer des problèmes techniques d’écoulement au vu de la faiblesse de la demande actuelle en gaz dans les zones de Kénitra et Mohammédia.

En effet, selon une troisième source, les principales origines de la demande potentielle en gaz naturel sont les deux centrales électriques de Mohammédia et Kénitra, avec une capacité de 300 MW chacune. Celles-ci tournent actuellement au fioul, mais peuvent fonctionner au gaz. Elles sont en cycle ouvert, et ne sont donc pas prévues pour produire à pleine charge (base load), mais en pic load, c’est-à-dire en appui. Leur consommation maximale ne devrait pas dépasser le quart ou le tiers de la capacité nominale, soit une demande qui se situe autour de 200 millions de m³ de gaz annuellement. Il est vrai que ces infrastructures doivent être renforcées avec une plus grande capacité de production, mais leur demande en gaz reste faible par rapport à la capacité du gazoduc prévu.

Un réseau de gazoducs conçu pour se connecter avec l’Afrique subsaharienne

Par conséquent, même en cas de forte demande dans le futur, le pipe objet de l’appel à concurrence est surdimensionné, générant des coûts de gestion exorbitants et renchérissant d’autant le prix de la molécule de gaz. Une surcharge qui devait aussi bien impacter le coût du gaz pour les industriels susceptibles de s’intéresser à cette source d’énergie que pour les finances de l’Office national de l'électricité et de l'eau potable (ONEE) s’il devait être le principal bénéficiaire de l’infrastructure.

« Avec ce calibrage, il semble que le ministère ait anticipé la connexion de Mohammédia à terme avec Jorf Lasfar et le gazoduc Afrique Atlantique (Nigéria-Maroc), c’est une logique ambitieuse, mais qui n’est pas justifiée à court et moyen terme, que ce soit par rapport à la demande ou par rapport à la production nationale », décrypte un expert énergétique contacté par Médias24. Un décryptage qui ressort aussi dans les spécificités de l’appel à manifestation d’intérêt (AMI) lancé par le MTEDD en avril 2025 pour la mise en place d’une infrastructure gazière. Ce dernier insiste sur une calibration de l’infrastructure pour qu’elle soit compatible avec le gazoduc Afrique Atlantique.

Cependant, ce même AMI estime la production potentielle du Maroc en gaz entre Tendrara et le site d’Anchois, en face de Larache, à 1,5 milliard de m³ annuellement. Or, même avec le raccordement du site de Tendrara au GME dans la deuxième phase de développement du projet, sa capacité maximale ne pourra dépasser les 350 millions de m³/ans. Le site d’Anchois est, lui, toujours en exploration, et n’est donc pas encore arrivé à la phase de production.

Face à cette ambivalence, la commission des PPP a recommandé de compléter et d’améliorer le rapport d’évaluation préalable avant toute poursuite des démarches.

Plutôt que de répondre aux critiques de la commission des PPP, le MTEDD a maintenu son cap, invoquant l’urgence de mettre en œuvre la feuille de route nationale pour le gaz en lançant malgré tout l’appel à concurrence en décembre dernier.

Un projet préparé à huis clos

Un appel qui, selon plusieurs de nos sources, s’est fait en l’absence d’un dialogue solide avec les acteurs clés du secteur.

En premier lieu, l’Office national des hydrocarbures et des mines (ONHYM) s’est retrouvé mis à l’écart des discussions stratégiques concernant les nouvelles lignes de transport.

Détenteur de l’expertise technique gazière nationale, il assure via sa filiale OMCo le transport de GNL acheté en Espagne vers les centrales de l'ONEE, sécurisant ainsi la demande nationale. Il a réussi avec l’Espagnol Enagas l’opération de reverse flow permettant de récupérer l’usage de GME, alors que ce dernier a été privé du gaz algérien en novembre 2021.

L'ONHYM est aussi un des principaux interlocuteurs du projet du gazoduc Nigéria-Maroc, dont il est actionnaire. Il est aussi statutairement actionnaire des différentes exploitations gazières du pays (Meskala, Gharb et Tendrara). Des sites pour la plupart raccordés par pipe aux consommateurs industriels. Il est donc en position privilégiée pour discuter du calibrage des infrastructures nationales, et plus largement du marché national de gaz.

L’ONEE, principal consommateur de gaz au Maroc, avec plus de 900 millions de m³ en moyenne annuelle, et disposant de 4 centrales à gaz, et trois autres en projet dont une en chantier, n’a pas été non plus intégré aux arbitrages initiaux selon plusieurs sources concordantes.

