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.
Gaz naturel : le Maroc accélère ses importations et prépare la montée en puissance de la demande
Les importations marocaines en gaz naturel ont enregistré une évolution annuelle de 4,5%, d’après le dernier bulletin de la société espagnole de réserve stratégique de produits pétroliers (CORES). Durant le mois de novembre 2025, le Maroc a constitué la principale destination des exportations gazières espagnoles, constituant une part de 41,5%.
En 2026, le rôle du gaz devrait évoluer alors que la demande en énergie continuera à croître, portée par de nouvelles demandes énergétiques et un contexte géopolitique incertain, dont une possible attaque américaine contre l’Iran qui pourrait bouleverser le Moyen-Orient.
Bien que plusieurs risques subsistent, S&P Global estime que la nouvelle année se matérialisera par une forte augmentation de l’offre de gaz naturel liquéfié (GNL) prévue sur le marché jusqu’à l’horizon 2030.
L’évolution de la demande nationale en gaz naturel
Au Maroc, la demande en gaz naturel est principalement soutenue par le secteur électrique. Ce dernier représente une part de 3,7% dans la consommation énergétique nationale, soit l’équivalent de 840.751 tonnes d’équivalent pétrole (TEP), mobilisant une puissance installée gazière de 860 MW en 2024.
S’agissant des approvisionnements extérieurs, sur la période allant de décembre 2024 à novembre 2025, les importations de gaz depuis l’Espagne ont totalisé 10,114 TWh, enregistrant ainsi une progression de 2,6%.
Parallèlement, la demande industrielle, notamment celle en gaz naturel comprimé (GNC), a connu des fluctuations liées à la production locale. Dans le bassin du Gharb, l’exploitation menée par la compagnie britannique SDX/ONHYM, qui approvisionnait plusieurs industriels, a vu sa production décliner progressivement. Alors qu’elle atteignait une moyenne annuelle de 50 millions de mètres cubes par le passé, elle n’a pas dépassé les 17 Mm³ en 2024.
En revanche, le gisement de Meskala continue de faire preuve de stabilité en fournissant un volume moyen d’environ 30 Mm³, exclusivement destiné à couvrir les besoins énergétiques du groupe OCP à Youssoufia.
À court terme (2026), de nouvelles alternatives sont en cours de développement pour relancer la production nationale. Parmi les projets les plus prometteurs figurent celui de Guercif, actuellement en phase de certification, et celui du Loukos, en cours de relance. Ces initiatives devraient permettre, à terme, d’augmenter à nouveau l’offre de gaz naturel pour l’industrie.
Augmentation progressive de la demande en gaz naturel au Maroc (source : MTEDD).
À l’horizon 2028, la concrétisation de la première phase des infrastructures gazières marquera un tournant majeur. Elle permettra de porter la demande annuelle à 5 milliards de mètres cubes. Cette hausse sera tirée par l’entrée en service de la centrale à gaz de Nador, ainsi que par la satisfaction de la demande industrielle de Mohammédia et de Kénitra, qui seront reliées via l’extension du gazoduc Maghreb-Europe (GME).
À l’horizon 2030, la demande en gaz naturel devrait grimper à 12 MMm³ grâce à la seconde phase de développement de l’infrastructure gazière. Celle-ci visera notamment à renforcer les capacités de réserve des centrales électriques à gaz et à assurer le raccordement du pôle industriel de Jorf Lasfar.
Un engagement américain à moyen terme pour le doublement de ses exportations de GNL
Certes, la production nationale ne peut actuellement satisfaire les besoins énergétiques du Maroc. Cependant, plusieurs opportunités internationales émergent et constituent justement le moteur de la feuille de route nationale du gaz (2024-2030).
L’année 2025 marque ainsi une étape importante dans l’épopée gazière de plusieurs pays africains. C’est le cas du Sénégal et de la Mauritanie, qui ont démarré la première phase d’exploitation du gisement GTA, tandis que le Sénégal s’apprête également à développer son champ de Yakaar-Teranga.
Outre-Atlantique, les États-Unis sont déterminés à consolider leur position de premier fournisseur mondial de gaz naturel liquéfié. La capacité totale de liquéfaction opérationnelle du continent américain s’élève déjà à 141,93 Mt/an. Ce chiffre considérable sera rapidement augmenté par les 85,73 Mt/an en cours de construction, avec un objectif total avoisinant 305,71 Mt/an, soit plus du double de la capacité américaine actuelle à l’échelle de 2033.
Cet engagement financier massif dans de nouvelles capacités de liquéfaction, qui se développe de manière intensive depuis une décennie à travers les Amériques, ne représente pas un simple cycle de prospérité éphémère. Il s’agit d’une transformation structurelle du marché mondial de l’énergie. Avec des centaines de millions de tonnes de nouvelles capacités prévues pour entrer en service entre 2025 et 2033, notamment dans le golfe du Mexique, le continent est en train de réécrire la carte énergétique mondiale.
C’est dans ce contexte que le Maroc entend tirer parti de cette dynamique. Grâce à sa position géographique par rapport à ces routes stratégiques du GNL, le développement des ports de Dakhla Atlantique et d’un terminal atlantique complémentaire (sur le site de Mohammédia ou de Jorf Lasfar), en plus du projet Nador West Med, permettra au pays de bénéficier de ces investissements américains massifs et de sécuriser ses approvisionnements.
Stratégie marocaine : flexibilité des approvisionnements face à la volatilité mondiale
L’essor exponentiel des terminaux d’importation et d’exportation de GNL, porté notamment par les États-Unis, ne diminue en rien la pertinence des projets de gazoduc. Pour preuve, deux banques américaines sont actuellement en pourparlers pour financer, à hauteur d’un milliard de dollars, un gazoduc transcontinental porté par des producteurs argentins.
Dans cette même dynamique, le projet titanesque du gazoduc Afrique Atlantique (GAA) prévoit une capacité de 30 MMm³ par an. Sur ce volume, 15 MMm³ seront destinés à l’Europe, tandis que l’autre moitié soutiendra la souveraineté énergétique de 13 nations, dont trois pays africains enclavés.
La viabilité économique du projet a d’ores et déjà été confirmée par des études techniques et financières réalisées par des cabinets internationaux. L’année 2026 marquera un virage stratégique avec la finalisation du financement et la boucle des décisions finales d’investissement (FID). Le début des travaux est estimé à 2027, pour une mise en service et un « premier gaz » (first gas) attendus en 2029 ou début 2030.
La première phase consistera, d’une part, à relier le Sénégal au Maroc et, d’autre part, à étendre le West African Gas Pipeline pour connecter le Nigeria à la Côte d’Ivoire. La seconde phase permettra ensuite d’interconnecter ces deux tronçons nord et sud, y compris avec les pays enclavés.
Cette dynamique s’inscrit dans un intérêt mondial continu pour le gaz en tant qu’énergie de transition. Les États-Unis, premier fournisseur mondial, illustrent cette tendance en continuant d’investir massivement dans les infrastructures d’exportation et dans l’exploration de nouveaux champs, notamment de gaz de schiste (gaz non conventionnel).
