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.
Première livraison du gaz de Tendrara en juin 2025, annonce Sound Energy
Lors d’une présentation destinée aux investisseurs, Sound Energy a présenté les dernières avancées de ses opérations au Maroc et a répondu aux questions des parties prenantes. La société britannique s’avère être la compagnie d’exploration la plus indiquée pour développer une production de gaz naturel plus importante.
Une production à partir du 1er juin 2025
La bonne nouvelle tant attendue concerne le début des livraisons de gaz de Tendrara. Initialement arrêté pour début 2025, le président exécutif Graham Lyon a annoncé un nouveau calendrier : juin 2025. Tous les indicateurs sont au vert pour un démarrage effectif de la production une fois l’unité de liquéfaction opérationnelle.
Carte de localisation montrant la limite de la licence de Tendrara avec en couleur rouge le premier prospect qui sera développé.
« Nous franchissons actuellement une étape clé en passant de la phase de développement à la phase de production. Nous prévoyons ainsi de générer nos premiers revenus dès l’année prochaine. Parallèlement, nos partenariats nous permettent de consolider notre bilan et de renforcer notre position sur le marché », a déclaré Graham Lyon, Directeur Exécutif de Sound Energy.
Les travaux de construction de la phase 1 du projet de développement gazier de Tendrara touchent à leur fin. Concernant l’usine de traitement modulaire de GNL, toutes les fondations sont terminées. Pour le réservoir de stockage de GNL, les travaux avancent bien : deux tiers de la coque extérieure en acier sont achevés, la base isolée du réservoir intérieur est terminée, et deux tiers du réservoir intérieur en acier inoxydable, ainsi que son toit, sont achevés.
Avancement de la construction du réservoir principal de la micro LNG de Tendrara
Par ailleurs, l’entreprise a achevé la construction d’une nouvelle route de 8 kilomètres reliant directement son site de production à la route régionale 604, qui joint Talsint à Tendrara. Malgré les récentes intempéries extrêmes ayant frappé la région de l’Oriental, cette infrastructure routière et ses ponts ont résisté aux fortes pluies, démontrant ainsi leur robustesse. Cette nouvelle voie d’accès permettra un accès fluide, rapide et sécurisé des camions de transport vers le site de production de Tendrara. Également, ni les infrastructures, ni les travaux de construction n’ont été impactés malgré la violence orageuse.
La nouvelle route menant vers le site de construction (crédit: Sound Energy).
Deux puits de production de gaz opérationnels
En 2024, les puits T6 et T7 ont été achevés avec succès en attendant l’unité de liquéfaction de gaz naturel qui permettra sa commercialisation. Les opérations de forage, menées par la plate-forme Starvalley Rig 101 sous la supervision de Bedrock Drilling se sont conclues respectivement en juin et août.
Afin d’optimiser la durée de vie des équipements et de prévenir la corrosion, les tubes de production et les arbres de Noël des deux puits ont été remplacés par du matériau Cr13. Un incident technique survenu en août sur l’une des têtes de puits a nécessité une intervention corrective réalisée avec succès.
Arbre de Noël d’un des deux puits de production à Tendrara (crédit: Sound Energy)
Le développement de ces deux puits a été conçu de manière à préserver les ressources contenues dans la formation souterraine. Elle garantit lors de l’ouverture de ces puits pour la production, d’atteindre le plus vite possible le plein régime de plus de 10 millions de pieds cubes par jour.
Le deal avec Managem injecte un nouvel souffle pour le projet de Tendrara
Compte tenu des coûts, le deal avec Managem permettra d’injecter 13 millions de dollars à Sound Energy, le plaçant dans une position plus solide. L’acquisition par Managem est estimée d’une grande importance pour Sound Energy qui est confrontée à des difficultés financières entravant la bonne avancée de ses projets.
Cette acquisition permettra d’accélérer le développement du projet gazier de Tendrara dont le potentiel, selon Sound Energy, permettra d’abriter des méga ressources gazières de l’ordre de plusieurs dizaines de milliards de mètres cubes.
Cette opération s’inscrit également dans une perspective nationale. Le Maroc qui est en forte pression pourrait ainsi soulager sa facture énergétique au moins à court terme dans un contexte géopolitique de plus en plus improbable.
