Gaz naturel. L’ONHYM lance plusieurs projets stratégiques liés au Gazoduc Maghreb-Europe (GME)
Des réunions tenues récemment par l’OMCo, filiale de l’ONHYM dédiée au transport du gaz naturel, ont permis le lancement de plusieurs projets autour du gazoduc Maghreb-Europe (GME) et qui ont pour objectif de renforcer son rôle de fourniture du gaz naturel pour la production électrique dans le cadre de la feuille de route actualisée du gaz naturel (2024-2030).
Le premier projet d’inversion de la station de compression de Tanger vise à rendre le réseau de transport marocain indépendant des conditions opérationnelles du réseau espagnol, tout en augmentant la capacité de stockage de gaz naturel au sein du gazoduc.
Ces stations de compression permettent d’aspirer le gaz à basse pression, puis de le rejeter à une pression plus élevée pour qu’il circule sur le réseau. Nécessitant de l’énergie pour son fonctionnement, l’OMCo a récemment lancé un appel d’offres pour l’acquisition de batteries nickel-cadmium en faveur de la station de compression de Tanger et du centre de maintenance de Ain Beni Mathar.
Ces batteries alimentent le système ASI (Alimentation Sans Interruption), qui permet de fournir une alimentation d’urgence en cas d’interruption du réseau électrique normal. Elles ont l’avantage d’offrir une très longue durée de vie calendaire (jusqu’à 20 ans) et de résister aux températures extrêmes (-20°C à +40°C). Elles présentent également une durée de vie en cycle élevée, une bonne tolérance aux décharges profondes et permettent de longues durées de stockage.
Quant aux autres projets de raccordement des futures centrales de l’ONEE, ils consistent à installer les équipements de mesure et de comptage nécessaires à l’interconnexion des futurs gazoducs alimentant la centrale à cycle combiné au gaz d’Al Wahda, dans la région de Ouezzane, ainsi qu’aux extensions prévues de la centrale de Tahaddart, près de Tanger.
Les différents projets de gazoducs prévus par la feuille de route actualisée de Gaz naturel (2024-2030)
Rappelons que dans le cadre de la feuille de route nationale actualisée (2024-2030), le ministère de la Transition énergétique et du Développement durable a lancé, en avril 2024, un appel à manifestation d’intérêt (AMI)pour le développement de la première infrastructure gazière nationale intégrée de réception, de stockage, de regazéification et de transport de gaz naturel aux alentours du port de Nador West Med.
Indépendant des projets engagés actuellement par l’OMCo, l’appel à manifestations d’intérêt (AMI) inclut également la construction de deux gazoducs essentiels connectés au gazoduc Maghreb-Europe. Le premier reliera le nouveau terminal de gaz naturel liquéfié (GNL) du port de Nador West Med. Le second, un gazoduc nord-ouest de 220 km et 48 pouces de diamètre, connectera le port de Mohammédia, en passant par Kénitra, offrant également une opportunité pour la commercialisation du champ gazier d’Anchois dès sa mise en service.
Gaz naturel. Le champ Grand Tortue Ahmeyim s’apprête à booster sa production gazière
Les négociations entre British Petroleum (BP) et les gouvernements sénégalais et mauritanien pour lancer la deuxième phase du projet Grand Tortue Ahmeyim (GTA) sont en cours.
Cette nouvelle phase permettra, à terme, d’atteindre une production annuelle de 5 millions de tonnes de gaz naturel liquéfié (GNL), soit environ 6,9 milliards de mètres cubes par an.
Inaugurée officiellement le 22 mai par les présidents Mohamed Ould Cheikh El Ghazouani et Bassirou Diomaye Faye, la plateforme gazière fera l’objet de négociations visant à augmenter sa capacité de production. Les deux chefs d’État ont réaffirmé la priorité d’accorder une part significative de la production aux marchés locaux, notamment l’électricité.
Cette demande locale sera satisfaite via des gazoducs nationaux. En Mauritanie, les études nécessaires pour la construction d’un gazoduc ont déjà été lancées. Ce projet vise d’abord à alimenter en gaz naturel la centrale électrique de Nouakchott (180 MW), puis à desservir Nouadhibou pour traiter les minerais de fer transportés par le train minier depuis Zouerate. Du côté sénégalais, le contrat de construction du segment nord a été signé et permettra à terme d’approvisionner en gaz la centrale de Gandon (250 MW).
