Face à une production actuelle limitée et un contexte géopolitique incertain, le Maroc a sécurisé en 2023 un accord d'approvisionnement en gaz naturel liquéfié (GNL) d'une durée de 12 ans avec Shell International Trading Middle East. Ce contrat prévoit la livraison annuelle de 500 millions de mètres cubes de GNL.

La première cargaison est attendue au port de Huelva le 25 juin prochain pour ensuite être acheminée vers le Maroc via le gazoduc Maghreb-Europe.

Aujourd'hui, la consommation annuelle de gaz naturel au Maroc s'élève à environ 1,05 milliard de mètres cubes. Environ 900 millions de mètres cubes sont utilisés pour la production d'électricité, et cette quantité peut dépasser 1 milliard de mètres cubes par an lors des années où la demande en électricité est particulièrement élevée.

Malgré les efforts déployés dans le mix énergétique, le Maroc, fortement dépendant des importations d'hydrocarbures, a été impacté par les effets de la guerre russo-ukrainienne qui a amené l'Union européenne, principal consommateur de gaz naturel, à suspendre ses importations de gaz naturel russe, provoquant une flambée des prix et une perturbation des approvisionnements en cette matière stratégique, qui constitue l'une des principales sources d'électricité au Maroc, après le charbon.

Accablé par une lourde facture énergétique, le Maroc devrait commencer à récolter les premiers fruits de sa stratégie de promotion d’exploration d'hydrocarbures, à la suite d’une série de découvertes gazières récentes. Ces découvertes donnent l'accès à des ressources importantes qui pourraient ouvrir la voie à des réserves plus conséquentes.

La production actuelle de gaz naturel

A ce jour, la production gazière se limite aux champs de Meskala ainsi qu'à ceux du Gharb, totalisant une production annuelle modeste d’environ 100 millions de mètres cubes.

(1) Champ de Meskala (ONHYM)

Près d’Essaouira, l’ONHYM continue d’exploiter les ressources gazières et condensat depuis 1987 avec une production annuelle d’environ 30 millions de mètres cubes. Ces ressources de gaz naturel sont acheminées via un gazoduc d’une longueur de 30 km vers les unités de séchage et de lavage d'OCP à Youssoufia.

(2) Champ du Gharb

La seconde production est assurée par le junior britannique SDX Energy, qui continue de développer des puits pour l’exploitation de ressources gazières à faible risque. Le dernier est celui de BMK 2. Il entrera en production prochainement. La majorité de la production de SDX , très modeste, est d'environ 70 millions de mètres cubes par an et est destinée à huit principales industries contractées, situées à Kénitra, dont Dika Morocco Africa, entreprise chinoise de fabrication de jantes d’aluminium pour l’industrie automobile.

Avec une production actuelle ne dépassant pas 100 millions de mètres cubes, le gaz naturel produit ne permet pas d’alimenter les centrales électriques à gaz, comme la station de Tahhadart, qui nécessite environ 500 millions de mètres cube par an de gaz naturel. Bien qu'elles nécessitent une grande quantité de gaz, les centrales électriques de ce type, en particulier celles à cycle combiné, émettent jusqu'à 40% de CO2 en moins et moins d’éléments nocifs que les centrales traditionnelles, contribuant ainsi à une décarbonation effective et à la réduction des émissions de gaz à effet de serre.

S’ajoute à cela, la possibilité de convertir ces centrales à turbines de gaz vers l’utilisation de l’hydrogène vert, une fois qu'aura débuté sa production. C’est ce que compte faire d'ailleurs l’Allemagne, qui veut convertir l’ensemble de ses centrales à gaz vers l’hydrogène vert à l’horizon 2040. En étude de faisabilité, la centrale électrique à gaz de la ville de Laayoune devrait être la première à se convertir vers l’hydrogène vert, en attente de la concrétisation du projet marocain d’hydrogène vert, d’où l’intérêt de préserver la production électrique à partir du gaz naturel, au moins à moyen terme.

Projets de gaz naturel prêts à être opérationnels

La production classique devrait être renforcée dans les années à venir par les apports des prospects de Tendrara, Anchois et de façon moindre Loukkos. Après la mise en évidence de ressources gazières par des forages d'exploration, les estimations deviennent plus précises. Il s'agit des ressources contingentes, qui fournissent une évaluation plus authentique des ressources avant le démarrage de la production.

(1) Champ de Tendrara (Sound Energy)

Les ressources identifiées à Tendrara (Nord-Est du pays) correspondra au plus grand projet gazier onshore découvert à ce jour, dont le potentiel certifié est d’environ 10,6 milliards de mètres cubes de gaz naturel en place.

