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Près de 20 milliards de DH d'investissement, un nouveau cadre juridique et un jeu institutionnel complexe et sophistiqué. C'est en gros ce que propose le projet de Terminal Gaz Naturel Liquéfié (TGNL).
En effet, un mémorandum circulant entre initiés et dont Écoplus détient copie, dévoile les scénarios de mise en place d'un plan gazier et de l'inévitable terminal de gaz naturel. En tout, ce sont six variantes qui sont analysées dans le document confidentiel émanant du ministère de l'Energie et des mines et dont disposent des partenaires ministériels à l'instar du département de l'Equipement, l'Agence nationale des ports et des institutionnels privés intéressés par le projet.
Le plan gazier a mûri dans les tiroirs du ministère de l'Energie et des mines depuis pratiquement deux législatures. L'enthousiasme des politiques et la quête des effets d'annonce avaient pris le pas sur la faisabilité opérationnelle. Du coup, l'opinion publique a eu droit à des présentations fumeuses sans calendrier d'exécution. De quoi s'agissait-il à l'époque ? Pour faire simple, le plan gazier du Maroc tablait (et table toujours) sur trois composantes. La stratégie gazière du royaume se proposait d'alimenter trois segments du marché. D'abord, l'architecture gazière se devait d'assurer l'approvisionnement des centrales électriques à cycle combiné existantes ou programmées. Ensuite, le flux gazier était destiné à l'alimentation des grandes zones industrielles. Enfin, dans une perspective lointaine, les projets immobiliers devaient être raccordés aux points d'approvisionnement pour installer le gaz dans les foyers marocains. Si cette dernière option était un fantasme lointain, l''éventualité d'alimenter les industries du pays, surtout les plus énergivores, et les centrales de l'ONE constituait un business juteux et à gros sous. La réaction des entreprises intéressées ne s'est pas fait attendre. Deux grands groupes se sont rués sur le projet et ont entamé des études coûteuses pour convaincre les autorités de tutelle. L'affrontement se faisait à l'époque entre Samir, l'unique raffineur du pays, et le groupe Akwa dirigé à l'époque par Aziz Akhannouch, devenu ministre de l'Agriculture et des pêches maritimes depuis 2007. Les deux opérateurs privés s'opposaient à l'ONE sur le point d'installation géographique du terminal. L'Office national d'électricité, en quête d'économie de coûts, faisait pression pour installer l'infrastructure nécessaire (port, terminal et gazoduc) au Nord du pays. Son raisonnement était économique : toutes les centrales à cycle combiné se trouvent dans le Nord du royaume et toutes celles programmées le seront également. Du coup, le point d'approvisionnement le plus proche devait être installé dans la Méditerranée. Les deux opérateurs privés, qui voulaient tirer la couverture à eux, militaient dans les coulisses pour que le terminal et le port d'approvisionnement soient dans l'axe Kénitra-Jorf Lasfar. Bien entendu, la faiblesse de la tutelle face à des mastodontes de l'économie, ayant chacun son point d'appui, a condamné le projet du plan gazier.
Le changement de gouvernement en 2007 et l'émergence de l'idée d'un port énergétique (pétrolier surtout) à Nador ont remis le dossier du terminal gazier sur la table. Mais avec une nouvelle configuration.
Les enjeux
Le mémorandum le souligne avec fermeté : l'ère gazière est bien là. En effet, l'utilisation du gaz naturel est réelle depuis 2005 avec la mise en place de la centrale à cycle combiné de Tahaddart 1 d'une puissance de 385 MW. Cinq ans après, l'ONE lance sa deuxième centrale à base de gaz naturel : la centrale de Aïn Beni Mathar d'une puissance de 450 MW. Ces deux centrales s'approvisionnent du Gazoduc Maghreb Europe (GME) dont le flux dépend étroitement du jeu de l'offre et de la demande entre la source d'approvisionnement (l'Algérie) et le client final (l'Espagne). Plus encore, l'ONE a élaboré un plan de développement de centrale à cycle combiné. Entre 2015 et 2020, l'Office programme la construction de 5 centrales fonctionnant au gaz naturel et d'une puissance unitaire de 400 MW par an. Sans oublier la perspective de reconvertir au gaz naturel les centrales de Mohammedia et de Kénitra.