À ce jour, le champ gazier Grand Tortue Ahmeyim (GTA) a livré deux cargaisons de gaz naturel destinées à l’exportation. Le navire British Sponsor a chargé sa livraison le 16 avril dernier, tandis que le British Achiever a quitté la plateforme gazière, il y a quelques jours, en direction de Singapour, via le cap de Bonne-Espérance.
Les premières extractions de gaz ont été enregistrées le 31 décembre 2024, depuis les puits vers l’unité Floating production storage and offloading (FPSO), avant transfert vers le navire Floating LNG (FLNG) pour liquéfaction. Ce dispositif permettra d’atteindre, d’ici fin 2025, une production annuelle de 2,3 Mt de gaz naturel liquéfié (GNL), soit 3,4 MMm3.
Le champ de GTA, dont les réserves sont estimées à 424 MMm3, garantira une exploitation sur plus de trente ans. Une fois les coûts d’investissement remboursés, le projet devrait générer à lui seul 150 millions de dollars par an. Son capital est réparti entre British Petroleum (62%), Kosmos Energy (29%), la Société des pétroles du Sénégal (Petrosen) (5%) et la Société mauritanienne des hydrocarbures et du patrimoine minier (SMHPM) (5%).
Outre le champ GTA, la Mauritanie dispose d’un autre gisement de gaz en attente de développement, dont les ressources sont énormes, s’élevant à environ 1.400 MMm3, ce qui renforcera davantage sa position stratégique. De son côté, le Sénégal possède également son propre projet gazier, Yakaar-Teranga, dont les ressources sont estimées à 25 trillions de pieds cubes, soit l’équivalent de 707 MMm3.
Le Maroc vise une capacité additionnelle de 15 GW d’énergies renouvelables d’ici 2030
En marge de sa participation au sommet international sur la sécurité énergétique organisé par l’Agence Internationale de l’Énergie (AIE) à Londres, Leila Benali, ministre marocaine de la Transition énergétique et du Développement durable (MTEDD), a accordé un entretien à l’émission The Pulse with Francine Lacqua sur Bloomberg TV, une émission qui reçoit les grands décideurs mondiaux au centre des enjeux économiques, financiers et géopolitiques.
Ce passage suit de près la publication d’un appel à manifestation d’intérêt (AMI), ouvert aux investisseurs nationaux et internationaux, pour le développement de la première phase de l’infrastructure gazière prévue dans la feuille de route de gaz naturel actualisée (2024-2030).
Les objectifs à court terme de cette feuille de route (horizon 2027) sont la mise en production du champ de Tendrarapour l’électricité, la construction d’un terminal d’importation de GNL dans le port Nador West Med, l’extension du gazoduc Maghreb-Europe (GME) dans trois directions (Tendrara, Nador West Med, Mohammedia). Ces projets qui devront développer l’offre en gaz produit localement, s’accordent avec le nouveau plan d’investissement de l’ONEE (2025-2030), qui prévoit l’augmentation de la part du gaz naturel avec l’installation d’une capacité additionnelle de 1.400 MW.
Ce choix de substitution au gaz naturel s’explique par son bilan environnemental plus favorable que celui des autres énergies fossiles, telles que le charbon et le fioul, ainsi que par sa flexibilité, un atout clé pour facilement intégrer les énergies vertes, encore dans un stade précoce de R&D, et par la position avant-gardiste du Maroc qui, via son initiative offre Maroc Hydrogène Vert, capitalise dès aujourd’hui sur une filière promise à un fort potentiel de croissance et qui atteindra sa pleine maturité technique et économique dans les années à venir.
Leila Benali a rappelé que la stratégie énergétique, stable depuis 2009, repose sur trois piliers : les énergies renouvelables, l’efficacité énergétique et l’intégration régionale.
