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ONHYM Opens New Offshore Block for Hydrocarbon Exploration

ONHYM has succeeded in promoting a new hydrocarbon exploration block off the Atlantic coast, between Assilah and north of Kenitra.

Location of the « Gharb Deep Offshore » block, the subject of the petroleum agreement between ONHYM and Murphy Oil Corporation.

An oil agreement was signed on Wednesday, January 21, 2026, in the presence of Amina Benkhadra, Director General of ONHYM, and Christopher C. Olson, Vice President of Murphy Oil Corporation, granting the exploration permit as stipulated by Chapter III of the Hydrocarbons Code.

Covering an area of 16,989.9 km², the offshore block open for exploration consists of ten permits and is located west of the Rissana and Lixus blocks, held by the British company Chariot Energy.

In addition to its proximity to the Anchois gas field, with estimated resources of 18 billion cubic meters of natural gas, this new exploration area borders offshore the Rissana block with strong potential for additional gas resources. This prospectivity is also supported by geological continuity onshore, represented by the SDX Energy gas fields and further north by the Chariot discoveries in the Loukos license.

Potential identified within the exploration permits held by Chariot

Listed on the New York Stock Exchange, U.S. company Murphy Oil Corporation has a significant portfolio of hydrocarbon production in the United States and Canada. In 2024, its production totaled 177,000 boe/d (barrels of oil equivalent per day), with mainly gas in its onshore fields and oil in its offshore permits.

In Africa, Murphy Oil released the results of an exploration well drilled in its offshore exploration block in Ivory Coast. Although it yielded oil quantities, they were deemed insufficient for commercial production.

However, the company believes that these results, while negative, confirm the presence of an active oil system and plans to refine its analysis to identify a producing target in Ivory Coast.

In the midst of the legislative process, ONHYM’s transformation into a public limited company is expected to give this strategic institution new momentum. The future entity will operate under the supervision of the National Agency for Strategic Management of State Holdings (ANGSPE), with the aim of establishing efficient governance capable of stimulating exploration and exploitation of mineral and oil resources.

L’ONHYM ouvre un nouveau bloc offshore pour l’exploration des hydrocarbures

L’ONHYM a réussi à promouvoir un nouveau bloc d’exploration d’hydrocarbures au large de l’Atlantique, entre Assilah et le nord de Kénitra.

Localisation du bloc « Gharb Deep Offshore », objet de l’accord pétrolier entre l’ONHYM et Murphy Oil Corporation.

Un accord pétrolier a été signé ce mercredi 21 janvier 2026 en présence d’Amina Benkhadra, directrice générale de l’ONHYM, et de Christopher C. Olson, vice-président de la compagnie américaine Murphy Oil Corporation, pour l’octroi du permis de recherche tel que stipulé par le chapitre III du Code des hydrocarbures.

D’une superficie de 16.989,9 km², le bloc offshore ouvert pour l’exploration est composé de dix permis de recherche et se situe à l’ouest des blocs Rissana et Lixus, détenus par la compagnie britannique Chariot Energy.

En plus de sa proximité avec le champ gazier d’Anchois, dont les ressources sont estimées à 18 milliards de mètres cubes de gaz naturel, cette nouvelle zone d’exploration jouxte, en offshore, le bloc Rissana au grand potentiel de ressources gazières additionnelles. Cette prospectivité est confortée également par la continuité géologique à terre (onshore), matérialisée par les champs gaziers de SDX Energy et, plus au nord, par les découvertes de Chariot sur la licence Loukos.

Les potentialités identifiées au sein des permis d’exploration détenus par Chariot.

Cotée en Bourse de New York, la compagnie américaine Murphy Oil dispose d’un important portefeuille de production d’hydrocarbures aux États-Unis et au Canada. En 2024, sa production d’hydrocarbures a totalisé 177 000.bep/j (barils équivalent pétrole par jour), avec principalement du gaz dans ses champs onshore et du pétrole dans ses permis offshore.

En Afrique, Murphy Oil vient de communiquer les résultats d’un puits d’exploration foré dans son bloc d’exploration offshore en Côte d’Ivoire. Bien qu’il ait livré des quantités d’huile, celles-ci se sont avérées insuffisantes pour une production commerciale.

Toutefois, la compagnie estime que ces résultats, bien que négatifs, prouvent l’existence d’un système pétrolier actif et compte affiner ses résultats pour trouver une cible productrice en Côte d’Ivoire.

En plein circuit législatif, la transformation de l’ONHYM en société anonyme doit conférer à cette institution stratégique une nouvelle dynamique. La future société sera placée sous la tutelle de l’Agence nationale de gestion stratégique des participations de l’État (ANGSPE), afin d’instaurer une gouvernance efficiente, capable de stimuler l’exploration et l’exploitation des ressources minières et pétrolières.

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-Pakistani company) 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.

Malgré ce contexte, le Maroc s’apprête à démarrer une production initiale de 100 millions de mètres cubes sur le gisement de Tendrara, dont la mise en service est prévue entre fin 2025 et début 2026 au plus tard.

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.