Au niveau national, l’exploration gazière au Maroc devrait poursuivre son développement. Si les projets avancent comme prévu en 2026, ils viendront renforcer davantage la stratégie marocaine du Gas-to-Power. À cet effet, la relance du champ d’Anchois pourrait jouer un rôle catalyseur. Son démarrage est susceptible d’attirer de nouveaux investissements, d’autant que la zone recèle d’autres potentiels gaziers. Ces réserves restent toutefois à confirmer par des forages, seule méthode capable de certifier la présence et la productivité réelle d’un gisement.
Gaz de Guercif : Predator Oil & Gas en quête de partenaires pour sécuriser le financement de son projet en 2026
Predator Oil & Gas a dévoilé, ce 17 décembre, sa feuille de route pour l’année prochaine 2026. Au Maroc, son objectif phare reste le projet gazier de Guercif pour lequel elle opte de sécuriser les financements nécessaires pour son développement.
La compagnie britannique a indiqué qu’elle était en cours de discussion avec deux parties concernant un projet de développement, entièrement financé, de gaz naturel comprimé et/ou l’investissement dans une micro-unité de liquéfaction pour la production de gaz naturel liquéfié (semblable à Tendrara), dans la licence onshore de Guercif.
Périmètre de la licence de Guercif développée par la compagnie Predator Oil & Gas.
« Au Maroc, nous avons atteint, à l’issue du programme de travail de 2025, une position qui nous permet désormais de tirer parti de nos découvertes de gaz pour garantir un partenariat de financement en vue d’un programme d’appréciation et d’un potentiel programme de développement », a déclaré Paul Griffiths, CEO de Predator Oil & Gas.
À cet effet, Predator prévoit de finaliser, au premier trimestre 2026, un rapport révisé sur ses ressources, intégrant les études de 2025. Selon ses nouvelles interprétations, les ressources en gaz des structures MOU-1 et MOU-3, initialement estimées à 1,7 milliard de mètres cubes, devraient être révisées à la hausse.
La hausse des ressources gazières de Guercif repose sur le forage du puits MOU-6. Initialement prévu au quatrième trimestre 2025, ce forage n’a pas encore été réalisé et permettra de valider la présence ou l’absence d’une ressource supplémentaire de l’ordre de 12 MMm3.
La mise en œuvre de ces programmes de développement, orientés vers une cession progressive, est conditionnée à la réalisation préalable d’une étude d’impact environnemental et d’une étude d’ingénierie préliminaire. Pour Predator, ces études ont pour objectif de sécuriser, d’une part, les meilleures conditions de négociation pour la monétisation du gaz découvert et, d’autre part, l’adhésion des partenaires existants à une éventuelle décision finale d’investissement (FID) et au programme de développement subséquent.
Sous réserve de la finalisation d’un accord incluant un mécanisme de financement pour son projet gazier, Predator prévoit de déposer une demande de licence d’exploitation d’ici la fin du troisième trimestre 2026.
Rappelons qu’en 2025, la compagnie britannique a foré le puits MOU-5 sans y découvrir de gaz commercial, à l’exception de quelques traces d’hélium. L’évaluation post-forage de l’entreprise indique que le réservoir cible, leTAGI (source du gaz à Tendrara et des grands champs gaziers d’Algérie), n’a pas été atteint par ce forage.
Le volume de gaz découvert précédemment par Predator était modeste et ne justifie pas d’investir dans une unité de liquéfaction. La commercialisation sous la forme de gaz naturel comprimé (GNC), adapté à des fins industrielles, qui nécessite un investissement bien moindre, a été privilégiée. Cependant, si de nouvelles ressources se confirmaient via le forage du puits Mou-6, l’investissement dans une micro-unité de liquéfaction deviendrait plus rentable, d’autant que le projet est situé plus près du gazoduc Maghreb-Europe que le champ de Tendrara.
Hydrocarbon exploration awaiting a new boost after the ONHYM reform
As the ONHYM prepares to transition to the status of a public limited company, Morocco’s exploration sector is slowing compared to last year. This is not the result of poor performance, but rather the natural maturation of several projects, particularly in gas.
Despite this context, Morocco is preparing to launch initial production of 100 million cubic meters from the Tendrara field, with commissioning scheduled between late 2025 and early 2026.
The Tendrara project crowns more than a decade of development, supported by ONHYM, which facilitated exploration progress, particularly drilling campaigns.
This milestone, the fruit of nearly twenty years of sustained effort, offers a timely opportunity to attract new partners capable of unlocking additional resources, especially in gas.
Exploration outcomes in 2025
Drilling activity this year was limited to the Mou-5 well drilled in March 2025 by the British company Predator Oil & Gas, which yielded no gas discovery.
Meanwhile, Mana Energy and Sound Energy had planned two exploration wells in the Tendrara and Anoual licenses but were unable to proceed. These wells are critical to increasing certified reserves and advancing to phase 2 of the Tendrara project.
At the Anchois field, the company Chariot announced a restructuring plan separating its exploration activities from its green energy portfolio. As part of this plan, to be finalized before the end of 2025, Chariot is considering resizing the field to enable rapid, cost-effective exploitation.
The year also saw Genel Energy’s withdrawal: the company chose not to renew its offshore Lagzira license expiring in June 2025, nor to enter the extension period, despite being close to a new oil discovery.
The Banasa-1 well, which Genel had planned to drill, lies in a reservoir with strong potential near a 2014 well that revealed oil, albeit in non-commercial quantities.
Despite high probabilities of a large find, Genel failed to secure a financial partner, even after engaging a petroleum promotion firm.
Current status of oil exploration blocks
While discoveries remain promising, particularly with Tendrara nearing production, the last official exploration permit dates back to July 2024, signed with major oil company Esso.
Several permits have not been renewed to date, including the onshore Haha area (previously developed by a Sino-Pakistanicompany) and offshore blocks in Dakhla and Boujdour. No official decision has been announced regarding their transition from reconnaissance to exploration permits.
The broader trend shows many oil companies shifting focus to West Africa, where significant reservoirs have recently been discovered, in Côte d’Ivoire, Ghana, Mauritania, Senegal, and Angola.
Against this backdrop, with projects at Tendrara, Anchois, and Guercif reaching maturity, Morocco must inject fresh momentum into exploration. Operators are awaiting a stronger role from ONHYM, particularly in financing projects with more advanced risk-sharing than before.
Promising exploration results in Morocco
Compared to earlier periods, cumulative research by various operators, including major exploration companies, has identified hundreds of significant oil and gas prospects, confirming the presence of hydrocarbons in Morocco (Lagzira oil, Gharb gas, Tendrara gas, Anchois gas, Guercif gas).
However, their presence may face technical challenges as seen in the Loukos onshore license (presence of water) and Guercif (formation damage).
Yet technical challenges persist, as seen in the Loukos onshore license (presence of water) and Guercif (formation damage).
Predator’s latest communication was misinterpreted as signaling withdrawal. In reality, this exploration junior, listed on the London Stock Exchange, lacks the liquidity to fund advanced development phases.
In the coming months, Predator must certify Guercif’s resources through an updated technical report for potential buyers. This will consolidate discoveries, including gas identified in the four drilled wells and the confirmed presence of helium.
Predator estimates that its asset has advanced from having no identified resources to a contingent resource evaluation with growth potential. The company now considers it the right time to monetize this project.
