Maroc exploration du Gaz/pétrole lourd

YASSINE a écrit:

Je ne comprend plus rien....
toutes ces petites découverte et rien de concret...
http://www.lesiteinfo.com/maroc/sdx-energy-nouvelle-decouverte-de-gaz-maroc/

Smog a écrit:

Oui continuons à délaisser l'Oriental, le Maroc ne se limite pas à Casa

Derick a écrit:

Citation :

M. Mattei obtient une concession pour la région de Tarfaya Les bénéfices seront répartis selon la formule 75 pour le Maroc -25

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https://www.lemonde.fr/archives/article/1958/07/28/m-mattei-obtient-une-concession-pour-la-region-de-tarfaya-les-benefices-seront-repartis-selon-la-formule-75-25_3125872_1819218.html

Rabat, 26 juillet. - M. Enrico Mattel président de l'E.N.I. (Ente nazionale idrocarburi), et les représentants du gouvernement chérifien ont signé samedi un accord aux termes duquel une concession rie recherche et d'exploitation pétrolière est accordée à une société mixte italo-marocaine.

Cet accord, précise-t-on de part et d'autre, porte exclusivement sur une zone de 30 000 kilomètres carrés correspondant à la province de Tarfaya, ancienne zone du Maroc méridional, rétrocédée au Maroc par l'Espagne, en avril dernier. L'exploitation des hydrocarbures dans cette zone est concédée en exclusivité à une société où les capitaux sont répartis par moitié entre le Maroc et l'Italie.

L'Agip mineraria, société minière italienne dépendant de l'E.N.I. s'engage à faire pendant quatre ans pour au moins 1 million de dollars de travaux de recherche, sans que la société mixte italo-marocaine ait à faire intervenir son capital. Ce n'est qu'au cas où la recherche aura donné des résultats que les frais d'exploitation deviendront communs.

Dans la phase d'exploitation, l'État marocain recevra 50 % des bénéfices de la société italo-marocaine. Le capital marocain recevra ensuite sa part de l'autre moitié des bénéfices, ce qui devrait aboutir au partage 75 -25 % réalisé en Iran par M. Mattei.

Le gouvernement marocain et l'E.N.I. doivent signer un autre accord prévoyant la création au Maroc, toujours par société d'économie mixte italo-marocaine, d'une raffinerie d'une capacité de 1 million de tonnes de pétrole brut par an.

Commentant ces conventions, M. Ahmed Balafrej a déclaré qu'elles " tiennent compte des intérêts véritables des deux pays, en dehors de toute préoccupation impérialiste ou de domination politique, et échappent ainsi aux critiques qui ont pu être formulées contre les accords pétroliers conclus dans d'autres pays ".

Selon le correspondant à Rabat de l'United Press, les signataires de l'accord se fondent sur des rapports d'experts, qui estimeraient que la zone de recherches accordée présente " les mêmes caractéristiques que la zone d'Hassi-Messaoud ".

Bruce Wayne a écrit:

https://twitter.com/MoroccoIntel/status/1588538572327776257

Citation :

Biraj Borkhataria

The first one is on exploration. The 630 million barrels discovered this year is very significant. And this has clearly been a key strength for Eni historically and where you've created quite a lot of value. Given the current environment, I would have thought there's quite a strong business case to increase the exploration budget into 2023. So I was wondering if you could talk a little bit about what you're doing there into 2023, what's the split of front tier versus infrastructure led and so on?

And then the second question is just going back to cash again. My understanding is there are some issues in terms of the capacity of CPC and the ability to flow at full rate. So I was wondering, conceptually, if Kashagan ramps up back to full capacity, but CPC is not able to flow full -- at full capacity itself, should we just assume Kashagan gets pro rata down in line with the other projects in Kazakhstan? Or how does that work exactly?

Francesco Gattei

Okay. I will leave the first question to Aldo Napolitano that is with of our exploration activity and then Guido for the Kashagan and CPC.

Aldo Napolitano

Yes, about exploration. So thank you for the question. Yes, we think we have quite a good backlog of projects to be drilled also this final part of the year and the next year. So we'll continue to invest on exploration with a mix of some near-field exploration and selected opportunities that can have a high impact. And so while at the same time, I would say we are keeping our discipline budget-wise. We are trying to take all the opportunities that we see to have also high impact wells to be included in our schedule.

