Depuis le coup fourré entrepris par le régime algérien de ne pas renouveler le contrat du Gazoduc Maghreb-Europe (GME) qui, rappelons-le au bon souvenir, n’assurait que 10% de la production électrique nationale, les bonnes nouvelles se suivent et se ressemblent pour le Maroc en la matière. L’une des dernières en date provient de la société britannique Chariot qui a fait état, la semaine dernière, d’une « découverte importante de gaz » du forage Anchois-2, qui vient s’ajouter au premier puits Anchois-1.
Aussitôt déclarée, l’annonce a été confirmée par l’ONHYM par la voie d’un communiqué où l’on apprend, notamment, que l’interprétation préliminaire des données confirme « la présence d’une accumulation de gaz au niveau du puits Anchois – 2 » sur une épaisseur nette totale de 100 m, répartie sur 6 zones, et dont l’épaisseur varie de 8 à 30 m pour chacune. Ledit résultat est consécutif aux travaux de forage qui ont démarré le 17 décembre 2021 pour atteindre la profondeur finale de 2.512 m le 31 décembre.
L’énergie électrique dans le collimateur
Contacté par nos soins, Pierre Raillard, directeur pays de Chariot Maroc, qui détient une participation de 75% et l’exploitation des permis Lixus offshore en partenariat avec l’ONHYM qui en possède les 25% restants, a, de prime abord, fait état de son satisfecit, soulignant qu’il s’agit d’une « bonne nouvelle » et que ses équipes travaillent dès maintenant pour confirmer les volumes en place pour un développement futur. Ce gaz pourra, selon lui, être disponible à moyen terme pour la production d’énergie électrique ou pour les industries.
En effet, la production de l’électricité au Maroc est aujourd’hui largement dominée par les énergies fossiles. Les derniers chiffres jusque-là communiqués à ce propos apprennent que celles-ci procurent 81% du total de la production (67,6% charbon, 11,8% gaz, 1,5% pétrole), tandis que les énergies renouvelables assurent 18,8% de la production.
Une « grosse différence » attendue
Chariot avait, par ailleurs, précisé dans son communiqué que le résultat obtenu après l’exploration du puits Anchois-2 est « transformationnel » pour l’entreprise, arguant que la quantité estimée du gaz découvert dépasse « largement les attentes ». Une affirmation à laquelle M. Raillard a réagi en soulignant que ce premier résultat a le potentiel de faire une « grosse différence » au Maroc et, notamment, de s’inscrire dans la feuille de route nationale pour le développement du gaz naturel pour la période 2021 – 2050 mise en oeuvre par le ministère de la Transition énergétique et du Développement durable.
Ainsi, des analyses supplémentaires vont être mises en oeuvre, séance tenante, et vont comprendre, entre autres, le traitement des données récoltées durant la campagne de forage et le recalibrage de la compréhension par Chariot des études sismiques. Elles serviront, en outre, à compléter les études de simulation des réservoirs en intégrant ces données nouvelles et permettront d’obtenir d’ici quelques mois une re-certification des ressources en gaz, détaille le patron de Chariot-Maroc.
Cette découverte, fût-elle majeure, permettra-t-elle au Maroc d’assurer, à moyen terme, son indépendance en matière de ressources gazières ? Jointe par « L’Opinion », la Directrice générale de l’ONHYM, Amina Benkhadra, a répondu qu’avec « cette découverte et celle de Tendrara, nous espérons contribuer aux besoins de nos centrales électriques et de certaines industries ». Rappelons que le britannique Sound Energy et l’ONEE avaient conclu, en décembre dernier, un accord contraignant de vente de gaz issu de Tendrara, dans l’Oriental.
En vertu de cet accord, Sound Energy s’engage à livrer le gaz pour une durée de 10 ans, soit un volume contractuel de 350 millions de mètres cube par an. Elle avait également annoncé qu’elle envisageait de mettre en place un pipeline permettant d’exporter le gaz vers d’autres pays comme l’Espagne et le Portugal. Il s’agirait, selon les premières informations, d’un gazoduc de 120 kilomètres de long, avec une capacité de transport de 67.000 m³/h et un diamètre de 20 pouces.
