Gaz de Tendrara : mise en service réussie des deux puits de production
Après un premier flux de gaz naturel en décembre 2025, l’opérateur du champ de Tendrara, Mana Energy a réussi la mise en service des deux puits de production (TE-6 et TE-7) et leurs sections respectives dans le système de collecte de gaz (Gas Gathering System) ont été testées. Cette opération a été menée avec succès et en toute sécurité, a annoncé Sound Energy dans un communiqué publié ce 26 janvier 2026.
« Les puits TE-6 et TE-7 ont été mis en débit avec succès dans le cadre de la mise en service du réseau de collecte de gaz, et nous attendons avec intérêt la mise en service de la génération de l’énergie par gaz », a déclaré Majid Shafiq, CEO de Sound Energy.
Pour répondre aux besoins énergétiques du site de Tendrara, l’électricité est conçue pour être produite grâce à sept groupes électrogènes à gaz d’une puissance de 2.260 kVA chacun, ainsi qu’à deux groupes diesel de 1.600 kVA.
Dans les prochaines semaines, les générateurs à gaz seront mis en service et testés avec du gaz naturel provenant de l’un des puits de développement de la phase 1 de Tendrara, après séparation des liquides. Une fois mise en service, elle permettra de remplacer progressivement le diesel, plus coûteux, et ainsi de réduire significativement les coûts d’exploitation et les émissions de gaz à effet de serre du site.
D’autre part, le ministère de la Transition énergétique a approuvé la prolongation de la période d’exploration du permis d’Anoual, jusqu’au 7 septembre 2028, avec un engagement ferme de forer un puits ciblant principalement les réservoirs du Trias (représentant l’analogue des champs de gaz en Algérie).
Conformément à l’article 24 du code des hydrocarbures, l’extension de la période de validité nécessite la cession d’une partie de la zone couverte par les permis d’exploration. Le périmètre est ainsi passé de 8.873 km² à 5.031 km² et la surface rendue devient libre à la recherche.
« L’approbation de la prolongation des permis d’exploration d’Anoual est également très positive, car elle garantit davantage de temps et de clarté pour faire progresser un programme d’exploration bien défini sur une zone très prometteuse dans l’est du Maroc », a expliqué Majid Shafiq.
Stratégique, le forage du puits M5 présente pourtant des chances de succès 50/50. Il pourrait néanmoins révéler un gisement contenant au moins 9 milliards de mètres cubes de gaz initialement en place.
Le forage, dont le financement est déjà entièrement sécurisé, sera majoritairement pris en charge par la filiale énergétique de Managem. La participation de Soud Energy est, quant à elle, plafonnée à 2,57 millions de dollars américains. En cas de succès, Managem devrait acquérir un jeu de données sismiques 3D de 150 km² et forer un puits d’exploration supplémentaire.
Sur le point d’atteindre la production commerciale, le champ devrait produire initialement jusqu’à 100 millions de mètres cubes de gaz par an pendant une durée d’exploitation de dix ans (phase I de développement). Dans une seconde phase, la production annuelle devrait être portée à 400 millions de mètres cubes. Ce gaz naturel est destiné à alimenter la production d’électricité. Il sera transporté via le gazoduc Maghreb-Europe (GME) qui fera également l’objet d’un projet de développement dans le cadre de la feuille de route nationale de gaz naturel.
Reprise imminente des forages d’exploration de gaz naturel dans l’Oriental (Anoual et Tendrara)
Sound Energy compte sur le bon déroulement de l’agenda de production et de développement de gaz naturel à Tendrara pour assurer ses différentes obligations financières, qui s’élèvent à 30 millions de livres sterling. L’arrivée de Mana Energy (Al Mada) comme opérateur du projet dans l’Est marocain (Tendrara et Anoual) fin 2024, a été un catalyseur essentiel pour accélérer les travaux du projet, retardés de plus de deux ans en raison des difficultés financières de Sound Energy avant la cession partielle des licences de Tendrara et Anoual à Managem.
L’arrivée de Mana Energy était stratégique, visant à la fois à apporter un soutien financier au projet, et un appui managérial.