So during this final part of the year, we will drill potentially high impact wells in Egypt, in Cyprus, and very soon, we will drill also in Congo. And in the first half of next year, we have plans for drilling again in Egypt, in offshore Egypt, in Mozambique, in Ivory Coast, in Congo again, in the Emirates, in Mexico and Morocco. All these are wells that potentially can be of -- can bring a significant result.

atlas a écrit:

Il y a là un des plus grand gisement d'Afrique !!


J'ai hâte qu'ils l'officialisent

ENI a des dossiers là dessus depuis les années 50

Derick a écrit:

Ca veut rien dire Eni avait forer un puit au large de Rabat ya qlq annee sans rien trouver.

Code:

Dans son discours prononcé à l’occasion du 47ème anniversaire de la Marche Verte, le roi Mohammed VI a fait part de sa satisfaction quant à « l’état présent d’avancement » du gazoduc Nigéria-Maroc. Bénéficiant de l’appui royal, le chantier colossal au coût estimé à 25 MM$ dollars et dont l’achèvement est prévu pour 2046 est en phase d’études. Le point sur les étapes franchies jusqu'ici pour sa faisabilité

Le Roi Mohammed VI voit en le gazoduc Nigéria-Maroc « un projet stratégique profitable à l’ensemble de la région de l’Afrique de l’Ouest ». Il offre aux quinze pays de la Communauté économique des Etats de l’Afrique de l’Ouest (Cedeao) « des opportunités et des garanties en matière de sécurité énergétique et de développement socio-économique et industriel », a déclaré le souverain lors de son discours à la Nation à l’occasion du 47ème anniversaire de la Marche Verte.

Mi-septembre, la Cedeao, la National Nigerian Petroleum Company (NPPC) et l’Office national des Hydrocarbures et des mines (ONHYM) ont signé un mémorandum d’entente qui, d’après le communiqué de presse publié à l’issue de la cérémonie, « confirme l’engagement de la Cedeao et de l’ensemble des pays traversés à contribuer à la faisabilité de cet important projet qui, une fois achevé, fournira du gaz à l’ensemble des pays de l’Afrique de l’Ouest et ouvrira une nouvelle voie d’exportation vers l’Europe ».

Un mois plus tard, l’ONHYM paraphait avec la NNPC, la Société des pétroles du Sénégal (Petrosen) et la Société mauritanienne des hydrocarbures (SMH) quatre protocoles d’accord pour lancer officiellement le projet de pipeline. Une nouvelle étape franchie dans un long et fastidieux processus de concertation avec les parties prenantes du chantier. Pour rappel, le tube devrait s’étaler sur 5 660 kilomètres et longer en offshore les côtes de 13 pays : le Nigéria, le Bénin, le Togo, le Ghana, la Côte d’Ivoire, le Liberia, la Sierra Leone, la Guinée, la Guinée-Bissau, la Gambie, le Sénégal, la Mauritanie et enfin le Maroc.

Des études dans de « très bonnes conditions »

Pour le moment, et après une série d’études préliminaires engagées depuis 2018 notamment sur l’impact environnemental confiées au cabinet londonien Penspen, le gazoduc en est à sa deuxième phase d’études d’avant-projet (FEED, Front-End Engineering Design). Fin avril, Rabat annonçait le financement à hauteur de 14,3 millions de dollars par l’OPEC Fund et la Banque islamique de développement (BID) de cette étude consistant à élaborer la documentation pour l’exécution du projet et à finaliser les analyses techniques, financières et juridiques. WorleyParsons, un bureau australien d’études et de conseil en ingénierie a été diligenté pour fournir des services de conception d’ingénierie frontale, tandis qu’une compagnie allemande, ILF Consulting Engineers a été mandatée pour réaliser le conseil en gestion de projet (PMC).

