E-méthanol : le Maroc doit transformer un défi réglementaire en avantage stratégique

Si l'hydrogène vert suscite un engouement mondial, ce sont ses dérivés qui catalyseront l'essor de la filière.

Parmi eux, le méthanol vert fait figure de favori. À la fois le plus mature technologiquement et le plus réaliste à court terme, il présente un avantage décisif puisqu'il reste liquide à température ambiante et s'intègre sans bouleversement aux infrastructures logistiques existantes.

Et contrairement aux idées reçues, et par rapport à d’autres dérivés, sa production industrielle n'est plus une perspective lointaine, elle est déjà une réalité. Le Danemark et la Chine ont déjà démarré leurs premières unités à grande échelle en 2025.

Le Maroc, lui, privilégie naturellement l'ammoniac vert, porté par la demande captive du groupe OCP. Mais le comité de pilotage a su préserver une marge de manœuvre en retenant plusieurs projets d’e-méthanol, à commencer par celui du consortium Moeve-Taqa, qui ambitionne de répliquer à Jorf Lasfar le mégaprojet développé à Huelva, appelé à devenir le premier site de production d'e-méthanol en Europe.

Cependant, la question décisive reste celle de la viabilité économique de l’e-méthanol dans le contexte marocain, longuement débattue récemment lors de la conférence internationale de l’e-méthanol et de l'e-ammoniac à l'université Euromed de Fès.

Le CO₂, facteur clé de la compétitivité de l'e-méthanol

Outre l'hydrogène vert, l'e-méthanol requiert un apport de CO₂, un point critique pour les projets marocains dont les débouchés se situent principalement en Europe.

La directive européenne sur les énergies renouvelables (RED III) impose en effet des règles strictes d'accès au marché. Pour être reconnu comme "carburant renouvelable d'origine non biologique" (RFNBO), un carburant produit hors d'Europe doit respecter les mêmes conditions de production que celui fabriqué sur le sol européen. Le CO₂ utilisé doit ainsi être d'origine renouvelable ou capté de manière durable. Le CO₂ fossile est exclu de cette qualification.

Or, au Maroc, la certification se heurte à plusieurs contraintes. La biomasse disponible reste insuffisante pour une exploitation à grande échelle. Le captage direct dans l'air (DAC) demeure à ce jour très coûteux (entre 400 et 1.000 euros par tonne). Quant au recours au CO₂ industriel, il n'est autorisé que de façon transitoire, ce qui en fait une voie peu pertinente pour des investissements de long terme.

Sans alignement sur ces exigences, l'e-méthanol marocain ne pourra pas être comptabilisé dans les quotas obligatoires de ReFuelEU Aviation et FuelEU Maritime, véritables moteurs de la demande européenne.

Comment les projets annoncés visent à contourner le verrou européen du CO₂

Au regard de ce qui précède, la compétitivité de la production marocaine de méthanol repose sur la sécurisation d'une source de CO₂ à la fois peu coûteuse et renouvelable, conforme aux exigences de la RED III, condition indispensable pour accéder au marché européen.

Basée à Dakhla, la compagnie MGH Energy développe le projet Janassim. Elle a déjà sécurisé 300 kilotonnes de CO₂ biogénique en provenance d'Europe. Pour MGH, importer du CO₂ depuis l'Europe vers Dakhla peut sembler économiquement contre-intuitif, mais ce coût est rationalisé par le coût très bas de l'électricité renouvelable au Maroc.

Mieux encore, malgré un CAPEX deux fois supérieur à celui de son équivalent dans le sud de la France, Janassim produit des molécules 10 à 20% moins chères que le projet de MGH en France.

Parallèlement, la société travaille avec l'IRESEN sur le captage direct dans l'air (Direct Air Capture, DAC), avec l'objectif d'en faire à moyen terme une solution moins coûteuse et plus compétitive.