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.

Karim Zidane représente le Roi au 17ᵉ Sommet des affaires USA-Afrique

Karim Zidane conduit une importante délégation composée de dirigeants et de hauts responsables du secteur public et privé, notamment de l’Agence marocaine de développement des investissements et des exportations (AMDIE), de l’Office national des hydrocarbures et des mines (ONHYM), de l’Office national des chemins de fer (ONCF), de la Confédération générale des entreprises du Maroc (CGEM), ainsi que de Medz, de Marsa Maroc et de représentants des banques marocaines.

La participation à cet évènement, qui se tient en présence de plusieurs chefs d’État africains ainsi que de hauts responsables de gouvernements de plusieurs pays, s’inscrit en droite ligne des hautes orientations royales en faveur du renforcement des partenariats économiques du Royaume avec les pays africains et les partenaires internationaux.

Elle vise à mettre en valeur les réformes engagées par le Maroc pour renforcer son attractivité économique, sous la conduite éclairée du Roi Mohammed VI, en particulier la mise en œuvre de la nouvelle Charte de l’investissement, et à promouvoir, ainsi, les opportunités qu’offre le Royaume dans des secteurs stratégiques tels que les énergies renouvelables, l’industrie automobile, l’aéronautique, l’agro-industrie et les technologies vertes.

Dans cette dynamique partenariale, le Maroc se positionne désormais comme un acteur incontournable dans les chaînes de valeur mondiales, à la faveur des relations économiques privilégiées et du partenariat structuré et durable qu’il entretient avec les États-Unis d’Amérique, consolidé par l’accord de libre-échange en vigueur depuis 2006. En effet, le Royaume figure parmi les principaux partenaires commerciaux des États-Unis en Afrique.

Organisé en présence de plus de 1.500 participants, dont des chefs d’État, des ministres, des décideurs économiques et politiques et des représentants du secteur privé, ce sommet constitue une plateforme majeure pour le dialogue économique et la construction de partenariats stratégiques durables entre les États-Unis et les pays africains.

En vue de leur exploitation, l’ONHYM lance l’évaluation environnementale de 18 projets miniers stratégiques

L’ONHYM a attribué au bureau d’études CID, via un appel d’offres public, la mission de réalisation et de suivi du processus d’approbation environnementale de 18 de ses projets miniers, en cours de développement.

Cette étape d’approbation environnementale est une condition préalable à l’ouverture d’une exploitation minière. Elle est régie par l’article 59 de la loi 33-13 sur les mines et par l’article 2 de la loi 12-03 relative aux études d’impact sur l’environnement (EIE).

En plus d’une étude présentée devant la CRUI, une enquête publique doit avoir lieu, visant à recueillir les avis des riverains du projet minier envisagé avant d’obtenir l’attestation d’acceptabilité environnementale.

L’ONHYM a décidé d’accélérer le développement des minerais stratégiques et critiques. Ces derniers devraient à leur tour renforcer l’écosystème industriel en cours de développement, notamment celui des batteries.

Bien que dans des phases préliminaires de développement, ces projets incluent notamment :

des gisements de terres rares (REE) et de niobium (Nb) à Targhat,
de lithium (Li) à Bir El Mami,
de cuivre (Cu) sur les sites de Merija, d’Oulad Yaacoub, d’Alma et d’Amane Tazougart (contenant également de l’argent (Ag)),
des ressources en cobalt (Co) à Tizi N’Ouchene
et du nickel (Ni)-cuivre (Cu) à Tassent-Anefgou.

Des ressources stratégiques et précieuses à développer

On apprend donc, dans le cadre de cet appel d’offres, que l’ONHYM prévoit de développer 18 projets miniers stratégiques, dont près de la moitié sont situés dans la région sud-atlasique.

Ces projets revêtent une importance capitale pour le secteur minier national puisqu’ils permettront d’exploiter de nouvelles ressources minérales actuellement inexploitées ou sous-utilisées. Parmi ces ressources figurent notamment le fer, l’or, l’argent, le cobalt, le lithium et le molybdène.

Concernant les ressources en fer, celles-ci sont actuellement produites en quantités limitées dans les mines de Nador. Le projet minier Ras Kamouna, situé à 70 km à l’ouest de Taouz (province d’Errachidia), présente deux types de structures minéralisées. D’une part, un secteur cuprifère caractérisé par une structure filonienne kilométrique dont l’épaisseur varie entre 0,4 et 2 mètres.

D’autre part, un secteur ferrifère se divisant en deux zones distinctes : les structures sud-est montrent des teneurs en Fe2O3 comprises entre 30% et 85% (moyenne de 57%), tandis que les structures sud-ouest présentent des teneurs en fer variant de 35% à 58% (moyenne de 48%).

Par ailleurs, dans la région de Guelmim-Oued Noun, le projet minier de Zini a présenté des teneurs en fer oscillant entre 35% et 57%. Les campagnes de forage réalisées sur le secteur Zini ont permis d’identifier des niveaux minéralisés en hématite et autres oxydes de fer, avec des teneurs maximales atteignant 47% Fe (moyenne de 35%), accompagnées de 25% de silice et 1,5% de phosphate.