Les études du gazoduc Maroc-Nigéria, un projet hautement stratégique pour le développement et la souveraineté énergétique du continent africain, avancent dans de « très bonnes conditions et de manière appropriée », avait affirmé à la mi-avril la directrice générale de l’ONHYM, Amina Benkhadra, lors d’une table-ronde sur le projet de ce gazoduc, dans le cadre de la 33ème session extraordinaire du Crans Montana Forum Africa.

L’ONYHM et la NNPC travaillent en « synergie totale », a-t-elle assuré, mettant l’accent sur les étapes franchies par le projet, depuis son lancement en décembre 2016 à Abuja, et la signature de l’accord y afférent, le 10 juin 2018 à Rabat.

« L’étude de faisabilité a été achevée en 2018 et nous avons décidé de passer à l’étude FEED principale en deux étapes : La pré-FEED et la main FEED. La Pré-FEED a été achevée en 2019 et elle a permis d’assurer les grands éléments de la rentabilité du projet, et nous sommes depuis le mois de mai 2021 sur l’étude d’ingénierie détaillée, qui permet de préparer tous les dossiers et tous les aspects techniques, mais aussi managériaux, financiers, légaux et commerciaux pour aller à la décision finale d’investissement », a-t-elle détaillé.

Elle a elle aussi souligné l’importance de « l’adhésion de la CEDEAO au projet, laquelle a donné son accord en 2020 pour qu’il y ait un seul projet de gazoduc sur la côte ouest africaine ».

« L’étude suit son cours dans de très bonnes conditions et nous espérons être au rendez-vous de ce projet hautement stratégique et très important pour l’intégration économique et sociale de notre continent », a souligné la directrice générale de l’ONHYM.

Connecter 5 400 MMm3 de gaz

Mettant l’accent sur les avantages de ce gazoduc, Benkhadra a expliqué que « ce projet d’envergure continental va permettre d’accélérer l’électrification d’un certain nombre de pays de la côte ouest africaine, favoriser le développement industriel et agricole de la région, qui a de grandes richesses naturelles et qui pourrait être développée de manière plus rapide grâce à l’accès à une énergie à bas coût, assurer une intégration régionale considérable du continent, améliorer la vie de la population, réduire le torchage de gaz et développer l’exportation du gaz vers l’Europe ».

Ayant l’ambition d’être un catalyseur de développement de la côte ouest africaine, avec les seize pays concernés (treize pays atlantiques et trois pays enclavés), ce projet va impacter 340 millions de personnes dans la région, permettre de connecter 5 400 milliards de mètres cubes de gaz et intégrer les économies de pays avec un PIB cumulé de 670 MM $, a précisé Benkhadra. « Projet intégrateur, ce méga projet est de nature à être soutenu par les institutions financières et les parties prenantes, multilatérales et bilatérales », avait-t-elle aussi conclu.Mécontentement à l’Est

En Algérie, l’establishment local voit d’un mauvais œil cette actualité qui jette de l’ombre sur sa propre ambition de réaliser un gazoduc transsaharien, traînant dans les tiroirs depuis 2009 et qui est censé relier le Nigéria à l’Europe en passant par le Niger et les champs gaziers du sud algérien. Le site d’informations algérien TSA tacle la faisabilité du rival marocain qu’il qualifie d’« utopique », considérant que le gazoduc « n’est pas seulement un projet économique, mais surtout politique, en droite ligne de sa [celle du roi Mohammed VI, ndlr] stratégie du fait accompli au Sahara occidental ».

Il est vrai que d’un point de vue financier, le projet de gazoduc transsaharien présente l’avantage de coûter 10 milliards de dollars (MM $) « seulement » selon toutefois les estimations d’études réalisées… en 2009, soit moins de la moitié du chiffre annoncé pour son concurrent maroco-nigérian pour un horizon de livraison fixé à 2026. Mais fidèle à sa ligne, TSA va une nouvelle fois trop vite en besogne en concluant que « de l’avis des spécialistes, le projet algérien est techniquement plus viable et financièrement plus rentable ».

Le défi du financement

Mais au-delà des annonces en grande pompe, la réussite du projet de gazoduc Nigéria-Maroc reste tributaire de la capacité des parties prenantes, particulièrement Rabat, de sécuriser l’enveloppe de 25 milliards de dollars nécessaire au lancement du chantier. Dans son discours, Mohammed VI s’est félicité « de l’appui des institutions financières régionales et internationales qui ont exprimé le souhait d’apporter leur concours effectif à sa mise en œuvre ».