Aussitôt déclarée, l’annonce a été confirmée par l’ONHYM par la voie d’un communiqué où l’on apprend, notamment, que l’interprétation préliminaire des données confirme « la présence d’une accumulation de gaz au niveau du puits Anchois – 2 » sur une épaisseur nette totale de 100 m, répartie sur 6 zones, et dont l’épaisseur varie de 8 à 30 m pour chacune. Ledit résultat est consécutif aux travaux de forage qui ont démarré le 17 décembre 2021 pour atteindre la profondeur finale de 2.512 m le 31 décembre.
L’énergie électrique dans le collimateur
Contacté par nos soins, Pierre Raillard, directeur pays de Chariot Maroc, qui détient une participation de 75% et l’exploitation des permis Lixus offshore en partenariat avec l’ONHYM qui en possède les 25% restants, a, de prime abord, fait état de son satisfecit, soulignant qu’il s’agit d’une « bonne nouvelle » et que ses équipes travaillent dès maintenant pour confirmer les volumes en place pour un développement futur. Ce gaz pourra, selon lui, être disponible à moyen terme pour la production d’énergie électrique ou pour les industries.
En effet, la production de l’électricité au Maroc est aujourd’hui largement dominée par les énergies fossiles. Les derniers chiffres jusque-là communiqués à ce propos apprennent que celles-ci procurent 81% du total de la production (67,6% charbon, 11,8% gaz, 1,5% pétrole), tandis que les énergies renouvelables assurent 18,8% de la production.
Une « grosse différence » attendue
Chariot avait, par ailleurs, précisé dans son communiqué que le résultat obtenu après l’exploration du puits Anchois-2 est « transformationnel » pour l’entreprise, arguant que la quantité estimée du gaz découvert dépasse « largement les attentes ». Une affirmation à laquelle M. Raillard a réagi en soulignant que ce premier résultat a le potentiel de faire une « grosse différence » au Maroc et, notamment, de s’inscrire dans la feuille de route nationale pour le développement du gaz naturel pour la période 2021 – 2050 mise en oeuvre par le ministère de la Transition énergétique et du Développement durable.
Ainsi, des analyses supplémentaires vont être mises en oeuvre, séance tenante, et vont comprendre, entre autres, le traitement des données récoltées durant la campagne de forage et le recalibrage de la compréhension par Chariot des études sismiques. Elles serviront, en outre, à compléter les études de simulation des réservoirs en intégrant ces données nouvelles et permettront d’obtenir d’ici quelques mois une re-certification des ressources en gaz, détaille le patron de Chariot-Maroc.
Cette découverte, fût-elle majeure, permettra-t-elle au Maroc d’assurer, à moyen terme, son indépendance en matière de ressources gazières ? Jointe par « L’Opinion », la Directrice générale de l’ONHYM, Amina Benkhadra, a répondu qu’avec « cette découverte et celle de Tendrara, nous espérons contribuer aux besoins de nos centrales électriques et de certaines industries ». Rappelons que le britannique Sound Energy et l’ONEE avaient conclu, en décembre dernier, un accord contraignant de vente de gaz issu de Tendrara, dans l’Oriental.
En vertu de cet accord, Sound Energy s’engage à livrer le gaz pour une durée de 10 ans, soit un volume contractuel de 350 millions de mètres cube par an. Elle avait également annoncé qu’elle envisageait de mettre en place un pipeline permettant d’exporter le gaz vers d’autres pays comme l’Espagne et le Portugal. Il s’agirait, selon les premières informations, d’un gazoduc de 120 kilomètres de long, avec une capacité de transport de 67.000 m³/h et un diamètre de 20 pouces.
Saâd BOUZROU
Repères
Gazoduc Maroc-Nigeria
Les conventions de financement relatives à l’étude de conception et d’ingénierie du Gazoduc Maroc-Nigeria, signées fin décembre 2021 par la Banque Islamique de Développement (BID), le ministère de l’Economie et des Finances et l’ONHYM, sont venues donner un énorme coup de pouce à ce projet grandissime lancé en 2016 à Abuja. En marge de cette signature, l’accent avait été mis par une pléthore de responsables sur le rôle clé et stratégique dudit Gazoduc en tant qu’étape vers le renforcement de la sécurité énergétique dans la région.