En ce qui concerne les ressources cobaltifères, le projet Inki, situé dans la région de Taliouine, a révélé une minéralisation intéressante en cobalt et molybdène (secteur Khzama). Les zones filoniennes du secteur central d’Inki présentent des largeurs variant de 0,40 à 1,40 m, avec des teneurs en molybdène allant de 915 ppm à 4.500 ppm, et des pics à 1,69% sur 20 cm d’épaisseur.

Plus particulièrement, les forages du secteur Inki NW ont donné des résultats prometteurs avec l’intersection de deux structures minéralisées affichant respectivement 1,5% en cobalt et 2,4 g/t d’or sur 2 mètres, puis 3,4% en cobalt et 1,95 g/t d’or sur 1,5 mètre.

Au sud-est du village d’Iknioun, le gisement d’Akka N’Oulili se trouve dans des granophyres à pyroxène du massif de Bougaffer. La minéralisation, principalement composée de bornite et chalcosine oxydées en malachite et azurite avec présence d’argent natif, se localise dans des fractures orientées nord-sud. Les travaux d’exploration préliminaires menés ont démontré que seule la section sud présente un tonnage exploitable estimé à 30.000 tonnes, avec des teneurs de 3,7% Cu et 126 grammes par tonne d’argent (Ag).

D’autres projets d’exploitation de minerais stratégiques complètent cette liste, incluant des sites comme Tazzarine, qui recèle du lithium ; Iboughardain, riche en bentonite ; et Tizi n’Ousatoure, où l’on trouve du cuivre et de l’argent…

Les étapes de l’EIE de ces projets miniers

Après l’attribution de ce marché, le cabinet d’études retenu sera chargé, durant la première phase, de réaliser les études d’impact sur l’environnement pour chaque projet minier.

Cette étape inclut la préparation d’une description détaillée de l’environnement (géologie, faune, flore, agglomérations et leur densité, points d’eau, réseaux hydrographiques et qualité de l’atmosphère, etc.), l’évaluation du degré et de la nature de l’impact du projet sur cet environnement, l’impact environnemental du dépôt de déchets solides et des rejets d’effluents liquides et atmosphériques issus des produits miniers, ainsi que la proposition de mesures d’atténuation des impacts probables.

Par la suite, CID devra présenter les études d’impact sur l’environnement aux autorités marocaines compétentes pour leur approbation. Il devra procéder au dépôt de la demande d’ouverture de l’enquête publique pour chaque projet, conformément aux procédures administratives relatives aux études d’impact environnemental (EIE), auprès des secrétariats permanents des comités régionaux des études d’impact sur l’environnement des régions concernées par les projets.

En cas de non-obtention de l’acceptabilité environnementale, CID devra présenter des justifications acceptables selon les bonnes pratiques en la matière. Dans cette situation, l’ONHYM demandera une réévaluation de l’étude réalisée.

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.

Minerais stratégiques : le Maroc sur la carte des gisements prometteurs de lithium

Un travail scientifique récent a identifié au Maroc plusieurs gîtes de lithium au potentiel prometteur dont le développement pourrait permettre la production de ce minerai stratégique, essentiel à la fabrication de batteries électriques.

Sous forme d’un volume thématique consacré aux principaux gisements de lithium, cette contribution a été publiée le 26 mai 2025 dans la revue Economic Geology de la Society of Economic Geology (SEG), une association professionnelle dédiée à la géologie économique.

La carte de la répartition mondiale du lithium présentée en ouverture de ce volume montre que le Maroc abrite deux types de gisements : au nord-est, des réserves volcano-sédimentaires, et au sud, des gisements magmatiques.

Carte de répartition mondiale des gisements de lithium. (Benson et al., 2025)

Identifié comme un gisement volcano-sédimentaire, le site de Jbel Ghasoul, situé dans le Nord-Est aux environs de Missour, renferme du lithium dans ses argiles. Bien que l’intérêt pour cette source potentielle soit récent, les progrès récents en lixiviation acide, plus économique, ont relancé l’attrait industriel pour ce type de gisements.

Plus au sud, dans l’Anti-Atlas, les pegmatites de Zenaga présentent un potentiel lithinifère important. Elles comportent, en plus des minerais principaux, de la tourmaline, de l’apatite, du lithium et du phosphate carbonaté.

À cela s’ajoutent les pegmatites de Sidi Bou Othmane, aux environs de Marrakech. Celles-ci montrent une distribution zonale marquée par une évolution allant des pegmatites stériles, en passant par des pegmatites intermédiaires caractérisées par l’abondance de phosphates de fer et de manganèse, pour aboutir aux pegmatites fertiles qui contiennent des minéraux riches en lithium.

Malgré sa disponibilité actuelle, la demande en lithium devrait connaître une forte augmentation, risquant de provoquer des restrictions d’approvisionnement de la part des pays producteurs. Une telle évolution pourrait menacer le développement de l’écosystème industriel marocain des batteries électriques, en l’absence de mines locales de lithium.

