- Plusieurs découvertes gazières ont été annoncées au Maroc, vous vous êtes montré un peu prudent dans votre dernière analyse, peut-on savoir pourquoi ?
- En matière d’exploration pétrolière et gazière, la prudence est une qualité. Une découverte d’hydrocarbures est toujours une nouvelle intéressante, mais il ne faut pas se précipiter pour affirmer des choses qui pourraient être démenties par les faits un peu plus tard. Il faut un peu de temps - qui ne correspond pas au temps médiatique - pour évaluer sérieusement l’ampleur de telle ou telle découverte et il faut également déchiffrer la communication des compagnies pétrolières, qui est technique et pas toujours bien comprise du public. De plus, après une découverte, la ou les compagnies concernées doivent réaliser diverses études et forer d’autres puits. Pour résumer, cela fait partie des situations où il est urgent d’attendre.
- Comment évaluez-vous le potentiel gazier du Maroc, compte tenu des découvertes de gaz à Larache, Guercif et Tendrara ?
- Il est beaucoup trop tôt pour évaluer ce potentiel pour les raisons indiquées ci-dessus. Pour Larache et Guercif, les annonces ont été faites en janvier et on n’a donc pas de recul. C’est un point technique mais il faut noter que, pour Tendrara et Guercif, les estimations données par les entreprises concernées, Sound Energy et Predator Oil & Gas Holdings respectivement, portent sur des ressources gazières éventuelles.
- Chariot Limited a annoncé des découvertes «encourageantes» au niveau du puits «Anchois-2» à Larache, avec une accumulation de gaz à 100 mètres d’épaisseur. Est-ce suffisant pour avoir une production abondante?
- Parmi les découvertes récentes, celle réalisée sur le permis de Lixus Offshore, au large de Larache, par Chariot (qui est associée à l’Office National des Hydrocarbures et des Mines - ONHYM) est effectivement intéressante du fait de l’épaisseur de l’accumulation gazière et de la qualité des réservoirs. Ce sont deux éléments positifs pour la suite mais il est, là encore, trop tôt pour parler d’une future production abondante.
On peut constater que ni Chariot, ni l’ONHYM n’ont donné le moindre chiffre après cette découverte annoncée en janvier, ce qui est d’ailleurs tout à fait normal. Pour évoquer la production future, il faut avoir une estimation des réserves. Pour prendre une image, on ne peut pas mettre la charrue avant les boeufs.
- A quel niveau peut-on dire qu’un puits de gaz est abondant ?
- On ne va pas parler de puits abondant mais de réserves et de production abondantes. Cela dit, le terme ‘’abondant’’ est très subjectif. Mais on peut donner quelques exemples. Le premier producteur mondial de gaz est les Etats-Unis avec 915 milliards de mètres cubes en 2020. Au Sud de ce pays, le Mexique a produit la même année 30 milliards de mètres cubes. Et, pour prendre un exemple en Europe, la production de l’Italie était de 4 milliards de mètres cubes seulement.
En Afrique, les plus gros producteurs en 2020 étaient l’Algérie (81 milliards de mètres cubes), l’Egypte (58 milliards de mètres cubes) et le Nigeria (49 milliards de mètres cubes). Cela dit, le plus important pour un pays n’est pas forcément le niveau de production dans l’absolu, mais le niveau de sa production comparée à ses besoins nationaux. Un pays peut être un petit producteur relativement aux géants gaziers mondiaux, mais couvrir ses besoins ou une bonne partie de ceux-ci.
- En ce qui concerne le gisement de Guercif, Predator Oil & Gas Holdings vient d’annoncer des chiffres très importants après les forages MOU-1 et MOU-4. Les estimations varient autour de 11 milliards de mètres cubes de gaz naturel. Vous dites dans votre article qu’il faut considérer ces annonces avec une extrême prudence, un commentaire ?