L'installation d'une telle capacité de production, dictée par l'augmentation de la consommation d'électricité, fait appel à une ingénierie précise sur deux volets : la définition des points d'approvisionnement et la sécurisation de l'alimentation en gaz naturel. A cela s'ajoute la composante industrielle qui nécessite, elle aussi, un paramétrage adéquat (emplacement, point d'approvisionnement). Un paramétrage selon l'activité et le lieu d'implantation. Cela est d'autant plus important que, sur le plan de l'industrie, trois opérateurs seront dominants et peuvent dicter leur loi au moment des négociations des tarifs et des conditions d'approvisionnement : Samir, le raffineur, l'OCP, le géant chimique et les céramistes. L'autre donne, et pas des moindres, la déclaration d'intention des groupes SNI et Akwa qui ont affiché, par voie de communiqué, leur intention de s'allier pout investir dans un terminal gazier. D'où la grande complexité d'allier les intérêts des opérateurs en place (ONE, SNI, Akwa, OCP, SAMIR et Etat) pour choisir l'option la moins coûteuse en terme d'investissement et la plus pertinente en termes d'accès au gaz naturel. Le mémorandum ne répond pas clairement à cette équation même s'il affiche une préférence pour l'un des six scénarios envisagés.
Les six scénarios et leurs conséquences
Précisons d'emblée que les hypothèses consignées dans le document confidentiel se basent sur l'impact de la localisation géographique du terminal GNL selon deux sites : Jorf Lasfar et Nador West Med.
Le premier scénario prévoit un nouveau port à Jorf Lasfar à proximité d'une raffinerie à composante export et un terminal GNL. Dans ce cas de figure, le port sera relié par 150 km de gazoduc à Mohammedia pour desservir les centrales à cycle combiné de Sidi Abed et la centrale de Mohammedia. Cette option nécessitera une assiette foncière de 350 ha à Jorf Lasfar, un investissement de 11,4 milliards de DH dont 4 milliards pour le port, 6,3 milliards pour le Terminal GNL et 1,1 milliard pour le gazoduc. A cela s'ajoute le coût de l'approvisionnement en gaz naturel, estimé à 11,2 milliards de dirhams. Ce scénario n'a pas l'appui des rédacteurs du mémorandum parce qu'il situe le terminal dans une zone éloignée des sources d'approvisionnement de gaz, des centrales électriques consommatrices, du Gazoduc Maghreb Europe et enfin de l'interconnexion au réseau européen. Sans oublier que l'option de Jorf Lasfar présente l'inconvénient d'une exploitation portuaire dans des conditions maritimes peu favorables.
La deuxième variante ne souffre pas de ces points défavorables, mais elle situe l'infrastructure portuaire à Nador West Med avec un investissement global de 12,7 milliards de dirhams dont 2,8 milliards pour le port, 8 milliards pour le terminal GNL et 1,9 pour le gazoduc. Sa principale faiblesse est qu'elle présente, à l'horizon 2020, un marché consommateur à hauteur de 4,6 milliards de m3 de gaz contre 5,1 milliards de m3 pour le scénario précédent.
La troisième alternative est une composante à deux ports, l'un à Nador et l'autre à Jorf Lasfar. Le Terminal GNL, lui, est situé à Nador alors que la raffinerie à composante export est basée à Jorf Lasfar. Ce scénario qui mobilise un investissement de 16,7 milliards de DH dont 6,8 milliards rien que pour l'infrastructure portuaire a une faiblesse de taille : la consommation prévisionnelle à l'horizon 2020 ne dépasse pas 3,6 milliards de m3, un niveau bas vu l'effort consenti en termes d'investissement en infrastructures. Pour cause, le gazoduc ne mesurera que 150 km et son périmètre d'action se concentrera sur les centrales de l'ONE et peu ou pas du tout sur les unités de production industrielles.
Une faiblesse largement compensée dans le quatrième scénario qui, lui, affiche la totale : deux ports à 6,8 milliards de DH, un gazoduc traversant le Maroc du rif jusqu'à l'Atlantique centre à 5,9 milliards de DH et un terminal gazier à 8 milliards de DH. Dans ce scénario, le terminal GNL est implanté à Nador et la raffinerie à composante export à Jorf Lasfar. Le gazoduc dessert tout le territoire à vocation industrielle couvrant les centrales existantes et futures de l'ONE et les zones à grande acticité industrielle dans l'axe Kénitra-Jorf Lasfar. Une option trop coûteuse et qui nécessite, selon les rédacteurs du mémorandum un lancement simultané de la construction des infrastructures tant à Nador qu'à Jorf Lasfar. Ce qui revient à mobiliser un financement important (20,7 milliards de DH) dans un laps de temps court.
Enfin, les deux derniers scénario présentent une similitude en terme d'investissement et ratios : 17,1 milliards pour l'un et 15,1 milliard pour l'autre. La différence revient au lieu d'implantation du port énergétique, Jorf Lasfar pour le premier cas et Nador West Med pour le second. Les ratios d'exploitation sont pratiquement les mêmes avec une composante gazoduc de 400 km.