L’ONHYM semble conscient de ce danger. Il développe plusieurs projets visant à déchiffrer les indices miniers de lithium répartis dans les quatre coins du pays. Le plus récent est développé au niveau du gisement de Bir El Mami, en partenariat avec Lithium Africa, qui prévoit d’investir 3,5 millions de dollars dans le développement des ressources de ce gisement de type pegmatites.

En attente du développement de ses ressources en lithium et bénéficiant d’une législation incitative à l’investissement minier, le Maroc réunit aujourd’hui les principaux éléments nécessaires à l’industrie des batteries.

Le Royaume dispose déjà de cobalt, de phosphates et de cuivre, alors que des projets concernant le nickel et le manganèse sont en cours pour renforcer la production nationale. Parallèlement, d’autres projets portant sur le graphite sont actuellement en développement sous l’égide de Managem, visant à certifier les ressources disponibles.

À terme, le Maroc possédera ainsi tous les éléments essentiels à la fabrication de batteries électriques.

Gazoduc africain atlantique : le projet coûtera moins cher que prévu (Amina Benkhadra)

Chantier énergétique quasi-pharaonique, long de 6.900 km et d’un coût de revient initialement estimé à 25 milliards de dollars, ce mégaprojet a pour vocation de transporter le gaz nigérian vers le Maroc en traversant 13 pays d’Afrique de l’Ouest, avec une connexion au réseau gazier européen via le gazoduc Maghreb-Europe. Dans cet entretien avec Médias24, la directrice générale de l’ONHYM revient sur les avancées techniques et financières qui permettront de réduire de 20% les prévisions d’investissement (CAPEX) et d’ouvrir les vannes du gazoduc à partir de 2029.

Medias24 : Quel est l’état d’avancement du chantier de gazoduc Nigéria-Maroc ?

– Amina Benkhadra : Initié par SM Le Roi Mohammed VI avec le soutien du Président Nigérian Buhari et réitéré par son successeur Son Excellence le Président Tinubu, le futur Gazoduc Africain Atlantique (GAA) est un projet stratégique. L’accord de coopération établi entre les deux pays mandate l’ONHYM et la NNPC (Nigerian National Petroleum Company) pour conduire les études en vue de la décision finale d’investissement.

Sa vocation est d’être un véritable levier d’intégration régionale et de développement économique pour les pays de l’Afrique de l’Ouest, avec un tracé total qui s’étend sur plus de 6.900 km à travers 13 pays sur la côte atlantique et 3 pays enclavés de la région du Sahel.

Il s’inscrit parfaitement dans l’Initiative Atlantique prônée par SM le Roi et aura des retombées socio-économiques indéniables pour l’ensemble des pays concernés par son tracé.

Avec le concours de références mondiales dans ce type de projets (Worley, Intecsea, Doris, ILF), nous avons mené différentes études de faisabilité technique et financière qui ont montré sa viabilité.

À date, le projet a atteint plusieurs jalons majeurs sur les volets technique, environnemental, économique et de coopération régionale avec le soutien de la Mauritanie et de la Cedeao, qui comprend 14 des 16 pays hôtes du gazoduc, mais également avec l’engagement de chaque pays concerné.

Il permettra d’accélérer le développement des industries dans ces pays qui ont tous des richesses minières importantes et qui ont besoin de gaz pour se développer, d’assurer une intégration des économies de la sous-région et de renforcer la connectivité avec l’Europe.

« Nous sommes en passe de lancer l’AMI pour les premières phases »

– A quel stade sont arrivées les études topographiques et géotechniques du parcours total ?

– Finalisées en 2024, les études d’ingénierie détaillée ont permis, une fois le tracé confirmé, d’enclencher les activités de terrain pour les études topographiques et géotechniques et les études d’impacts environnemental et social, indispensables à la mobilisation des financements.

Essentielles, ces études ont mobilisé des moyens humains et techniques conséquents le long du tracé, en mer et sur terre, pour préparer la phase suivante de construction, et, aujourd’hui, nous sommes en passe de lancer l’appel à manifestation d’intérêt pour les premières phases du projet.

Je tiens à remercier les représentants de tous les pays traversés qui nous ont apporté leur assistance en facilitant les démarches nécessaires pour travailler sur leur territoire, prouvant leur engagement dans ce projet structurant qui contribuera à généraliser l’accès à l’énergie à l’ensemble de ces pays.

Ainsi, les études topographiques et géotechniques pour le tronçon terrestre marocain, réalisées par le groupement franco-marocain (Fondasol et Etafat), sont pratiquement terminées, avec les essais en laboratoire qui sont réalisés par le laboratoire marocain LPEE.

Les études de terrain (surveys) sur le segment maritime, de Dakar au Sénégal à Dakhla au Maroc en passant par la Mauritanie, ont été finalisées en 2024 par la société NSea. Nous démarrons celles pour le segment offshore du Nigéria au Sénégal.

La société RPS a finalisé les installations des équipements de surveillance et de mesures des conditions maritimes (températures, vagues, courants, etc…) sur le plancher océanique au large du Sénégal, de la Mauritanie et du Maroc, et prépare celles pour le reste du tracé.

