Exploration de gaz naturel au Maroc : les puits tant attendus de 2026 prêts à forer

L’essentiel

• La compagnie britannique Predator prévoit le forage du puits Mou-6 à partir d’août 2026. Ce puits pourrait débloquer 2,7 milliards de m³ de gaz, sur un potentiel total probable estimé à 18,8 MMm³.
• Le gaz de Guercif sera initialement commercialisé sous forme de gaz naturel comprimé, à l’image du Gharb. À la différence du GNL, ce gaz sert à l’industrie plutôt qu'à la production de l'électricité.
• Le puits Mou-6 devrait également tester des niveaux. S'ils s’avèrent positifs, ils devraient ouvrir la voie à un flux additionnel de 200 millions de mètres cubes annuellement via le GME.
• À Tendrara, le puits SBK-1 pourrait ajouter 3,9 MMm³ aux réserves et amorcer la phase II pour la production du gaz pour l’électricité.
• Au sud de Dakhla, un nouveau bloc offshore baptisé El Argoub fait actuellement l'objet de négociations.

Les détails

L’entrée en production imminente du champ de Tendrara pourrait laisser penser que le Maroc a atteint un pic dans ses découvertes gazières. Pourtant, du nord au sud, les travaux d’exploration se poursuivent sans relâche pour révéler de nouvelles ressources en pétrole et en gaz.

Au cours de ce deuxième semestre 2026, deux projets majeurs sont prêts à entrer en phase de forage dans la région de l’Oriental. Le premier, situé à Guercif, vise à ouvrir une nouvelle exploitation gazière. Le second, à Tendrara, a pour objectif d’accroître les réserves gazières afin de permettre le passage à la deuxième phase de développement du champ.

Puits Mou-6 : étape décisive pour exploiter le champ gazier de Guercif

La compagnie britannique Predator prévoit de forer un nouveau puits (Mou-6) à partir du mois d'août, une fois accordées les autorisations administratives, notamment environnementales, attendues potentiellement en juillet. D'après une récente communication de Predator, le tubage du puits a été fabriqué et sera prêt à être expédié dès ce mois de juin.

Le puits Mou-6 est décisif, car il permettra d'éviter les problèmes techniques rencontrés sur le puits Mou-3, lesquels nuisaient à un flux de gaz continu et sécurisé. Le Mou-6 est d'ailleurs situé à 600 mètres du Mou-3.

Le dernier rapport actualisé des ressources table sur environ 2,7 MMm³ débloqués par le puits Mou-6, sur un potentiel total (probable) d'environ 18,81 MMm³.

Après confirmation des flux de gaz, Predator compte solliciter une licence d'exploitation en vue d'un développement pilote de gaz naturel comprimé (GNC), et l'obtention d'un premier gaz dans les meilleurs délais.

Sur le plan économique, en cas de succès des objectifs de forage du Mou-6, l'exploitation est profilée à 20 MMscf/jour sur dix ans, à un prix initial de 9 USD/Mscf. La production supérieure à 20 MMscf serait raccordée au gazoduc Maghreb-Europe. Le scénario optimal prévoit le développement suivant :

• Première année (démarrage pilote) : production d'environ 50 Mm³.
• Deuxième année : production d'environ 100 Mm³.
• Troisième année : montée en puissance grâce au forage d'un nouveau puits, portant la production à environ 155 Mm³.
• De la quatrième à la dixième année : installation d'une plateforme à quatre puits, visant une production cumulée d'environ 1,6 MMm³.
• À partir de la huitième année : raccordement au GME, avec une production annuelle d'environ 200 Mm³ (sous réserve de la validation d'un potentiel qui sera également testé par le puits Mou-6).

À terme, le projet produirait 67,5 Bcf de gaz sur dix ans. Moyennant un investissement initial (CAPEX) limité à 37,8 M$, il générerait 608 M$ de revenus bruts (dont 456 M$ pour Predator). Compte tenu de 244 M$ de frais d'exploitation et de 25,6 M$ de redevances, le projet dégagerait un EBITDA de 338 M$, laissant à Predator un bénéfice de 245 M$ après impôts.

Parallèlement au développement du champ de Guercif, la compagnie devrait engager une cession flexible de cet actif. Les résultats du puits Mou-6 seront décisifs avant de conclure ce partenariat, pour lequel Predator est déjà engagée dans des négociations avancées.

Le puits SBK-1, clé de la montée en puissance de Tendrara

Le champ de Tendrara vise une production commerciale au cours de ce second semestre, après un premier flux obtenu en décembre 2025. Il pourrait atteindre une capacité de production de 100 Mm³.

Le potentiel de Tendrara ne devrait toutefois pas se limiter à ses ressources actuelles. Dans le cadre de ce projet, le puits SBK-1 permettra de débloquer environ 3,9 MMm³, de quoi accroître la production du champ. Lors de son premier forage en 2000, ce puits avait déjà délivré un débit de gaz de 4,41 MMscf/jour.

À proximité de Tendrara, le puits SBK-1, situé dans la licence d'Anoual, ouvre une autre perspective : débloquer des ressources dans un contexte géologique comparable à celui des scénarios de développement de Tendrara, à savoir dans le niveau TAGI, réservoir qui alimente également des champs gaziers en Algérie.

Comparé au SBK-1, le puits M5 présente des chances de succès plus faibles (50/50). Mais s'il s'avérait porteur de gaz, il pourrait débloquer environ 9 MMm³.

Le désengagement récent de Sound Energy libère Mana Energy de l'obligation de réaliser ces deux forages. Le forage du SBK-1 reste néanmoins nécessaire pour entamer la deuxième phase, laquelle permettra une production d'environ 300 Mm³.

L'Atlantique, frontière incontestable d'exploration

Outre ces deux projets gaziers, quatre autres sont en cours de développement dans l'Atlantique offshore : Gharb Deep Offshore (Murphy Oil), Safi-Essaouira et Agadir-Ifni (ESSO Exploration), Mogador Offshore (Hunt Oil) et Boujdour (Adarco/Delek Energy).

Pour l'ensemble de ces projets, les travaux de traitement des données sismiques sont en cours afin de permettre une prise de décision de forage. L'aspect financier demeure néanmoins déterminant, car ce sont les majors qui sont les mieux à même de s'aventurer dans des forages offshore, plus coûteux et plus risqués.

De son côté, la compagnie Chariot Energy travaille sur un redimensionnement de son champ offshore Anchois en vue d'un développement économiquement viable, tout en poursuivant les négociations d'un farm-out pour ses permis offshore Rissana et Loukos.

Enfin, un nouveau bloc offshore baptisé El Argoub, situé au sud de Dakhla, fait actuellement l'objet de négociations, comme le montre la carte actualisée de l'ONHYM. Ce bloc avait précédemment fait l'objet d'une campagne de reconnaissance menée par la compagnie NewMed Energy.

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