- Le chiffre de 11 milliards de mètres cubes de gaz donné par Predator Oil & Gas porte sur des ressources éventuelles (en anglais ‘’contingent resources’’). On ne parle donc pas encore de réserves. Il y a une grande différence entre les notions de ressources et de réserves. Le concept de réserves suppose que les volumes de pétrole et/ou de gaz naturel découverts soient techniquement et économiquement récupérables.
- Concernant l’Algérie, quel impact a pu avoir la suspension du gaz algérien sur le Maroc après l’arrêt du Gazoduc Maghreb-Europe ?
- Pendant 25 ans, entre 1996 et la fin octobre 2021, le Maroc a importé du gaz algérien à travers le Gazoduc Maghreb-Europe (GME). L’arrêt du GME oblige donc le Maroc à trouver d’autres solutions. Cela peut consister à importer du gaz naturel en provenance d’autres sources, soit par bateau (c’est le gaz naturel liquéfié - GNL), soit par le GME à partir de l’Espagne. Mais, pour importer du GNL, il faut disposer d’un terminal pouvant réceptionner les méthaniers et le Maroc n’en a pas. Le pays veut se doter d’une telle infrastructure, mais il faudra des années avant que celle-ci ne soit construite et opérationnelle.
Le Maroc peut aussi, à court terme, importer des produits pétroliers et/ou du charbon pour alimenter ses centrales électriques. Il peut aussi importer directement de l’électricité. Il peut aussi compter sur le développement de ses capacités nationales de production d’électricité grâce aux énergies renouvelables et accroître ses efforts d’efficacité énergétique. Il n’y a donc pas une seule option. En matière d’énergie d’ailleurs, il est souvent préférable de ne pas mettre tous ses oeufs dans le même panier.
- Le Maroc parie sur le nouveau gazoduc qu’il compte construire en partenariat avec le Nigeria, quel serait l’impact géopolitique de ce projet, sachant que l’Algérie veut concurrencer ce projet par le pipeline transsaharien qu’elle tente de réactiver ?
- Il y a effectivement deux projets concurrents, le projet de gazoduc Nigeria/Maroc et le projet Nigeria/Niger/Algérie. Mais le premier ne peut pas contribuer à résoudre les problèmes gaziers du Maroc à court et à moyen termes.
Nous sommes ici dans un horizon de long terme. Le projet est très ambitieux et il faudra donc des années pour le réaliser. De plus, il n’a pas encore été lancé en termes de construction car il faut sécuriser les débouchés et les financements requis, ce qui n’est pas simple. Il faut également voir si l’Union Européenne (UE), qui serait l’un des marchés pour le gaz transporté par ce gazoduc, serait vraiment intéressée par un tel projet à un moment où l’on relève de sérieuses dissensions au sein de l’UE sur le rôle futur du gaz dans le contexte de la transition énergétique.
Rien n’est donc garanti pour ce projet. S’il était réalisé, il permettrait de développer les relations économiques et énergétiques entre plusieurs pays de l’Afrique de l’Ouest et du Nord-Ouest et de fournir à l’UE une nouvelle source d’approvisionnement en gaz naturel. Mais de gros obstacles restent à résoudre. Là encore, la prudence est de mise.
- En matière d’exploration pétrolière et gazière, la prudence est une qualité. Une découverte d’hydrocarbures est toujours une nouvelle intéressante, mais il ne faut pas se précipiter pour affirmer des choses qui pourraient être démenties par les faits un peu plus tard. Il faut un peu de temps - qui ne correspond pas au temps médiatique - pour évaluer sérieusement l’ampleur de telle ou telle découverte et il faut également déchiffrer la communication des compagnies pétrolières, qui est technique et pas toujours bien comprise du public. De plus, après une découverte, la ou les compagnies concernées doivent réaliser diverses études et forer d’autres puits. Pour résumer, cela fait partie des situations où il est urgent d’attendre.
- Comment évaluez-vous le potentiel gazier du Maroc, compte tenu des découvertes de gaz à Larache, Guercif et Tendrara ?