Pour le moment, l’heure est à la tentative de séduction des potentiels investisseurs européens. Dans un brief publié en octobre dernier, le Policy Center For The New South fait étalage des avantages et opportunités que représente une telle entreprise pour le Vieux continent. « La vision sous-jacente est que l’approvisionnement en gaz africain renforcerait l’indépendance énergétique de l’Europe, essentielle à l’autonomie stratégique », lit-on. Aux yeux du think tank, l’idée est de « changer les paradigmes européens qui façonnent sa relation avec l’Afrique, en faisant du continent un partenaire et en offrant à l’Europe l’opportunité d’un repositionnement stratégique global ».

In fine, le contexte géopolitique global, marqué par la confrontation entre les puissances européennes et leur principal fournisseur en gaz naturel, la Russie (50 % de importations en gaz de l’Union européenne), représente pour Rabat une opportunité inespérée de - mieux - vendre son projet de gazoduc chez ses voisins du Nord. « Il est vital pour l’Europe de diversifier ses importations en gaz pour éviter des conséquences catastrophiques en cas de difficultés rencontrés par un fournisseur », explique le document d’analyse, regrettant que l’Europe se tourne actuellement vers de potentiels vendeurs eurasiens tels que l’Azerbaïdjan alors que « l’Afrique, située à peine à 14 kilomètres de l’Europe, demeure insuffisamment visible dans les radars européens de l’énergie ».

 

« Ce projet est d’autant plus stratégique dans le contexte actuel de la guerre en Ukraine, qui a amplifié le besoin de l’Europe à diversifier ses approvisionnements en gaz, a-t-elle fait remarquer, notant que le gazoduc Maroc-Nigeria constitue à cet égard une opportunité pour l’Europe », n’avait pas manqué de souligner Benkhadra lors de son intervention à Bruxelles.

Mieux, l’étude développe un argument inattendu, selon lequel « la construction du pipeline Nigéria-Maroc contribuerait à créer une nouvelle génération de mesures qui freinerait les menaces auxquelles l’Europe est confrontée ». Concrètement, le gazoduc permettrait l’émergence d’une Afrique prospère et « couperait quasi-automatiquement les flux d’immigration illégale » puisque « faciliter le commerce et la coopération dans des projets conjoints générerait une richesse partagée entre les deux rives de la Méditerranée, créerait les conditions pour retenir les migrants clandestins en Afrique ».

D’autre part, à en croire le Nigéria, des investisseurs russes auraient également fait part de leur intérêt pour le projet. « Les Russes étaient avec moi la semaine dernière, ils sont très désireux d’investir dans ce projet et il y a beaucoup d’autres personnes également investir dans le projet », révélait le ministre nigérian des ressources pétrolières, Timipre Sylva, en mai dernier, sans pour autant mentionner la conclusion d’un quelconque arrangement financier. Pourtant, il va sans dire qu’au vu de la conjoncture géopolitique actuelle, une association entre russes et européens sur un pareil projet paraît pour le moins invraisemblable.

Interconnexions et instabilité politique

Outre le challenge posé par le financement, des problématiques d’ordre politique et sécuritaire restent à clarifier. Plus tôt dans l’année, le cabinet d’étude londonien Castlereagh Associates se penchait sur la possibilité pour l’Afrique de s’ériger en alternative crédible pour la fourniture en gaz du continent européen. Les auteurs de l’analyse estiment que la longueur envisagée du pipeline et la multitude de pays qu’il devra longer supposent que « la stabilité politique dans tous ces pays constituent un facteur fondamental pour le succès du projet ». Le Nigéria lui-même est plongé depuis plusieurs années dans une spirale infernale d’insécurité. D’autres pays, tels que la Sierra Leone ou le Liberia souffrent d’instabilité chronique, alors que le risque de coup d’état éclair plane constamment au-dessus de la Guinée-Bissau, où le dernier putsch a été déjoué en début février dernier.