Le port de Nador West Med dans la composante gaz
Le projet de Nador West Med (NWM) est actuellement à l'arrêt. Et valeur d'aujourd'hui, personne ne sait s'il sera relancé un jour. Ce qui est sûr, c'est que les rédacteurs de ce mémorandum sur le terminal GNL affichent une préférence à peine nuancée pour NWM. Dans la partie analyse des scénarios proposés, l'option de Nador est fortement mise en valeur. Ainsi, comparativement à Jorf Lasfar, l'option d'un seul port à Nador représente un investissement de 13 milliards de DH pour une consommation captive de 8,6 bcm (milliards de mètres cubes). Selon les termes du document confidentiel « cette alternative, dans une logique de desserte limitée, permettrait de répondre aux impératifs du secteur électrique (sécurisation des centrales à cycle combiné et respect de la planification) et de reporter l'investissement gazoduc reliant le GME à Jorf Lasfar à une phase ultérieure en adéquation avec la demande industrielle ».
En revanche, l'option de Jorf Lasfar représente une majoration de l'investissement de 20% dans une logique de desserte élargie grâce à une liaison gazoduc de 400 km, à réaliser dès le début pour répondre aux besoins des centrales de l'ONE.
Dans l'ensemble, la qualité d'une implantation du Terminal à Nador ressort dès qu'il s'agit d'alimenter les centres de production d'électricités à base de gaz naturel. Le choix du nord du pays est stratégique pour les centrales de Aïn Beni Mathar et Tahaddart et il le sera davantage pour les centrales programmées par l'ONE.
Les rédacteurs du projet estiment également que le choix de Jorf Lasfar présente un risque à ne pas négliger. Selon eux, « l'implantation du terminal GNL à Jorf Lasfar soulèverait la question de la sécurité due à une forte concentration de sites de production (JLEC, Centrale à Charbon de Safi, Cycles combinés à sidi Abed, future centrale thermonucléaire) dans le périmètre de Jorf Lasfar ». Et pour conclure cette analyse comparative, les auteurs signes et persistent : « sur le volet opérationnel, le site de Nador West Med offre de meilleures conditions maritimes et une plus grande proximité aux sources d'approvisionnement escomptées avec un gain de transport, sur une période d'un contrat de 20 ans, évalué à près de 1 milliard de DH ».
Montage institutionnel et jeu de forces
Le choix du site d'implantation du Terminal et donc l'estimation globale de l'investissement et du déploiement de l'infrastructure nécessaire, ne dépendent pas uniquement d'une analyse de consultants. Ils seront impactés par le jeu du cadre institutionnel. Précisons d'emblée que le plan du Terminal gazier repose sur une implication massive en termes de mobilisation de fonds du secteur privé. Et à ce titre, ce dernier aura son mot à dire en termes de rentabilité et donc du déploiement à mettre en place.
En effet, le secteur privé sera impliqué à travers deux outils réglementaires. Le projet de Terminal gazier reposera sur le projet de code gazier. Selon la note de présentation du ministère de l'Energie et des mines, le futur code prévoit deux régimes distincts : celui de la licence d'exploitation et celui de l'autorisation. Cette dernière est adossée à l'« Accord Gazier » qui régit les conditions d'exploitation, de planification, de sécurisation des installations. L'autorisation est attribuée aux opérateurs qui s'activent dans la construction et l'exploitation d'un terminal gazier, dans le stockage de gaz naturel, dans le transport, la distribution ou dans l'usinage de liquéfaction.
L'autre régime, qui est celui de la licence, sera appliqué aux activités d'implantation, d'achat ou de commercialisation de gaz naturel ou de gaz naturel liquéfié. Selon les termes du projet de code gazier, l'attribution de cette licence sera tributaire de plusieurs paramètres dont les capacités techniques et financières qui feront l'objet d'une « Convention Gazière ». Cette structure réglementaire mène directement à un mode de fonctionnement à opérateur unique. En effet, le Terminal GNL est, dans l'esprit du projet de code gazier, réservé à un utilisateur unique (Single User). Cette situation de monopole ne manque pas d'attrait, selon les analystes du mémorandum. Le single user présente la souplesse d'exploitation du terminal qui a « pour corollaire une grande flexibilité pour la fourniture de GNL ». De même l'utilisateur unique circonscrit le risque client à une seule entité et donc « le financement est plus accessible dès lors que cette entité offre les garanties nécessaires de solvabilité ».
Le modèle législatif instaure en outre une centrale d'achat. Celle-ci aura l'exclusivité de l'approvisionnement du gaz naturel auprès des producteurs étrangers et fournira par la suite le Terminal GNL et les centrales électriques. Les développeurs du projet gazier précisent que cette centrale sera une structure au capital ouvert aux privés, surtout aux grands consommateurs. Ce qui laisse présager la participation de l'ONE et des centrales à capitaux privés. Elle peut même être entièrement détenue par des capitaux privés et disposer, le cas échéant, de garanties de l'Etat si les contrats d'approvisionnement en GNL l'exigent.