Dans le domaine des énergies renouvelables, Leila Benali a précisé que les efforts engagés permettront d’atteindre une capacité installée de 52 % dès 2026 (contre 42 % actuellement), soit quatre ans avant l’échéance initialement prévue pour 2030. Les investissements dans les énergies renouvelables se poursuivront, car le Maroc a revu ses ambitions à la hausse : le pays vise désormais une capacité de 15 GW supplémentaires, soutenue par un investissement de 12 milliards de dollars d’ici 2030.
« En octobre 2021, nous étions tous réunis à Glasgow, seulement quatre mois avant la guerre Russie-Ukraine, j’étais la seule sur scène à dire : si vous voulez que nous investissions dans les renouvelables, nous avons besoin de gaz pour l’intermittence. À ce moment-là, nous avions déjà entamé les discussions et sécurisé un contrat de 10 ans, tout en assurant l’inversion du flux du gazoduc existant avec l’Espagne », a précisé Leila Benali.
En parallèle à un investissement massif dans les énergies renouvelables, le Maroc a stratégiquement choisi le gaz naturel comme énergie de transition, une solution flexible qui anticipe la rentabilité de ses projets hydrogène engagés tout en réduisant ses émissions. Le développement des infrastructures gazières nationales représente un investissement de 6 milliards de dollars, a indiqué la ministre de la Transition énergétique. À moyen terme, ce réseau sera connecté au futur gazoduc atlantique africain, projet structurant nécessitant un investissement initial de 25 milliards de dollars qui reliera, dans une première phase dès 2029, le Maroc, la Mauritanie et le Sénégal.
Prévu être opérationnel au plus tard en 2027, le terminal d’importation LNG du port Nador West Med (NWM) sera formé d’une unité flottante de stockage et de regazéification (FSRU), ou bien une unité flottante de stockage (FSU) avec système de regazéification déporté à quai ainsi que d’un pipeline vers la station de réception à terre et point d’interconnexion avec le gazoduc de transport principal à la limite du port de NWM, qui à son tour, devrait se raccorder au gazoduc Maghreb-Europe.
En revanche, Leila Benali a indiqué que le second terminal prévu dans la façade atlantique, dans un souci de diversification et d’agilité, sera une installation à terre et qui sera connectée via un nouveau gazoduc traversant Mohammedia vers Dakhla. D’après la feuille de route gazière, le second terminal serait probablement à Mohammedia ou bien à un troisième port en cours d’étude.
À la tête de la délégation marocaine au Sommet de l’avenir énergétique à Londres, Leila Benali a souligné que 2025 serait une année charnière pour le futur de la transition énergétique du Maroc, avec de nouveaux plans pour quadrupler les investissements annuels dans les énergies renouvelables et multiplier par cinq ceux dédiés aux infrastructures de réseau.
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.
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.
Predator Oil & Gas démarre bientôt le forage du puits Mou-5 dans la licence onshore Guercif (Région de l’Oriental)
Dans une interview accordée à la plateforme Flagstaff, Paul Griffiths, directeur exécutif de la compagnie Predator Oil & Gas, a dévoilé les derniers détails concernant le forage du puits MOU-5, dont le démarrage, initialement prévu pour le 25 février 2025, est désormais programmé pour le lundi 3 mars 2025.
La licence de Guercif, qui s’étend sur 7.269 km², bénéficie d’une position stratégique. Elle est située au nord du champ de Tendrara et à l’est des champs gaziers du Gharb.
Périmètre de la licence de Guercif développée par la compagnie Predator Oil & Gas
Dans l’attente de confirmation de la présence d’importantes ressources gazières
D’une durée d’environ 12 jours, les travaux de forage menés par Predator Oil & Gas permettront de confirmer la présence d’importantes ressources gazières dans un niveau plus profond dont l’estimation de ressources oscille entre 4,8 milliards de mètres cubes et jusqu’à 18 milliards de mètres cubes (scénario le plus optimiste). À ce jour, la construction du site est finalisée. La plateforme de forage est en route et plus de 100 personnes sont mobilisées pour cette mission.
Le directeur exécutif de Predator Oil & Gas estime qu’il s’agit cette fois d’une opportunité majeure dans la licence de Guercif puisque le projet cible une formation jurassique inexplorée au Maroc, présentant un potentiel révolutionnaire, si confirmé, en termes de gaz et d’hélium. De plus, le site se situe à seulement 2,5 kilomètres du gazoduc Maghreb-Europe, un atout stratégique pour une exploitation future.