L’une des premières décisions de Mana Energy a été la modification du contrat d’Italfluid. Initialement, un contrat de location-financement, il a été transformé en un nouveau contrat EPC (ingénierie, approvisionnement et construction) pour la micro-unité de liquéfaction de gaz naturel de Tendrara. Cette décision engage Italfluid à finaliser la livraison et la mise en service de la micro-unité avant la fin de l’année, sous peine de pénalités stipulées dans le nouveau contrat EPC.
Selon les dernières informations communiquées par Sound Energy concernant le site de Tendrara, les deux puits de production ont été récemment ouverts (le disque de rupture a éclaté), nettoyés et testés, confirmant un bon débit de gaz disponible, ce qui confirme davantage que les premières livraisons de gaz seront produites avant la fin de l’année en cours.
La feuille de route actualisée de gaz naturel adoptée en 2024 portera ainsi ses premiers fruits cette année avec le démarrage de la production de GNL (gaz naturel liquéfié) sur le site de Tendrara. Pour accompagner cette montée en puissance, le ministère de la Transition énergétique a lancé, dans le cadre de cette feuille de route du gaz naturel, un appel à manifestation d’intérêt (AMI) pour la construction d’un premier terminal GNL au nouveau port Nador West Med, l’édification d’une centrale électrique à cycle combiné à proximité du port, ainsi que deux extensions du gazoduc : la première vers Nador West Med et la seconde vers Mohammédia.
Une troisième connexion au gazoduc Maghreb est prévue dans le cadre de la phase 2 du projet de Tendrara et qui permettra d’acheminer le gaz naturel liquéfié vers les centrales électriques à gaz connectées au GME. Mana Energy devrait finaliser l’actualisation de l’étude FEED (ingénierie et conception préalable) afin d’obtenir des coûts actualisés et une conception optimisée. Ces conditions sont indispensables pour passer à la décision finale d’investissement (FID) et démarrer l’exécution des travaux dans un délai ne dépassant pas la fin de l’année 2025. Si le calendrier est respecté,
La phase 2 du projet Tendrara, qui devrait couvrir environ 40 % des besoins actuels du pays en gaz, devrait être opérationnelle dès 2027. Cette mise en service coïncidera avec la finalisation des infrastructures gazières prévues dans l’appel à manifestation d’intérêt, dont les travaux devraient s’achever également en 2027.
Retour des travaux d’exploration dans les licences de Tendrara et Anoual
L’accord de cession conclu avec Sound Energy prévoit que Mana Energy financera en priorité le forage de deux puits stratégiques : SBK-1, situé sur la licence de Grand Tendrara, et M5, localisé sur la licence d’Anoual.
En raison de son expérience, de son réseau relationnel et de son savoir-faire, Mana Energy a convenu avec Sound Energy qu’elle superviserait les opérations de forage de ces deux puits. Graham Lyon a déclaré que les forages devraient commencer dans les deux prochaines semaines, sous réserve de la confirmation de la disponibilité de l’appareil. Le puits M5 sera probablement foré en premier, suivi du puits SBK-1 et, très probablement, d’un troisième puits, T4.
Localisation des prospects stratégiques dans les licences de Tendrara et Anoual (couleur rouge : gaz découvert et couleur mauve : présence potentielle de gaz)
Situé dans la licence du Grand Tendrara, le puits SBK-1 présente une probabilité élevée de succès, ayant déjà produit du gaz en surface lors de tests réalisés il y a environ 25 ans. En juillet 2000, un débit maximal de 4,41 millions de pieds cubes standard par jour (MMscf/j) avait été atteint.
Les estimations indiquent, avec une probabilité de succès de 50 %, un volume moyen de gaz récupérable de 3,9 milliards de mètres cubes. Bien que ce volume soit inférieur à celui du puits T5 (pilier de la phase 1 de production), le SBK-1 pourrait néanmoins être raccordé à l’usine de liquéfaction pour valorisation ».
Situé à quelques kilomètres du puits T5, le prospect T4 a confirmé la présence de gaz, mais n’a pas produit lors des tests en raison de la faible perméabilité du réservoir à cet emplacement, comme nous l’avions précédemment indiqué. Le puits, foré en 2006, traversait en effet une zone où la formation était trop compacte.