En présence de deux opérateurs uniques, l'un pour le Terminal GNL et l'autre pour la centrale d'achat, la question des tarifs se pose avec acuité. Les concepteurs du projet ne manquent pas relever cet aspect. Le mémorandum précise que c'est au régulateur de fixer les règle de tarification. Un régulateur qui ne sera, dans la première phase de déploiement, autre que le ministère de l'Energie et des mines.
Le fonctionnement du montage institutionnel repose sur deux acteurs centraux. La central d'Achat sera un point de liaison entre les producteurs de gaz à l'étranger et deux gros clients locaux, à savoir le terminal GNL et les gros consommateurs. Le concessionnaire du terminal GNL reprend le relais en procédant, grâce à ses installations à des opérations de regazéification, de stockage et d'approvisionnement des autres acteurs du marché. Pour cela, il a besoin d'actionnaires solides disposant de garanties afin de mobiliser le financement nécessaire à la construction après la signature du contrat de concession avec l'autorité portuaire et le contrat EPC (de construction) avec les constructeurs de terminaux gaziers.
Le calendrier de déploiement un peu bousculé
Le premier chantier du projet gazier est justement le cadre juridique qui va mettre en place les concessionnaires de production et de stockage. Selon le planning initial, l'année 2010 devait être dédiée à la consultation et la finalisation du projet de code gazier. Une action qui semble bien avancée, car selon nos sources, le projet est fin prêt et ne manquera pas de figurer dans la liste des lois à voter pendant la session parlementaire du printemps.
En revanche le lancement des travaux de l'infrastructure portuaire, prévu pour 2010, est compromis. Le projet de Nador West Med subit actuellement une requalification et le ministère de l'Equipement n'a pas encore évoqué l'éventualité de la mise en chantier du port de Jorf Lasfar. Le flou est total à ce niveau là. De même, la mise en place de la société d'approvisionnement, dite centrale d'achat, est en retard par rapport au planning initial. Selon nos informations également, les consultations avec des institutionnels ont eu lieu et le montage est sur le point d'être bouclé, mais rien ne filtre pour l'instant.
En revanche, 2011 est présentée comme l'année du lancement du processus de concession du Terminal GNL. Cela implique des négociations (qui ont déjà eu lieu, selon nos sources) sur l'emplacement et la configuration portuaire et institutionnelle souhaitée. D'ailleurs, les connaisseurs du secteur s'attendent à une annonce stratégique dans les semaines qui viennent. Justement, pour donner de la visibilité aux investisseurs, l'ONE lance, en 2011, le processus de production concessionnelle pour la réalisation de deux centrales à cycles combinés de 400 MW chacune. La construction du Terminal gazier interviendra en 2012, après la promulgation du code gazier en 2011 et la signature du contrat de concession avec l'Etat la même année.
Au même moment devraient débuter les travaux de construction du gazoduc qui va connecter le Terminal GNL aux zones d'approvisionnement. D'ailleurs, l'année 2012 sera également celle de la finalisation des contrats d'approvisionnement.
Elle connaîtra aussi, selon le planning de l'ONE, le lancement de deux autres centrales à cycles combinés d'une capacité de 400 MW chacune. Un rythme de construction de centrales qui se maintiendra jusqu'en 2015, année de l'entrée en service du Terminal gazier et l'accueil du premier navire méthanier dans un port marocain. Bien entendu, d'ici là on aura su quel port aura la bénédiction des investisseurs : Nador West Med ou Jorf Lasfar.
Les industries intéressées par le gaz naturel Quatre grandes catégories d'industries utilisent le gaz naturel et peuvent être des clients potentiels du futur terminal gazier. D'abord, les fours à haute température, surtout présents dans le raffinage pétrolier et l'exploitation pétrochimique. Les industries des matériaux de construction utilisent également des fours à haute température. Ensuite, les industries à grande valeur ajoutée comme celle du verre, de la céramique ou encore de la métallurgie, le textile et l'agroalimentaire. La deuxième catégorie des industries pouvant utiliser le gaz naturel est équipée de chaudières à vapeur et réseaux de vapeur. Arrivent ensuite les utilisateurs de cogénération et de turbines à gaz. Dans cette catégorie figurent l'hôtellerie, les hôpitaux… La dernière catégorie est constituée d'usagers à basse température.
Selon les conclusions du plan de développement gazier, le terminal et le gazoduc ne peuvent desservir l'industrie que si le niveau de consommation du gaz naturel présente des ratios attractifs. Dans ce cas, le gazoduc doit passer à proximité de grands consommateurs. Le volume, la courbe de charge et la montée en puissance doivent être à un niveau élevé pour permettre d'assurer un remplissage correct du gazoduc dès sa mise en service. Vu la taille des industries nationales, très peu d'opérateurs répondent à ces critères. Pour l'essentiel, trois grands acteurs remplissent ces conditions d'éligibilité : l'OCP avec son hub chimique à Jorf Lasfar, le raffineur Samir situé à Mohammedia et la future raffinerie de Jorf Lasfar, qui par sa présence quasi permanente dans le mémorandum sur le TGNL, présente une option très sérieuse et envisageable à court et moyen termes.
