Le Maroc pourra bientôt produire près de 400 millions de mètres cubes par an de gaz naturel supplémentaires ! Et c’est depuis un gisement de Tendrara qu’elle exploite dans l’Est du Maroc, que la société britannique Sound Energy entend fournir cette production à l’ONEE pour alimenter les centrales thermiques de Tahaddart et d’Aïn Béni Mathar et à Afriquia Gaz pour approvisionner les industriels marocains. Ce bassin de Tendrara qui devrait prochainement entrer en exploitation commerciale, devient ainsi la plus grande découverte de gaz jamais réalisée dans le Royaume. Fini donc le temps de la prudence. Jusque-là, les pouvoirs publics sont toujours intervenus pour relativiser l’optimisme des sociétés d’exploration. La découverte de Sound Energy devrait encourager de nouvelles sociétés à tenter l’exploration dans le Royaume. Elle n’est que le premier acte d’une stratégie gazière en déploiement. Les raisons pour le Maroc d’y croire. 

Le Maroc a besoin de s’appuyer sur ses réserves de l’est du pays pour développer une offre interne en gaz. Cela permettra de réduire sa dépendance actuelle vis-à-vis du marché extérieur. Et cela tombe bien. Depuis le gisement qu’elle exploite dans l’est du Royaume, la société britannique Sound Energy entend fournir au Maroc une partie du gaz dont il a besoin. Cela s’est concrétisé à la suite d’un accord de fourniture de gaz naturel qu’elle a signé le mardi 30 novembre, avec l’Office national de l’électricité et de l’eau potable (ONEE). L’accord, qui s’inscrit dans le cadre de la deuxième phase de développement de la concession de Tendrara à l’est du Maroc dans la province de Figuig, couvre un volume contractuel de 350 millions de mètres cubes par an pendant 10 ans, pour un volume take or pay de 300 millions de mètres cubes par an. 

Du concret !

Le gaz sera produit, traité et livré aux centrales thermiques de l’Office, Tahaddart et Aïn Béni Mathar, selon les exigences contractuelles convenues avec l’ONEE via la partie marocaine du Gazoduc Maghreb Europe, ce qui devrait permettre le redémarrage de ce gazoduc traversant le Maroc et qui livrait le gaz algérien à la péninsule ibérique. Les détails financiers de l’accord n’ont pas été divulgués, mais selon une source proche de Sound Energy, l’ONEE versera au total 84 millions de dollars à la firme britannique par an, dans le cadre de l’accord.

Il faut préciser que l’exécution dudit accord de vente est soumise à une série de conditions qui doivent être satisfaites dans les 90 jours suivant sa signature. Il faudra non seulement que toutes les autorisations et tous les permis nécessaires à la construction des installations gazières de la Phase 2 aient été obtenus, mais aussi que la décision finale d’investissement, une fois prise par les partenaires, soit approuvée par les autorités marocaines. A cela, s’ajoute la conclusion par les partenaires d’une convention d’interconnexion avec l’opérateur du Gazoduc GME, ainsi que le début des travaux de raccordement de la concession de production de Tendrara au Gazoduc.  

Rappelons, que le présent accord de vente de GNL vient s’ajouter à l’accord de vente de GNL conclu en juillet avec la société Afriquia Gaz et entrant dans le cadre de la phase 1 du développement de Tendrara. C’est en juin 2020 que la firme britannique avait annoncé avoir démarré des négociations avec le groupe marocain pour lui vendre 100 % de sa future production de GNL qui proviendra du gisement TE-5 Horst de la concession de Tendrara. A l’époque, dans les détails qui faisaient l’objet de pourparlers, Sound devait produire du GNL pour l’équivalent de 100 millions de mètres cubes standards de gaz par an, pendant 10 ans. Le partenaire marocain s’engagera à payer une quantité annuelle minimale de 90 millions de mètres cubes de gaz, à un prix compris entre 7 et 9 dollars par million de British Thermal Units (MmBtu). 

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Afriquia Gaz fournira un financement partiel par le biais d’une souscription de 2,5 millions de dollars pour 159,7 millions d’actions de Sound et d’un prêt commercial garanti de 13,5 millions de dollars, avec un coupon de 11,5 %, sur une durée de 12 ans. Avec ce gaz, la filiale d’Akwa Group qui détient une petite part dans le capital de la filiale marocaine de la firme britannique, va ainsi pouvoir satisfaire les besoins du tissu industriel marocain. Et cela tombe bien pour les industriels locaux qui vont pouvoir non seulement bénéficier d’un produit (méthane) au pouvoir calorifique par kilogramme beaucoup plus élevé que celui du propane ou du butane, mais aussi et surtout augmenter leur compétitivité avec un produit dont l’empreinte carbone est des plus faibles. Une aubaine pour les industriels marocains, surtout ceux qui exportent.

