Tendrara et au-delà, ce qu'il faut retenir des projets de développement gazier au Maroc

Le démarrage imminent du champ de Tendrara devrait ouvrir la voie à de nouvelles découvertes gazières. Ce jalon est stratégique, non seulement pour maintenir la dynamique d'exploration, mais aussi pour convaincre les compagnies pétrolières, en particulier les majors, de venir investir au Maroc.

En parallèle à cette découverte, le Maroc a choisi le gaz naturel comme énergie fossile de transition, car il est moins émetteur de gaz à effet de serre et substituable à terme par l'hydrogène vert, une fois que ce dernier aura atteint sa maturité.

Dans le cadre de la feuille de route Gaz naturel (2025-2030), la demande en gaz naturel devrait passer de 1,2 milliard de mètres cubes actuellement à 8 milliards de mètres cubes à l'horizon 2027. Cette augmentation coïncidera avec la mise en service du port Nador West Med et la migration (ainsi que l'augmentation de capacité) de plusieurs centrales vers le gaz.

La demande atteindrait même 12 milliards de mètres cubes à l'horizon 2030, année prévue pour l'ouverture du Terminal Atlantique (à Mohammédia ou Jorf Lasfar), le second point d'importation de GNL après celui de Nador.

Ainsi, cette demande, qui devrait être multipliée par dix d'ici 2030, impose de sécuriser les ressources, d'autant que l'approvisionnement en gaz est actuellement de plus en plus complexe.

L’importance stratégique du gazoduc Afrique Atlantique

Avec la mise en service du champ de Tendrara, il est évident que sa production ne pourra couvrir la demande actuelle, car il ne devrait livrer que 400 millions de mètres cubes annuellement après la finalisation de la phase 2.

Le Maroc mise sur le gazoduc Afrique Atlantique pour couvrir l'augmentation de sa demande en gaz à l'horizon 2030. Avec la création récente d'une entreprise dédiée au projet, le gazoduc Nigeria-Maroc se dirige vers la structuration finale du projet et la sécurisation des financements.

À cet effet, les décisions finales d'investissement (FID) de la première phase du projet (1A et 1B) sont attendues d'ici fin 2025 ou début 2026 pour un "first gas" (première alimentation en gaz) prévu entre 2029 et 2030.

Cette première phase concerne le lancement simultané de la construction du tronçon sud (qui relie le Nigeria, le Ghana et la Côte d'Ivoire) et celle du tronçon nord (Sénégal, Mauritanie et Maroc). Grâce au gazoduc Maghreb-Europe (GME), le tronçon nord devrait ainsi assurer une liaison au réseau européen d’ici 2030 au plus tard en attendant la connexion progressive avec les tronçons du centre et du sud.

Durant le World Power-to-X Summit, tenu les 1ᵉʳ et 2 octobre 2025, Oumy Khaïry Diao Diop, secrétaire permanente à l'Énergie de la République du Sénégal, a indiqué que le Sénégal est mobilisé pour développer les infrastructures gazières, parmi lesquelles figure le projet de gazoduc Afrique Atlantique qui va permettre de commercialiser avantageusement le gaz qui est produit avec la Mauritanie au niveau du champ offshore GTA.

Gaz de Tendrara : cap sur l'augmentation des réserves

Les réserves de gaz du champ de Tendrara pourraient augmenter, car plusieurs structures potentielles n'ont pas encore été complètement décryptées.

Mana Energy, l'opérateur du projet, mise sur deux prospects pour potentiellement débloquer des ressources probables estimées entre 12 et 25 milliards de mètres cubes (selon des estimations de succès moyen et faible).

À cette fin, Mana Energy prévoit de forer deux puits d'exploration : SBK-1 (sur la licence de Tendrara) et M5 (sur la licence d'Anoual). Des négociations sont actuellement en cours pour obtenir une nouvelle plateforme de forage, dans l'attente des autorisations du ministère de la Transition énergétique.

Capitalisant sur la découverte faite à Tendrara, le forage M5 dans la licence d'Anoual vise une structure piège similaire située dans le même réservoir appelé TAGI. Ce réservoir argilo-gréseux est l'équivalent de celui qui a donné lieu à d'énormes champs gaziers en Algérie. Bien que les chances de succès y soient plus modestes, une découverte gazière pourrait débloquer un potentiel d'au moins 9 milliards de mètres cubes de gaz initialement en place (ressources probables non encore découvertes).

Cependant, le puits SBK-1, situé dans la licence de Tendrara, présente de plus grandes chances de réussite. Il avait déjà produit du gaz en surface lors de tests réalisés en 2000, mais dans un emplacement jugé sous-optimal.

À la suite d'une réévaluation, le nouvel emplacement de forage devrait cibler un réservoir gazeux beaucoup plus prometteur. En cas de succès, ce puits présente un potentiel de gaz récupérable d’au moins 3,9 milliards de mètres cubes.

Le potentiel prometteur des licences offshore Lixus et Rissana

De son côté, la compagnie britannique Chariot met en œuvre une nouvelle stratégie qui vise un développement redimensionné du champ d'Anchois pour une mise en exploitation accélérée. De plus, elle a initié un processus de farmout pour les licences offshore Lixus et Rissana, ainsi que celle de Loukous en onshore, afin de trouver un nouveau partenaire pour relancer et redynamiser l'exploration gazière au Maroc.

Au sein de la licence de Lixus, et plus près de la côte, le prospect gazier d'Anguille représente un potentiel de 14 milliards de mètres cubes. Il est en attente d'un forage qui permettra de prouver la présence et l'exploitabilité du gaz. Si cette découverte est confirmée, elle pourrait constituer une source d'approvisionnement additionnelle en gaz qui permettrait de mieux valoriser le champ d'Anchois.

Dans la licence Rissana, Chariot examine deux prospects. Le premier, situé au niveau d'un cône alluvial du même âge que celui d'Anchois, et le second, situé au large de Kénitra, ciblent des réservoirs d'âge plus ancien. Tous deux présentent un potentiel de plusieurs milliards de mètres cubes d'hydrocarbures, mais seul le forage permettra de confirmer leur présence et leur exploitabilité.

Rappelons que le changement de statut de l'ONHYM en société anonyme permet à cet organisme, auparavant limité à un rôle de promotion, d'endosser une fonction plus active en investissant dans des projets d'exploration et en partageant les risques. Cette évolution devrait encourager davantage d'opérateurs à investir au Maroc.

Ce qu'il faut retenir : 

• Le Maroc devrait multiplier par dix sa consommation de gaz naturel.
• La mise en exploitation des champs de Tendrara et d’Anchois ne permettra pas de couvrir l’augmentation de cette demande à partir de 2026.
• À l’horizon 2030, la première phase du gazoduc Afrique Atlantique, reliant le Sénégal au Maroc, permettra de répondre à la demande en gaz du Maroc, tout en permettant son exportation vers l’Europe.
• Dans l'attente du déploiement du port de Nador West Med et du gazoduc Afrique Atlantique, le ministère doit sourcer des contrats d’approvisionnement en gaz pour accompagner l’augmentation de la demande lors des prochaines années.
• D’autres moyens pour débloquer des ressources additionnelles sont en cours de développement. À terre, au niveau des licences d’Anoual et de Tendrara, des prospects sont susceptibles de recéler des ressources gazières d’au moins 12 milliards de mètres cubes. En offshore, de nouveaux partenariats sont envisagés par Chariot pour évaluer un potentiel d’au moins 14 milliards de mètres cubes sur le prospect d’Anguille.