Flashback: accelerated growth after ONHYM’s creation in 2005
ONHYM’s creation in 2005, through the merger of ONAREP and BRPM, triggered rapid acceleration in Morocco’s oil exploration. The country, which had only five exploration permits and eight reconnaissance licenses in 1999, expanded to over 110 exploration permits by September 2008.
Oil Exploration Blocks in Morocco (1999–2008)
From 2005 to 2025, ONHYM built significant expertise in oil promotion and exploration (developing onshore blocks and thousands of kilometers of 2D seismic onshore and offshore). This helped demonstrate the hydrocarbon potential of Morocco’s subsoil, once questioned for its viability.
This momentum particularly favored offshore exploration, with 45 exploration wells drilled, paving the way for the Anchois gas discovery, first identified in 2009 and confirmed in 2021.
With such foundations, ONHYM’s imminent change of status is seen as a chance to revive oil exploration by capitalizing on past achievements in hydrocarbons and mining.
Beyond exploration, ONHYM is expected to play a strategic role in the Atlantic-Africa gas pipeline (GAA), which will channel natural gas to 13 African countries and three landlocked Sahelian states—potentially transforming regional socio-economic development.
L’exploration des hydrocarbures en attente d’une nouvelle relance après la réforme de l’ONHYM
Alors que l’ONHYM s’apprête à évoluer vers un statut de société anonyme, le secteur de l’exploration connaît un ralentissement par rapport à l’année précédente. Cette situation ne résulte pas de performances négatives, mais du fait que plusieurs projets d’exploration, notamment gaziers, ont atteint leur maturité.
L’aboutissement du champ de Tendrara est le fruit d’un développement ayant requis plus d’une décennie de travail, ainsi que de l’accompagnement continu de l’ONHYM, qui a facilité le déroulement des travaux d’exploration, notamment les campagnes de forage.
Cette période de résultats positifs, marquant l’aboutissement de près de vingt années d’efforts soutenus, constitue une opportunité idéale pour rechercher de nouveaux partenariats capables de libérer le potentiel de ressources additionnelles, notamment gazières.
Le bilan d’exploration en 2025
Durant cette année, les opérations de forage se sont limitées au puits Mou-5 réalisé par la compagnie britannique Predator Oil & Gas en mars 2025, sans découverte de gaz naturel.
De leur côté, l’entité énergétique nouvellement créée Mana Energy et Sound Energy prévoyaient de forer deux puits d’exploration sur les licences de Tendrara et Anoual, mais n’ont pu le faire cette année. Ces deux puits sont essentiels pour accroître les réserves certifiées et faciliter le passage à la phase 2 du projet Tendrara.
Concernant le champ Anchois, la compagnie Chariot a annoncé un nouveau plan prévoyant la séparation de ses activités d’exploration énergétique amont de ses activités d’énergies vertes. Dans le cadre de ce plan, qui sera finalisé avant fin 2025, Chariot étudie un redimensionnement du champ pour en permettre une exploitation rapide, économique et efficiente.
Par ailleurs, l’année 2025 a vu le départ de Genel Energy, qui a décidé de ne pas renouveler sa licence offshore de Lagzira arrivée à échéance en juin 2025, et de ne pas entamer la première période de prolongation, bien qu’elle fût proche d’une nouvelle découverte pétrolière.
Le puits Banasa-1 que Genel envisageait de forer se situe en effet dans un réservoir au potentiel élevé, à proximité d’un forage réalisé en 2014 qui avait déjà révélé la présence de pétrole, bien qu’en quantité non commerciale.
Malgré de fortes probabilités de découvrir un gisement plus important, Genel n’a pas réussi à trouver de partenaire financier pour son projet de forage du puits Banasa-1, malgré le mandat confié à un cabinet de promotion pétrolière pour trouver un partenaire financier.
Les statuts actuels des blocs d’exploration pétrolière
Si les découvertes récentes s’avèrent prometteuses, avec la mise en production imminente de Tendrara, le dernier permis de recherche officialisé remonte à juillet 2024, signé avec le major pétrolier Esso.
Plusieurs permis n’ont à ce jour pas été renouvelés, notamment ceux en onshore de Haha, précédemment développés par une entreprise sino-pakistanaise, ainsi que les blocs offshore de Dakhla et Boujdour. Aucune décision officielle n’a été communiquée concernant leur passage d’un contrat de reconnaissance à un permis de recherche.
À vrai dire, la conjoncture actuelle indique que la majorité des compagnies pétrolières se tournent vers l’Afrique de l’Ouest, où d’importants réservoirs ont récemment été découverts, notamment en Côte d’Ivoire, au Ghana, en Mauritanie, au Sénégal et en Angola.
Face aux projets ayant confirmé la présence de gaz à Tendrara, Anchois et Guercif, et qui ont atteint leur maturité, il est désormais essentiel d’insuffler une nouvelle dynamique à l’exploration. Pour leur part, les opérateurs actuels attendent avec impatience un rôle renforcé de l’ONHYM, notamment dans le financement des projets pétroliers permettant un partage de risque plus avancé qu’auparavant.
Des résultats d’exploration prometteurs au Maroc
Par rapport aux périodes précédentes, les recherches cumulées par le va-et-vient de plusieurs opérateurs, dont une grande partie sont des majors d’exploration, ont permis de mieux mettre à découvert des centaines de prospects importants de pétrole et de gaz et de prouver l’existence du gaz et du pétrole au Maroc (pétrole au large de Lagzira, gaz du Gharb, gaz de Tendrara, gaz d’Anchois, gaz de Guercif…).
Cependant, leur présence peut se heurter à des défis techniques comme ce fut le cas dans la licence onshore de Loukos (présence de l’eau) et de Guercif (endommagement d’une formation).
Récemment, la dernière communication de Predator a été mal interprétée, laissant penser qu’il s’agissait d’un retrait imminent de la compagnie, alors qu’en réalité, cette junior d’exploration cotée à la Bourse de Londres manque de liquidités pour financer des phases de développement plus avancées.
Dans les prochains mois, Predator doit certifier les ressources de Guercif via un rapport technique actualisé à l’intention des repreneurs potentiels. Cette expertise synthétisera l’ensemble des découvertes réalisées, incluant les ressources gazières identifiées dans les quatre puits forés ainsi que la présence confirmée d’hélium.
Predator estime que son actif est passé de l’absence de ressources gazières identifiées à l’évaluation de ressources contingentes, avec un potentiel de hausse selon ses dernières estimations, et considère ainsi que le moment est venu de monétiser ce projet.
Flashback : l’essor accéléré du secteur après la création de l’ONHYM en 2005
La création de l’ONHYM, en 2005, issue de la fusion de l’ONAREP et du BRPM, a conduit à une accélération rapide de l’exploration pétrolière au Maroc. Le pays, qui ne comptait que cinq permis de recherche et huit licences de reconnaissance (phase de recherche initiale) en 1999, est passé à plus de 110 permis de recherche à fin septembre 2008.
Évolution des blocs d’exploration pétrolière au Maroc de 1999 à 2008.
Sur la période 2005-2025, l’ONHYM a capitalisé une expertise significative en matière de promotion et d’exploration pétrolière (auparavant elle a développé par ses propres moyens plusieurs blocs onshore et des milliers de kilomètres de sismique 2D en onshore et offshore), contribuant à démontrer le potentiel du sous-sol marocain en hydrocarbures, là où certains doutaient initialement de sa viabilité.