A cet effet, les huit puits forés dans la licence de Tendrara ont permis de mettre en évidence trois découverte gazières. Le prospect "TE 5 horst", qui devrait abriter la première production, compte environ 10,6 milliards de mètres cubes, certifié en 2018 en tant que ressources contingentes par RPS Energy. En second lieu, les travaux d’exploration ont permis d’identifier deux autres découvertes gazières, "TE 4 horst" et "SBK -1". Elles sont confirmées et abritent environ 16 milliards de mètres cubes de ressources prospectives. Ces deux découvertes n’ont pour l’instant pas été certifiées.

La production devrait commencer une fois l’unité de liquéfaction de gaz naturel construite et qui, en principe, devrait être finalisée en février 2024 où le gaz produit sera vendu à Afriquia Gaz pour une période de 10 ans. Dans la phase II, le gaz produit sera relié au Gazoduc Maghreb-Europe (GME) avec la planification de six puits supplémentaires.

(2) Champ d'Anchois (Chariot Energy)

En deuxième position, le gisement Anchois constituera le premier champ offshore à être développé. Localisé à 40 kilomètres au large des côtes de Larache, ce gisement a été découvert en 2009 par les sociétés pétrolières Dana Petroleum et Repsol. Repris par la compagnie Chariot, le gisement, autrefois jugé non rentable, a fait l'objet d'une nouvelle campagne d'exploration qui a révélé une ressource récupérable d'environ 40 milliards de mètres cubes de gaz sec de bonne qualité, contenant 96 % de méthane.

Les ressources gazières contingentes identifiées dans le gisement d’Anchois avoisinent 18 milliards de mètres cubes (637 milliards de pieds cubes) certifiées par les puits d'exploration réalisés, auxquelles s'ajoutent 21 milliards de mètres cubes (754 milliards de pieds cubes) de ressources prospectives non risquées nécessitant une mise en œuvre par le forage de puits.

Les travaux de développement du projet gazier devraient débuter en 2024 et se dérouler en deux phases. La première phase permettra de forer un puits de développement qui sera testé pour devenir un puits producteur. Cette phase comprendra également l'installation d'infrastructures telles qu'un pipeline sous-marin, une unité de traitement à terre et un autre pipeline terrestre se connectant à l’infrastructure nationale.

Afin de faire progresser ce projet offshore, Chariot a conclu un partenariat avec Energean, une entreprise capitalisant sur un vaste savoir-faire dans l'exploitation gazière. Energean deviendra l'opérateur du projet et le principal participant, détenant une participation de 44% dans la licence Lixus.

(3) Champ de Loukos (Chariot Energy)

Dans le même objectif, le groupe Chariot prévoit de développer sa licence onshore Loukos afin de garantir une monétisation permettant de soutenir l'envergure de ces travaux. Il prévoit d'y forer des puits à terre, à l'instar de SDX Energy qui exploite dans le Gharb des poches de gaz naturel à faible risque d'investissement. Sur les deux puits forés lors de la campagne de forage de 2024 sur ce permis, l'un a été établi avec succès comme puits productif. Ce puits fera l'objet de test avant d'être mis en production. En parallèle, la prospection des autres prospects gaziers de la licence Loukos se poursuivra à la lumière des résultats de cette première campagne.

Un grand potentiel de gaz naturel en quête d’évaluation

(1) Prospect d'Anoual (Sound Energy)

Situé à l'ouest de Tendrara, le gisement gazier d'Anoual présente des similitudes géologiques avec Tendrara, partageant les mêmes styles structuraux et recelant un potentiel gazier estimé à 250 milliards de mètres cubes. Précédemment explorée par Repsol et Shell, la zone fera l'objet d'une nouvelle campagne d'exploration menée par Sound Energy, en commençant par un prospect prometteur baptisé "M5", dont les ressources prospectives sont évaluées en moyenne à 26 milliards de mètres cubes et qui devront être confirmées par un puit programmé cette année.

(2) Prospect de Guercif (Predator Oil and Gas)

Aux alentours de Guercif, la compagnie britannique Predator Oil and Gas détient une licence couvrant une superficie de 7.269 km². Ce projet prometteur devrait débloquer un potentiel gazier estimé à environ 31 milliards de mètres cubes, réparti entre le biogaz et le gaz thermogénique, ainsi que 79 millions de barils de condensats.

Des forages effectués dans la zone ont confirmé la présence de ces ressources, avec plus de 9 milliards de mètres cubes de ressources contingentes et plus de 18 milliards de mètres cubes de ressources prospectives. Ces dernières nécessiteront la réalisation d'un forage supplémentaire, MOU-5, pour statuer sur leur présence.

(3) Prospect de Sidi Mokhtar (Sound Energy)

Aux environs d’Essaouira, Sound Energy détient une autre licence importante avoisinant la production actuelle de Meskala. L’entreprise britannique estime que la licence de Sidi Mokhtar a été sous-estimée par les autres opérateurs et qu’un potentiel pouvant atteindre 254 milliards de mètres cubes de gaz naturel est en cours de réévaluation.