Le coup d’arrêt des finances

L’autre acteur exclu des discussions, ou du moins marginalisé, est le ministère de l’Économie et des finances.

Ainsi face au manque de concertation et en l’absence de réponse sur les réserves de la commission PPP, dont le secrétariat échoit au ministère des Finances via la Direction des entreprises publiques et de la privatisation (DEPP), la ministre des Finances a émis, le 20 janvier 2026, un avis défavorable sur le projet, ciblant particulièrement la partie gazoducs en PPP.

Dans un document interne consulté par Reuters, et dont les informations ont aussi pu être confirmées par Médias24, le ministère des Finances a retoqué le projet de PPP. Le ministère des Finances a dénoncé le lancement de l’appel d’offres sans validation préalable quant à l’éligibilité du projet au statut PPP, surtout en l’absence d’une définition claire de l’entité publique responsable et d’une répartition équilibrée des risques.

Par-dessus tout, il a mis en garde contre les risques budgétaires que ferait peser ce montage sur les finances publiques, ainsi que les risques juridiques inhérents au projet en l’absence de la loi sur le gaz, et donc d’un gestionnaire de réseau légalement responsable.

Le bébé avec l’eau du bain ?

Ce rejet formel par le ministère des Finances n’a pas abouti à la suspension immédiate de l’appel à préqualification. Il a fallu attendre la réunion royale consacrée le 28 janvier 2026 au projet du port de Nador West Med pour que les réserves du ministère des Finances trouvent un écho.

À la fin, l’appel a été suspendu par le MTEDD à la veille de l’ouverture des plis, non seulement pour la partie gazoducs, mais aussi pour la composante terminale flottante de regazéification (FSRU), pièce maitresse de tout le dispositif.

La composante « Terminal GNL », constitue le premier point d’entrée souverain du GNL au Maroc. Devant être implantée au sein du port de Nador West Med, cette infrastructure est destinée à assurer la réception des méthaniers, le stockage du GNL et sa regazéification afin d’alimenter à la fois les centrales électriques de l’ONEE et les industriels nationaux situés à proximité du tracé des gazoducs. Le terminal a été dimensionné pour accompagner une montée en puissance de la demande, avec une capacité nominale de regazéification fixée à 500 millions de pieds cubes standard par jour (Million Standard Cubic Feet per Day, MMSCFD), soit en moyenne une capacité de 5 milliards de m³ par an. Celle-ci devait entrer en service en 2027.

Sur le plan technologique, deux scénarios structurants ont été retenus par le ministère. Le premier repose sur une unité flottante de stockage et de regazéification (FSRU), solution de référence dans laquelle les opérations de stockage et de transformation du GNL en gaz sont réalisées directement à bord d’un navire spécialisé.

Le second prévoit une combinaison entre une unité flottante de stockage (FSU) et des équipements de regazéification installés sur la jetée ou à terre.

Quel que soit le schéma retenu, le développeur sélectionné devait assurer la conception, la construction et l’exploitation de l’ensemble du dispositif.

Cette option, défendue par le MTEDD, est en concurrence avec une autre vision, celle appelant à créer un vrai terminal gazier onshore, qui peut aussi bien être utilisé pour la regazéification que pour la liquéfaction du GNL. Projet avec, certes, des délais de réalisation plus longs, en plus d’autres contraintes techniques, mais qui permettrait de marquer l’identité énergétique du port et offrirait une meilleure flexibilité et évolutivité dans le temps.

Un chiffrage décalé ?

La suspension de toutes les composantes de l’appel à préqualification initiée par le MTEDD, marque un tournant. Plus qu’un simple report d’un projet, c’est l’ensemble de la stratégie gazière qui est aujourd’hui mis en débat, notamment les choix technologiques et les hypothèses de consommation avancées par le ministère. Les chiffres ambitieux du département, avec une demande interne de 10 milliards de m³ à l’horizon 2030-2031, semblent difficilement défendables.

Sur les dernières années, la consommation nationale de gaz ne dépasse pas un milliard de m³ par an, essentiellement pour l’alimentation des deux centrales électriques connectées au GME.  La production nationale, elle, destinée aux industriels (cartons, et phosphates essentiellement) reste insignifiante (moins de 50 millions de m³ en 2024).