La dernière étape verra la cérémonie de signature officielle du traité par les Chefs d’États de l’organisation régionale élargie à la Mauritanie et au Maroc.

L’étude d’impact environnemental et social (ESIA) pour le segment maritime du Nigéria au Maroc a été lancée l’été dernier avec la société américaine CSA Ocean. Celle sur le segment terrestre au Maroc est aussi en cours, par la société Phénixa/Oreade-Brèch.

-Où en sont les accords en termes de gouvernance et sur le plan politique ?

–L’ONHYM et la NNPC ont signé des accords avec les sociétés pétro-gazières nationales de l’ensemble des pays traversés, et aussi au nom du Maroc et du Nigéria, avec la Communauté Économique des États de l’Afrique de l’Ouest (Cedeao).

Ce dernier accord a permis de mener, depuis 2 ans, sous l’égide de la Cedeao, de l’ONHYM et de la NNPC, les négociations de l’accord intergouvernemental, ou traité, qui organisera la gouvernance de ce projet transfrontalier.

La validation des termes de ce traité a été actée le 1^er novembre par les ministres en charge de l’énergie des États de la CEDEAO, élargis à la Mauritanie et au Maroc.

Cet effort collectif a permis d’aboutir, au mois de décembre 2024, à l’approbation de ce même traité par les chefs d’États de la Cedeao.

La dernière étape verra la cérémonie de signature officielle du traité par les Chefs d’États de l’organisation régionale élargie à la Mauritanie et au Maroc.

Une capacité annuelle de 30 milliards de m³, dont 15 milliards pour l’Europe

–Sachant que le projet est long de 6.900 Km, combien de portions devront être sécurisées ?

-Pour faire face aux différentes contraintes techniques, financières et environnementales que comporte un projet de cette envergure, sa mise en œuvre se fera en effet par tronçons.

Les études ont favorisé une infrastructure principalement offshore d’une capacité annuelle de 30 milliards de m³ qui permettra de mettre à disposition un flux de 15 milliards de m³ pour l’export vers l’Europe, en profitant de la capacité du gazoduc GME qui relie déjà le Maroc à l’Europe.

-Comment seront ventilés les différents tronçons ?

-Afin de faciliter le financement et la mise en œuvre du projet, la construction est prévue de manière progressive autour de différents tronçons qui sont économiquement indépendants l’un de l’autre, à savoir le tronçon sud qui va du Nigéria à la Côte d’Ivoire, le tronçon central entre la Côte d’Ivoire et le Sénégal et enfin le tronçon nord qui part du Sénégal en traversant la Mauritanie et le Maroc.

Chaque étape a été stratégiquement conçue pour surmonter les défis techniques, exploiter au maximum les synergies avec les infrastructures existantes, et aussi répondre aux normes environnementales et sociales les plus exigeantes.

-Quelles sont les différentes phases ?

-Le tronçon sud, notamment la section allant du Ghana à la Côte d’Ivoire que nous définissons comme la phase 1A, fait partie des premières phases à mettre en œuvre.

Servant un double enjeu, il répondra au besoin gazier urgent et croissant exprimé par la Côte d’Ivoire et réalisera l’extension d’une infrastructure de transport de gaz déjà existante dans la zone qui est le West African Gas Pipeline (WAGP), reliant le Nigeria au Ghana via le Bénin et le Togo. C’est là une matérialisation concrète des synergies portées en son sein par le projet Gazoduc Atlantique African.

Également développé en priorité, le tronçon nord ou phase 1B permettra d’alimenter les besoins du Maroc en termes d’approvisionnement gazier, tout en diversifiant les sources de gaz notamment aux côtés du projet du terminal d’importation qui est prévu à Nador.

En anticipation de cette phase 1B et en synergie avec la Dorsale Atlantique développée par l’ONHYM, ce tronçon verra la réalisation anticipée d’un premier segment qui partira du Gazoduc Maghreb Europe (GME) pour relier les villes de Kénitra et Mohammedia, et qui sera ensuite prolongé par un second segment jusqu’à Jorf Lasfar via Berrechid.

Connecté au GME, le Gazoduc Africain Atlantique sera relié au continent européen avec une capacité d’export de 15 bcm qui sera mise à la disposition des offtakers de ce continent.

Le tracé marocain est finalisé

–A quel horizon l’ONHYM prévoit-il de lancer les premiers appels d’offres pour la construction des tronçons marocains de l’infrastructure. ?

-Concernant cette composante du Gazoduc Africain Atlantique, les études d’avant-projet détaillé de ce segment sont terminées et le tracé est finalisé, avec un retour de toutes les administrations et parties prenantes.

Les documents nécessaires au lancement des appels d’offres pour la construction des tronçons sont terminés depuis 2024, et nous sommes en attente des autorisations pour lancer le processus.

Nos efforts sont actuellement concentrés sur les premières phases (1A et 1B) pour atteindre les premières décisions finales d’investissement d’ici la fin 2025 et 2026.