En effet, un mémorandum circulant entre initiés et dont Écoplus détient copie, dévoile les scénarios de mise en place d'un plan gazier et de l'inévitable terminal de gaz naturel. En tout, ce sont six variantes qui sont analysées dans le document confidentiel émanant du ministère de l'Energie et des mines et dont disposent des partenaires ministériels à l'instar du département de l'Equipement, l'Agence nationale des ports et des institutionnels privés intéressés par le projet.
Le plan gazier a mûri dans les tiroirs du ministère de l'Energie et des mines depuis pratiquement deux législatures. L'enthousiasme des politiques et la quête des effets d'annonce avaient pris le pas sur la faisabilité opérationnelle. Du coup, l'opinion publique a eu droit à des présentations fumeuses sans calendrier d'exécution. De quoi s'agissait-il à l'époque ? Pour faire simple, le plan gazier du Maroc tablait (et table toujours) sur trois composantes. La stratégie gazière du royaume se proposait d'alimenter trois segments du marché. D'abord, l'architecture gazière se devait d'assurer l'approvisionnement des centrales électriques à cycle combiné existantes ou programmées. Ensuite, le flux gazier était destiné à l'alimentation des grandes zones industrielles. Enfin, dans une perspective lointaine, les projets immobiliers devaient être raccordés aux points d'approvisionnement pour installer le gaz dans les foyers marocains. Si cette dernière option était un fantasme lointain, l''éventualité d'alimenter les industries du pays, surtout les plus énergivores, et les centrales de l'ONE constituait un business juteux et à gros sous. La réaction des entreprises intéressées ne s'est pas fait attendre. Deux grands groupes se sont rués sur le projet et ont entamé des études coûteuses pour convaincre les autorités de tutelle. L'affrontement se faisait à l'époque entre Samir, l'unique raffineur du pays, et le groupe Akwa dirigé à l'époque par Aziz Akhannouch, devenu ministre de l'Agriculture et des pêches maritimes depuis 2007. Les deux opérateurs privés s'opposaient à l'ONE sur le point d'installation géographique du terminal. L'Office national d'électricité, en quête d'économie de coûts, faisait pression pour installer l'infrastructure nécessaire (port, terminal et gazoduc) au Nord du pays. Son raisonnement était économique : toutes les centrales à cycle combiné se trouvent dans le Nord du royaume et toutes celles programmées le seront également. Du coup, le point d'approvisionnement le plus proche devait être installé dans la Méditerranée. Les deux opérateurs privés, qui voulaient tirer la couverture à eux, militaient dans les coulisses pour que le terminal et le port d'approvisionnement soient dans l'axe Kénitra-Jorf Lasfar. Bien entendu, la faiblesse de la tutelle face à des mastodontes de l'économie, ayant chacun son point d'appui, a condamné le projet du plan gazier.
Le changement de gouvernement en 2007 et l'émergence de l'idée d'un port énergétique (pétrolier surtout) à Nador ont remis le dossier du terminal gazier sur la table. Mais avec une nouvelle configuration.
Les enjeux
Le mémorandum le souligne avec fermeté : l'ère gazière est bien là. En effet, l'utilisation du gaz naturel est réelle depuis 2005 avec la mise en place de la centrale à cycle combiné de Tahaddart 1 d'une puissance de 385 MW. Cinq ans après, l'ONE lance sa deuxième centrale à base de gaz naturel : la centrale de Aïn Beni Mathar d'une puissance de 450 MW. Ces deux centrales s'approvisionnent du Gazoduc Maghreb Europe (GME) dont le flux dépend étroitement du jeu de l'offre et de la demande entre la source d'approvisionnement (l'Algérie) et le client final (l'Espagne). Plus encore, l'ONE a élaboré un plan de développement de centrale à cycle combiné. Entre 2015 et 2020, l'Office programme la construction de 5 centrales fonctionnant au gaz naturel et d'une puissance unitaire de 400 MW par an. Sans oublier la perspective de reconvertir au gaz naturel les centrales de Mohammedia et de Kénitra.
L'installation d'une telle capacité de production, dictée par l'augmentation de la consommation d'électricité, fait appel à une ingénierie précise sur deux volets : la définition des points d'approvisionnement et la sécurisation de l'alimentation en gaz naturel. A cela s'ajoute la composante industrielle qui nécessite, elle aussi, un paramétrage adéquat (emplacement, point d'approvisionnement). Un paramétrage selon l'activité et le lieu d'implantation. Cela est d'autant plus important que, sur le plan de l'industrie, trois opérateurs seront dominants et peuvent dicter leur loi au moment des négociations des tarifs et des conditions d'approvisionnement : Samir, le raffineur, l'OCP, le géant chimique et les céramistes. L'autre donne, et pas des moindres, la déclaration d'intention des groupes SNI et Akwa qui ont affiché, par voie de communiqué, leur intention de s'allier pout investir dans un terminal gazier. D'où la grande complexité d'allier les intérêts des opérateurs en place (ONE, SNI, Akwa, OCP, SAMIR et Etat) pour choisir l'option la moins coûteuse en terme d'investissement et la plus pertinente en termes d'accès au gaz naturel. Le mémorandum ne répond pas clairement à cette équation même s'il affiche une préférence pour l'un des six scénarios envisagés.