Le gaz naturel estimé dans la licence de Guercif par Predator Oil & Gas se divise en deux types, avec des implications économiques différentes :
Le gaz biogénique (prouvé), moins profond et en quantité limitée, peut être commercialisé sous forme de gaz naturel comprimé pour des usages industriels, avec un traitement minimal (comme dans les régions du Gharb et de Meskala).
Le gaz thermogénique (présence à confirmer), plus profond et plus abondant, nécessite une liquéfaction et un investissement dans une unité dédiée, ce qui le rend plus adapté à la production d’électricité.
Données sismiques montrant les possibles prospects de gaz naturels à Guercif (Predator Oil & Gas)
Les scénarios possibles à la fin du forage
À la conclusion de ce forage, deux scénarios seront envisagés :
Si le forage est positif et correspond aux attentes de Predator Oil & Gas : la compagnie demandera l’octroi d’une concession et cherchera un partenaire pour développer les ressources présentes.
Si le forage est négatif : Predator Oil & Gas se concentrera désormais sur les gaz biogéniques (MOU-1, MOU-2, MOU-3), moins profonds, qui permettront de livrer du gaz naturel comprimé (GNC), prisé par les industriels (à l’image du gaz exploité dans le Gharb ou à Meskala-Essaouira), ainsi que sur les opportunités liées à l’exploitation de l’hélium.
Contrairement à l’année dernière, où plusieurs puits d’exploration d’hydrocarbures ont été forés, Predator Oil & Gas est actuellement la seule compagnie à mener des opérations de forage pour l’exploration de gaz naturel au Maroc. Si les résultats s’avèrent positifs, ils pourraient être considérés comme une opportunité inattendue pour la souveraineté gazière de notre pays.
« Nous avons perdu un an l’année dernière à cause des difficultés rencontrées lors du forage et des tests. Nous sommes la seule entreprise dans le nord du Maroc à ne pas avoir repris une licence avec une découverte existante. Nous avons tout construit à partir de zéro. Nous avons identifié deux nouveaux gisements de gaz : le gaz biogénique (déjà prouvé) et le gisement jurassique, qui pourrait être un véritable game-changer. Nos partenaires, ONHYM, reconnaissent la valeur que nous apportons, même si les market makers ne le font pas », a précisé Paul Griffiths, directeur exécutif de Predator Oil & Gas.
Paul Griffiths dispose d’une grande expérience dans le secteur d’exploration pétrolière (Libyan National Oil Corporation, Gulf Oil, Amoco, Arabian Gulf Oil Company…). Avant de rejoindre Predator en 2018, il a dirigé l’équipe de Sound Energy qui a contribué au développement du champ de Tendrara, notamment par une réévaluation des ressources et la mise en œuvre d’un programme de forage de puits couronné de succès.
Grâce au développement de Tendrara, notre pays s’apprête à lancer la production à la fin de l’année 2025, avec une première phase qui devrait permettre une production initiale de 100 millions de mètres cubes et qui sera suivie d’une seconde phase qui portera la production à 400 millions de mètres cubes par an.
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.
Mauritanie-Sénégal : British Petroleum achemine le premier gaz naturel du champ GTA
Dans un communiqué publié le 2 janvier 2025, British Petroleum et Kosmos Energy ont annoncé avoir acheminé avec succès le gaz naturel extrait du champ Grand Tortue Ahmeyim (GTA). Ce champ gazier offshore, situé à la frontière entre le Sénégal et la Mauritanie, a été officiellement inauguré le 31 décembre 2024, avec l’ouverture de son premier puits.
Lors de cette première phase d’exploitation, le gaz naturel a été extrait à partir de puits sous-marins situés en eaux profondes. Ce gaz a été transporté avec succès par conduites sous-marines jusqu’à une unité flottante de production, de stockage et de déchargement (FPSO), où il a subi un traitement initial visant à éliminer l’eau, les condensats et autres impuretés.