Energies renouvelables
Le Maroc compte adopter un plan vert basé sur 100% de ressources renouvelables pour la période 2026-2030 avec pour objectif d’atteindre une capacité supplémentaire d’environ 5200 mégawatts. La programmation de projets flexibles pour la production de l’électricité est également prévue durant cette même période en vue de faire face à la nature fluctuante des ressources renouvelables, notamment la station de pompage et les systèmes stockage d’énergie par batterie. Au cours de la période 2021-2025, des besoins électriques supplémentaires seront également développés en s’appuyant, principalement, sur les énergies renouvelables éoliennes et solaires.
L'info...Graphie
Exploration
L’achèvement du forage d’Anchois réussi
Chariot a annoncé, mardi, la réussite de l’achèvement de l’opération de forage dans le gisement gazier d’Anchois, au large de Larache.
Un communiqué de l’explorateur britannique explique qu’Anchois-1, « le premier puits foré en 2009, a été inspecté, préparé et couplé avec succès à l’appareil de forage Stena Don, ce qui confirme sa viabilité potentielle en tant que futur puits de production ». Et de poursuivre que « pour maintenir l’efficacité, il a été décidé de ne pas prélever d’échantillon de gaz Sable A dans le puits Anchois-1, car des échantillons de gaz ont été obtenus avec succès dans le puits Anchois-2 précédemment foré. Les opérations d’Anchois-1 sont maintenant achevées. Le puits est dans un état permettant une utilisation potentielle dans le développement futur du champ ».
Réagissant à cette découverte, le PDG par intérim de Chariot, Adonis Pouroulis, avait auparavant assuré que la seule ambition qui vaille aujourd’hui est de mettre en service le développement du gaz d’Anchois le plus rapidement possible.
Un communiqué de l’explorateur britannique explique qu’Anchois-1, « le premier puits foré en 2009, a été inspecté, préparé et couplé avec succès à l’appareil de forage Stena Don, ce qui confirme sa viabilité potentielle en tant que futur puits de production ». Et de poursuivre que « pour maintenir l’efficacité, il a été décidé de ne pas prélever d’échantillon de gaz Sable A dans le puits Anchois-1, car des échantillons de gaz ont été obtenus avec succès dans le puits Anchois-2 précédemment foré. Les opérations d’Anchois-1 sont maintenant achevées. Le puits est dans un état permettant une utilisation potentielle dans le développement futur du champ ».
Réagissant à cette découverte, le PDG par intérim de Chariot, Adonis Pouroulis, avait auparavant assuré que la seule ambition qui vaille aujourd’hui est de mettre en service le développement du gaz d’Anchois le plus rapidement possible.
Exploration gazière
Guercif assise, elle aussi, sur un puits de gaz
Et de deux pour le gaz naturel au Maroc. L’entreprise britannique Predator Oil & Gas a annoncé avoir découvert un nouveau gisement de gaz dans la région de Guercif. Cette trouvaille résulte de la réévaluation relative à l’extension des puits « MOU-1 » et « MOU-4 », effectuée par SLR Consulting, et intervient quelques jours seulement après l’annonce par Chariot Oil & Gas d’une découverte « significative » similaire au large de Larache.
Il ressort des estimations préliminaires de cette découverte que ce nouveau gisement contient 11.000 millions de m³ de gaz, et que l’exploitation des 25% de l’entreprise cotée en bourse s’élève à 148 millions de dollars.
Pour ce qui est du coût d’investissement net, il s’élève à 12,21 millions de dollars, avec plus de flexibilité de production. La société, dont le siège est basé à Londres, avait également déclaré que les ressources gazières potentielles lui offraient une option supplémentaire pour la monétisation des actionnaires, et qu’»un retournement vers une entité souhaitant s’exposer à l’opportunité de Guercif ne devrait pas être écarté» comme une option future.
Le directeur général de Predator Oil & Gas a indiqué, à cet effet, que « La direction et le principal actionnaire seraient très favorables à une telle opération si la proposition de valeur était suffisamment attrayante pour les actionnaires et garantissait une exploitation accélérée du plein potentiel de la zone de licence de Guercif ».
