Le Maroc mise sur le GNL et les énergies renouvelables pour son futur mix énergétique

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Projet de gaz naturel liquéfié (GNL) de plusieurs milliards de dollars, découvertes de gisements de gaz sur le territoire, et engagement continu en faveur des énergies renouvelables : c’est ainsi que le Maroc compte répondre aux besoins grandissants des consommateurs et de l’industrie en matière d’énergie, et diversifier son mix énergétique.

Le royaume s’apprête à lancer le projet « Gas to Power », un complexe gazier évalué à 4,6 milliards de dollars, après l’annonce à la mi-janvier d’Aziz Rabbah, Ministre de l’Energie, des Mines et du Développement durable, concernant le lancement d’un appel d’offre d’ici à la fin de l’année pour la phase de construction.

Ce projet d’envergure, dont l’achèvement est prévu en 2025, sera réalisé dans le cadre d’un seul et même contrat. Les travaux consisteront en la construction de deux nouvelles centrales électriques à cycle combiné alimentées au gaz naturel, dotées d’une capacité respective de 1 200 MW, d’un terminal de GNL et d’une unité de regazéification à terre au Port de Jorf Lasfar sur la côte Atlantique, ainsi que des gazoducs qui raccorderont le terminal au pipeline Maghreb-Europe. Les consultants techniques et financiers de ce projet ont été recrutés en 2016.

Le GNL et les énergies renouvelables représenteront les deux tiers des capacités installées

Le développement d’ infrastructures de GNL fait partie intégrante des mesures visant à élargir le mix énergétique et à répondre à la demande croissante en électricité.

Si le pays est d’ores et déjà un acteur majeur r des énergies renouvelables, le gouvernement ambitionne également de miser sur l’augmentation de la part des énergies renouvelables de 32 % à 52 % d’ici à 2030, et sur la diversification de la composante combustibles fossiles en vue de réduire la dépendance au pétrole et au charbon. À l’heure actuelle, environ 94 % des besoins en énergie primaire sont couverts par les importations, principalement de pétrole et de charbon, mais également par certains transferts d’électricité directs.

Grâce à des projets tels que la centrale électrique de Jorf Lasfar, le GNL devrait représenter au moins 13 % de la capacité totale d’ici à 2025. A titre de comparaison, le gaz naturel représentait 5,8 % de la consommation d’énergie primaire en 2015, selon les données du Haut Commissariat au Plan.

Les fournisseurs internationaux appelés à approvisionner en gaz la nouvelle infrastructure

S’il était déjà question du projet de Jorf Lasfar en 2015, la volonté du Royaume de relancer le GNL représente une opportunité pour les fournisseurs internationaux. Plusieurs producteurs en amont ont d’ailleurs d’ores et déjà manifesté leur intérêt pour l’approvisionnement en gaz de la future centrale.

A la suite de la signature en 2016 d’un accord de coopération bilatérale renforcée avec le Qatar pour le développement de l’énergie, une délégation américaine s’est rendue au Maroc, à la mi-octobre de l’année dernière, pour discuter de changements à l’actuel accord de libre échange en vue d’éventuellement ajouter les Etats-Unis à la liste de sources potentielles de matières premières. Les Etats-Unis, jadis importateur net de gaz, sont ainsi en passe de devenir un acteur de premier rang sur le marché du GNL grâce au développement de ses capacités en gaz de schiste.

Le même mois, le Premier ministre russe Dmitri Medvedev avait déclaré que les deux fournisseurs de gaz naturel, Gazprom et Novatek, envisageaient également la possibilité d’approvisionner le pays en GNL et d’y construire des infrastructures d’énergie.

Les spécialistes de l’E&P à la recherche de gisements de gaz sur le territoire marocain

Si le pays continue de passer en revue les potentiels fournisseurs en GNL, il n’est pas en reste côté exploration et production (E&P), après avoir identifié des gisements de gaz commercialement viables.

L’année dernière, Sound Energy, entreprise britannique d’E&P, a recensé des gisements de gaz compris entre 9000 et 31 000 milliards de pieds cubes à sa concession de Tendrara dans l’est du Maroc. La production pourrait être lancée dès 2019. Cette année, une autre société britannique d’E&P, SDX Energy, a découvert deux gisements supplémentaires dans le nord du pays.

Côté amont, les nouvelles perspectives locales annoncent une hausse des investissements en E&P. Selon les médias locaux, pas moins de 164 millions de dollars seront investis cette année, contre 130 millions de dollars en 2017.

En pariant sur une plus grande indépendance énergétique, le Maroc devrait également réduire son déficit commercial qui en 2017 avait augmenté de 2,8 % en passant de 185 milliards de dirhams (16,3 milliards d’euros) à 190,2 milliards de dirhams (16,8 milliards d’euros), selon l’Office des Changes. Or les produits énergétiques pesaient le plus lourd dans cette augmentation ainsi que dans les dépenses globales en importations, avec un bond de 27,4 % en raison de la hausse des prix du baril de pétrole.