Cette impulsion a notamment favorisé l’exploration offshore, avec la réalisation de 45 puits d’exploration, ouvrant la voie à la découverte du champ gazier d’Anchois, identifié pour la première fois en 2009 puis confirmé en 2021.
Les débuts s’étant avérés prometteurs, le changement de statut imminent de l’ONHYM est perçu comme une opportunité pour relancer l’exploration pétrolière en capitalisant sur les efforts antérieurs qui ont déjà porté leurs fruits dans le secteur des hydrocarbures et également des mines.
En plus du segment d’exploration, un rôle stratégique est attendu de l’ONHYM, celui du chantier du gazoduc Afrique-Atlantique(GAA) qui permettra de révolutionner, grâce au flux de gaz naturel, le développement socio-économique de 13 pays africains et de 3 pays africains enclavés du Sahel.
Tendrara et au-delà, ce qu’il faut retenir des projets de développement gazier au Maroc
Le démarrage imminent du champ de Tendrara devrait ouvrir la voie à de nouvelles découvertes gazières. Ce jalon est stratégique, non seulement pour maintenir la dynamique d’exploration, mais aussi pour convaincre les compagnies pétrolières, en particulier les majors, de venir investir au Maroc.
En parallèle à cette découverte, le Maroc a choisi le gaz naturel comme énergie fossile de transition, car il est moins émetteur de gaz à effet de serre et substituable à terme par l’hydrogène vert, une fois que ce dernier aura atteint sa maturité.
Dans le cadre de la feuille de route Gaz naturel (2025-2030), la demande en gaz naturel devrait passer de 1,2 milliard de mètres cubes actuellement à 8 milliards de mètres cubes à l’horizon 2027. Cette augmentation coïncidera avec la mise en service du port Nador West Med et la migration (ainsi que l’augmentation de capacité) de plusieurs centrales vers le gaz.
La demande atteindrait même 12 milliards de mètres cubes à l’horizon 2030, année prévue pour l’ouverture du Terminal Atlantique (à Mohammédia ou Jorf Lasfar), le second point d’importation de GNL après celui de Nador.
Augmentation progressive de la demande en gaz naturel au Maroc (source : MTEDD).
Ainsi, cette demande, qui devrait être multipliée par dix d’ici 2030, impose de sécuriser les ressources, d’autant que l’approvisionnement en gaz est actuellement de plus en plus complexe.
L’importance stratégique du gazoduc Afrique Atlantique
Avec la mise en service du champ de Tendrara, il est évident que sa production ne pourra couvrir la demande actuelle, car il ne devrait livrer que 400 millions de mètres cubes annuellement après la finalisation de la phase 2.
Le Maroc mise sur le gazoduc Afrique Atlantique pour couvrir l’augmentation de sa demande en gaz à l’horizon 2030. Avec la création récente d’une entreprise dédiée au projet, le gazoduc Nigeria-Maroc se dirige vers la structuration finale du projet et la sécurisation des financements.
Les projets de développement de l’infrastructure nationale gazière prévue par la feuille de route actualisée de gaz naturel (2025-2030).
À cet effet, les décisions finales d’investissement (FID) de la première phase du projet (1A et 1B) sont attendues d’ici fin 2025 ou début 2026 pour un « first gas« (première alimentation en gaz) prévu entre 2029 et 2030.
Cette première phase concerne le lancement simultané de la construction du tronçon sud (qui relie le Nigeria, le Ghana et la Côte d’Ivoire) et celle du tronçon nord (Sénégal, Mauritanie et Maroc). Grâce au gazoduc Maghreb-Europe (GME), le tronçon nord devrait ainsi assurer une liaison au réseau européen d’ici 2030 au plus tard en attendant la connexion progressive avec les tronçons du centre et du sud.
Durant le World Power-to-X Summit, tenu les 1ᵉʳ et 2 octobre 2025, Oumy Khaïry Diao Diop, secrétaire permanente à l’Énergie de la République du Sénégal, a indiqué que le Sénégal est mobilisé pour développer les infrastructures gazières, parmi lesquelles figure le projet de gazoduc Afrique Atlantique qui va permettre de commercialiser avantageusement le gaz qui est produit avec la Mauritanie au niveau du champ offshore GTA.
Gaz de Tendrara : cap sur l’augmentation des réserves
Les réserves de gaz du champ de Tendrara pourraient augmenter, car plusieurs structures potentiellesn’ont pas encore été complètement décryptées.
Historique des puits forés dans les licences d’Anoual et de Tendrara.
Mana Energy, l’opérateur du projet, mise sur deux prospects pour potentiellement débloquer des ressources probables estimées entre 12 et 25 milliards de mètres cubes (selon des estimations de succès moyen et faible).
À cette fin, Mana Energy prévoit de forer deux puits d’exploration : SBK-1 (sur la licence de Tendrara) et M5 (sur la licence d’Anoual). Des négociations sont actuellement en cours pour obtenir une nouvelle plateforme de forage, dans l’attente des autorisations du ministère de la Transition énergétique.
Capitalisant sur la découverte faite à Tendrara, le forage M5 dans la licence d’Anoual vise une structure piège similaire située dans le même réservoir appelé TAGI. Ce réservoir argilo-gréseux est l’équivalent de celui qui a donné lieu à d’énormes champs gaziers en Algérie. Bien que les chances de succès y soient plus modestes, une découverte gazière pourrait débloquer un potentiel d’au moins 9 milliards de mètres cubes de gaz initialement en place (ressources probables non encore découvertes).
La structure du prospect M5 dans la licence Anoual présente les mêmes caractéristiques que celles des découvertes de gaz au niveau de Tendrara.
Cependant, le puits SBK-1, situé dans la licence de Tendrara, présente de plus grandes chances de réussite. Il avait déjà produit du gaz en surface lors de tests réalisés en 2000, mais dans un emplacement jugé sous-optimal.
À la suite d’une réévaluation, le nouvel emplacement de forage devrait cibler un réservoir gazeux beaucoup plus prometteur. En cas de succès, ce puits présente un potentiel de gaz récupérable d’au moins 3,9 milliards de mètres cubes.
Le potentiel prometteur des licences offshore Lixus et Rissana
De son côté, la compagnie britannique Chariot met en œuvre une nouvelle stratégie qui vise un développement redimensionné du champ d’Anchois pour une mise en exploitation accélérée. De plus, elle a initié un processus de farmout pour les licences offshore Lixus et Rissana, ainsi que celle de Loukous en onshore, afin de trouver un nouveau partenaire pour relancer et redynamiser l’exploration gazière au Maroc.
Au sein de la licence de Lixus, et plus près de la côte, le prospect gazier d’Anguille représente un potentiel de 14 milliards de mètres cubes. Il est en attente d’un forage qui permettra de prouver la présence et l’exploitabilité du gaz. Si cette découverte est confirmée, elle pourrait constituer une source d’approvisionnement additionnelle en gaz qui permettrait de mieux valoriser le champ d’Anchois.
Dans la licence Rissana, Chariot examine deux prospects. Le premier, situé au niveau d’un cône alluvial du même âge que celui d’Anchois, et le second, situé au large de Kénitra, ciblent des réservoirs d’âge plus ancien. Tous deux présentent un potentiel de plusieurs milliards de mètres cubes d’hydrocarbures, mais seul le forage permettra de confirmer leur présence et leur exploitabilité.