Découvert en 2015, le gisement de Grand Tortue Ahmeyim renferme 15 trillions de pieds cubes de gaz naturel (environ 424 milliards de mètres cubes). Situé à environ 40 kilomètres des côtes, dans des eaux atteignant 2.850 mètres de profondeur, ce champ offshore figure parmi les plus complexes au monde. Les défis techniques liés à cette profondeur ont nécessité des adaptations spécifiques pour la réussite de l’installation de la plateforme de production de gaz naturel liquéfié (GNL).
Après extraction et pré-traitement du gaz naturel, la prochaine phase d’exploitation concerne le transport du gaz via pipelines vers le navire méthanier flottant GIMI, situé à environ 10 kilomètres, où il sera refroidi à très basse température (cryogénie) pour être liquéfié et stocké temporairement avant son chargement sur des méthaniers destinés à l’exportation.
Arrivé début 2024, le navire de liquéfaction du gaz naturel GIMI appartient à Golar LNG, qui l’exploite dans le cadre d’un contrat de location et d’exploitation (Lease and Operate Agreement) d’une durée de vingt ans entre British Petroleum et Golar LNG.
Selon Kosmos Energy, ce premier flux de gaz naturel du champ GTA constitue un point de passage important vers l’atteinte de l’objectif de production journalier de 90.000 barils équivalent pétrole. Cette augmentation de production permettra d’assurer la livraison d’une première cargaison de GNL dès le premier trimestre 2025, marquant ainsi le démarrage de la phase de production commerciale et générant les premiers revenus issus de ce mégaprojet.
En rappel, ce projet de production de gaz naturel liquéfié (GNL) est porté par un consortium dirigé par British Petroleum, qui détient une participation de 56%. Kosmos Energy (27%), la société sénégalaise Petrosen (10%) et la société mauritanienne SMH (7%) complètent le tour de table.
Le développement de la seconde phase d’exploitation de ce gisement permettra d’augmenter la production annuelle jusqu’à 5 millions de tonnes de gaz naturel liquéfié. Cependant, plusieurs rumeurs circulent dans les médias quant à l’intention de British Petroleum de renoncer au développement de ce projet, en raison des coûts relativement élevés et de l’intention prêtée aux décideurs mauritaniens et sénégalais de renégocier les contrats.
Sénégal : vers plus de transparence dans l’exploitation des hydrocarbures
Dans son discours du Nouvel An, le président sénégalais Bassirou Faye a annoncé une réforme du Comité d’orientation stratégique du pétrole et du gaz, afin d’y inclure davantage de représentants de l’opposition, de la société civile et d’experts. L’objectif est de garantir une exploitation transparente et durable des ressources pétrolières et gazières au profit de tous les Sénégalais, comme cela avait été promis lors de sa campagne électorale.
Carte de localisation des bloc d’exploration d’hydrocarbures offshore du Sénégal (source : Petrosen)
Dans cet objectif, le Premier ministre sénégalais, Ousmane Sonko, a nommé, en août dernier, une commission ayant pour mission de réévaluer les contrats signés par le Sénégal dans les secteurs clés de l’économie, notamment les hydrocarbures et les mines. Bien qu’il ne s’agisse pas d’une opération de nationalisation, cette commission devrait examiner lesdites conventions et vérifier leur conformité afin de préserver les droits des citoyens sénégalais.
En plus du champ pétrolier de Sangomar, dont l’exploitation a débuté en 2024, le Sénégal possède un autre gisement de gaz naturel de plus grande envergure. Il s’agit des champs de Teranga et de Yakaar, dont les ressources sont estimées à près de 25 trillions de pieds cubes (soit environ 707 milliards de m3). La décision finale d’investissement pour le développement de ces champs devrait être prise au cours de cette année, permettant d’envisager un début de production dès 2026.
Mauritanie : des ressources gazières « gigantesques » en attente de développement
Pour sa part, la Mauritanie possède un champ gazier encore plus vaste, dit champ de Birallah, avec des réserves estimées à 50 trillions de pieds cubes (environ 1,41 trillion de m3 ou 1.410 milliards de m3). Cependant, son exploitation est actuellement en suspens à la suite du refus du gouvernement mauritanien de renouveler le contrat de British Petroleum, qui sollicitait un délai de trois ans pour réaliser l’étude de faisabilité de ce projet.