Les six scénarios et leurs conséquences
Précisons d'emblée que les hypothèses consignées dans le document confidentiel se basent sur l'impact de la localisation géographique du terminal GNL selon deux sites : Jorf Lasfar et Nador West Med.
Le premier scénario prévoit un nouveau port à Jorf Lasfar à proximité d'une raffinerie à composante export et un terminal GNL. Dans ce cas de figure, le port sera relié par 150 km de gazoduc à Mohammedia pour desservir les centrales à cycle combiné de Sidi Abed et la centrale de Mohammedia. Cette option nécessitera une assiette foncière de 350 ha à Jorf Lasfar, un investissement de 11,4 milliards de DH dont 4 milliards pour le port, 6,3 milliards pour le Terminal GNL et 1,1 milliard pour le gazoduc. A cela s'ajoute le coût de l'approvisionnement en gaz naturel, estimé à 11,2 milliards de dirhams. Ce scénario n'a pas l'appui des rédacteurs du mémorandum parce qu'il situe le terminal dans une zone éloignée des sources d'approvisionnement de gaz, des centrales électriques consommatrices, du Gazoduc Maghreb Europe et enfin de l'interconnexion au réseau européen. Sans oublier que l'option de Jorf Lasfar présente l'inconvénient d'une exploitation portuaire dans des conditions maritimes peu favorables.
La deuxième variante ne souffre pas de ces points défavorables, mais elle situe l'infrastructure portuaire à Nador West Med avec un investissement global de 12,7 milliards de dirhams dont 2,8 milliards pour le port, 8 milliards pour le terminal GNL et 1,9 pour le gazoduc. Sa principale faiblesse est qu'elle présente, à l'horizon 2020, un marché consommateur à hauteur de 4,6 milliards de m3 de gaz contre 5,1 milliards de m3 pour le scénario précédent.
La troisième alternative est une composante à deux ports, l'un à Nador et l'autre à Jorf Lasfar. Le Terminal GNL, lui, est situé à Nador alors que la raffinerie à composante export est basée à Jorf Lasfar. Ce scénario qui mobilise un investissement de 16,7 milliards de DH dont 6,8 milliards rien que pour l'infrastructure portuaire a une faiblesse de taille : la consommation prévisionnelle à l'horizon 2020 ne dépasse pas 3,6 milliards de m3, un niveau bas vu l'effort consenti en termes d'investissement en infrastructures. Pour cause, le gazoduc ne mesurera que 150 km et son périmètre d'action se concentrera sur les centrales de l'ONE et peu ou pas du tout sur les unités de production industrielles.
Une faiblesse largement compensée dans le quatrième scénario qui, lui, affiche la totale : deux ports à 6,8 milliards de DH, un gazoduc traversant le Maroc du rif jusqu'à l'Atlantique centre à 5,9 milliards de DH et un terminal gazier à 8 milliards de DH. Dans ce scénario, le terminal GNL est implanté à Nador et la raffinerie à composante export à Jorf Lasfar. Le gazoduc dessert tout le territoire à vocation industrielle couvrant les centrales existantes et futures de l'ONE et les zones à grande acticité industrielle dans l'axe Kénitra-Jorf Lasfar. Une option trop coûteuse et qui nécessite, selon les rédacteurs du mémorandum un lancement simultané de la construction des infrastructures tant à Nador qu'à Jorf Lasfar. Ce qui revient à mobiliser un financement important (20,7 milliards de DH) dans un laps de temps court.
Enfin, les deux derniers scénario présentent une similitude en terme d'investissement et ratios : 17,1 milliards pour l'un et 15,1 milliard pour l'autre. La différence revient au lieu d'implantation du port énergétique, Jorf Lasfar pour le premier cas et Nador West Med pour le second. Les ratios d'exploitation sont pratiquement les mêmes avec une composante gazoduc de 400 km.