(4) Prospect de Haha (Petroleum Exploration Ltd et Beijing Forpetro Sino-Rig CO)

Plus au sud, une joint-venture sino-pakistanaise entre Petroleum Exploration (Pvt.) Ltd et Beijing Forpetro Sino-Rig CO détient une licence d'exploration à Haha (sud d'Essaouira) où elle a foré deux puits (Tamanar 1 et Tamanar 2). Les estimations des ressources gazières s'élèvent à 200 milliards de mètres cubes et 900 millions de barils de condensats, mais sans certification. Malgré ces estimations optimistes, l'entreprise n'a pas encore annoncé de programme de développement gazier et devrait bénéficier d'une extension exceptionnelle de 12 mois de la durée de validité de la période initiale, approuvée le mois dernier par le ministère de la Transition énergétique et du Développement durable.

Précédemment détenue par Kosmos Energy, la licence de Boujdour a fait l'objet d'une phase de développement initiale comprenant des travaux de reconnaissance sismique 2D et 3D, ainsi que le forage d'un puits d'exploration. Ce dernier a révélé la présence de gaz naturel en quantité insuffisante pour une exploitation commerciale, conduisant Kosmos Energy à renoncer à la licence. En 2023, la société NewMed a repris la licence et prévoit de mener de nouvelles études de reconnaissance avant de prendre une décision quant au démarrage des travaux d’exploration dans une zone où des indices de gaz ont été déjà été identifiés précédemment par les opérateurs précédents rappelant le scénario d’Anchois.

Une capitalisation sur les progrès réalisés est demandée

L'exploration d'hydrocarbures est un investissement à haut risque, et la découverte de ressources n'est pas toujours au rendez-vous, comme en témoigne le dernier forage d’ENI dans l’offshore de Tarfaya (Cinnamon-1). Cependant, malgré cet échec, les efforts montrés par l'ONHYM pour inciter tel opérateurs à effectuer des forages d'exploration sauvages (wildcat drilling) sont louables. Ce type de forage est en effet rare et coûteux et ne peut être réalisé que par les grandes compagnies d'exploration en raison de son coût colossal et de son caractère hasardeux, mais qui peut conduire à des découvertes importantes, comme c’est le cas du gisement de Bir Allah en Mauritanie (1,4 trillions de mètres cubes).

A ce jour, les efforts déployés ont permis d'identifier un potentiel théorique d'environ 748 milliards de mètres cubes de gaz naturel. Les deux tiers de ce potentiel restent à confirmer par des forages, qui constituent le seul moyen de déterminer leur présence, leur qualité et leur exploitabilité.

Face à cette réalité, il est important de rester pragmatique et de capitaliser sur les progrès réalisés afin d'attirer davantage de compagnies d'exploration. D'autant plus que la majorité des permis d'exploration sont actuellement libres et que les découvertes récentes confirment la simple idée logique que tous les pays voisins du Maroc, l’Algérie et la Mauritanie, recèlent d’important réserves gazières et que leur étendue ne peut en aucun cas obéir aux frontières humaines mais plutôt à la présence de systèmes pétroliers piégeant des hydrocarbures.

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

- Consommation annuelle en gaz naturel: 1,051 milliard de mètres cubes;

- Production actuelle en gaz naturel: 100 millions de mètres cubes/an;

- Phase 1 du projet Tendrara: 100 millions de mètres cubes/an;

- Phase 2 du projet Tendrara: 280 millions de mètres cubes/an;

- Ressources certifiées du champ Tendrara: 10,6 milliards de mètres cubes;

- Ressources certifiées du champ Anchois: 18 milliards de mètres cubes;

- La production actuelle peut répondre à la demande industrielle actuellement acheminée par pipelines vers des industriels à Kénitra. Elle peut également être reliée aux zones industrielles de Tanger et Nador si la connexion avec le Gazoduc Maghreb-Europe est établie;

- Les projets de Tendrara et Anchois nécessitent une monétisation pour développer les infrastructures et doubler la capacité de production. Energean et Managem ont respectivement pris des participations dans Sound Energy et Chariot pour cet objet;

- Ces projets à terme permettront d'atteindre à peine la moitié de la consommation actuelle destinée pour l'électricité. Il est donc nécessaire de faire avancer d'autres projets prometteurs, tels que ceux d'Anoual, Sidi Mokhtar, Guercif et Haha, qui présentent un fort potentiel en gaz naturel, pour combler au mieux l'écart avec la consommation annuelle;

- Les efforts pour convaincre les grandes entreprises d'exploration d’effectuer des forages en offshore sont très stratégiques, car malgré leur coût important, ils permettent de mettre la main sur des méga-gisements comme c'est le cas du gisement de Bir Allah en Mauritanie.