Nous disposons d’un concept robuste, d’un corridor de circulation figé et d’une stratégie de réalisation en ligne avec les benchmarks internationaux et d’un business case démontré.

Une économie de 5 milliards de dollars

-Quel sera le coût de revient total du GAA ?

–Des efforts d’optimisation sont en cours pour améliorer les paramètres économiques grâce à des discussions avec les fournisseurs de tubes et les sociétés spécialisées dans la logistique.

À ce propos, les derniers résultats permettent d’espérer un investissement total (CAPEX) qui serait ramené sous le plafond de 20 milliards de dollars.

Une société de projet sera créée dans les prochains mois et détenue par ONHYM et NNPC

-A quel stade est arrivé le financement du projet ?

-Le projet se décline à travers une feuille de route, qui voit la participation des États traversés et des bailleurs de fond.

La structuration globale du financement du projet et la conduite de l’ensemble des travaux menant à la décision finale d’investissement seront assurées par une société de projet. Cette dernière sera initialement détenue conjointement par ONHYM et NNPC et qui sera créée dans les prochains mois et ouverte à d’autres parties.

–Quand connaitra-t-on l’identité de tous les investisseurs ?

– La société de projet sera une holding qui détiendra une partie du capital des sociétés de projets régionales, dont chacune portera l’investissement d’un des trois tronçons identifiés.

Un first gas (première alimentation en gaz) entre 2029 et 2030

Le capital de la holding et des sociétés filles sera ouvert aux partenaires stratégiques (sociétés pétro-gazières des pays hôtes, Majors, traders, opérateurs mondiaux de gazoducs, etc.) ou aux partenaires financiers (fonds d’investissement, institutions financières bilatérales ou multilatérales, etc.) dont les intérêts sont alignés avec les porteurs du projet.

Ainsi, l’ONHYM et la NNPC ont déjà démarré les actions de promotion du projet auprès des investisseurs mondiaux et des bailleurs de fonds pour explorer les modalités d’investissement et de financement, mais également les voies de partenariats avec différents intervenants dans la chaîne de valeurs.

En témoignent les discussions avancées et les mémorandums d’entente signés avec un des principaux opérateurs mondiaux de pipelines et un des principaux traders européens de gaz, ainsi que les dernières rencontres au Sommet Afrique-USA de l’énergie de mars 2025 auquel a participé l’ONHYM, et enfin les dernières Assemblées Générales du FMI et de la Banque mondiale au cours desquelles la partie nigériane a présenté le projet.

Je me dois d’ailleurs de rappeler également l’impact positif de la visite royale aux Émirats Arabes Unis en décembre 2023, qui a permis la signature d’un accord important sur le sujet.

-Dans l’idéal, quand commencera à fonctionner le gazoduc Nigéria Maroc ?

-Nous prévoyons, si le projet continue avec la même dynamique positive, un first gas entre 2029 et 2030.

Hydrocarbures. Genel Energy se retire de sa licence d’exploration offshore Lagzira

Dans un communiqué publié le 8 mai 2025, la compagnie d’exploration Genel Energy a présenté l’état de ses activités. Parmi les annonces figure une décision récente de ne pas renouveler la licence offshore d’exploration Lagzira, qui devrait expirer en juin prochain.

Cette décision a été officiellement notifiée à l’Office National des Hydrocarbures et des Mines (ONHYM). Genel Energy a fait savoir qu’elle recentrera désormais ses efforts sur ses actifs stratégiques, notamment au Kurdistan, en Somalie et, plus récemment, à Oman, où des opportunités de croissance se dessinent.

D’une superficie de 5.018 km², le bloc offshore Lagzira couvre le secteur nord du bassin offshore de Tarfaya. Sa phase exploratoire initiale, arrivant à expiration en juin 2025, a comporté des opérations de développement incluant le forage d’un puits en 2014, puits SM-1, qui a révélé la présence d’hydrocarbures, mais les tests de production se sont avérés non concluants.

Cette décision intervient après que Genel Energy a sollicité, en janvier 2025, le cabinet de conseil PVE Consulting afin de trouver un nouveau partenaire pour ce bloc d’exploration avant l’expiration de la période initiale d’exploration.

Le profil sismique indique que le puits Banasa-1 se situe dans une zone présentant un potentiel plus élevé que le puits SM-1, foré par Genel en novembre 2014.

Avec le soutien d’un nouveau partenaire, Genel prévoyait de forer un second puits d’exploration, Banasa-1, situé près du forage (SM-1). D’après les relectures des données sismiques effectuées par la compagnie, ce second forage semblait plus prometteur de contenir davantage d’hydrocarbures et moins de difficultés techniques.

Rappelons que Genel Energy a auparavant exploré plusieurs blocs offshore, notamment les blocs offshore de Juby Maritime (au large de Cap Juby) et de Mirleft. En plus du puits SM-1, Genel a également réussi à forer un autre puits dans le bloc de Juby, qui contenait seulement du pétrole lourd et a été abandonné pour des raisons de rentabilité économique et de difficultés techniques.