Le principal risque lié à un nouveau forage sur cette structure réside dans l’incertitude quant à l’existence d’un réservoir suffisamment perméable pour permettre au gaz de s’écouler à des débits commerciaux. Les ressources estimées pour cette structure s’élèvent à 7,6 milliards de mètres cubes (milliards de pieds cubes) de gaz en place.
Située dans la licence d’Anoual, cette zone reste encore peu explorée et les connaissances y sont limitées. Mana Energy et Sound Energy prévoient de forer un puits d’exploration sauvage (wildcat), dont les chances de succès sont estimées techniquement à environ 21 %. D’un point de vue logique, elles seraient de 50/50. Bien que ce forage soit aventureux, il pourrait, avec un peu de chance, mener à des découvertes majeures, comme ce fut le cas pour le gisement de Birallah en Mauritanie. Les estimations établies dans ce prospect prédisent la présence d’au moins 9 milliards de mètres cubes (probables et non certifiés).
Sound Energy : une situation financière délicate sans visibilité de redressement
Concernant d’autres zones du portefeuille de la société britannique Sound Energy, notamment la licence de Sidi Mokhtar, située dans les environs d’Essaouira, des travaux sismiques 2D sont nécessaires pour évaluer les cibles opportunes d’un forage d’exploration. Nécessitant un investissement conséquent de 6 millions de dollars et compte tenu de sa situation financière actuelle, Sound Energy, détenant une participation de 75%, recherche activement un partenaire potentiel afin de partager cette dépense. La société est actuellement engagée dans plusieurs discussions avec des tiers à ce sujet.
En ce qui concerne les rumeurs d’une introduction en bourse de Casablanca, Sound Energy a démenti l’existence d’un projet immédiat. Bien que la société reste ouverte à d’autres sources de financement si les conditions du marché s’y prêtent, ce n’est pas dans les projets immédiats de Sound Energy.
Gaz naturel. Dernière ligne droite pour Mana Energy et Sound Energy pour une première production à Tendrara
Fin 2025, le champ de Tendrara devrait produire ses premières livraisons de gaz destinées à la demande du secteur industriel, après des années d’exploration et de développement menées par Sound Energy. Mana Energy a rejoint le projet à un moment crucial : Sound Energy, accablé par les dettes, ne pouvait plus le développer seul.
Cette première phase qui permettra de produire 100 millions de mètres cubes de gaz naturel n’est pas suffisante pour répondre au besoin national pour la production de gaz naturel en quantité suffisante pour alimenter partiellement les besoins futurs des centrales électriques à gaz, et c’est l’entrée de Mana Energy qui permettra de donner un nouveau souffle nécessitant la disponibilité de fonds pour une mise en œuvre rapide.
Le deal finalisé le 11 décembre 2024 peut atteindre un montant total de 45,2 millions de dollars américains, versés par tranches, dont 13 millions ont déjà été payés. Grâce à cet accord, Mana Energy acquiert une participation majoritaire dans le projet : 55% de la concession d’exploitation de Tendrara (Sound Energy conservant 20%), ainsi que 47,5% des permis d’exploration du Grand Tendrara et d’Anoual (Sound Energy gardant respectivement 27,5% dans chaque permis).
Pour assurer la bonne vitesse voulue au projet, Mohammed Seghiri, ancien directeur général des opérations de Sound Energy, a rejoint Mana Energy. Il sera en charge de la passation et occupera le poste de directeur exécutif des activités Gaz au sein du comité exécutif de Managem.
Parmi les premières décisions stratégiques établies par Mana Energy figure la modification du contrat avec Italfluid GeoEnergy, qui est passé d’un contrat de location-financement à un nouveau contrat EPC (ingénierie, approvisionnement et construction) de la micro-unité de liquéfaction de gaz naturel de Tendrara. Ce nouveau contrat engage Italfluid à mettre en service l’usine de traitement et de liquéfaction du gaz au quatrième trimestre 2025.
Les travaux sur le réservoir de stockage de GNL sont en cours de finalisation (Sound Energy).
Travaux d’installation de pipelines pour raccorder la cold box au système (Sound Energy).