Rappelons que ce rachat porte sur Sound Energy Morocco East Limited et permettra à Managem de détenir 55% de la concession de Tendrara et 47,5% des permis d’exploration de Grand Tendrara et d’Anoual.
Managem deviendra l’opérateur de ce projet et s’engage à financer au moins deux puits, SBK-1 dans la licence de Grand Tendrara et M5 dans celle d’Anoual. Ces puits présentent des perspectives plus prometteuses que le champ TE-5 en cours de développement, à condition de ne pas rencontrer de difficultés techniques d’exploitation. En cours de finalisation, ce deal a franchi plusieurs étapes importantes et devrait se conclure fort probablement avant la fin de l’année 2024.
Vision à moyen terme plus confiante pour Sound Energy
Le démarrage de la production de la première phase de Tendrara permettra de construire les fondations pour la phase 2 qui consiste en la livraison de gaz pour les centrales électriques avoisinantes. Cette phase, dont l’envergure est environ trois fois supérieure à celle de la phase 1, générera des revenus significativement plus élevés. Sous réserve de l’obtention de l’approbation finale d’investissement (FID) au cours de l’été prochain, la production et les revenus associés à cette phase devraient être effectifs dans un délai de 18 à 24 mois.
Cette acquisition par Managem, couplée au démarrage imminent de la vente du gaz produit, devrait significativement améliorer la situation financière de Sound Energy. Grâce à ces nouveaux moyens, l’entreprise pourra intensifier ses activités d’exploration, notamment dans la zone de Sidi Mokhtar, où elle détient une licence d’exploration à proximité du champ de Meskala exploité par l’ONHYM.
Cette licence, quelque peu négligée jusqu’à présent en raison de la focalisation de Sound Energy sur le développement de Tendrara, pourrait ainsi connaître un nouveau souffle. Actuellement, l’entreprise britannique, opérateur de cette licence, est en train de proposer des suggestions à l’ONHYM dont probablement une nouvelle campagne sismique et une relecture des données existantes, afin d’identifier de nouvelles cibles de forage potentielles.
Leila Benali, Ministre de la Transition Energétique et du Développement Durable avait annoncé, lors d’une réunion du groupe de travail parlementaire thématique sur la transition énergétique, les détails de la feuille de route du gaz naturel. Cette feuille de route prévoit, à court terme, outre des investissements dans des plateformes de liquéfaction de gaz naturel, des investissements dans des pipelines connectés au gazoduc GME, afin de relier les principales productions gazières. L’objectif est de permettre un développement rapide des ressources gazières nécessaires pour répondre aux besoins en électricité.
Les puits de gaz TE-6 et TE-7 prêts en vue du lancement de l’usine de production de GNL à Tendrara
« Les opérations de remise en production prévues sur les puits de gaz TE-6 et TE-7 ont été réalisés en toute sécurité, sans aucun incident enregistré », précise Sound Energy.
La compagnie britannique a remercié « le dévouement et le professionnalisme de ses contractants et fournisseurs, ainsi que l’Office national des hydrocarbures et des mines (« ONHYM ») pour leur partenariat et leur soutien continu.
Elle a également annoncé avoir réussi à « retirer les tubages de complétion existants dans les puits TE-6 et TE-7 et à installer de nouveaux tubages de complétion résistants à la corrosion dans le puits TE-6, qui est maintenant prêt à fournir du gaz pour la mise en service de l’usine de micro GNL, dont la construction devrait être achevée plus tard cette année ».
« La plateforme est actuellement empilée sur le site de TE-7, sans coût supplémentaire pour la société, en attendant l’équipement supplémentaire de tête de puits pour compléter l’installation des nouveaux tubages de complétion dans le puits TE-7 », conclut Sound Energy.
Round up. Voici ce qu’il faut savoir sur la production du gaz naturel au Maroc
Face à une production actuelle limitée et un contexte géopolitique incertain, le Maroc a sécurisé en 2023 un accord d’approvisionnement en gaz naturel liquéfié (GNL) d’une durée de 12 ans avec Shell International Trading Middle East. Ce contrat prévoit la livraison annuelle de 500 millions de mètres cubes de GNL.
La première cargaison est attendue au port de Huelva le 25 juin prochain pour ensuite être acheminée vers le Maroc via le gazoduc Maghreb-Europe.