Dans la même région, le projet Nasem Sahra de HDF Energy, en attente de validation dans le cadre de l'Offre Maroc, vise lui aussi la production de carburant d'aviation à partir d'e-méthanol à Dakhla.

Pour son approvisionnement en CO₂, l'énergéticien français mise sur l'importation de bois sous forme de pellets, une forme dense de biomasse. Leur combustion ou gazéification libère du CO₂ biogénique, capturé sur les fumées (post-combustion capture) à l'aide de solvants chimiques, avant d'être réutilisé dans la production d'e-méthanol par réaction avec l'hydrogène vert.

Pourquoi le Maroc doit-il dépasser ces obstacles réglementaires ?

Ce n'est pas un hasard si les premières productions de méthanol vert ont vu le jour au Danemark et en Chine, berceaux respectifs de Maersk et de COSCO Shipping, deux géants mondiaux du transport maritime.

À l’horizon 2030, ces deux géants devront modifier leurs routes maritimes intercontinentales en fonction des ports capables de leur fournir du e-méthanol.

Certifier sa production de méthanol et produire à un prix très compétitif ; c'est à cette condition que le Maroc pourra renforcer l'attractivité de son secteur portuaire et attirer davantage de trafic maritime international.

L'extension du port de Jorf Lasfar, dans le cadre du projet "Green Basin", vise précisément à anticiper les futurs flux logistiques et énergétiques, en intégrant les filières liées aux énergies propres, et notamment à l'hydrogène vert.

Ce même site a été récemment identifié par le programme ACT-SAF de l'Organisation de l'aviation civile internationale comme celui présentant au Maroc le plus fort potentiel pour développer une capacité de production de carburants d'aviation synthétiques durables (e-SAF), ce qui consolide encore le positionnement du premier port minéralier du pays.

Cette dynamique ne se limite pas au seul site de Jorf Lasfar. Dans le sillage de l'Offre Maroc, il s’agit également d’adapter un ensemble de nouvelles infrastructures portuaires aux flux verts à venir. Pour accompagner cette transition, le choix est d'investir dans des infrastructures "no regret", c'est-à-dire flexibles, extensibles et multifonctions, capables de s'adapter aux besoins qui se préciseront avec le temps.

Trois nouveaux ports d'énergie verte entreront progressivement en service : Nador West Med (fin 2026), Dakhla Atlantique et Tan-Tan. Leur particularité est d'être implantés dans des régions où le coût de production de l'hydrogène vert est parmi les plus bas du pays, ce qui constitue un atout compétitif pour adosser des unités de production de carburants verts à proximité de ces sites.

Actuellement, une part des activités maritimes du port de Tanger Med est déjà soumise au SEQE-UE (système d'échange de quotas d'émission de l'Union européenne). Pour continuer à attirer du flux, Tanger Med a tout intérêt à proposer des carburants verts permettant aux navires de réduire les émissions globales de gaz à effet de serre de leurs trajets.

Selon une étude récente de la Banque mondiale et du ministère de l'Équipement et de l'eau, la demande de soutage à Tanger Med devrait passer de 0,8 Mt à 9 Mt pour le méthanol et de 0,2 Mt à 7 Mt pour l'ammoniac entre 2030 et 2050.

Pour en valider la faisabilité, l'étude propose la mise en place d'une unité pilote de soutage à Tanger Med, dont le coût est estimé à 6,6 millions d'euros, avec un démarrage prévu en 2027.

Ce pilote permettra de capitaliser une expérience opérationnelle concrète en matière de procédures et de réglementation liées à l’e-méthanol. Il permettra également d'accroître le niveau de préparation du port pour le soutage de carburants verts et d'identifier les espaces à réserver à cette activité dans le plan directeur.

Au final, la problématique du CO₂ ne doit pas être abordée comme une contrainte subie, mais comme un impératif de réalisme et un levier d'innovation pour abaisser les coûts de production. C'est en effet dans le développement de ces carburants futurs que se jouera la capacité de notre secteur portuaire à pérenniser ses succès.

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