Localisation du gisement Bir Allah (Source : British Petroleum)
Alors que le gouvernement mauritanien a décidé de prendre son temps pour sélectionner le meilleur opérateur pour ce méga-champ gazier, il a décidé de confier l’exploitation du champ de gaz Banda (33 milliards de m³) à un consortium égyptien et émirati, précédemment délaissée successivement par Tullow Oil et New Fortress Energy.
Le lancement imminent de l’exploitation du gaz naturel de Grand Tortue Ahmeyim a relancé la production d’hydrocarbures en Mauritanie, mettant ainsi fin à une période d’inactivité consécutive à l’arrêt de production en 2017 dans le champ pétrolier de Chenguiti.
La découverte d’hélium à Guercif, un nouveau potentiel stratégique ?
Située dans le bassin de Guercif, la licence d’exploration de Predator Oil & Gas couvre une superficie d’environ 7.269 km², soit l’équivalent de quatre permis. Ce bassin bénéficie d’une position géographique stratégique, étant situé entre les régions du Gharb et de Tendrara, où la présence de réserves de gaz naturel a été établie. Ces champs gaziers se trouvent respectivement à 250 km à l’ouest et 180 km au nord-est du bassin de Guercif.
Le périmètre de la licence de Guercif développé par la compagnie Predator Oil & Gas.
Les travaux d’exploration menés précédemment par la compagnie britannique ont mis en évidence quatre pièges pétroliers potentiellement renfermant des ressources estimées à environ 1,5 milliard de mètres cubes de gaz dans le prospect MOU-3. Confirmées en 2024, ces ressources gazières sont de nature biogénique et composées majoritairement de méthane, ce qui les rend particulièrement adaptées à une commercialisation rapide sous forme de gaz naturel comprimé, à l’horizon 2025.
Actuellement, Predator Oil & Gas se prépare à lancer un forage profond pour mieux cerner l’existence de ressources gazières. En plus du gaz naturel, les campagnes de forage de 2024, en particulier celles menées sur le puits MOU-3, ont révélé la présence d’hélium dans les échantillons de gaz prélevés. Ces dernières font actuellement l’objet d’études afin d’évaluer leur potentiel d’exploitation.
L’hélium, une ressource rare
Contrairement à l’hydrogène, l’hélium est un gaz non renouvelable qui pourrait s’épuiser dans les prochaines décennies si des alternatives efficaces ne sont pas développées. C’est pourquoi il est classé comme ressource critique par plusieurs pays, dont ceux de l’Union européenne, le Canada et l’Australie. Ses propriétés physiques uniques – il est inerte, léger, conducteur et non toxique – en font une ressource très recherchée pour l’industrie. L’hélium est principalement extrait comme sous-produit du gaz naturel, où il se trouve en profondeur. Il peut également être extrait directement des gisements de dioxyde de carbone. Bien que sa synthèse soit théoriquement possible, elle reste complexe et économiquement non viable à l’heure actuelle.
Pour que l’extraction de l’hélium soit économiquement viable, sa teneur dans le gaz naturel doit dépasser 0,2 %. Toutefois, il est possible de le récupérer dans les unités de traitement du gaz naturel, même lorsque sa teneur est faible, notamment dans les usines de liquéfaction.
À l’échelle mondiale, ce sont naturellement les pays producteurs de gaz naturel qui dominent la production d’hélium, issu principalement du gaz naturel. En 2023, la production mondiale d’hélium a atteint 170 Mm3, avec le Qatar en tête (66 Mm3), suivis des Etats-Unis (60 Mm3) et de l’Algérie (10 Mm3).
Comment l’hélium est-il produit?
La plupart des usines produisent de l’hélium à partir du gaz de purge des usines de GNL, c’est-à-dire le gaz résiduel qui s’échappe lors du processus de liquéfaction du gaz naturel. Il est récupéré via un processus en deux étapes : la première étape récupère un concentré brut d’hélium à partir du gaz naturel, la deuxième étape purifie l’hélium pour obtenir la qualité visée. L’hélium gazeux purifié peut ensuite être liquéfié.