Avancement de la construction de la micro-usine de liquéfaction dans le champ de Tendrara
Afin de permettre une bonne mise en œuvre, Sound Energy a précédemment mené des opérations de reconditionnement et de mise à niveau sur les puits TE-6 et TE-7 (forés en 2016 et 2017 dans le cadre de la licence d’exploitation de Tendrara). Ces travaux étaient essentiels pour garantir que les puits soient pleinement opérationnels et équipés de matériaux durables et résistants à la corrosion.
Arbre de Noël d’un des deux puits de production à Tendrara (crédit : Sound Energy).
Dans sa dernière communication, Mana Energy a indiqué que le système de collecte de gaz (des puits vers l’usine de liquéfaction) progresse, avec 76% des commandes d’équipements finalisées (dont 5 équipements déjà installés sur site), et que les appels d’offres pour les travaux de montage sont en cours.
Alors que le dispositif de stockage prend sa forme finale, Italfluid s’engagera à livrer la micro-usine qui permettra le traitement, le conditionnement et la liquéfaction du gaz naturel et qui permettra, durant la première phase du projet, la livraison de gaz naturel par camion aux industriels (comme le gaz produit dans le Gharb et livré aux industriels du quartier industriel de Kénitra).
Un contrat de type « take or pay« d’une durée de dix années a été précédemment signé entre Sound Energy et Afriquia Gaz, qui permettra de vendre une quantité contractuelle annuelle de 100 millions de mètres cubes.
En ce qui concerne la deuxième phase du projet qui permettra de produire le gaz pour l’électricité, elle nécessite une actualisation de l’étude FEED (ingénierie et conception préalable) afin d’obtenir des coûts actualisés pour 2025 et une conception optimisée, conditions indispensables pour passer à la décision finale d’investissement (FID) et démarrer l’exécution des travaux.
En tant que nouvel opérateur, Mana Energy prévoit de finaliser l’ensemble des activités préparatoires courant 2025 pour aboutir à une décision finale, en s’appuyant sur ses propres équipes projet pour maintenir la dynamique et assurer une transition opérationnelle efficace qui permettra de garantir à la fois la précision des données techniques et financières, ainsi que le respect du calendrier ambitieux fixé pour le développement du projet.
À terme, la phase 2 du projet Tendrara permettra de produire au moins 400 millions de mètres cubes, équivalant à environ 40% de la demande en gaz naturel qui atteint annuellement environ 1,05 milliards de mètres cubes pour couvrir les besoins énergétiques.
L’exploration de nouveaux prospects pour déchiffrer des ressources additionnelles
Dans le cadre de l’accord de cession avec Sound Energy, Mana Energy s’engagera à financer, en priorité, le forage de deux puits : SBK-1 dans la licence de Grand Tendrara et M5 dans la licence d’Anoual.
Carte de localisation de la licence d’Anoual aux abords de la licence de Tendrara.
Ayant opté pour solidifier les ressources déjà identifiées à Tendrara, le prospect SBK-1 avait été testé par le précédent titulaire du permis à un débit maximal de 4,41 million de pieds cubes standard par jour, en juillet 2000, et représente un potentiel d’au moins 2 milliards de mètres cubes (scénario de la plus faible estimation).
Situé dans la licence d’Anoual, le prospect M5 permettra le forage d’une cible, et la planification opérationnelle progresse. Sound Energy a estimé un potentiel d’exploration brut du prospect d’exploration M5, exprimé en gaz initialement en place, correspondant à au moins 9 milliards de mètres cubes avec des chances de succès de 21%.
D’autre part, la deuxième phase du projet de Tendrara prévoit le forage de six puits, ce qui permettra d’accéder à des ressources additionnelles pour accompagner l’augmentation de la production.
Après son désengagement partiel des licences Anoual et Tendrara, la compagnie recentrera ses efforts sur la licence de Sidi Mokhtar, située à proximité du périmètre de Meskala où l’ONHYM assure déjà une production de gaz naturel et de condensats. Les pistes identifiées comme prospects forables, révélées par une imagerie sismique améliorée, offrent un potentiel prometteur. L’objectif est d’acquérir de nouvelles données sismiques 2D haute résolution spécifiquement ciblées pour optimiser l’imagerie des structures sous-salifères, et qui devraient permettre le forage d’un puits d’exploration visant un prospect gazier à fort potentiel.