Le seul gazoduc existant aujourd’hui dans la région est le gazoduc ouest-africain (GAO), qui relie le Nigéria à ses voisins directs (Bénin, Togo, Ghana) sur une distance de 678 km. Mis en service en 2010 après 20 ans de négociations et un investissement de plus de 600 millions de dollars, il est détenu par la West African Gaz Pipeline Company (WAPCo), un consortium mené par l’américain Chevron. La société achemine le gaz acheté par les opérateurs de centrales électriques béninoises, togolaises et ghanéennes auprès de la société nigériane N-Gaz dans le cadre de contrats à terme.

L’extension de ce gazoduc le long des côtes ouest-africaines serait l’option la plus logique pour les promoteurs du projet maroco-nigérian. La Cedeao avait d’ailleurs mandaté Penspen pour réaliser une étude de faisabilité sur cette extension. Selon la Cedeao, plusieurs phases sont envisagées : d’abord la Côte d’Ivoire et le Burkina Faso, puis la Guinée et le Niger, avant une interconnexion avec le Sénégal et le développement de tronçons pour couvrir les autres Etats membres de la Cedeao.

Avant de lancer cet éventuel projet d’extension, dont le coût, le financement, et les conditions d’achat et de vente de gaz restent entièrement à déterminer, les parties prenantes du GAO doivent d’abord tenter de résoudre les problèmes de l’actuel tronçon reliant le Nigéria au Ghana. Le gazoduc n’est exploité qu’à un tiers de sa capacité selon l’Agence américaine de l’énergie. Les volumes transportés sont faibles : 500 millions de m3 en 2014, soit moins de 3 % du total des exportations nigérianes de gaz, qui sont réalisées en grande majorité sous forme de gaz naturel liquéfié (GNL).

Les clients du GAO se plaignent de ruptures régulières d’approvisionnement, liées à la situation dans le Delta du Niger ou à cause d’accidents sur le gazoduc, comme en 2012 lorsqu’un bateau a percuté une conduite au large du Togo, entraînant la suspension des livraisons pendant près d’un an. A cela s’ajoute les conflits liés aux dispositions contractuelles et la situation financière de la société gestionnaire, WAPCo, qui a suspendu cet été ses livraisons suite aux impayés cumulés de la Volta River Authority, l’opérateur électrique public ghanéen, qui devait plus de 180 millions de dollars au fournisseur nigérian N-Gaz…

La Banque mondiale s’est elle-aussi penchée sur la question de l’extension du GOA, dans le cadre d’une étude réalisée en 2014 par un pool d’experts des secteurs de l’énergie et des infrastructures. Ces derniers expliquent que le GOA est en théorie l’option la plus avantageuse pour le Ghana et même pour son voisin ivoirien, mais que les décideurs de ces deux pays « se focalisent sur les options d’importation de GNL à cause du manque de fiabilité perçu de l’approvisionnement du GAO ».

Le projet d’extension du gazoduc vers la Côte d’Ivoire a en effet été étudié dès 2011 par Abidjan mais « il n‘est plus d’actualité », expliquait un conseiller technique au ministère ivoirien de l’Energie. « Nous voulions faire un embranchement mais le gaz qu’on sollicite n’est pas disponible. Nous avons aujourd’hui des projets plus intéressants, notamment le GNL », poursuit notre source.

L'impact environnemental en question

Quant à l’approvisionnement des autres pays de la côte ouest-africaine par le GAO, les experts de la Banque mondiale estiment que ce « n’est pas une option viable ». Selon eux, les marchés du Libéria, de Sierra Leone et de Guinée sont trop petits et trop éloignés. Le développement de l’interconnexion électrique entre les pays de la région serait alors l’option la moins coûteuse et impliquerait de construire les centrales à gaz plus près des zones de production que des marchés de consommation.