Car, dans moins de 13 mois, l’Union européenne n’acceptera plus que des produits décarbonés sur son marché. Le Maroc, dont 65% des exportations sont destinées au marché européen, à l’instar des autres partenaires de l’UE, anticipe ce mécanisme d’ajustement carbone aux frontières qui réglementera ses échanges, dès début 2023. Comme l’affirme un spécialiste du Maghreb, si l’Algérie a décidé de ne pas reconduire le contrat du gazoduc GME passant par le Maroc et alimentant l’Espagne en gaz, il y a aussi cette volonté du voisin de l’Est de ne pas renforcer la compétitivité de l’industrie marocaine.

Mark Reid, PDG de SDX Energy : « L’objectif de ces nouveaux puits que nous allons lancer dans le nord-est du bassin du Gharb, est d’ajouter des réserves pour nous permettre de continuer à livrer du gaz à nos clients conformément à leurs exigences contractuelles. Avec SAK-1, nous espérons ouvrir une nouvelle zone d’exploitation à Lalla Mimouna Sud à l’ouest de notre zone de production principale ».

Un pas vers l’autonomie

Quoi qu’il en soit, en plus des énergies renouvelables, qui devront, en principe, monter à hauteur de 52% dans le mix-énergétique du Maroc à l’horizon 2030, le royaume a également décidé à travers son plan gazier 2021-2050 de renforcer l’usage du gaz naturel dans sa production d’électricité, en remplacement des très polluants charbon et pétrole, dont tous les pays cherchent à se départir, conformément aux engagements pris dans le cadre de l’accord de Paris. Toutefois, tout compte fait, le Maroc est encore loin du milliard de m³ annuellement utilisé dans le cadre de l’accord du GME. C’est également à peine la moitié nécessaire pour le fonctionnement des deux centrales à gaz que compte le Royaume, à savoir Aïn Béni Mathar et Tahaddart, qui contribuaient à hauteur de 17% à la production électrique nationale. Deux centrales dont la consommation annuelle tournait autour de 640 millions de m³ par an. Mais pour le Royaume, c’est un premier pas vers l’autonomie en gaz. Le pays est sur la bonne voie pour d’autres découvertes de gaz. «Nous sommes assis sur des réservoirs avec une géologie similaire [à l’Algérie], ayant fait une fraction de l’exploration que les Algériens ont faite», souligne Graham Lyon, PDG de Sound Energy.

Aujourd’hui, le Maroc dispose de trois sites de gaz naturel, à savoir les sites du Gharb, de Meskala à Essaouira et de Tendrara. Le potentiel d’exploration gazière est encore sous-exploité. Avec une superficie globale d’exploration de l’ordre de 737 850,4 km², et un portefeuille de prospects très large, non encore touché par les forages, le Royaume possède un large potentiel d’opportunités d’exploration très prometteur. Ce potentiel offre aux compagnies spécialisées en E&P (Exploration & Production) une variété géologique considérable en onshore et dans les domaines offshore, méditerranéen et atlantique. Jusqu’à présent, 70 permis de recherche et 10 concessions d’exploitation ont été attribués à des sociétés internationales spécialisées en prospection pétrolière et gazière.

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Si le grand bassin de Tendrara, dont l’exploitation commerciale est prévue pour 2021, au total, plus de 350 puits d’exploration ont été forés dans le pays. «Nous avons beaucoup de potentiel d’exploration, peut-être 30 sites différents où nous pourrions envisager de forer. Si seulement 10% réussissent, nous serions en mesure de satisfaire la demande nationale de gaz du Maroc. Et dès que nous aurons satisfait les besoins intérieurs du Maroc, nous pourrons vendre en Europe», estime le PDG de Sound Energy. Jusque-là, les pouvoirs publics sont toujours intervenus pour relativiser l’optimisme des sociétés d’exploration. Pourtant, au regard des indices, les experts du secteur pétrolier et gazier, le Maroc pourrait passer d’un potentiel de production de 400 à 500 millions de m3 de gaz naturel à quelques milliards de m3 par an, d’ici deux à trois ans.