Le gaz naturel est refroidi par étapes jusqu’à ce que pratiquement tous ses composants, à l’exception de l’hélium, se soient condensés. La phase gazeuse résiduelle est le produit brut d’hélium. Des concentrations maximales d’hélium d’environ 99% peuvent être atteintes à des températures proches du point de fusion de l’azote. La valorisation et la purification de l’hélium impliquent une distillation cryogénique pour éliminer l’azote résiduelle.
Les coûts énergétiques de la récupération de l’hélium à partir de gaz contenant 0,35% d’hélium s’élèvent à 18 kWh/Nm³. Ils augmentent significativement pour des teneurs inférieures en hélium.
Avant la découverte d’hélium, Predator Oil & Gas envisageait simplement la construction d’une unité de production modulaire, conçue pour sécher et comprimer le gaz pour être prêt pour le transport par camions. Cependant, si l’exploitation de l’hélium s’avérait rentable et que la campagne de forage en cours révélait des réserves de gaz plus importantes que prévu, l’installation d’une unité de liquéfaction de gaz naturel pourrait s’avérer plus avantageuse.
Schéma de l’unité de compression de gaz naturel qui sera mise en place par Predator Oil & Gas.
Le potentiel économique de l’hélium
Bien plus coûteux que le gaz naturel, le prix de l’hélium s’élève à environ 14 dollars pour un mètre cube aux États-Unis et oscille entre 25 et 30 euros le m3 en Europe. Cette dernière, dépendante à 99% des importations pour satisfaire sa demande, consomme annuellement 25 Mm3 par rapport à une demande mondiale d’environ 170 Mm3 chaque année.
Selon les projections de Gazprom, le géant russe, cette demande devrait augmenter considérablement pour atteindre, en 2030, une fourchette comprise entre 238 et 312 Mm3. Or, la production, estimée entre 213 et 238 Mm3, pourrait ne pas suffire à couvrir cette demande accrue, ce qui risque de faire grimper les prix.
Cette augmentation de la demande est tout à fait logique étant donné le nombre croissant d’applications industrielles qui nécessitent de l’hélium, et ses propriétés physiques uniques le rendant difficilement remplaçable par d’autres produits.
L’hélium, bien qu’il soit connu pour gonfler les ballons, possède des applications bien plus complexes dans l’industrie. Sa commercialisation se fait en différents grades, chacun correspondant à un niveau de pureté spécifique. L’hélium de grade 6, le plus pur (99,9999%), est notamment utilisé dans la fabrication de semi-conducteurs. sa grande pureté permet d’évacuer efficacement la chaleur générée par le silicium lors de la production, évitant ainsi tout dommage et toute réaction indésirable.
Plus encore, l’industrie électronique trouve plusieurs solutions par l’utilisation de l’hélium comme c’est le cas de la fabrication des fibres optiques où il est utilisé pour la production de préformes, la consolidation du verre, le tirage en fibres, le refroidissement rapide et l’application de revêtements protecteurs.
Moins pur, l’hélium de grade A (pureté de 99,997%) est le plus couramment utilisé. Il sert notamment dans les applications cryogéniques (comme fluide de refroidissement), en tant qu’atmosphère de contrôle dans les procédés de fabrication, de gaz de protection lors du soudage, dans les mélanges respiratoires et comme gaz traceur pour la détection de fuites.
Les détecteurs de fuites à l’hélium constituent la méthode de référence pour détecter les fuites dans les systèmes sous vide à des pressions inférieures à 10−6 mbar. Leur extrême sensibilité et leur spécificité les rendent indispensables dans de nombreux domaines. En effet, l’hélium est le gaz traceur idéal grâce à ses propriétés uniques : il est inerte(ne réagit pas avec d’autres substances), non toxique, ininflammable et facilement différenciable des autres gaz, ce qui garantit des mesures fiables et précises.
L’hélium est utilisé dans d’autres applications stratégiques, notamment comme réfrigérant dans les réacteurs nucléaires. Il est également utilisé dans l’industrie spatiale et aéronautique comme gaz inerte pour purger les systèmes à hydrogène, pressuriser les systèmes de fluides au sol et en vol, et tester l’étanchéité des composants.