Un gazoduc pour rallier les côtes d’Afrique de l’Ouest

L’autre source potentielle de matières premières, bien que non nationale, est à chercher du côté du projet de pipeline de gaz naturel entre le Maroc et le Nigéria, actuellement en phase avancée d’études de faisabilité.

Cette liaison de 4 000 km permettrait de transporter du gaz nigérian vers le Maroc, qui pourrait également faire fonction de point de départ aux exportations vers l’Europe et fournir un accès à d’autres pays tout au long du trajet.

Des accords supplémentaires ont été signés, à Rabat en mai 2017, pour ce pipeline évalué à 25 milliards de dollars. Nasser Bourita, ministre des Affaires étrangères et de la Coopération internationale, a déclaré que ce projet permettrait d’accélérer l’alimentation en électricité en Afrique de l’Ouest et servirait de tremplin à la création d’un marché régional de l’électricité compétitif.

 

 

Morocco looks to LNG and renewables for future energy mix

En Français

A multibillion-dollar liquefied natural gas (LNG) project, domestic gas discoveries and a continuing commitment to renewables are set to power Morocco’s rising consumer and industrial energy needs, and diversify the country’s energy mix.

The kingdom is closer to breaking ground on a $4.6bn LNG-to-power project, following an announcement in mid-January by Aziz Rabbah, the minister of energy, mines and sustainable development, that tenders for the construction phase would be launched later this year.

The large-scale project, scheduled for completion in 2025, is being developed as a single package. Works will include two new combined-cycle gas turbine power plants, each with a capacity of 1200 MW, an LNG terminal and onshore regasification unit at the Port of Jorf Lasfar on the Atlantic coast, as well as pipelines connecting the terminal to the Maghreb-Europe pipeline. Technical and financial consultants for the project were secured in 2016.

LNG and renewables to account for two-thirds of installed capacity

Developing LNG infrastructure is integral to efforts to broaden the energy mix and meet rising domestic demand for electricity.

While the country is already a key player in renewable energy, aiming to increase renewables’ share of capacity from 32% to 52% by 2030, diversifying the fossil fuel component of the kingdom’s energy portfolio away from a reliance on oil and coal is also central to government planning. At present, around 94% of primary energy needs are met by imports, mainly of oil and coal, but also some direct electricity transfers.

Through developments such as the Jorf Lasfar power plant, LNG is expected to account for at least 13% of total capacity by 2025; by comparison, natural gas accounted for 5.8% of primary energy consumption in 2015, according to data from the High Commission for Planning.

International suppliers to provide gas for new infrastructure

While not new – the Jorf Lasfar project was originally mooted in 2015 – the kingdom’s renewed focus on LNG represents an opportunity for global suppliers, and several upstream producers have expressed interest in supplying gas to the planned LNG-to-power plant.

Following the signing of an agreement with Qatar in 2016 for increased bilateral cooperation in energy development, in mid-October last year a delegation from the US travelled to Morocco to discuss changes to an existing free trade agreement, raising the possibility that the US could be added to the list of potential sources for feedstock. Previously a net gas importer, the US is set to become a major player in the international LNG market thanks to the development of its shale gas capacity.

The same month visiting Prime Minister Dmitri Medvedev of Russia said flagship energy firms Gazprom and Novatek were similarly looking at the possibility of supplying LNG and building energy infrastructure in the country.

E&P firms identify domestic gas deposits

As the country continues to evaluate potential LNG suppliers, it is also moving ahead on local exploration and production (E&P), following the identification of increasingly promising levels of commercially viable gas.

Last year, UK-based E&P company Sound Energy reported it had identified deposits of between 9trn and 31trn cu feet of gas at its Tendrara concession in eastern Morocco, with commercial production planned for as early as 2019. This year, another UK-based E&P firm, SDX Energy, discovered two additional gas repositories in the north of the country.

The improved outlook for local upstream is set to boost investment in E&P; local media reports suggest as much as $164m will be invested this year, up from the $130m registered in 2017.

Greater autonomy in energy production could also reduce Morocco’s widening trade deficit, which rose by 2.8% in 2017 from Dh185bn (€16.3bn) to Dh190.2bn (€16.8bn), according to the Office des Changes. The single biggest contributor to the increase and overall import costs were energy products, which jumped 27.4% on the back of resurgent oil prices.

Gas pipeline to connect West African coast

Another potential source of feedstock, albeit not domestic, is the proposed Morocco-Nigeria natural gas pipeline, currently the subject of advanced feasibility studies.

The 4000-km link would carry Nigerian gas to Morocco, which could also serve as an export point for shipments to Europe and provide access to other countries along the route.

Additional agreements for the $25bn pipeline were signed in May 2017 in Rabat, with Nasser Bourita, the minister for foreign affairs and cooperation, saying the project will speed up electrification across West Africa and be the basis for the creation of a competitive regional electricity market.

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