Rappelons que le changement de statut de l’ONHYM en société anonymepermet à cet organisme, auparavant limité à un rôle de promotion, d’endosser une fonction plus active en investissant dans des projets d’exploration et en partageant les risques. Cette évolution devrait encourager davantage d’opérateurs à investir au Maroc.
Ce qu’il faut retenir :
Le Maroc devrait multiplier par dix sa consommation de gaz naturel.
La mise en exploitation des champs de Tendrara et d’Anchois ne permettra pas de couvrir l’augmentation de cette demande à partir de 2026.
À l’horizon 2030, la première phase du gazoduc Afrique Atlantique, reliant le Sénégal au Maroc, permettra de répondre à la demande en gaz du Maroc, tout en permettant son exportation vers l’Europe.
Dans l’attente du déploiement du port de Nador West Med et du gazoduc Afrique Atlantique, le ministère doit sourcer des contrats d’approvisionnement en gaz pour accompagner l’augmentation de la demande lors des prochaines années.
D’autres moyens pour débloquer des ressources additionnelles sont en cours de développement. À terre, au niveau des licences d’Anoual et de Tendrara, des prospects sont susceptibles de recéler des ressources gazières d’au moins 12 milliards de mètres cubes. En offshore, de nouveaux partenariats sont envisagés par Chariot pour évaluer un potentiel d’au moins 14 milliards de mètres cubes sur le prospect d’Anguille.
Leila Benali : « Le port de Nador West Med sera le premier point d’entrée du GNL au Maroc »
Avant l’inauguration officielle de la 5ᵉ édition du Power-to-X Summit, Leila Benali, ministre de la Transition énergétique et du développement durable, a accordé une interview à l’émission podcast PTX Visionaries. Elle y a dressé un bilan chiffré des principaux acquis du Maroc en matière de transition énergétique.
« Lorsque ce gouvernement a démarré en 2021, nous avons mené un exercice très simple : déterminer les chiffres nécessaires pour investir dans les infrastructures énergétiques – réseaux, gaz, etc. – afin de maintenir une croissance business as usual, simplement pour garder les lumières allumées et le carburant dans les voitures », a déclaré Leila Benali.
Partant de ce diagnostic, la ministre a indiqué que le Maroc « avait triplé ses investissements annuels dans l’ensemble des chaînes de valeur : réseaux, stockage, infrastructures gazières… »
« Avant 2021, nous investissions environ 400 millions de dollars par an. Depuis 2021, ce rythme dépasse un milliard de dollars annuellement, aussi bien dans les grands projets que dans les projets de moindre envergure », a-t-elle précisé.
Énergies renouvelables : quel bilan ?
S’appuyant sur la stratégie énergétique royale lancée en 2009, la ministre a résumé les progrès autour d’un « triangle très simple » :
42 % de la capacité électrique basée sur les énergies renouvelables ;
20 % d’objectifs d’efficacité énergétique ;
L’intégration régionale.
« Je crois en un concept économique très simple : les économies d’échelle. Si nous réalisons un choc d’investissement dans notre système, nous pourrons garantir des projets d’infrastructures et d’énergies renouvelables à grande échelle qui réduiront les coûts », a-t-elle expliqué.
« Aujourd’hui, le coût de l’électricité au Maroc avoisine 100 dollars le mégawatt-heure. Celui des renouvelables, en particulier dans le sud du pays, est très compétitif. Lors des derniers appels d’offres, nous avons observé des prix nettement inférieurs à 40 dollars par MWh », a ajouté Leila Benali.
« Lorsque nous aurons atteint 52 % de capacité issue des renouvelables – et nous y parviendrons avant 2030 –, il faudra gérer l’intermittence. Cela ne pourra pas se faire avec du charbon ou d’autres combustibles fossiles », a-t-elle souligné.
Gaz naturel : précisions sur l’AMI et le GNL
La ministre a insisté sur le rôle stratégique du gaz pour l’économie nationale : « Toutes les pièces du puzzle se mettent en place pour que le gaz joue son rôle, non pas comme une simple énergie de transition, mais pour qu’il joue son rôle dans notre tissu économique et social. »
Concernant l’infrastructure d’importation de gaz naturel liquéfié (GNL), une décision a été prise : « Le port de Nador West Med sera le premier point d’entrée du GNL au Maroc. J’espère pouvoir partager de bonnes nouvelles le 1ᵉʳ octobre au Power-to-X, au sujet des derniers appels d’offres et de la loi sur le gaz. »
En avril 2025, le ministère de la Transition énergétique a lancé un appel à manifestation d’intérêt (AMI) pour le développement de l’infrastructure gazière nationale. La prochaine étape sera le lancement d’une demande de cotation durant le troisième trimestre de 2025 et qui sera suivie par l’appel d’offres prévu pour le premier trimestre de 2026.
Abordant le gazoduc Atlantique Afrique (GAA), la ministre a confirmé l’avancement accéléré du projet : « La plupart des études techniques et environnementales sont achevées. Concernant les ‘quicks wins‘ avec nos premiers partenaires, le Sénégal et la Mauritanie, les discussions sont également très positives. Ils réfléchissent à la meilleure façon de monétiser leurs ressources et il est plus économique d’exporter son gaz par pipeline que d’avoir recours à des unités flottantes de GNL, très coûteuses »
Leila Benali a également souligné l’ambition du Maroc de faire de Dakhla un hub énergétique régional : « Nous voulons que la région devienne un centre majeur, non seulement pour l’énergie, mais aussi pour l’acier vert. Nous avons aussi lancé la stratégie du corridor OTC dans le secteur minier, afin de positionner le Maroc comme corridor de premier plan pour l’origine, le transit et la certification des minéraux stratégiques et critiques ».
La course à l’hydrogène vert : naviguer entre rupture technologique et complexité du marché
La ministre a ensuite évoqué l’hydrogène vert : « L’autre choc d’investissement dont nous avons besoin est celui que nous procure l’offre hydrogène vert, fournie ou d’autres grands projets d’infrastructure comme la Coupe du monde de football… »
Elle a détaillé l’approche marocaine, insistant sur la prudence et le partenariat public-privé : « La manière dont l’offre marocaine en hydrogène vert est structurée vise à ce que l’État prenne des risques éclairés, de concert avec le secteur privé, et que nous avancions main dans la main, de manière graduelle. Il faut rester prudent face aux évolutions technologiques, car dans la plupart des chaînes de valeur des cleantech, la Chine détient déjà 70 à 80% des parts de marché« .
La diversification des risques est au cœur de la stratégie, ainsi que l’importance des négociations internationales : « C’est pourquoi, pour l’hydrogène vert, nous avons présenté une gouvernance spécifique l’année dernière. Les discussions avancent très bien avec les entreprises sélectionnées, et d’autres viendront. L’objectif est de diversifier les risques : géographiques, technologiques et commerciaux. »
En conclusion, Leila Benali a fixé un objectif clair en matière d’échelle : « L’essentiel est de créer un écosystème et des économies d’échelle. Si nous parvenons à construire ne serait-ce qu’une fraction des 20 GW de capacité d’électrolyse prévus, en mutualisant les risques de ces projets, ce sera un succès majeur. »
Champ de Tendrara : premiers tests de mise en service imminents (Sound Energy)
Le jour J approche à grande vitesse pour le projet Tendrara. L’heure du « premier gaz » est imminente, alors que le site de production commence à prendre sa forme finale.