- Il est beaucoup trop tôt pour évaluer ce potentiel pour les raisons indiquées ci-dessus. Pour Larache et Guercif, les annonces ont été faites en janvier et on n’a donc pas de recul. C’est un point technique mais il faut noter que, pour Tendrara et Guercif, les estimations données par les entreprises concernées, Sound Energy et Predator Oil & Gas Holdings respectivement, portent sur des ressources gazières éventuelles.
- Chariot Limited a annoncé des découvertes «encourageantes» au niveau du puits «Anchois-2» à Larache, avec une accumulation de gaz à 100 mètres d’épaisseur. Est-ce suffisant pour avoir une production abondante?
- Parmi les découvertes récentes, celle réalisée sur le permis de Lixus Offshore, au large de Larache, par Chariot (qui est associée à l’Office National des Hydrocarbures et des Mines - ONHYM) est effectivement intéressante du fait de l’épaisseur de l’accumulation gazière et de la qualité des réservoirs. Ce sont deux éléments positifs pour la suite mais il est, là encore, trop tôt pour parler d’une future production abondante.
On peut constater que ni Chariot, ni l’ONHYM n’ont donné le moindre chiffre après cette découverte annoncée en janvier, ce qui est d’ailleurs tout à fait normal. Pour évoquer la production future, il faut avoir une estimation des réserves. Pour prendre une image, on ne peut pas mettre la charrue avant les boeufs.
- A quel niveau peut-on dire qu’un puits de gaz est abondant ?
- On ne va pas parler de puits abondant mais de réserves et de production abondantes. Cela dit, le terme ‘’abondant’’ est très subjectif. Mais on peut donner quelques exemples. Le premier producteur mondial de gaz est les Etats-Unis avec 915 milliards de mètres cubes en 2020. Au Sud de ce pays, le Mexique a produit la même année 30 milliards de mètres cubes. Et, pour prendre un exemple en Europe, la production de l’Italie était de 4 milliards de mètres cubes seulement.
En Afrique, les plus gros producteurs en 2020 étaient l’Algérie (81 milliards de mètres cubes), l’Egypte (58 milliards de mètres cubes) et le Nigeria (49 milliards de mètres cubes). Cela dit, le plus important pour un pays n’est pas forcément le niveau de production dans l’absolu, mais le niveau de sa production comparée à ses besoins nationaux. Un pays peut être un petit producteur relativement aux géants gaziers mondiaux, mais couvrir ses besoins ou une bonne partie de ceux-ci.
- En ce qui concerne le gisement de Guercif, Predator Oil & Gas Holdings vient d’annoncer des chiffres très importants après les forages MOU-1 et MOU-4. Les estimations varient autour de 11 milliards de mètres cubes de gaz naturel. Vous dites dans votre article qu’il faut considérer ces annonces avec une extrême prudence, un commentaire ?
- Le chiffre de 11 milliards de mètres cubes de gaz donné par Predator Oil & Gas porte sur des ressources éventuelles (en anglais ‘’contingent resources’’). On ne parle donc pas encore de réserves. Il y a une grande différence entre les notions de ressources et de réserves. Le concept de réserves suppose que les volumes de pétrole et/ou de gaz naturel découverts soient techniquement et économiquement récupérables.
- Concernant l’Algérie, quel impact a pu avoir la suspension du gaz algérien sur le Maroc après l’arrêt du Gazoduc Maghreb-Europe ?
- Pendant 25 ans, entre 1996 et la fin octobre 2021, le Maroc a importé du gaz algérien à travers le Gazoduc Maghreb-Europe (GME). L’arrêt du GME oblige donc le Maroc à trouver d’autres solutions. Cela peut consister à importer du gaz naturel en provenance d’autres sources, soit par bateau (c’est le gaz naturel liquéfié - GNL), soit par le GME à partir de l’Espagne. Mais, pour importer du GNL, il faut disposer d’un terminal pouvant réceptionner les méthaniers et le Maroc n’en a pas. Le pays veut se doter d’une telle infrastructure, mais il faudra des années avant que celle-ci ne soit construite et opérationnelle.