Le port de Nador West Med dans la composante gaz
Le projet de Nador West Med (NWM) est actuellement à l'arrêt. Et valeur d'aujourd'hui, personne ne sait s'il sera relancé un jour. Ce qui est sûr, c'est que les rédacteurs de ce mémorandum sur le terminal GNL affichent une préférence à peine nuancée pour NWM. Dans la partie analyse des scénarios proposés, l'option de Nador est fortement mise en valeur. Ainsi, comparativement à Jorf Lasfar, l'option d'un seul port à Nador représente un investissement de 13 milliards de DH pour une consommation captive de 8,6 bcm (milliards de mètres cubes). Selon les termes du document confidentiel « cette alternative, dans une logique de desserte limitée, permettrait de répondre aux impératifs du secteur électrique (sécurisation des centrales à cycle combiné et respect de la planification) et de reporter l'investissement gazoduc reliant le GME à Jorf Lasfar à une phase ultérieure en adéquation avec la demande industrielle ».
En revanche, l'option de Jorf Lasfar représente une majoration de l'investissement de 20% dans une logique de desserte élargie grâce à une liaison gazoduc de 400 km, à réaliser dès le début pour répondre aux besoins des centrales de l'ONE.
Dans l'ensemble, la qualité d'une implantation du Terminal à Nador ressort dès qu'il s'agit d'alimenter les centres de production d'électricités à base de gaz naturel. Le choix du nord du pays est stratégique pour les centrales de Aïn Beni Mathar et Tahaddart et il le sera davantage pour les centrales programmées par l'ONE.
Les rédacteurs du projet estiment également que le choix de Jorf Lasfar présente un risque à ne pas négliger. Selon eux, « l'implantation du terminal GNL à Jorf Lasfar soulèverait la question de la sécurité due à une forte concentration de sites de production (JLEC, Centrale à Charbon de Safi, Cycles combinés à sidi Abed, future centrale thermonucléaire) dans le périmètre de Jorf Lasfar ». Et pour conclure cette analyse comparative, les auteurs signes et persistent : « sur le volet opérationnel, le site de Nador West Med offre de meilleures conditions maritimes et une plus grande proximité aux sources d'approvisionnement escomptées avec un gain de transport, sur une période d'un contrat de 20 ans, évalué à près de 1 milliard de DH ».
Montage institutionnel et jeu de forces
Le choix du site d'implantation du Terminal et donc l'estimation globale de l'investissement et du déploiement de l'infrastructure nécessaire, ne dépendent pas uniquement d'une analyse de consultants. Ils seront impactés par le jeu du cadre institutionnel. Précisons d'emblée que le plan du Terminal gazier repose sur une implication massive en termes de mobilisation de fonds du secteur privé. Et à ce titre, ce dernier aura son mot à dire en termes de rentabilité et donc du déploiement à mettre en place.
En effet, le secteur privé sera impliqué à travers deux outils réglementaires. Le projet de Terminal gazier reposera sur le projet de code gazier. Selon la note de présentation du ministère de l'Energie et des mines, le futur code prévoit deux régimes distincts : celui de la licence d'exploitation et celui de l'autorisation. Cette dernière est adossée à l'« Accord Gazier » qui régit les conditions d'exploitation, de planification, de sécurisation des installations. L'autorisation est attribuée aux opérateurs qui s'activent dans la construction et l'exploitation d'un terminal gazier, dans le stockage de gaz naturel, dans le transport, la distribution ou dans l'usinage de liquéfaction.
L'autre régime, qui est celui de la licence, sera appliqué aux activités d'implantation, d'achat ou de commercialisation de gaz naturel ou de gaz naturel liquéfié. Selon les termes du projet de code gazier, l'attribution de cette licence sera tributaire de plusieurs paramètres dont les capacités techniques et financières qui feront l'objet d'une « Convention Gazière ». Cette structure réglementaire mène directement à un mode de fonctionnement à opérateur unique. En effet, le Terminal GNL est, dans l'esprit du projet de code gazier, réservé à un utilisateur unique (Single User). Cette situation de monopole ne manque pas d'attrait, selon les analystes du mémorandum. Le single user présente la souplesse d'exploitation du terminal qui a « pour corollaire une grande flexibilité pour la fourniture de GNL ». De même l'utilisateur unique circonscrit le risque client à une seule entité et donc « le financement est plus accessible dès lors que cette entité offre les garanties nécessaires de solvabilité ».
Le modèle législatif instaure en outre une centrale d'achat. Celle-ci aura l'exclusivité de l'approvisionnement du gaz naturel auprès des producteurs étrangers et fournira par la suite le Terminal GNL et les centrales électriques. Les développeurs du projet gazier précisent que cette centrale sera une structure au capital ouvert aux privés, surtout aux grands consommateurs. Ce qui laisse présager la participation de l'ONE et des centrales à capitaux privés. Elle peut même être entièrement détenue par des capitaux privés et disposer, le cas échéant, de garanties de l'Etat si les contrats d'approvisionnement en GNL l'exigent.
En présence de deux opérateurs uniques, l'un pour le Terminal GNL et l'autre pour la centrale d'achat, la question des tarifs se pose avec acuité. Les concepteurs du projet ne manquent pas relever cet aspect. Le mémorandum précise que c'est au régulateur de fixer les règle de tarification. Un régulateur qui ne sera, dans la première phase de déploiement, autre que le ministère de l'Energie et des mines.