Lors d’une présentation effectuée le 25 septembre 2025 aux investisseurs, Sound Energy a présenté ses principaux résultats semestriels ainsi que l’avancement de ses opérations basées au Maroc, dont celle de Tendrara qui promet une production annuelle de 100 millions de mètres cubes/an dans sa première phase.
Le site de production est prêt, l’acheteur aussi : tests de mise en service imminents
Selon Graham Lyon, président exécutif de Sound Energy, l’unité a été testée en usine avant d’être acheminée en pièces détachées au Maroc, où l’assemblage est sur le point d’être achevé. La mise en service du site est imminente, pour permettre une production à temps d’ici la fin de l’année.
De son côté, le principal acheteur, Afriquia Gaz, a finalisé ses préparatifs, notamment la mise en place de ses installations de stockage et l’acquisition de camions de transport.
Sound Energy, ancien opérateur du projet, avait conclu un accord de vente de gaz avec la société marocaine Afriquia Gaz. Cet accord, d’une durée de dix ans à compter de la première livraison de gaz, porte sur une quantité contractuelle annuelle de 100 millions de mètres cubes et inclut une clause de « take or pay » (« prendre ou payer »).
Ainsi, dès que la production atteint son maximum et que le gaz naturel est liquéfié et stocké dans le réservoir, Sound Energy et Mana Energy, nouvel opérateur, sont rémunérés, même si Afriquia Gaz ne récupère pas le gaz produit.
Sur le site de production, les équipes de Mana Energy ont testé, nettoyé, fermé et préparé les puits pour la production. Les travaux progressent rapidement : le réservoir de stockage est en phase de finalisation, et l’assemblage de l’unité de liquéfaction avance rapidement grâce à l’arrivée quotidienne de nouveaux équipements.
Le point sur l’avancement de la phase 2 du projet de Tendrara
La production de la phase 1, prévue vers la fin de l’année, atteindra une capacité initiale de 100 millions de mètres cubes/an de gaz naturel. Le véritable changement d’échelle interviendra avec la phase 2, qui prévoit l’injection de 300 millions de mètres cubes/an supplémentaires dans le gazoduc Maghreb-Europe (GME), avant l’acheminement vers les centrales à gaz raccordées.
Schéma simplifié du développement prévu pour la phase 2 de Tendrara (source : Sound Energy).
Le développement de cette seconde phase nécessitera la construction d’un pipeline et l’augmentation des capacités de production via le forage de nouveaux puits. Une société canadienne, mandatée par Mana Energy, met actuellement à jour l’étude de faisabilité (FEED), qu’elle prévoit de finaliser d’ici fin 2025, en même temps que le démarrage de la phase 1.
Pour Sound Energy, le passage à la phase 2 est hautement stratégique : la décision finale d’investissement (FID) débloquera l’accord de vente de gaz avec l’ONEE, ce qui lui assurera des revenus et lui permettra à terme de couvrir ses dettes.
Une fois la phase 2 mise en œuvre, après environ 18 mois de construction suivant la décision finale d’investissement (FID), les deux phases (phase 1 et phase 2) généreront un chiffre d’affaires total de 120 millions de dollars par an. La part revenant à Sound Energy s’élèvera à 20% de ce montant.
Le retard sur les forages d’exploration
Initialement prévue durant le premier semestre 2025, la campagne de forages des puits SBK-1 (dans la licence de Tendrara) et M5 (dans la licence d’Anoual) n’a pas encore été réalisée à ce jour.
Situé dans la licence de Tendrara, le puits SBK-1 présente une probabilité élevée de succès. Il a déjà produit du gaz en surface lors de tests réalisés il y a environ vingt-cinq ans, et son forage permettra d’augmenter la capacité de production des deux puits productifs dans le champ de Tendrara, avec un potentiel de gaz récupérable estimé à 3,9 milliards de mètres cubes.
Située dans la licence d’Anoual, encore peu explorée et aux connaissances limitées, la zone du puits M5 fait l’objet d’un forage d’exploration sauvage (wildcat drill). Les chances de succès y sont plus modestes, mais une découverte gazière pourrait débloquer un potentiel d’au moins 9 milliards de mètres cubes de gaz initialement en place (probable non encore découvert).
Mana Energy et Sound Energy préparent actuellement les forages en attendant les autorisations du ministère de la Transition énergétique, tandis que Mana Energy a déjà entièrement sécurisé le financement du projet de forage.
En attendant les autorisations, Mana Energy, l’opérateur du projet, est à la recherche d’une nouvelle plateforme de forage offrant les meilleures conditions commerciales et techniques pour mener à bien cette nouvelle campagne de forage.
Relance par les énergies vertes : le pari stratégique de Sound Energy
Confrontée à une situation financière délicate dans l’attente des premiers revenus du gaz de Tendrara, Sound Energy a lancé deux nouveaux projets de développement d’énergie verte en partenariat avec Gaia Energy et Getech.
Avec Gaia Energy, Sound Energy prévoit d’investir dans une capacité totale d’environ 250 à 300 mégawatts (MW). Les deux opérateurs examinent actuellement 20 sites différents, chacun disposant d’une capacité installée de 20 MW, dépassant ainsi les 15 installations maximales prévues initialement.
Selon les estimations de Sound Energy, un site brut de 20 MW pourrait générer des revenus d’environ 2,5 à 3 millions de dollars par an. Ces projets présentent un faible niveau de risque par rapport à l’exploration d’hydrocarbures, ce qui ouvre la possibilité d’un financement par des banques marocaines. La récente libéralisation de la moyenne tension et la présence de seulement deux opérateurs en énergies renouvelables renforcent également cette attractivité.
Concernant la deuxième coentreprise, HyMaroc, qui devrait explorer le potentiel des énergies non conventionnelles, Sound Energy et Getech négocient actuellement avec l’ONHYM une licence d’exploration d’hydrogène naturel et d’hélium. Cette négociation fait suite à une étude qui a déjà identifié des zones prometteuses pour l’exploration.
Dans le cadre de son plan de restructuration, Sound Energy étudie également de nouvelles options d’avenir en dehors du Maroc, probablement dans le secteur du pétrole et du gaz dans des actifs situés en Afrique du Nord et dans la région du bassin méditerranéen.
L’ONHYM vise une étude stratégique du stockage géologique des ressources énergétiques
L’Office national des hydrocarbures et des mines (ONHYM) a récemment lancé un appel d’offres pour la mise en œuvre d’une étude qui évaluera le potentiel du sous-sol pour le stockage géologique.
D’une importance stratégique, le stockage géologique des ressources énergétiques offre de multiples avantages, dont le plus crucial est la sécurisation de l’approvisionnement en ressources telles que le gaz naturel. Cette approche garantit une disponibilité à long terme et protège le Maroc des fluctuations du marché international, affecté périodiquement par les instabilités géopolitiques.
À titre d’exemple, les États-Unis stockent dans leur sous-sol environ 195 milliards de mètres cubes de gaz naturel, soit l’équivalent de la consommation marocaine sur près de 90 ans.