Enfin, les impacts sociaux, environnementaux et climatiques du projet de pipeline Nigéria-Maroc restent encore à déterminer au-delà des recherches préliminaires déjà entamées. En 2020, une étude menée par des organisations de la société civile au Togo, au Ghana, au Nigéria et au Bénin faisaient état de plusieurs conséquences socio-économiques négatives liées au développement de projets pétroliers, dont le gazoduc ouest-africain existant entre le Nigéria et le Ghana et qui devrait servir de rampe de lancement du pipeline souhaité par le Maroc. « D’abord, les mesures de sécurité mises en place, dont une zone de restriction d’environ un kilomètre autour du pipeline, impactent directement l’activité des pêcheurs locaux », résume l’étude. Les communautés riveraines se retrouvent ainsi privées de zones essentielles pour la pêche, ce qui porte un coup dur à leurs maigres moyens de subsistance, alors que d’autres ont carrément été sommées de quitter leurs terres afin dégager le terrain pour permettre le passage du pipeline.

« Toutes les synergies possibles ont été prises en compte pour assurer la convergence optimale de ce gazoduc », avait répondu Benkhadra lors du Forum Crans Montana en Belgique, relevant que « les problématiques environnementales sont partie intégrante de notre démarche, ainsi que toutes les questions d’offre et de demande de chacun des pays et les aspects liés à la sécurité des installations ».

Morocco: SDX Energy announces results of SAK-1 and KSR-20 wells in Morocco https://t.co/w2YivcwbGG