Fact checking. Le vrai du faux sur les récentes annonces de découvertes minières au Maroc

« Découverte de l’or aux environs du Tichka », « Trouvaille d’or bleu près d’Ouarzazate », « Une nouvelle mine d’or au Maroc », « Découverte du siècle dans le Royaume »… Les titres accrocheurs se multiplient sur les réseaux sociaux, cherchant plus à susciter des clics qu’à représenter fidèlement la réalité. La publication la plus partagée récemment est celle de la découverte d’un énorme gisement de chromite et de cobalt près de Siroua par une société canadienne. Des images et vidéos générées par l’IA ont été partagées, représentant notamment des stocks de minerais fictifs, ce qui a entraîné des confusions dans le public non averti.

Le projet Amasine, un projet prometteur mais à un stade de développement précoce

Les résultats d’exploration du projet Amasine, publiés précédemment par Médias24, font état « d’un potentiel important ». Le terme « mine » ne peut pas encore être évoqué à ce stade.

Comme nous le rapportions, il s’agit de résultats d’exploration par tranchées, indiquant une estimation préliminaire de 609 millions de tonnes de serpentinite, alors que l’entreprise entreprend un programme de forage de 4.000 mètres dont les résultats ne sont pas encore annoncés.

Sur cette base, une valeur préliminaire de 60 milliards de dollars a été avancée par la compagnie canadienne détentrice du projet.

Tous ces chiffres ne sont que des estimations et un potentiel non encore confirmé.

Il s’agit d’un potentiel très important pour un métal actuellement inexploité au Maroc, utile dans l’industrie sidérurgique et la fabrication de produits chimiques. Cependant, la découverte est dans un stade de développement préliminaire nécessitant des travaux d’exploration pour passer d’une estimation des ressources préliminaire à des réserves prouvées économiquement exploitables.

Ceci veut dire que le chiffre de 609 millions de tonnes présente un degré de confiance d’estimation plus faible, car il est déduit d’un calcul préliminaire qui suppose la continuité des couches géologiques et des teneurs, alors que la réalité de terrain est totalement différente.

En exploration minière, cette première estimation doit être accompagnée d’une campagne d’exploration plus poussée pour valider les hypothèses retenues et exclure les ressources non économiquement exploitables.

À l’instar de l’exploration pétrolière, l’exploration minière utilise également une terminologie technique qui peut induire en erreur le grand public.

Les ressources sont classées selon des degrés de confiance et d’avancement des travaux. On distingue :

Les ressources présumées (ou inférées) constituent la catégorie la moins fiable, étant estimées à partir de données géologiques préliminaires selon des modèles théoriques de continuité ou de teneur, avec un faible degré de confiance.
Les ressources indiquées offrent une certitude géologique modérée quant à la taille et la teneur du gisement, s’appuyant sur des données plus complètes que les précédentes.
Les ressources mesurées représentent le niveau de connaissance le plus avancé, fondé sur des informations d’exploration détaillées et fiables. Cette catégorie, qui présente le degré de confiance le plus élevé, peut potentiellement être convertie en réserves prouvées après prise en compte des divers facteurs modificateurs d’ordre technique (méthodes d’extraction, traitement), économique (coûts opérationnels, prix de marché), environnemental (impacts et réglementations) ou d’infrastructure (accessibilité, logistique).

Les étapes clés du développement minier : des indices géologiques aux ressources, puis des réserves prouvées à la décision d’exploitation basée sur la rentabilité.

Pourquoi une telle annonce ?

Les explorations minières nécessitent des financements de l’ordre de millions de dollars pour mener des travaux de forages et d’autres analyses plus serrées.

Ces résultats ainsi communiqués permettent d’attirer des investisseurs. La majorité des entreprises doivent promouvoir leurs travaux pour obtenir les fonds nécessaires au développement de leurs gisements, de l’exploration préliminaire à la certification des réserves, puis jusqu’à la construction de la mine.

Pour rappel, il ne s’agit pas ici de remettre en cause les informations communiquées par l’entreprise Catalyst, mais plutôt de souligner que, malgré le potentiel intéressant évoqué, le projet en est encore à un stade de développement précoce.

Des travaux supplémentaires seront nécessaires pour délimiter avec plus de précision les réserves exploitables de ce gîte prometteur.

Cependant, l’avancement des travaux d’exploration suit une logique différente : plus les forages se multiplient, plus l’empreinte minière se précise, tandis que les ressources exploitables diminuent progressivement.

Cette diminution des ressources pourrait entraîner une réduction des revenus potentiels, initialement estimés à 60 milliards de dollars, car principalement les teneurs économiquement exploitables pourraient évoluer et la continuité des couches minéralisées n’est pas toujours garantie.

L’exemple de Aya Gold & Silver

Prenons l’exemple d’Aya Gold & Silver : la société a mené en 2024 une campagne de forage intensive totalisant près de 100.000 mètres dans son projet de Boumadine situé aux environs de Tinejdad.