Aujourd’hui, la consommation annuelle de gaz naturel au Maroc s’élève à environ 1,05 milliard de mètres cubes. Environ 900 millions de mètres cubes sont utilisés pour la production d’électricité, et cette quantité peut dépasser 1 milliard de mètres cubes par an lors des années où la demande en électricité est particulièrement élevée.
Malgré les efforts déployés dans le mix énergétique, le Maroc, fortement dépendant des importations d’hydrocarbures, a été impacté par les effets de la guerre russo-ukrainienne qui a amené l’Union européenne, principal consommateur de gaz naturel, à suspendre ses importations de gaz naturel russe, provoquant une flambée des prix et une perturbation des approvisionnements en cette matière stratégique, qui constitue l’une des principales sources d’électricité au Maroc, après le charbon.
Accablé par une lourde facture énergétique, le Maroc devrait commencer à récolter les premiers fruits de sa stratégie de promotion d’exploration d’hydrocarbures, à la suite d’une série de découvertes gazières récentes. Ces découvertes donnent l’accès à des ressources importantes qui pourraient ouvrir la voie à des réserves plus conséquentes.
La production actuelle de gaz naturel
A ce jour, la production gazière se limite aux champs de Meskala ainsi qu’à ceux du Gharb, totalisant une production annuelle modeste d’environ 100 millions de mètres cubes.
(1) Champ de Meskala (ONHYM)
Près d’Essaouira, l’ONHYM continue d’exploiter les ressources gazières et condensat depuis 1987 avec une production annuelle d’environ 30 millions de mètres cubes. Ces ressources de gaz naturel sont acheminées via un gazoduc d’une longueur de 30 km vers les unités de séchage et de lavage d’OCP à Youssoufia.
Tracé du gazoduc reliant le Champ de Meskala aux usines de valorisation d’OCP Youssoufia (ONHYM).
(2) Champ du Gharb
La seconde production est assurée par le junior britannique SDX Energy, qui continue de développer des puits pour l’exploitation de ressources gazières à faible risque. Le dernier est celui de BMK 2. Il entrera en production prochainement. La majorité de la production de SDX , très modeste, est d’environ 70 millions de mètres cubes par an et est destinée à huit principales industries contractées, situées à Kénitra, dont Dika Morocco Africa, entreprise chinoise de fabrication de jantes d’aluminium pour l’industrie automobile.
Tracé du gazoduc du Gharb acheminant le gaz naturel produit par SDX Energy vers huit opérateurs industriels à Kénitra.
Avec une production actuelle ne dépassant pas 100 millions de mètres cubes, le gaz naturel produit ne permet pas d’alimenter les centrales électriques à gaz, comme la station de Tahhadart, qui nécessite environ 500 millions de mètres cube par an de gaz naturel. Bien qu’elles nécessitent une grande quantité de gaz, les centrales électriques de ce type, en particulier celles à cycle combiné, émettent jusqu’à 40% de CO2 en moins et moins d’éléments nocifs que les centrales traditionnelles, contribuant ainsi à une décarbonation effective et à la réduction des émissions de gaz à effet de serre.
S’ajoute à cela, la possibilité de convertir ces centrales à turbines de gaz vers l’utilisation de l’hydrogène vert, une fois qu’aura débuté sa production. C’est ce que compte faire d’ailleurs l’Allemagne, qui veut convertir l’ensemble de ses centrales à gaz vers l’hydrogène vert à l’horizon 2040. En étude de faisabilité, la centrale électrique à gaz de la ville de Laayoune devrait être la première à se convertir vers l’hydrogène vert, en attente de la concrétisation du projet marocain d’hydrogène vert, d’où l’intérêt de préserver la production électrique à partir du gaz naturel, au moins à moyen terme.
Projets de gaz naturel prêts à être opérationnels
La production classique devrait être renforcée dans les années à venir par les apports des prospects de Tendrara, Anchois et de façon moindre Loukkos. Après la mise en évidence de ressources gazières par des forages d’exploration, les estimations deviennent plus précises. Il s’agit des ressources contingentes, qui fournissent une évaluation plus authentique des ressources avant le démarrage de la production.