Ce qu’il faut retenir du potentiel en hélium au Maroc :
Bien que l’hélium soit relativement abondant, il s’agit d’une ressource stratégique soumise à d’importantes fluctuations de prix. La production actuelle peine à satisfaire une demande mondiale en constante croissance, notamment dans les secteurs industriels de pointe, dans lesquels le Maroc souhaite se développer.
La rentabilité de l’hélium de Guercif n’est pas encore confirmée. Predator Oil & Gas est en train d’évaluer le volume exact d’hélium présent dans le gaz naturel de la région, et devrait publier une première évaluation dans les prochaines semaines.
À l’image du Qatar, la taille importante du gisement de gaz naturel pourrait compenser les coûts d’extraction de l’hélium, même si sa concentration est faible (0,04 % d’hélium dans le gaz naturel qatari).
Predator Oil & Gas estime avoir découvert environ 1,5 MMm3 de gaz biogénique à Guercif, similaires aux champs exploités dans le Gharb par SDX Energy. La société s’intéresse désormais à des niveaux plus profonds, dans l’espoir de confirmer le plus grand « jackpot » de l’histoire du Maroc, mais cette perspective doit à ce stade être envisagée avec la plus grande prudence.
Nador West Med : l’appel d’offres pour la construction d’un terminal flottant de GNL bientôt lancé
Selon l’agence de presse Reuters, le Maroc prévoit de lancer cet été un appel d’offres pour la construction d’un terminal flottant de gaz naturel liquéfié (GNL) dans le port de Nador West Med. L’annonce a été faite le vendredi 31 mai par Abdelghafour El Hadjaoui, chef du Service de la gestion des conventions et permis pétroliers et gaziers au ministère de la Transition énergétique et du développement durable.
Le Maroc envisage également de « connecter ce pipeline aux gisements de gaz en développement à l’est et à l’ouest du pays », poursuit la même source. Le ministère s’attend à boucler le financement en 2025, avec des opérations prévues pour 2026.
La construction de ce terminal représente une étape stratégique importante vers l’amélioration de la capacité du Maroc à produire de l’énergie et répondre à ses besoins croissants. Selon les estimations du ministère, les besoins en gaz naturel du Royaume « devraient passer de 1 milliard de m3 actuellement à 8 milliards en 2027″, souligne Reuters.
Avec une capacité prévue de 3,5 millions de conteneurs, le port Nador West Med a déjà nécessité un investissement de 11,5 millions de DH. Sa mise en service interviendra fin 2024.
Une feuille de route pour l’infrastructure gazière déjà mise en place
En mars dernier, un protocole d’accord stratégique avait été signé entre les ministères de l’Intérieur, de l’Economie et des finances, de l’Equipement et de l’eau et de la Transition énergétique et du développement durable. Cette signature avait marqué le lancement de la feuille de route de l’infrastructure gazière.
Ce protocole associe également cinq organismes et sociétés publics, à savoir : l’Agence nationale des ports (ANP), l’Office national de l’électricité et de l’eau potable (ONEE), l’Office national des hydrocarbures et des mines (ONHYM), la société Nador West Med, ainsi que la Société nationale des autoroutes du Maroc (ADM).
Ce protocole vise à renforcer la coordination des pouvoirs publics en vue de la mise en œuvre accélérée d’un programme de développement d’infrastructures gazières durables.
Le programme, qui s’étendra sur plusieurs années, vise à doter le Royaume de plusieurs points d’entrée pour l’importation de gaz naturel liquéfié (GNL), ainsi que d’une infrastructure de stockage et de transport du gaz naturel.
À court terme, il vise l’appui aux gazoducs raccordant les bassins de production de gaz domestique aux consommateurs, ainsi que le développement d’un terminal GNL au port de Nador West Med et d’un nouveau gazoduc pour connecter le terminal au gazoduc Maghreb-Europe.
Ce programme devra renforcer, à terme, l’accélération du développement des énergies renouvelables, le déploiement de l’offre Maroc pour les nouvelles filières de l’hydrogène vert et de ses dérivés, et le développement du projet du gazoduc Afrique-Atlantique.