Le Maroc peut aussi, à court terme, importer des produits pétroliers et/ou du charbon pour alimenter ses centrales électriques. Il peut aussi importer directement de l’électricité. Il peut aussi compter sur le développement de ses capacités nationales de production d’électricité grâce aux énergies renouvelables et accroître ses efforts d’efficacité énergétique. Il n’y a donc pas une seule option. En matière d’énergie d’ailleurs, il est souvent préférable de ne pas mettre tous ses oeufs dans le même panier.
- Le Maroc parie sur le nouveau gazoduc qu’il compte construire en partenariat avec le Nigeria, quel serait l’impact géopolitique de ce projet, sachant que l’Algérie veut concurrencer ce projet par le pipeline transsaharien qu’elle tente de réactiver ?
- Il y a effectivement deux projets concurrents, le projet de gazoduc Nigeria/Maroc et le projet Nigeria/Niger/Algérie. Mais le premier ne peut pas contribuer à résoudre les problèmes gaziers du Maroc à court et à moyen termes.
Nous sommes ici dans un horizon de long terme. Le projet est très ambitieux et il faudra donc des années pour le réaliser. De plus, il n’a pas encore été lancé en termes de construction car il faut sécuriser les débouchés et les financements requis, ce qui n’est pas simple. Il faut également voir si l’Union Européenne (UE), qui serait l’un des marchés pour le gaz transporté par ce gazoduc, serait vraiment intéressée par un tel projet à un moment où l’on relève de sérieuses dissensions au sein de l’UE sur le rôle futur du gaz dans le contexte de la transition énergétique.
Rien n’est donc garanti pour ce projet. S’il était réalisé, il permettrait de développer les relations économiques et énergétiques entre plusieurs pays de l’Afrique de l’Ouest et du Nord-Ouest et de fournir à l’UE une nouvelle source d’approvisionnement en gaz naturel. Mais de gros obstacles restent à résoudre. Là encore, la prudence est de mise.
Recueillis par Anass MACHLOUKH
Portrait
Francis Perrin : fin connaisseur de la géopolitique de l’Énergie
Francis Perrin est Senior Fellow au Policy Center for the New South qui se concentre sur l’énergie. Il est actuellement chercheur associé au Policy Center for the New South (PCNS, Rabat) et expert auprès de l’Association pour le Progrès du Management (APM, Paris).
En parallèle, notre interlocuteur est directeur de recherche à l’IRIS, spécialiste des problématiques énergétiques. Après des études de sciences économiques et de sciences politiques à l’Université Pierre Mendès France (UPMF) de Grenoble, Francis Perrin a travaillé durant plusieurs années comme journaliste et consultant indépendant sur l’énergie et les matières premières avant de rejoindre, en 1991, le Centre arabe d’études pétrolières (Arab Petroleum Research Center – APRC).
Il a été rédacteur en chef de Pétrole et Gaz Arabes (PGA) et d’Arab Oil & Gas (AOG) entre 1991 et 2000 et directeur de la rédaction de l’ensemble des publications de l’APRC entre 2001 et début 2012. Au début 2012, Francis Perrin a créé Stratégies et politiques énergétiques (SPE), dont il a été le président.
En parallèle, notre interlocuteur est directeur de recherche à l’IRIS, spécialiste des problématiques énergétiques. Après des études de sciences économiques et de sciences politiques à l’Université Pierre Mendès France (UPMF) de Grenoble, Francis Perrin a travaillé durant plusieurs années comme journaliste et consultant indépendant sur l’énergie et les matières premières avant de rejoindre, en 1991, le Centre arabe d’études pétrolières (Arab Petroleum Research Center – APRC).
Il a été rédacteur en chef de Pétrole et Gaz Arabes (PGA) et d’Arab Oil & Gas (AOG) entre 1991 et 2000 et directeur de la rédaction de l’ensemble des publications de l’APRC entre 2001 et début 2012. Au début 2012, Francis Perrin a créé Stratégies et politiques énergétiques (SPE), dont il a été le président.