Le stockage géologique ne se limite pas aux ressources énergétiques (gaz naturel, pétrole, hydrogène, etc.). Il joue également un rôle clé dans la production d’hydrogène bleu et la séquestration du CO₂. Plutôt que d’être libéré dans l’atmosphère, le CO₂ est enfoui dans le sous-sol, où des processus naturels permettent sa séquestration sans impact sur l’environnement.
A terme, cette étude permettra de modéliser au moins quatre sites de stockage géologiques prometteurs. Elle aboutira également à un plan d’action et à une feuille de route pour la mise en œuvre de projets de stockage.
Ce projet permettra également de transformer les résultats scientifiques et techniques de l’étude en des décisions stratégiques et opérationnelles à travers une expertise technico-économique (évaluation des couts estimés pour le développement des sites, coût actualisé de stockage par type de gaz, benchmark, rentabilité potentielle…).
Pour rappel, au Maroc, un projet de stockage d’hydrocarbures a été initié en 2021, visant à exploiter les cavités salines de la mine de sel de Mohammedia. Il a ensuite évolué vers le stockage de l’hydrogène dans le cadre du projet nommé MelHy, porté par un partenariat entre la Société marocaine de stockage (Somas) et Hydrogène de France (HDF Energy).
De son côté, la transformation de l’ONHYM en société anonyme (S.A.) promet une évolution stratégique vers une logique d’investissement dynamique qui permettra de saisir pleinement le potentiel de la transition énergétique en cours de développement au Maroc.
Gaz naturel. Sound Energy réaffirme la mise en production de Tendrara au quatrième trimestre de 2025
Les travaux sur le champ de Tendrara avancent à un rythme soutenu en vue d’une mise en production prochaine durant le quatrième trimestre 2025. Sound Energy, qui conserve une participation de 20 % dans ce champ, a indiqué que toutes les dispositions sont prises pour une production imminente de gaz naturel.
Cette annonce intervient en marge de l’assemblée générale de Sound Energy, qui s’est tenue le mardi 17 juin 2025. Cette assemblée a également été l’occasion de présenter la nouvelle stratégie de l’entreprise, concrétisant la création de deux co-entreprises, dont une avec Gaia Energy qui promet une monétisation rapide dès 2026.
Lors de son assemblée, Sound Energy a également évoqué la possibilité d’une double cotation aux bourses de Londres et de Casablanca, mais ce projet est actuellement suspendu en l’absence temporaire de revenus. Selon Sound Energy, ce projet est maintenu en raison de la faible attractivité actuelle du marché d’investissement alternatif londonien (AIM) et, à Casablanca, les contraintes des changes compliquent l’investissement des actionnaires marocains ne disposant pas de comptes bancaires internationaux.
L’état d’avancement de la mise en service du champ de Tendrara
Sous la coordination de Mana Energy, les deux puits sont opérationnels pour la production. De récentes opérations de nettoyage ont démontré qu’ils produisent exclusivement du gaz sec, exempt d’eau, de liquides ou de solides.
Photo montrant le torchage du puits TE-6
Ces deux puits sont destinés à produire et livrer 10 millions de pieds cubes par jour (283.168 mètres cubes) de gaz commercialisable dès la pleine mise en service de l’usine.
L’avancement des travaux de construction est important, le réservoir de GNL étant pratiquement achevé. La micro-unité de liquéfaction représente l’élément restant, alors que le nouveau contrat signé avec Italfluid prévoit des indemnités de retard en cas de non-respect de son calendrier de livraison.
La capacité de stockage de Tendrara est quasiment finalisée et permettra à terme de stocker l’équivalent de 12 jours de production de gaz naturel.
Avec pratiquement tout l’équipement sur place, Graham Lyon a indiqué que la mise en service de la micro-unité est prévue vers août, menant à une mise en production durant le quatrième trimestre de l’année 2025.
Pour la deuxième phase du projet, visant la production de gaz pour l’électricité, l’actualisation de l’étude FEED (Front-End Engineering Design) et les négociations du contrat EPC (Ingénierie, Approvisionnement et Construction) pour la construction d’un pipeline qui se connectera au gazoduc Maghreb-Europe sont en cours et ne prennent aucun retard. Elles devraient être finalisées au plus tard d’ici la fin de l’année.
Le forage des deux puits est en attente d’approbation institutionnelle
La reprise imminente des forages d’exploration de gaz naturel dans les blocs d’Anoual et de Tendrara n’a pas pu être concrétisée en raison de retards dans l’obtention des autorisations requises.
Suite à la cession au nouvel opérateur Mana Energy, plusieurs approbations sont encore nécessaires. Managem mène actuellement des discussions avec l’ONHYM et le ministère de la Transition énergétique pour finaliser ces licences. Tant que ces approbations ne sont pas en place, les travaux de forage ne peuvent pas débuter.
Rappelons que, dans le cadre de l’accord de cession, Mana Energy, filiale de Managem s’est engagée à forer deux puits d’exploration : SBK-1 sur la licence de Grand Tendrara et M5 sur la licence d’Anoual.
Avec une probabilité de succès de 50%, le puits SBK-1 pourrait abriter des ressources allant jusqu’à 3,9 milliards de mètres cubes. Quant au puits M5, situé sur la licence d’Anoual, il présente une probabilité de succès moindre, mais les indicateurs suggèrent qu’en cas de présence de gaz naturel, il pourrait mener à une découverte majeure, potentiellement jusqu’à 7,6 milliards de mètres cubes de gaz naturel.
Dans la licence de Sidi Mokhtar, la recherche d’investisseurs est toujours en cours
Située au sud-ouest du Maroc, Sound Energy cherche activement à faire évoluer le permis de Sidi Mokhtar. Longtemps délaissé, ce site en est encore à une phase d’exploration très précoce, en raison du choix de la compagnie de se concentrer sur le développement de Tendrara.
L’évaluation des cibles potentielles pour de futurs forages nécessite des études sismiques 2D, lesquelles constituent un investissement significatif de 6 millions de dollars.
Compte tenu de sa situation financière actuelle, Sound Energy est à la recherche d’un partenaire pour partager ce coût. Actuellement, Sound Energy est déjà en discussion avec plusieurs parties intéressées, comme l’a indiqué John Argent, vice-président chargé des géosciences à Sound Energy.
L’hydrogène naturel et l’hélium : un potentiel à exploiter sur le moyen terme
Dans un autre axe de développement, Sound Energy et Getech ont annoncé la finalisation d’une prospection des sites propices pouvant contenir de l’hydrogène naturel et de l’hélium dans les quatre coins du pays, y compris les périmètres des licences détenues par Sound Energy.
Getech adopte une approche scientifique différente de celle des autres entreprises qui prospectent l’hydrogène naturel. À travers une base de données globale, leur méthodologie permet de retracer précisément comment et où l’hydrogène et l’hélium sont naturellement générés, comment ils migrent à travers la croûte terrestre, et où ils peuvent finalement s’accumuler et être piégés dans le sous-sol, les rendant accessibles à l’exploration. Il s’agit d’une approche « bottom-up » (ascendante), à l’opposé des méthodes « top-down » (descendantes) utilisées par d’autres acteurs (satellites, études de sol, détection de suintements).
Parmi les modèles utilisés par Getech, l’inversion vectorielle magnétique 3D qui pointe vers des roches fortement magnétisées qui indiquent l’étendue et la profondeur des roches sources d’hydrogène.