(1) Champ de Tendrara (Sound Energy)
Les ressources identifiées à Tendrara (Nord-Est du pays) correspondra au plus grand projet gazier onshore découvert à ce jour, dont le potentiel certifié est d’environ 10,6 milliards de mètres cubes de gaz naturel en place.
Carte de localisation montrant la limite de la licence de Tendrara avec en couleur rouge le premier prospect qui sera développé.
A cet effet, les huit puits forés dans la licence de Tendrara ont permis de mettre en évidence trois découverte gazières. Le prospect « TE 5 horst », qui devrait abriter la première production, compte environ 10,6 milliards de mètres cubes, certifié en 2018 en tant que ressources contingentes par RPS Energy. En second lieu, les travaux d’exploration ont permis d’identifier deux autres découvertes gazières, « TE 4 horst » et « SBK -1 ». Elles sont confirmées et abritent environ 16 milliards de mètres cubes de ressources prospectives. Ces deux découvertes n’ont pour l’instant pas été certifiées.
La production devrait commencer une fois l’unité de liquéfaction de gaz naturel construite et qui, en principe, devrait être finalisée en février 2024 où le gaz produit sera vendu à Afriquia Gaz pour une période de 10 ans. Dans la phase II, le gaz produit sera relié au Gazoduc Maghreb-Europe (GME) avec la planification de six puits supplémentaires.
Arrivée récente de composants pour l’unité de liquéfaction de gaz naturel (mercredi 19 juin 2024).
(2) Champ d’Anchois (Chariot Energy)
En deuxième position, le gisement Anchois constituera le premier champ offshore à être développé. Localisé à 40 kilomètres au large des côtes de Larache, ce gisement a été découvert en 2009 par les sociétés pétrolières Dana Petroleum et Repsol. Repris par la compagnie Chariot, le gisement, autrefois jugé non rentable, a fait l’objet d’une nouvelle campagne d’exploration qui a révélé une ressource récupérable d’environ 40 milliards de mètres cubes de gaz sec de bonne qualité, contenant 96 % de méthane.
Les prospects de gaz naturel identifiés dans la licence de Lixus.
Les ressources gazières contingentes identifiées dans le gisement d’Anchois avoisinent 18 milliards de mètres cubes (637 milliards de pieds cubes) certifiées par les puits d’exploration réalisés, auxquelles s’ajoutent 21 milliards de mètres cubes (754 milliards de pieds cubes) de ressources prospectives non risquées nécessitant une mise en œuvre par le forage de puits.
Les travaux de développement du projet gazier devraient débuter en 2024 et se dérouler en deux phases. La première phase permettra de forer un puits de développement qui sera testé pour devenir un puits producteur. Cette phase comprendra également l’installation d’infrastructures telles qu’un pipeline sous-marin, une unité de traitement à terre et un autre pipeline terrestre se connectant à l’infrastructure nationale.
Afin de faire progresser ce projet offshore, Chariot a conclu un partenariat avec Energean, une entreprise capitalisant sur un vaste savoir-faire dans l’exploitation gazière. Energean deviendra l’opérateur du projet et le principal participant, détenant une participation de 44% dans la licence Lixus.
(3) Champ de Loukos (Chariot Energy)
Dans le même objectif, le groupe Chariot prévoit de développer sa licence onshore Loukos afin de garantir une monétisation permettant de soutenir l’envergure de ces travaux. Il prévoit d’y forer des puits à terre, à l’instar de SDX Energy qui exploite dans le Gharb des poches de gaz naturel à faible risque d’investissement. Sur les deux puits forés lors de la campagne de forage de 2024 sur ce permis, l’un a été établi avec succès comme puits productif. Ce puits fera l’objet de test avant d’être mis en production. En parallèle, la prospection des autres prospects gaziers de la licence Loukos se poursuivra à la lumière des résultats de cette première campagne.
Un grand potentiel de gaz naturel en quête d’évaluation
(1) Prospect d’Anoual (Sound Energy)
Situé à l’ouest de Tendrara, le gisement gazier d’Anoual présente des similitudes géologiques avec Tendrara, partageant les mêmes styles structuraux et recelant un potentiel gazier estimé à 250 milliards de mètres cubes. Précédemment explorée par Repsol et Shell, la zone fera l’objet d’une nouvelle campagne d’exploration menée par Sound Energy, en commençant par un prospect prometteur baptisé « M5 », dont les ressources prospectives sont évaluées en moyenne à 26 milliards de mètres cubes et qui devront être confirmées par un puit programmé cette année.