Localisation de la licence de Sidi Mokhtar par rapport au champ de Meskala.
Cette région présente un potentiel pré-salifère (en dessous des roches salifères, et qui joue un rôle important dans les systèmes pétroliers) sous-exploré, avec seulement quelques forages anciens basés sur des données sismiques obsolètes. Les 60 puits existants (réalisés dans la région par les opérateurs précédents) ont ciblé principalement les carbonates post-salifères (déposés après les roches salifères), moins profonds. Les rares tentatives d’exploration sous-salifère ont souffert de données sismiques de médiocre qualité, alors que les progrès récents en acquisition et traitement sismique permettent désormais une imagerie fiable de ces structures profondes.
En plus de la recherche gazière, un autre axe de développement est engagé par Sound Energy en relation avec l’exploration d’hélium et d’hydrogène avec Getech, afin d’évaluer le potentiel naturel en hydrogène et en hélium du Maroc. Les résultats de l’étude sont attendus en 2025.
En revanche, sur le plan financier, les prévisions de trésorerie de la société pour les douze prochains mois, jusqu’en avril 2026, indiquent qu’un financement supplémentaire sera nécessaire pour lui permettre de continuer à honorer ses obligations. Cette situation témoigne de l’existence d’une incertitude significative quant à sa capacité à poursuivre son exploitation, a annoncé l’entreprise britannique dans son bilan d’activité de l’année 2024.
Mana Energy. La micro-unité de liquéfaction de gaz naturel de Tendrara opérationnelle au 4e trimestre 2025
Trois mois après la finalisation de son acquisition, Managem, devenu opérateur du projet, a officiellement changé le nom de Sound Energy Morocco East. L’entreprise, cédée par Sound Energy et anciennement opératrice du projet de Tendrara, s’appelle désormais Mana Energy, annonce un communiqué de l’entreprise.
Conservant encore une participation de 20% dans la concession de Tendrara, Sound Energy estime que la transition se déroule dans de bonnes conditions. Le nouvel opérateur Mana Energy poursuit la constitution de son équipe, avec l’arrivée récente de Mohammed Seghiri, ancien directeur des opérations de Sound Energy, et se prépare à entamer la planification détaillée ainsi qu’à finaliser les formalités d’autorisation auprès des autorités gouvernementales compétentes.
Un atelier conjoint sera programmé au cours du mois de mars afin d’examiner la stratégie d’exploration, les cibles d’exploration prévues et de lancer les travaux techniques, contractuels et réglementaires nécessaires au lancement des opérations de forage.
« Sound Energy est ravi que Mana Energy ait identifié et mis en œuvre des améliorations dans la réalisation et la rentabilité des projets. La transition se déroule bien, et nous attendons avec impatience les activités de forage et les ventes de gaz plus tard cette année », a déclaré Graham Lyon, président exécutif de Sound Energy.
Pour rappel, dans le cadre du contrat de cession de Sound Energy Morocco East, Managem s’est engagé à financer le forage d’au moins deux puits : SBK-1, situé dans la concession de Grand Tendrara, et M5, localisé dans celle d’Anoual. Ces deux puits offrent des perspectives plus prometteuses que le champ TE-5, actuellement en développement.
Carte de localisation montrant la limite de la licence de Tendrara avec en couleur rouge le premier prospect qui sera développé.
Révision du contrat avec Italfluid pour réduction des coûts et optimisation des objectifs de production de Tendrara
Mana Energy a modifié son contrat avec ItalfluidGeoEnergy, initialement engagé par Sound Energy pour la conception, la construction, la mise en service, l’exploitation et la maintenance de la micro-unité de liquéfaction de gaz naturel de Tendrara.
Les deux parties ont convenu de remplacer le contrat de location-financement de la micro-unité de liquéfaction de gaz naturel signé en 2020 par un nouveau contrat EPC (ingénierie, approvisionnement et construction).