Larry Bottomley, DG de Chariot Oil & Gas Limited : « Notre découverte du gaz d’Anchois représente une opportunité pour la compagnie, avec des coûts de forage réduits ».

Pétrole Vs Gaz  

Comparé au pétrole, la situation est différente. En effet, les nombreuses études menées jusque-là, ainsi que les résultats des forages effectués font ressortir que le Maroc dispose bien de réserves de pétrole, mais pas de la qualité pouvant être exploitée dans le contexte actuel. Le Royaume dispose d’indicateurs sur la présence de réserves de pétrole lourd. Les cours à l’international n’aidant pas, son exploitation ne peut être rentable. Pour exploiter ces réserves, il faudrait en effet d’importants investissements que les compagnies partenaires du Royaume ne pourront rentabiliser que si les cours de l’or noir atteignent de nouveaux records. En revanche, pour ce qui est du gaz, le Maroc a toutes les raisons d’y croire. D’ailleurs, les gisements modestes et peu profonds découverts à ce jour, se sont révélés très rentables en raison de l’étendue du réseau de pipelines et de la forte demande industrielle locale.

Des majors optimistes et confiants

Depuis 2000, 52 puits y ont été forés, donnant lieu à 33 découvertes commerciales. Les gisements modestes et peu profonds découverts à ce jour, se sont révélés très rentables en raison de l’étendue du réseau de pipelines et de la forte demande industrielle locale, notamment l’industrie automobile et celle des matériaux de construction. 

Outre Sound Energy qui va vendre sa production de Tendrara à l’ONEE et Afriquia Gaz, parmi les découvertes les plus importantes jusque-là, on peut citer celle de la britannique SDX Energy de 2018. Cette dernière dispose de cinq concessions dans le Gharb (Centre-Nord). Elle en extrait du gaz depuis 2018, ce qui permet l’électrification des usines installées dans le parc industriel de Kénitra. Le groupe britannique qui avait suspendu son programme en juin dernier après avoir terminé ses trois premiers puits, prévoit de lancer de nouvelles explorations dans la deuxième phase de l’opération de forage entamée dans le nord-est du bassin du Gharb : un puits dénommé KSR-19 déjà lancé le 18 novembre 2021 et un second, SAK-1. Les deux cibles font partie du permis Lalla Mimouna, selon SDX Energy. «L’objectif de ces puits est d’ajouter des réserves pour nous permettre de continuer à livrer du gaz à nos clients conformément à leurs exigences contractuelles», a indiqué Mark Reid, PDG de SDX Energy. «Avec SAK-1, nous espérons ouvrir une nouvelle zone d’exploitation à Lalla Mimouna Sud à l’ouest de notre zone de production principale», a-t-il ajouté.  

La société est en quête du «gaz biogénique peu profond». Le premier puits est proche des infrastructures existantes. De quoi permettre la réalisation rapide d’un raccordement à moindre coût. Selon les précisions de SDX Energy, KSR-19 cible le réservoir «Main Hoot», à une profondeur d’environ 1 780 mètres. Quant au second puits, SAK-1, il espère toucher une poche à environ 1 300 mètres. L’opération devrait se terminer avant fin décembre 2021. Essaouira Onshore est également un bassin produisant du gaz et du condensat depuis les années 1980. Le gaz produit dans ce bassin est vendu à l’OCP pour alimenter ses centres miniers. La dernière activité de forage qui y a été menée, a révélé des accumulations de gaz qui doivent être confirmées par des travaux supplémentaires. De même, dans la région montagneuse du Rif, qui était une province productrice d’hydrocarbures jusqu’aux années 1950, l’ONHYM concentre ses activités d’exploration dans des zones plus profondes et vers des zones totalement inexplorées situées plus à l’est. Ce n’est pas fini ! À l’extrémité du Maroc, se trouve le vaste bassin de Zag-Bas Drâa. Ce dernier qui s’étend en effet sur 77.624 km² recèle un potentiel inexploré. 