Les importations via l’Espagne, à travers le GME, n’ont jamais dépassé les 930 millions de m³ selon les chiffres espagnols (10.375 GWhs en 2025). Un record historique. Dans ces conditions, même le chiffre de consommation actuelle de 1,2 milliard m³ avancé par la presse reste difficile à vérifier.

Toutes les sources professionnelles que nous avons pu consulter parlent d’une consommation annuelle de gaz naturel autour d’un milliard de m³. Un chiffre qui n’évolue pas vraiment depuis des années puisque le gros de la consommation vient des centrales électriques et qu’il n’y en a pas de nouvelles qui ont démarré récemment.

Quant aux projections d’une demande de 10 milliards en 2030, elles sont, au mieux, jugées par nos interlocuteurs comme étant « en décalage avec la réalité ». Même l’Observatoire de l’énergie mis en place en octobre 2018 par le gouvernement Saâd Dine El Otmani a été mis en sommeil, puisqu’il n’a produit aucun chiffre depuis cinq ans, rendant le monitoring compliqué.

La production électrique driver de la demande

Sur le terrain, les consommateurs les plus énergivores, à savoir les centrales électriques d’Aïn Beni Mathar (450 MW) et de Tahaddart (400 MW), consomment ensemble autour de 900 millions de m³ par an.

Le principal projet en cours, qui est la centrale d’Al Wahda (1.000 MW) attendue en production, selon une de nos sources, au plus tard au deuxième trimestre 2027, est prévu en mode pic load, avec une charge maximale estimée à 30 %, c’est-à-dire avec un appétit gazier limité avec une consommation maximale de 300 à 400 millions de m³ supplémentaires en 2027.

L’autre projet engagé, est l’extension de Tahaddart, à 1.500 MW en base load est programmé autour de 2029-2030. Ce dernier, selon nos sources, toujours en négociation, reste à ce jour soumis à de nombreuses incertitudes techniques, notamment liées à l’approvisionnement en turbines sur un marché international tendu par une très forte demande de ces équipements par les nombreux projets de datacenters en développement.

Selon une de nos sources, les fournisseurs de turbines à gaz - ils se comptent sur les doigts d’une main au niveau mondial - imposent des calendriers extensifs (carnet de commandes plein jusqu’en 2029) et des conditions de paiement très strictes allant jusqu’à imposer des avances de 30% pour confirmer la commande. Une situation qui risque de créer des retards.

Quoi qu’il en soit, même avec une entrée en production de l’extension de Tahaddart pour 2030, sa consommation ne devrait pas dépasser le milliard de m³ de gaz.

Le troisième projet est celui de la centrale à gaz à cycle combiné de Nador, dont les études d’impact ont été lancées en janvier dernier. Celle-ci, initialement incluse dans l’AMI du MTEDD, est prévue à l’horizon 2030, pour une capacité nominale de 1200 MW.

Cependant, très peu d’informations sont à ce stade disponibles sur ce projet qui devrait en principe se situer à proximité du port de Nador West Med pour accéder au raccordement à l’infrastructure gazière du port. Le retard du projet énergétique du port, implique forcément un retard de l’entrée en production de cette centrale, qui nécessite selon les experts consultés entre 3 à 5 ans pour la contractualisation et la construction. Sans compter des décalages calendaires dus à la pression sur le sourcing du cœur de ces infrastructures : les turbines en rupture de stock mondiale.

Un cadre réglementaire et de gouvernance en retard

Selon nos sources, en tout et pour tout, le Maroc pourrait atteindre une demande de 4 milliards de m³ en gaz destiné à la production électrique à l'horizon 2030.

La consommation industrielle reste assez faible pour le moment. Même si les projets énergivores ne manquent pas (cimentiers, engrais, pièces automobiles, etc.), il n’en demeure pas moins qu’une infrastructure d’acheminement de gaz performante et bon marché, adossée à un sourcing lisible dans le temps, est un préalable pour une transition vers cette source d’énergie.

Une lisibilité qui ne peut être assurée que par un cadre réglementaire, de gouvernance et de régulation clair. Une mission régalienne du gouvernement et du MTEDD qui semble accuser du retard, notamment la mise en œuvre de la loi 67-24. Le projet de loi a été soumis à consultation publique fin 2024. Il est censé encadrer la stratégie nationale du gaz naturel, incluant l'importation, le stockage et le transport. Ce cadre vise aussi à réglementer la tarification et l'accès au réseau.

Pour les besoins de l’article, nous avons sollicité aussi bien les départements des Finances que celui de l’Energie sans pouvoir obtenir des réponses à de nombreuses questions restées en suspens.