Avec ce nouveau contrat, un montant total de 25 millions de dollars américains sera versé à Italfluid, selon les conditions suivantes :
Italfluid s’engage à mettre en service l’usine de traitement et de liquéfaction du gaz au quatrième trimestre 2025.
18 millions de dollars américains payés selon un calendrier lié à l’avancement des travaux, avec des versements échelonnés jusqu’à la mise en service de l’usine de traitement du gaz.
7 millions de dollars US versés une fois l’usine entièrement opérationnelle.
Les frais de location journaliers de 38.000 dollars par jour sont supprimés.
Les paiements en capital déjà effectués (environ 9,5 millions de dollars américains) dans le cadre du précédent contrat de location ont été reconnus par Italfluid comme une partie du paiement reçu au titre du nouveau contrat EPC.
Un nouveau contrat d’exploitation et de maintenance (évolution vers un contrat EPCM), en cours de préparation, pour que l’usine atteigne ses objectifs de production en termes de disponibilité de l’usine, de performance et de livraison de GNL.
La préparation des puits de production devrait être finalisée d’ici le troisième trimestre 2025
À ce jour, la transition de l’exploitation de Sound Energy à Mana Energy n’a pas affecté les activités en cours. La construction de la phase 1 de l’installation de développement du TE-5 Horst progresse vers son achèvement.
Arbre de Noël d’un des deux puits de production à Tendrara (crédit : Sound Energy)
Simultanément, l’approvisionnement et la livraison sur site des équipements du système de collecte de gaz avancent selon le planning. Ces équipements sont essentiels pour raccorder les deux puits de production existants, TE-6 et TE-7, à l’installation de liquéfaction de gaz naturel.
Par la suite, les barrières de contrôle des puits souterrains, dont les travaux de maintenance ont été finalisés l’année dernière, seront retirées pour permettre la mise en production des puits.
L’ensemble de ces travaux, incluant l’installation du système de collecte de gaz et le raccordement aux puits, devrait être achevé d’ici le troisième trimestre 2025.
À la fin de l’année 2025, le champ de Tendrara, à l’issue de cette première phase de développement, pourra entamer une production commerciale qui devrait atteindre 100 millions de mètres cubes par an. La deuxième phase du projet, en attente d’une décision finale d’investissement, pourrait, après une période de développement de 18 à 36 mois, ajouter une capacité de 300 millions de mètres cubes par an de gaz naturel liquéfié.
Mana Energy, filiale de Managem, renforce son équipe avec l’arrivée de Mohammed Seghiri
Afin d’assurer la bonne vitesse pour le développement du champ de Tendrara, Mohammed Seghiri, directeur général des opérations de Sound Energy, a démissionné de la compagnie britannique pour rejoindre le groupe Managem, et plus précisément sa nouvelle filiale, Mana Energy.
Mohammed Seghiri a précédemment dirigé les opérations de Sound Energy pour le développement de la phase 1 du projet de gaz de Tendrara. Conformément à l’accord signé avec Managem, il avait été mandaté pour assurer une transition sans interruption du projet, suite à l’acquisition de la filiale Sound Energy Morocco East Limited par le groupe Managem.
Pour rappel, l’accord entre Sound Energy et Managem portait sur plusieurs points essentiels, dont :
Devenu opérateur du projet, Managem, à travers sa filiale dédiée au gaz naturel (Mana Energy), s’engage à forer en priorité deux nouveaux puits afin d’accélérer la production de gaz naturel et à rapidement mettre en œuvre la phase 2 du projet, qui permettra d’alimenter les centrales électriques en gaz naturel.
De son côté, Sound Energy, avec 20% de la concession de Tendrara, garantit la continuité du projet durant la transition.
Avant de rejoindre Sound Energy, Mohammed Seghiri a occupé plusieurs fonctions, dont celle de directeur au sein de l’OGIF, un fonds d’investissement marocain spécialisé dans les secteurs pétrolier et gazier. Ce fonds est soutenu par un tour de table composé de sept grandes institutions marocaines : le groupe Attijariwafa Bank, la CIMR, le groupe CDG, Finance Com, Advisory and Finance Group, MAMDA-MCMA et Saham Assurances.