En offshore, l’ONHYM s’est pour le moment plus investi au large des côtes atlantiques où il a noté la présence de gisements d’hydrocarbures et des niveaux de roches mères de haute qualité, et ce presque tout le long de la marge atlantique marocaine. La compagnie britannique Chariot Oil & Gas Limited, qui explore les fonds de l’Atlantique au large de la ville de Larache, a annoncé en septembre 2019 avoir débusqué une réserve de gaz récupérable qui avoisine les 2 000 milliards de pieds cubes de gaz naturel, mise à jour par le texan Netherland Sewell & Associates Inc. Cette découverte est située sur la licence offshore de Lixus au large et couvre une superficie d’environ 2 390 km2. Pour rappel, la zone avait déjà été explorée il y a une dizaine d’années par le groupe espagnol Repsol avec des données sismiques 3D, mais ils avaient estimé que le potentiel n’était pas assez rentable pour y investir. Chariot Oil & Gas Limited, qui a foré sur une profondeur plus importante, a ainsi signé le 2 mars dernier un mémorandum d’entente (MoU) avec le ministère de l’Industrie du Maroc et l’ONHYM pour accélérer le développement du gaz d’Anchois.

Même s’il reste prudent sur l’avenir du projet, Larry Bottomley, le Directeur général de Chariot Oil & Gas Limited, a assuré aux investisseurs que «la découverte représentait une opportunité pour sa compagnie, avec des coûts de forage réduits». Pour autant, en octobre dernier, la société britannique d’exploration a indiqué, dans un communiqué, avoir signé un protocole d’accord avec un «groupe énergétique international de premier plan». «Le protocole d’accord concerne les termes clés de l’achat de gaz et du partenariat entre les parties en ce qui concerne le développement du gaz d’Anchois dans le cadre du permis Lixus, au large du Maroc», a indiqué la même source.

En détails, les termes clés de l’accord portent, selon de Chariot Oil & Gas, sur un volume journalier de près de 40 millions de pieds cubes de gaz, pour une durée maximale de 20 ans. Le principe du paiement a été retenu pour aider l’entreprise britannique à poursuivre le développement de son projet, en cas de difficultés de son partenaire. Au sud, dans le segment offshore d’Agadir-Tarfaya, sept puits ont également été forés entre 2000 et 2017, révélant d’importantes accumulations d’huile lourde et légère ainsi que du gaz. Plus au sud, dans le bassin de Boujdour, un seul puits a été foré à ce jour, en 2014, dans une vaste zone d’environ 200 000 km², et qui a mis en évidence une accumulation de gaz et de condensat. Au large de Dakhla, la compagnie d’exploration gazière et pétrolière israélienne Ratio Petroleum Partnership, a conclu récemment un accord avec l’ONHYM pour l’exploration de potentiels gisements offshore de pétrole et de gaz pour le bloc Dakhla Atlantique.

Le 6 juillet dernier, un autre junior, Predator Oil & Gas, a annoncé avoir finalisé la campagne de forage du puits MOU-1 situé dans les permis d’exploration Guercif I à IV, dans l’Est du Maroc. Les résultats obtenus sont encourageants et prouvent la présence d’indices de gaz dans ledit puits dans un sable peu profond à 605 m de profondeur mesurée. Elle prévoit de vendre sa production aux usines de ciment de la région. Aujourd’hui, l’ONHYM, qui détient de droit 25% de chaque concession, est plus que jamais décidé à attirer les groupes actifs dans l’exploration gazière. Et, il ne manque pas d’arguments. Ces groupes bénéficient déjà d’une exonération totale de l’impôt sur les sociétés pendant une période de dix ans et doivent s’acquitter d’un loyer de 100 dollars par kilomètre carré annuellement.  

D’abord, parce qu’il dispose de 900 000 km2 de bassins sédimentaires et qu’à peine la moitié est explorée actuellement. Le Royaume compte donc d’importantes marges pour découvrir de nouvelles poches de gaz, surtout qu’avec la plus grande découverte de gaz de Sound Energy, une trouvaille jamais réalisée dans le pays, et qui devrait encourager de nouvelles sociétés à tenter l’exploration dans le Royaume. Ensuite, des indices sérieux ont été décelés un peu partout à travers le Royaume. 

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Pour le moment, une question se pose avec acuité : des réserves de gaz naturel sont-elles finalement plus intéressantes que des réserves de pétrole ? La réponse est affirmative. Le gaz a la particularité d’être jusqu’à 25% moins polluant que le pétrole. Dans le contexte actuel où tous les regards sont tournés vers la protection de l’environnement et la limitation du réchauffement climatique, le gaz devient donc une véritable carte à jouer pour le Maroc. De plus, les cours à l’international, rapportés au coût d’exploitation du gaz, sont intéressants. A ceci, s’ajoute la demande mondiale qui est en nette croissance. Les experts internationaux prédisent même une explosion de la demande dans les cinq années à venir, vu qu’il a été prouvé que le coût de l’énergie a tendance à baisser avec l’introduction du GNL. 