L’inversion vectorielle magnétique (IVM) est une modélisation qui permet d’identifier les sources de l’hydrogène.
Bien qu’il s’agisse d’une ressource prometteuse, les projets d’exploration d’hydrogène naturel sont à un stade de développement préliminaire à l’échelle mondiale. Ils ne pourront porter leurs fruits qu’après des années de développement qui devront s’appuyer davantage sur la R&D pour optimiser les méthodes d’exploration de méga-ressources, notamment au Maroc qui a choisi d’investir précocement dans la prospection de cette ressource future.
De leur côté, Sound Energy et Getech devront créer une coentreprise qui permettra de lancer des prospections plus poussées d’hydrogène naturel et d’hélium à la lumière de la prospection initiale établie.
Chariot Energy lève 1 million de dollars supplémentaires
Chariot Energy a levé 1 million de dollars grâce à une offre publique de vente (OPV) réservée à ses actionnaires éligibles, comme l’a fait savoir la compagnie britannique dans un communiqué ce mardi 17 juin 2025.
En complément d’une levée initiale de 6,1 millions de dollars, cette offre publique a permis de sécuriser un total d’un million de dollars américains supplémentaires qui sera entièrement dédié au renforcement du besoin en fonds de roulement de Chariot.
L’offre publique a connu une sursouscription, avec des acceptations reçues de la part des actionnaires éligibles portant sur un total de 62.270.970 actions, représentant un taux de souscription de 119 % par rapport aux 52.279.027 actions initialement proposées.
Cependant, l’émission des actions proposées dans le cadre de cette offre publique est subordonnée à l’adoption lors de l’assemblée générale de Chariot, prévue pour le mercredi 18 juin 2025.
« Nous sommes très heureux d’annoncer les résultats de cette offre ouverte et tenons à remercier nos actionnaires pour leur soutien continu. Cela porte le total des fonds levés à 7,1 millions de dollars, et nous sommes impatients de concrétiser nos projets pour nos activités Upstream (amont) et Énergies renouvelables au cours des prochains mois », a déclaré Julian Maurice-Williams, directeur financier de Chariot Energy.
En priorité, Chariot devrait scinder ses activités en deux entités distinctes. La première sera dédiée aux énergies renouvelables, avec un projet actuellement en développement en Afrique du Sud, tandis que la seconde se concentrera sur les activités en amont dans le secteur de l’énergie (pétrole, gaz et hydrogène).
Dans les mois à venir, la compagnie britannique communiquera un nouveau plan de développement visant à relancer son activité après avoir récupéré les parts qu’Energean détenait dans les blocs Lixus et Rissana.
Tant attendue, cette opération permettra de relancer le développement du champ gazier d’Anchois, situé au large de Larache, en suspens depuis près d’un an malgré un potentiel estimé à au moins 18 milliards de mètres cubes de gaz naturel.
Gaz naturel. Energean justifie son retrait du projet d’Anchois et évoque un retour au Maroc
Dans un entretien accordé à la plateforme Petroleum Economist en marge de l’événement Africa Invest, organisé à Paris les 11 et 12 mai 2025, Mathios Rigas, PDG et actionnaire principal d’Energean, a indiqué un possible retour de la compagnie au Maroc. Cette annonce intervient après la rétrocession par Energean de ses parts dans les blocs offshore Lixus et Rissana, situés au nord du Maroc, en raison de résultats jugés insatisfaisants.
En Afrique, et plus particulièrement en Égypte où Energean est déjà présent, Mathios Rigas a confirmé que la compagnie envisageait également un retour au Maroc. Il a d’ailleurs souligné que le Royaume constitue un terrain d’opérations idéal en Afrique du Nord. Bien qu’aucun pays n’ait été spécifiquement cité, le PDG d’Energean a fait savoir que la compagnie devrait décider du choix d’un nouveau projet africain dans les prochains mois.
Rigas a précisé que la société continuait d’évaluer des opportunités en Afrique du Nord, et ce, malgré la rétrocession récente de ses actifs offshore marocains à Chariot. Toutefois, son attention se porte désormais plus activement sur l’Afrique de l’Ouest, région qui présente selon lui un potentiel de croissance majeure.
« Nous disposons d’un atout unique, qui s’avérera très précieux pour l’Afrique de l’Ouest, mais aussi pour l’ensemble de la région africaine. Energean est une entreprise dotée de capacités d’exploitation en eaux profondes qu’aucun autre indépendant ne possède. Nous avons prouvé que nous savons construire des infrastructures pour FPSO, forer des puits en eaux profondes et poser des pipelines dans ces mêmes conditions », a déclaré Mathios Rigas.
La présence d’Energean au Maroc s’est révélée de courte durée, n’ayant pas excédé une année (avril 2024-mai 2025). Cette période s’est achevée peu après le forage du puits Anchois-3 en septembre 2024, lequel a démontré que le gaz dans les zones ciblées était inférieur au modèle géologique pré-forage, limitant les ressources certifiées à 18 milliards de mètres cubes, un volume initialement identifié par Chariot.
Depuis, une absence de visibilité de la part de l’opérateur a entraîné une pause obligatoire, bloquant temporairement le développement du champ gazier d’Anchois dans le bloc offshore Lixus. Bien qu’il ne s’agisse que d’un retard de quelques mois, cette situation contraste avec les ambitions marocaines. En effet, le Royaume souhaite accélérer le développement de ses actifs gaziers récemment découverts, notamment Anchois et Tendrara, conformément à sa feuille de route gazière actualisée pour 2025-2030, dans laquelle le gaz naturel a été désigné comme ressource clé de la transition énergétique nationale.
Au cours de son entretien avec Petroleum Economist, Mathios Rigas a adressé un appel clair aux majors pétroliers : « Ne laissez pas vos actifs inexploités, confiez-les à des entreprises qui en feront bon usage ». Le PDG a rappelé qu’Energean avait adopté la même démarche avec ses actifs au Maroc, en les rétrocédant à Chariot, ces derniers étant trop modestes pour son portefeuille et ne justifiant pas une conservation à long terme.
Il a ajouté qu’Energean cible principalement du gaz déjà découvert (surtout offshore), situé dans une ‘zone idéale’ en termes de taille, se positionnant entre les projets des majors et ceux des juniors, et que l’Afrique regorge d’actifs nécessitant des opérateurs comme Energean pour les développer.
Ce qu’il faut retenir, c’est qu’Energean estime qu’un projet offshore de classe moyenne, tel que celui d’Anchois contenant 18 milliards de mètres cubes, est moins avantageux pour la compagnie, d’autant qu’elle ne détient que 45% des parts dans ce projet.
En revanche, en Afrique de l’Ouest, plusieurs découvertes récentes ont été mises en évidence, notamment le champ de BirAllah en Mauritanie qui abrite des réserves d’environ 1,41 trillion de mètres cubes, sachant que la licence d’exploitation de British Petroleum n’a pas été renouvelée par la Mauritanie.
De son côté, Chariot, redevenu opérateur, reprend le développement du champ d’Anchois qui devrait connaître un développement plus rapide pour rattraper le retard déjà accumulé, et ce, pour fournir davantage de gaz naturel qui sera produit dans le champ onshore de Tendrara situé dans la région de l’Oriental.