Ces travaux ont permis d’estimer des ressources indiquées (deuxième niveau de confiance) à 5,2 millions de tonnes d’équivalent argent. Malgré ces résultats, l’entreprise prévoit de maintenir le même rythme de forage cette année afin d’évaluer les ressources économiquement exploitables, étape préalable à une décision finale d’investissement.

Les publications de désinformations ont touché également l’or, où des vidéos et des images de découvertes de gisements d’or circulent régulièrement, en raison de l’importance stratégique de l’or et de son rôle de réserve de valeur pour les banques centrales.

Malgré le fait que le Maroc dispose de plusieurs indices aurifères répartis sur l’ensemble du territoire, ces indices nécessitent des travaux d’exploration approfondis et des investissements conséquents pour atteindre une teneur économiquement exploitable, avec une grande probabilité de ne rien trouver.

Les indices aurifères de Tichka sont à confirmer

Concernant les indices aurifères de Tichka, point focal des désinformations dans les réseaux sociaux, les analyses menées par la société titulaire du permis de recherche indiquent des teneurs aurifères variant entre 0,88 g/t et 5,81 g/t.

Bien que ces teneurs suggèrent un potentiel important, il est prématuré de tirer des conclusions définitives. Une estimation précise des ressources minérales, renforcée par des forages serrés et d’autres techniques d’exploration, doit préalablement être réalisée avant d’envisager leur conversion en réserves exploitables. Ceci est d’autant plus vrai que l’exploration aurifère présente une complexité par rapport à d’autres minerais.

Pour rappel, la production aurifère marocaine provient actuellement d’une seule mine en activité, qui a produit seulement 104 kilogrammes d’or en 2023. Cette production contraste avec les déclarations parfois exagérées circulant sur les réseaux sociaux.

Ce que gagne le Maroc des investissements miniers

Le nombre d’entreprises minières exploitant le sous-sol marocain a augmenté récemment en raison des efforts engagés par les autorités marocaines dans la promotion de licences minières et dans leur veille à présenter un cadre d’investissement minier attrayant pour les entreprises minières.

Une question revient fréquemment : quel bénéfice concret le Maroc tire-t-il réellement de ces projets miniers, notamment lorsqu’ils impliquent des investisseurs étrangers ?

En réalité, le Maroc ne dispose pas, à lui seul, des moyens financiers suffisants pour prospecter l’intégralité de son territoire. Cette limitation l’oblige à une double stratégie : attirer des investisseurs spécialisés pour évaluer son potentiel minier et s’appuyer sur les technologies et expertises étrangères.

Grâce à cette collaboration, le pays peut exploiter des ressources autrement inaccessibles, tout en créant des emplois qualifiés dans les régions minières, favorisant ainsi un développement rural durable.

Avant l’obtention de chaque permis de recherche ou de licence d’exploitation, l’État signe avec l’investisseur potentiel une convention qui précise les droits et obligations de l’investisseur, notamment en matière des travaux engagés, des investissements prévus, du respect de l’environnement et des normes de sécurité et de travail, des cautions…

En parallèle, l’exploitation minière présente plusieurs retombées socio-économiques sur la région d’exploitation. Premièrement, une taxe minière pour chaque tonne extraite est payée pour la commune et la région où se situe la mine, en plus de l’impôt sur le revenu et de l’impôt sur les sociétés.

Deuxièmement, la mine ne fonctionne pas seule : elle peut recruter des opérateurs localement (selon la coutume minière), en adaptant ses besoins aux profils disponibles.

Elle se trouve alors face à un choix : se restreindre à recruter des profils aux tâches ne requérant aucune expertise technique, ou investir dans la formation des opérateurs embauchés. Troisièmement, l’activité minière dynamise le commerce dans les villages environnants, une autre pièce de revers qui est souvent marginalisée.

Cependant, l’empreinte laissée par chaque mine diffère d’une entreprise à une autre en fonction de sa capacité, mais également de son engagement pour le développement socio-économique local.

Ce que promet la nouvelle réforme du code minier marocain

Une nouvelle réforme du code minier est dans le circuit législatif. Elle vise à modifier les dispositions de la loi 33-13 et les moderniser en instaurant un cadre plus favorable au développement socio-économique tout en renforçant la transparence et la gouvernance du secteur.

Parmi les principaux changements, la réforme accorde une place centrale à la valorisation des ressources humaines locales en imposant le recours prioritaire à une main-d’œuvre locale, à condition qu’elle soit qualifiée, en plus d’un dispositif renforcé de formation professionnelle continue.

Cette réforme comprend une mesure qui vise à renforcer les dispositifs de souveraineté industrielle, permettant ainsi à l’administration de dédier une portion de la production minière stratégique aux exigences des filières nationales prioritaires. Ceci est particulièrement pertinent dans le secteur des technologies vertes, y compris la production de batteries électriques pour laquelle le Maroc est en train d’établir un écosystème intégré dédié à cette industrie avancée.

Parallèlement, la nouvelle réforme prévoit l’introduction d’une carte professionnelle minière, délivrée par le ministère et qui permettra de formaliser les droits et obligations des travailleurs du secteur tout en élevant les standards de professionnalisation.

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