Graham Lyon, PDG de Sound Energy : « Nous sommes assis sur des réservoirs avec une géologie similaire [à l’Algérie], ayant fait une fraction de l’exploration que les Algériens ont faite ».

Une stratégie gazeuse en déploiement

C’est d’ailleurs le pari qu’a fait le Maroc en lançant, en août dernier, la nouvelle feuille de route nationale pour le développement du gaz naturel pour la période 2021-2050.  Ce plan a été mis en place par le ministère de l’Energie dans le cadre de la stratégie énergétique nationale. Elle vise à développer le gaz naturel pour les besoins industriels dans un premier temps, le suivi des besoins domestiques, tout en poursuivant son développement pour intégrer les besoins de production d’électricité. Selon le département de l’énergie, l’une des étapes de cette feuille de route concerne l’évaluation de la demande à travers l’évolution de la consommation actuelle et celle des dernières années, ainsi que le potentiel de la demande future, explique le ministère. Selon le même département, le développement rapide de la demande «pourrait avoir lieu suite au basculement des industriels vers ce nouveau combustible, propre et compétitif».

Dans ce domaine, la demande Gas To Industry sera le levier du développement du marché du gaz naturel au Maroc, à côté du Gas To Power pour la production d’énergie en remplaçant progressivement le charbon, considère le département. Enfin, une autre étape mettra l’accent sur les différentes options d’approvisionnement en gaz naturel et en gaz naturel liquéfié (GNL) notamment par gazoducs, unités flottantes de stockage et de regazéification, terminaux on shore ou encore flux multidirectionnels. Il s’agit par ailleurs, de déployer un nouveau réseau de transport «afin de relier l’ensemble des composantes du plan gazier et de développer des capacités propres de réception et de stockage du gaz naturel et du GNL pour des raisons de sécurité d’approvisionnement». Petit à petit, l’oiseau fait son nid.

Des avantages fiscaux importants pour les compagnies d’exploration

En matière d’exploration pétrolière et gazière, le Maroc a pris le choix d’adopter un régime appelé «Système de concession». Si l’ONHYM détient de droit 25 % de chaque concession, il n’en demeure pas moins que ce régime, liant l’Etat aux compagnies mondiales en charge de l’exploration, est renforcé par d’énormes avantages fiscaux. Selon certains experts dans le secteur du pétrole et du gaz, ce choix s’explique par l’état d’avancement de l’exploration dans le Royaume. Comparé aux pays d’Afrique du Nord et même à l’ensemble des pays africains, le Maroc est l’un des pays les moins explorés du continent. Il n’empêche, que la communauté des experts en exploration sont unanimes sur le potentiel prometteur du Maroc en matière de réserves, notamment gazières. D’où la présence de compagnies internationales de renom sur son sol. 

Il faut dire que diverses exonérations sont de mise et concernent à la fois la TVA, la patente, l’impôt sur les revenus des capitaux, les droits douaniers et l’impôt sur les sociétés dont sont exemptées les compagnies d’exploration durant les dix premières années de production. Pour les besoins d’exploitation, les équipements, les matériaux et les produits nécessaires pour la reconnaissance, l’exploration et l’exploitation sont exonérés de tous les droits et taxes douaniers à l’importation, à condition qu’ils ne soient pas disponibles sur le marché local. 

Trois types de permis d’exploration sont octroyés par le Maroc à ses partenaires dans l’exploration : le permis de reconnaissance (1 an), le permis d’exploration (8 ans) et la concession d’exploitation (25 ans). Ces partenaires ont le choix de mener leur activité soit par le biais de succursale ou en ouvrant une filiale au Maroc. Ce qui n’est pas le cas dans plusieurs pays, où elles sont obligées d’ouvrir une filiale. Sur les royalties versées sur les productions annuelles, les groupes explorateurs bénéficient de 10% de réduction sur les premiers 300 000 tonnes de pétrole produits en onshore et offshore. Une réduction similaire de 7% leur est octroyée sur les 500 000 tonnes produits dans ce qu’on appelle l’offshore profond. Pour ce qui est du gaz, les investisseurs ont droit à une réduction de 5%, sur les premiers 300 millions de m3 produits en onshore et offshore, et de 3,5% produits dans l’offshore profond.