Carte de localisation de la licence d’Anoual aux abords de la licence de Tendrara.
(2) Prospect de Guercif (Predator Oil and Gas)
Aux alentours de Guercif, la compagnie britannique Predator Oil and Gas détient une licence couvrant une superficie de 7.269 km². Ce projet prometteur devrait débloquer un potentiel gazier estimé à environ 31 milliards de mètres cubes, réparti entre le biogaz et le gaz thermogénique, ainsi que 79 millions de barils de condensats.
Périmètre de la licence de Guercif développée par la compagnie Predator Oil and Gas.
Des forages effectués dans la zone ont confirmé la présence de ces ressources, avec plus de 9 milliards de mètres cubes de ressources contingentes et plus de 18 milliards de mètres cubes de ressources prospectives. Ces dernières nécessiteront la réalisation d’un forage supplémentaire, MOU-5, pour statuer sur leur présence.
(3) Prospect de Sidi Mokhtar (Sound Energy)
Aux environs d’Essaouira, Sound Energy détient une autre licence importante avoisinant la production actuelle de Meskala. L’entreprise britannique estime que la licence de Sidi Mokhtar a été sous-estimée par les autres opérateurs et qu’un potentiel pouvant atteindre 254 milliards de mètres cubes de gaz naturel est en cours de réévaluation.
Localisation de la licence de Sidi Mokhtar par rapport au champ de Meskala.
(4) Prospect de Haha (Petroleum Exploration Ltd et Beijing Forpetro Sino-Rig CO)
Plus au sud, une joint-venture sino-pakistanaise entre Petroleum Exploration (Pvt.) Ltd et Beijing Forpetro Sino-Rig CO détient une licence d’exploration à Haha (sud d’Essaouira) où elle a foré deux puits (Tamanar 1 et Tamanar 2). Les estimations des ressources gazières s’élèvent à 200 milliards de mètres cubes et 900 millions de barils de condensats, mais sans certification. Malgré ces estimations optimistes, l’entreprise n’a pas encore annoncé de programme de développement gazier et devrait bénéficier d’une extension exceptionnelle de 12 mois de la durée de validité de la période initiale, approuvée le mois dernier par le ministère de la Transition énergétique et du Développement durable.
Licence de Haha (projet sino-pakistanais).
Site de forage du puits Tamanar.
Précédemment détenue par Kosmos Energy, la licence de Boujdour a fait l’objet d’une phase de développement initiale comprenant des travaux de reconnaissance sismique 2D et 3D, ainsi que le forage d’un puits d’exploration. Ce dernier a révélé la présence de gaz naturel en quantité insuffisante pour une exploitation commerciale, conduisant Kosmos Energy à renoncer à la licence. En 2023, la société NewMed a repris la licence et prévoit de mener de nouvelles études de reconnaissance avant de prendre une décision quant au démarrage des travaux d’exploration dans une zone où des indices de gaz ont été déjà été identifiés précédemment par les opérateurs précédents rappelant le scénario d’Anchois.
Une capitalisation sur les progrès réalisés est demandée
L’exploration d’hydrocarbures est un investissement à haut risque, et la découverte de ressources n’est pas toujours au rendez-vous, comme en témoigne le dernier forage d’ENI dans l’offshore de Tarfaya (Cinnamon-1). Cependant, malgré cet échec, les efforts montrés par l’ONHYM pour inciter tel opérateurs à effectuer des forages d’exploration sauvages (wildcatdrilling) sont louables. Ce type de forage est en effet rare et coûteux et ne peut être réalisé que par les grandes compagnies d’exploration en raison de son coût colossal et de son caractère hasardeux, mais qui peut conduire à des découvertes importantes, comme c’est le cas du gisement de Bir Allah en Mauritanie (1,4 trillions de mètres cubes).
A ce jour, les efforts déployés ont permis d’identifier un potentiel théorique d’environ 748 milliards de mètres cubes de gaz naturel. Les deux tiers de ce potentiel restent à confirmer par des forages, qui constituent le seul moyen de déterminer leur présence, leur qualité et leur exploitabilité.