Il ressort des estimations préliminaires de cette découverte que ce nouveau gisement contient 11.000 millions de m³ de gaz, et que l’exploitation des 25% de l’entreprise cotée en bourse s’élève à 148 millions de dollars.
Pour ce qui est du coût d’investissement net, il s’élève à 12,21 millions de dollars, avec plus de flexibilité de production. La société, dont le siège est basé à Londres, avait également déclaré que les ressources gazières potentielles lui offraient une option supplémentaire pour la monétisation des actionnaires, et qu’»un retournement vers une entité souhaitant s’exposer à l’opportunité de Guercif ne devrait pas être écarté» comme une option future.
Le directeur général de Predator Oil & Gas a indiqué, à cet effet, que « La direction et le principal actionnaire seraient très favorables à une telle opération si la proposition de valeur était suffisamment attrayante pour les actionnaires et garantissait une exploitation accélérée du plein potentiel de la zone de licence de Guercif ».
3 questions à Amina Benkhadra, Directrice générale de l’ONHYM
« Nous restons optimistes car il s’agit d’un gaz de qualité »
- L’ONHYM et Chariot Oil & Gas ont fait récemment état de la découverte d’un gisement de gaz au large de Larache. Pourriez-vous nous prédire l’impact que pourrait avoir cette trouvaille sur la production nationale à l’avenir ?
- L’intégration de tous les résultats et leurs interprétations permettront de se prononcer sur le réel potentiel gazier à développer de cette zone. Le projet nécessite en plus de l’évaluation des ressources gazières, des études de faisabilité détaillées. Une fois la découverte commerciale est confirmée, elle pourrait être destinée principalement à la production d’électricité via l’alimentation des centrales de Kénitra et de Mohammedia et répondre aux besoins des centrales à gaz existantes (Tahaddart).
- Votre organisme a annoncé l’entreprise d’analyses plus approfondies «afin d’affiner l’évaluation du potentiel gazier découvert». Êtes-vous optimiste pour les résultats attendus de ces analyses ?
- Les opérations de collecte des données sur le puits viennent juste d’être achevées et seront ensuite acheminées vers des laboratoires pour analyses. De nombreux travaux seront réalisés selon un agenda très précis : affinement du modèle géologique, simulation du réservoir, études d’ingénierie détaillées et études d’impact sur l’environnement. La décision finale d’investissement sera prise fin 2022 pour une production fin 2024.
- Que signifie en d’autres termes « la présence d’une accumulation de gaz sur une épaisseur nette totale de 100 mètres » ?
- Il convient de préciser que l’épaisseur de 100 m est répartie sur 6 zones, dont l’épaisseur varie de 8 à 30 m pour chacune. Nous restons optimistes car il s’agit d’un gaz de qualité.
- L’intégration de tous les résultats et leurs interprétations permettront de se prononcer sur le réel potentiel gazier à développer de cette zone. Le projet nécessite en plus de l’évaluation des ressources gazières, des études de faisabilité détaillées. Une fois la découverte commerciale est confirmée, elle pourrait être destinée principalement à la production d’électricité via l’alimentation des centrales de Kénitra et de Mohammedia et répondre aux besoins des centrales à gaz existantes (Tahaddart).
- Votre organisme a annoncé l’entreprise d’analyses plus approfondies «afin d’affiner l’évaluation du potentiel gazier découvert». Êtes-vous optimiste pour les résultats attendus de ces analyses ?
- Les opérations de collecte des données sur le puits viennent juste d’être achevées et seront ensuite acheminées vers des laboratoires pour analyses. De nombreux travaux seront réalisés selon un agenda très précis : affinement du modèle géologique, simulation du réservoir, études d’ingénierie détaillées et études d’impact sur l’environnement. La décision finale d’investissement sera prise fin 2022 pour une production fin 2024.
- Que signifie en d’autres termes « la présence d’une accumulation de gaz sur une épaisseur nette totale de 100 mètres » ?
- Il convient de préciser que l’épaisseur de 100 m est répartie sur 6 zones, dont l’épaisseur varie de 8 à 30 m pour chacune. Nous restons optimistes car il s’agit d’un gaz de qualité.
Recueillis par S. B.