Le fonctionnement du montage institutionnel repose sur deux acteurs centraux. La central d'Achat sera un point de liaison entre les producteurs de gaz à l'étranger et deux gros clients locaux, à savoir le terminal GNL et les gros consommateurs. Le concessionnaire du terminal GNL reprend le relais en procédant, grâce à ses installations à des opérations de regazéification, de stockage et d'approvisionnement des autres acteurs du marché. Pour cela, il a besoin d'actionnaires solides disposant de garanties afin de mobiliser le financement nécessaire à la construction après la signature du contrat de concession avec l'autorité portuaire et le contrat EPC (de construction) avec les constructeurs de terminaux gaziers.
Le calendrier de déploiement un peu bousculé
Le premier chantier du projet gazier est justement le cadre juridique qui va mettre en place les concessionnaires de production et de stockage. Selon le planning initial, l'année 2010 devait être dédiée à la consultation et la finalisation du projet de code gazier. Une action qui semble bien avancée, car selon nos sources, le projet est fin prêt et ne manquera pas de figurer dans la liste des lois à voter pendant la session parlementaire du printemps.
En revanche le lancement des travaux de l'infrastructure portuaire, prévu pour 2010, est compromis. Le projet de Nador West Med subit actuellement une requalification et le ministère de l'Equipement n'a pas encore évoqué l'éventualité de la mise en chantier du port de Jorf Lasfar. Le flou est total à ce niveau là. De même, la mise en place de la société d'approvisionnement, dite centrale d'achat, est en retard par rapport au planning initial. Selon nos informations également, les consultations avec des institutionnels ont eu lieu et le montage est sur le point d'être bouclé, mais rien ne filtre pour l'instant.
En revanche, 2011 est présentée comme l'année du lancement du processus de concession du Terminal GNL. Cela implique des négociations (qui ont déjà eu lieu, selon nos sources) sur l'emplacement et la configuration portuaire et institutionnelle souhaitée. D'ailleurs, les connaisseurs du secteur s'attendent à une annonce stratégique dans les semaines qui viennent. Justement, pour donner de la visibilité aux investisseurs, l'ONE lance, en 2011, le processus de production concessionnelle pour la réalisation de deux centrales à cycles combinés de 400 MW chacune. La construction du Terminal gazier interviendra en 2012, après la promulgation du code gazier en 2011 et la signature du contrat de concession avec l'Etat la même année.
Au même moment devraient débuter les travaux de construction du gazoduc qui va connecter le Terminal GNL aux zones d'approvisionnement. D'ailleurs, l'année 2012 sera également celle de la finalisation des contrats d'approvisionnement.
Elle connaîtra aussi, selon le planning de l'ONE, le lancement de deux autres centrales à cycles combinés d'une capacité de 400 MW chacune. Un rythme de construction de centrales qui se maintiendra jusqu'en 2015, année de l'entrée en service du Terminal gazier et l'accueil du premier navire méthanier dans un port marocain. Bien entendu, d'ici là on aura su quel port aura la bénédiction des investisseurs : Nador West Med ou Jorf Lasfar.
Les industries intéressées par le gaz naturel Quatre grandes catégories d'industries utilisent le gaz naturel et peuvent être des clients potentiels du futur terminal gazier. D'abord, les fours à haute température, surtout présents dans le raffinage pétrolier et l'exploitation pétrochimique. Les industries des matériaux de construction utilisent également des fours à haute température. Ensuite, les industries à grande valeur ajoutée comme celle du verre, de la céramique ou encore de la métallurgie, le textile et l'agroalimentaire. La deuxième catégorie des industries pouvant utiliser le gaz naturel est équipée de chaudières à vapeur et réseaux de vapeur. Arrivent ensuite les utilisateurs de cogénération et de turbines à gaz. Dans cette catégorie figurent l'hôtellerie, les hôpitaux… La dernière catégorie est constituée d'usagers à basse température.
Selon les conclusions du plan de développement gazier, le terminal et le gazoduc ne peuvent desservir l'industrie que si le niveau de consommation du gaz naturel présente des ratios attractifs. Dans ce cas, le gazoduc doit passer à proximité de grands consommateurs. Le volume, la courbe de charge et la montée en puissance doivent être à un niveau élevé pour permettre d'assurer un remplissage correct du gazoduc dès sa mise en service. Vu la taille des industries nationales, très peu d'opérateurs répondent à ces critères. Pour l'essentiel, trois grands acteurs remplissent ces conditions d'éligibilité : l'OCP avec son hub chimique à Jorf Lasfar, le raffineur Samir situé à Mohammedia et la future raffinerie de Jorf Lasfar, qui par sa présence quasi permanente dans le mémorandum sur le TGNL, présente une option très sérieuse et envisageable à court et moyen termes.