Face à cette réalité, il est important de rester pragmatique et de capitaliser sur les progrès réalisés afin d’attirer davantage de compagnies d’exploration. D’autant plus que la majorité des permis d’exploration sont actuellement libres et que les découvertes récentes confirment la simple idée logique que tous les pays voisins du Maroc, l’Algérie et la Mauritanie, recèlent d’important réserves gazières et que leur étendue ne peut en aucun cas obéir aux frontières humaines mais plutôt à la présence de systèmes pétroliers piégeant des hydrocarbures.
Ce qu’il faut retenir de la production de gaz naturel au Maroc :
– Consommation annuelle en gaz naturel: 1,051 milliard de mètres cubes;
– Production actuelle en gaz naturel: 100 millions de mètres cubes/an;
– Phase 1 du projet Tendrara: 100 millions de mètres cubes/an;
– Phase 2 du projet Tendrara: 280 millions de mètres cubes/an;
– Ressources certifiées du champ Tendrara: 10,6 milliards de mètres cubes;
– Ressources certifiées du champ Anchois: 18 milliards de mètres cubes;
– La production actuelle peut répondre à la demande industrielle actuellement acheminée par pipelines vers des industriels à Kénitra. Elle peut également être reliée aux zones industrielles de Tanger et Nador si la connexion avec le Gazoduc Maghreb-Europe est établie;
– Les projets de Tendrara et Anchois nécessitent une monétisation pour développer les infrastructures et doubler la capacité de production. Energean et Managem ont respectivement pris des participations dans Sound Energy et Chariot pour cet objet;
– Ces projets à terme permettront d’atteindre à peine la moitié de la consommation actuelle destinée pour l’électricité. Il est donc nécessaire de faire avancer d’autres projets prometteurs, tels que ceux d’Anoual, Sidi Mokhtar, Guercif et Haha, qui présentent un fort potentiel en gaz naturel, pour combler au mieux l’écart avec la consommation annuelle;
– Les efforts pour convaincre les grandes entreprises d’exploration d’effectuer des forages en offshore sont très stratégiques, car malgré leur coût important, ils permettent de mettre la main sur des méga-gisements comme c’est le cas du gisement de Bir Allah en Mauritanie.
Managem : 450 MDH d’investissement pour se diversifier dans le gaz naturel
Le groupe minier Managem, détenu majoritairement par Al Mada, investit massivement dans son développement avec une enveloppe de 10 MMDH sur deux ans, notamment pour booster sa production d’or et le développement de son projet cuprifère de Tizert.
De plus, le 14 juin dernier, le groupe a publié un communiqué annonçant son acquisition de la société gazière Sound Energy Morocco East Ltd (SEME), appartenant à l’entreprise britannique cotée Sound Energy Plc, pour un montant global de 450 MDH [45,2 millions de dollars, ndlr].
Pour rappel, concernant ce que l’on sait sur la société SEME, elle affichait, au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2023, un bénéfice avant impôts de 16,5 MDH. Son actif total s’élevait à près de 722,5 MDH.
Un premier pas dans le gaz naturel pour Managem
Le portefeuille gazier objet de la transaction se situe dans la région de l’Oriental et s’étend sur une superficie de 23.000 km². La concession de Tendrara comprend une licence d’exploitation de 133,5 km² octroyée pour une durée de 25 ans à partir de 2018, avec des ressources estimées à 10,67 milliards de mètres cubes de gaz naturel.
Cette acquisition de Managem porte sur :
55% de la concession d’exploitation de Tendrara ;
47,5% du permis d’exploration du Grand Tendrara ;
47,5% du permis d’exploration d’Anoual.
Sound Energy continuera de détenir une participation de 20% dans la concession de production de Tendrara et une participation directe de 27,5% dans chacune des concessions d’exploration du Grand Tendrara, ainsi que dans le permis de recherche d’Anoual et le permis de recherche du Grand Tendrara. À la clôture de la transaction, le projet Tendrara sera détenu à 55% par le Groupe Managem, à 20% par Sound Energy Meridja Ltd et à 25% par l’ONHYM.
Cette acquisition de Managem provient du fait que la société britannique cherchait un investisseur pour financer son développement. Managem a été retenu au terme d’un processus ouvert en compétition avec des investisseurs internationaux.