« Sound souhaite remercier Mohammed pour ses 8 années de service au sein de l’entreprise. Il a obtenu un succès significatif en menant la découverte de Tendrara à travers son développement et maintenant, avec Managem, jusqu’à la production plus tard cette année. Une réalisation très notable. Nous sommes ravis qu’il reste impliqué dans les activités de Tendrara et nous nous réjouissons de poursuivre notre étroite collaboration », a déclaré Graham Lyon, directeur exécutif de Sound Energy.
La production de gaz naturel au Maroc, une progression à différentes vitesses
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 MWen 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.
Arbre de Noël d’un des deux puits de production à Tendrara (crédit: Sound Energy).
La construction de l’unité de liquéfaction du champ de Tendrara est en phase de finalisation ( Crédit: Sound Energy).
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.
Carte de localisation montrant la limite de la licence de Tendrara avec, en couleur rouge, le premier prospect qui sera développé.
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.
Site du forage en construction (Crédit: Predator)
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.
Périmètre de la licence de Guercif développée par la compagnie Predator Oil & Gas.
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 %.
Crédit: Chariot Energy
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.
Gaz naturel : Sound Energy pose ses valises à Sidi Mokhtar (Province de Chichaoua)
Lors d’une récente interview accordée à la plateforme Flagstaff, Graham Lyon, le directeur général de Sound Energy a dévoilé les détails du récent deal avec le groupe Managem ainsi que son importance stratégique pour le futur de la compagnie britannique.
Pour rappel, le rachat de Sound Energy Morocco East par Managem, initié en juin 2024, a été achevé le mercredi 11 décembre après la réalisation d’un ensemble de démarches, notamment l’autorisation du Conseil de la concurrence du Maroc.
Sa finalisation a exigé une grande mobilisation toute la journée du mardi dernier, qui a impliqué au moins cinq pays différents et une marge de manœuvre dans les heures bancaires pour s’assurer que le deal se termine efficacement.
Carte de localisation de la licence d’Anoual et de Tendrara.
En numéraire, ce deal pourrait atteindre 45,2 millions de dollars, dont une première tranche de 13,02 millions de dollars a déjà été reçue. Elle va, d’une part, permettre à Sound Energy de solder l’intégralité de ses investissements initiaux et de renforcer considérablement sa santé financière et d’autre part, permettre au Maroc de développer rapidement l’une de ses principales ressources gazières récemment découvertes.
La première phase du projet, qui permettra une production annuelle d’environ 100 millions m3 dans le champ de Tendrara, est prévue pour juin 2025, sous réserve de la finalisation de la construction et de la mise en service d’une unité de liquéfaction de gaz.
Managem, via sa nouvelle filiale gaz, devrait non seulement accélérer la première phase, mais aussi lancer une étude de coûts détaillée pour la deuxième phase, qui inclura la construction de nouveaux puits et la connexion via pipelines au gazoduc Maghreb-Europe en tenant compte des accords de vente avec Afriquia Gaz et l’ONEE, ainsi que les obligations financières envers Attijariwafa Bank.
En 2025, Managem devrait forer deux puits d’exploration : SBK1 sur Grand Tendrara et M5 sur Anoual. La disponibilité d’un seul appareil de forage nécessite une planification rigoureuse pour respecter les délais impartis afin d’entamer la seconde phase de développement en 2026.
De sa part, Sound Energy aura pour priorité le remboursement d’un prêt relais partiellement inutilisé et le règlement des créances fournisseurs impayées.
Localisation de la licence de Sidi Mokhtar par rapport au champ de Meskala.
Bénéficiant d’une situation financière renforcée, la compagnie redémarrera les activités d’exploration à Sidi Mokhtar dès l’année prochaine. Une campagne sismique et une relecture des données sont prévues pour cibler les zones les plus prometteuses. Parallèlement, l’entreprise étudiera de nouvelles opportunités de croissance à valeur ajoutée dont l’hydrogène naturel et l’hélium.
D’une superficie de 4.711 km², Sound Energy détient une licence d’exploration avoisinant la production actuelle du champ de Meskala.
Depuis 1987, l’ONHYM continue d’exploiter les ressources gazières et condensat dans ce champ avec une production annuelle d’environ 30 millions m3, acheminés via pipelines vers l’OCP de Youssoufia.