D’après les mots de Imad Toumi, directeur général de la minière marocaine, le groupe britannique « trouve en Managem un partenaire solide de long terme capable de développer et de mener à bien ce projet au bénéfice de tous les industriels marocains qui bénéficieront ainsi d’une énergie propre et meilleur marché pour leurs activités ».
Un plan de développement en deux phases qui ouvre la porte à des ambitions africaines
La première phase de développement, actuellement en construction, concerne la première usine de liquéfaction de gaz au Maroc. Après un retard suite à la guerre en Ukraine, le projet rattrape son retard et devrait être livré au plus tard en janvier 2025. Elle ambitionne de produire 100 millions de mètres cubes par an de gaz naturel liquéfié à partir du milieu de l’année prochaine.
La seconde phase est en cours d’étude de faisabilité et prévoit la construction d’une unité de traitement et d’un pipeline reliant le gisement au gazoduc Maghreb-Europe (GME), pour fournir 280 millions de mètres cubes par an de gaz naturel afin de contribuer aux sources d’approvisionnement en gaz destiné à l’industrie du Royaume.
Dans le communiqué publié parallèlement par Sound Energy, le groupe britannique évoque le fait que « Managem assurera le financement de la Phase 2 du développement de la Concession, le financement de deux puits d’exploration pour satisfaire aux programmes de travaux des Permis, un paiement conditionnel de production et le recouvrement des dépenses passées ».
Le directeur général de Managem a également annoncé dans le communiqué que le groupe était activement à la recherche d’autres actifs gaziers en Afrique dans le but de renforcer sa stratégie de diversification.
D’ailleurs, au-delà de cette acquisition, le groupe a annoncé la création d’un pôle gaz naturel industriel. D’autres acquisitions sur ce champs nouvellement investi pourraient donc être annoncées dans le cadre de la diversification des activités de la minière dont les activités deviennent en partie complémentaires de celles de Nareva.
Gaz à Tendrara: Sound Energy veut sécuriser la vente locale de sa production
La société d’exploration anglaise discute avec l’Office national de l’électricité et de l’eau (ONEE) et le ministre de l’Énergie et des mines, d’après le communiqué. Elle affirme que le ministre a confirmé son intention que l’accord de vente de gaz couvre la totalité du gaz devant être produit à partir de la concession récemment attribuée à Tendrara.
« L’accord est une prochaine étape cruciale dont Sound Energy et ses partenaires ont besoin avant de prendre une décision d’investissement finale sur le développement », précise la société.
Pour rappel, cette dernière avait préalablement annoncé son attention d’exporter sa production via le gazoduc Maghreb-Europe.
« Le développement de Tendrara pourrait offrir au Maroc une nouvelle source d’approvisionnement en gaz domestique stratégique, réduisant ainsi sa dépendance aux importations algériennes, ainsi qu’une nouvelle infrastructure de transport de gaz importante dans l’est du Maroc, raccordée au Gazoduc Maghreb Europe », poursuit Sound Energy.
L’indice de toutes les valeurs, le Masi a démarré la séance sur une hausse de 0,03% à 9181,21 points.
Le Madex, indice retraçant les 25 valeurs importantes, a également fait une variation de +0,03% à 7479,8 points.
Le FTSE CSE Morocco 15 a reculé de 0,81% à 9062,31 points.
Le FTSE CSE Morocco All-Liquid a également fléchi de 1,01% à 7909,6 points.
Le volume global traité est de 1573610,84 DH. Parmi les 18 valeurs qui ont été traitées à l'ouverture, 5 sont en hausse, 6 en baisse et 7 restent inchangées.
Les principales variations à la hausse a concerné : BCP :1,15% à 192,5 DH Addoha :0,17% à 58,1 DH Disway :0,06% à 166,55 DH Jet Alu :0,05% à 190,1 DH Minière de Touissit :0,04% à 2200 DH
Les principales variations à la baisse ont été du ressort de : Colorado :-4,24% à 48,25 DH Sonasid :-4,1% à 670 DH Delta Holding :-3,74% à 29,83 DH Ennakl :-2,13% à 36,6 DH Atlanta :-1,45% à 61 DH