Rappelons qu’en octobre 2024, Sound Energy et Getech ont signé un accord de partenariat pour explorer les potentialités en hydrogène naturel et hélium au Maroc. John Argent, vice-président en charge des géosciences chez Sound Energy, a souligné que plusieurs opportunités d’exploitation d’hydrogène naturel seraient développées, notamment sur le site de Sidi Mokhtar où des traces d’hélium ont déjà été détectées lors de forages précédents suggérant un potentiel important en gaz naturels, hydrogène et hélium, à déchiffrer.
Gaz naturel : rachat finalisé de Sound Energy Morocco East Limited par Managem
Dans une opération marquant une nouvelle étape de développement du gaz naturel au Maroc, le groupe Managem vient de finaliser l’acquisition de la totalité du capital social de Sound Energy Morocco East Limited pour un montant pouvant atteindre 45,2 millions de dollars américains, annonce Sound Energy dans un communiqué. Cette acquisition porte sur la cession de :
55% de la concession d’exploitation de Tendrara (Sound Energy conservera une participation de 20% par le biais de sa filiale Sound Energy Meridja Limited) ;
47,5% du permis d’exploration du Grand Tendrara (Sound Energy conservera une participation de 27.5 % par le biais de sa filiale Arran Energy Holdings Limited) ;
47,5% du permis d’exploration d’Anoual (Sound Energy conservera une participation de 27.5 % par le biais de sa filiale Arran Energy Holdings Limited).
Préalablement approuvé par le Conseil de la concurrence, cet accord a franchi plusieurs étapes majeures avant d’être finalisé. Le groupe Managem, en tant que nouveau propriétaire par le biais de sa récente filiale gaz naturel, deviendra l’opérateur de ce projet et s’engage à financer au moins deux puits : SBK-1 dans la concession de Grand Tendrara et M5 dans celle d’Anoual. Ces puits présentent des perspectives plus prometteuses que le champ TE-5 actuellement en développement, à condition de ne rencontrer aucun obstacle technique lors de leur exploitation. L’objectif de ce deal est de dynamiser et d’accélérer le développement de ce projet gazier.
En contrepartie, Sound Energy continuera d’apporter son soutien à Managem pendant une certaine période, afin d’assurer une transition sans interruption et recevra un paiement de production contingent à la Société et un paiement à la Société des dépenses passées engagées par SEME.
Le financement du projet, pouvant atteindre 45,2 millions de dollars, sera déboursé par tranches au fur et à mesure de l’avancement de ce projet gazier :
(1) Managem verse à Sound Energy 13,06 millions de dollars de coûts antérieurs liés à la concession et aux permis, avec une date d’effet de la transaction au 1er janvier 2022 (finalisé);
(2) Un financement net de 24,5 millions de dollars par Managem pour la participation restante de 20% du Groupe dans le futur développement de la Phase 2;
(3) Une contrepartie conditionnelle de 1,5 million de dollars payable au Groupe au plus tard un an après le premier gaz issu du développement de la Phase 2;
(4) Un financement net de 3,6 millions de dollars pour la participation restante de 27,5% du Groupe dans la zone de permis de Grand Tendrara pour le forage du puits d’exploration SBK-1;
(5) Un financement net de 2,6 millions de dollars pour la participation restante de 27,5% du Groupe dans la zone de permis d’Anoual pour le forage du puits d’exploration M5.
« Il s’agit d’une transaction transformatrice pour Sound Energy, débloquant une valeur significative et nous sommes impatients d’entamer un nouveau chapitre du développement de Tendrara et des activités d’exploration au Maroc », a déclaré Graham Lyon, Directeur exécutif de Sound Energy.
Avancement de la construction de la micro-unité de liquéfaction de gaz naturel (crédit: Sound Energy)
Rappelons que Sound Energy a précédemment annoncé que la première livraison de gaz naturel du Champ de Tendrara est prévue pour juin 2025, en attente de la finalisation de la construction d’une micro-unité de liquéfaction de gaz naturel qui devrait assurer une production annuelle d’environ 100 millions de mètres cubes dans cette première phase de projet.