— Holt Energy Advisors (@holt_ea) November 14, 2022

Le 2 novembre à Rabat, une réunion décisive a été organisée entre Chariot Ltd et Leila Benali en présence de représentants de l’ONHYM, de l’ONEE, des Finances et de l’Industrie. La société d’exploration britannique y a exposé les opportunités et les impératifs de son programme pour démarrer la production du champ gazier offshore d’Anchois début 2025. Le Desk en révèle les détails Selon nos informations, une réunion d'information décisive sur le projet de développement du gaz du champ d’Anchois situé sur le permis marin de Lixus Offshore au large de Larache s’est tenue le 2 novembre à Rabat. Elle a été marquée par la présence de Leila Benali, ministre de la Transition énergétique, d'Adonis Poulouris P-DG de Chariot Ltd, de son directeur pour le Maroc et responsable des activités gaz, Pierre Raillard, de Younes Maamar, conseiller principal de Chariot, ainsi que des représentants de l'Office national des hydrocarbures et des mines (ONHYM) de l'Office national de l’électricité et de l’eau potable (ONEE) et des ministères de l'Économie et des Finances et de l'Industrie et du Commerce. Objectif du conclave : faire de concert le point sur l’avancement du projet et étudier les conditions nécessaires à sa montée en force au regard de l'enjeu national et géostratégique qu’il constitue en matière de souveraineté énergétique, ainsi que sur le plan économique. 40 M $ engagés dans le projet depuis 2019 Selon la présentation qui a été faite et dont Le Desk a obtenu copie, le programme prévoit une entrée effective de la production de gaz en 2025, renforçant ainsi la sécurité énergétique du Maroc en amorce du mégaprojet de gazoduc Nigéria-Maroc, le champ d’Anchois constituant son embryon marocain, pouvant même déboucher sur un export des quantités excédentaires vers l'Europe. Découvert par Repsol en 2009, le gaz d’Anchois a montré en 2019 un potentiel de 55 mètres de zone productrice nette. Ce permis est détenu depuis 2019 par Chariot Limited (75 %) basée à Guernesey et à 25 % par l’ONHYM. Chariot est l’opérateur de Lixus, dont la superficie est de 1 794 km². La junior a exécuté un vaste programme de travaux comprenant le retraitement sismique 3D, les études de faisabilité commerciale du développement du champ Anchois et le forage du puits d'évaluation et d'exploration Anchois-2, ainsi que l'identification de nouveaux gisements et prospects dans la licence Lixus. En 2022, explique la géologue Melissa Chin dans l’exposé d’évaluation des ressources, l’intégration des données post-puits a permis une compréhension plus approfondie des réservoirs et la progression du plan de développement du champ grâce à la modélisation géologique et dynamique, peut-on lire de l’exposé préliminaire du document. L’année a vu aussi l'évaluation du portefeuille d'exploration des résultats du puits Anchois-2 pour calibrer la corrélation sismique des sables gazeux. En outre, une campagne de forage du puits Anchois-2 a été réussie du 21 décembre au 22 janvier et l’extension confirmée des réservoirs d'Anchois-1 pour faire avancer le plan de développement. Des volumes de matériaux ont été découverts dans de nouveaux réservoirs, fait-on savoir et un calibrage de l'interprétation des données du sous-sol exécuté pour réduire les risques associés au portefeuille de prospects dans l'Anchois et dans tout le bassin. Depuis 2019, plus de 40 millions de dollars (M $) ont été engagés dans ce chantier stratégique. Une levée de 25 M $ avait été rendue publique en mai dernier. Au quatrième trimestre 2022, la présentation déroule le développement en attente. Ainsi, pour le premier trimestre 2023, il est prévu de « travailler avec des partenaires » pour obtenir l’accord de vente du gaz (GSA), la concession d’exploitation (accord du planning de développement FDP) et enfin le financement pour atteindre la décision finale d’investissement (FID). Cette étape « justifiée par le développement » devra être suivie de la mise en œuvre de l'ingénierie, de l'approvisionnement et de la construction post-FID et ce jusqu’au premier trimestre 2025, date prévisionnelle de l’entame de la production. Pierre Raillard a ainsi présenté le plan de développement de terrain et ce pour chacune des étapes prévues : la gestion de projet FEED (Front End Engineering Design) selon la stratégie contractuelle établie, le développement du puits d’Anchois, un aperçu des infrastructures intégrées, la disposition du pipeline d'écoulement offshore et du système de production subaquatique (SPS), l’approche du rivage et son option de forage directionnel, la pose des canalisations et le dispositif des navires de soutien à la construction, les pipelines onshore et enfin la dernière pièce maitresse, à savoir l’usine de traitement du gaz. Un « stress sur l’offre à court-moyen terme » Ce déroulé a été suivi d’un exposé général des marchés national et régional du gaz par Steve Husbands du cabinet SLR Consulting, puis par celui de Younes Maamar focalisé sur le potentiel du projet Anchois. Le consultant qui a troqué sa casquette de patron de l’ONEE contre le casque de chantier de Chariot prédit « un stress sur l’offre dans le court-moyen terme ». Il le synthétise en quatre points : « l’Europe est en déficit structurel de gaz naturel pour réduire sa dépendance au gaz russe, représentant près de 200 bcm par an il existe peu de gaz disponible ni d’infrastructure existante de nature à remplir le gap le prix du gaz naturel restera haut une décorrélation du prix du gaz naturel du prix du pétrole, lui-même redescendu à des niveaux ante- crise Ukraine et enfin la décarbonation des économies européennes devrait maintenir cette tendance ». Maamar se dit convaincu que le projet « peut entrer en production dès le premier trimestre 2025 ». Il devrait ainsi, selon lui, « améliorer la sécurité énergétique du Maroc dans un contexte de rareté de la molécule de gaz, réduire la facture énergétique du pays, assurer l’autosuffisance gazière du Maroc dans un horizon de 10-15 ans, contribuer à accélérer la transition énergétique de l’économie nationale, exporter les quantités excédentaires vers l’Europe, catalyser les investissements dans l’exploration des hydrocarbures dans notre pays par la promotion d’une success story, soulignant que le sous-sol marocain est encore sous exploré et in fine amorcer le projet de gazoduc Nigéria-Maroc en en constituant un embryon local ». Le consultant principal de Chariot rappelle qu’un « travail important a été mené à date afin de respecter l’objectif 2025 » et souligne dans sa présentation que « le succès du projet nécessitera des efforts continus dans les quatre ateliers qui sont interdépendants » : un atelier technique dédié à concrétiser la concession d’exploitation, un atelier environnemental dédié à l’obtention des permis environnementaux, un atelier commercial devant déboucher sur le contrat de vente de gaz naturel à l’ONEE et enfin un atelier financement dont le livrable principal sera le bouclage financier. S’il entrevoit « l’opportunité pour le Maroc » de s’ériger « en producteur de gaz naturel » par « l’accélération du développement du projet Anchois présente des opportunités historiques dans un contexte régional difficile », Maamar alerte aussi sur une « menace » qui plane encore sur le projet : le « retard ». « Le retard dans la mise en exécution du projet aura des conséquences fâcheuses sur tous les points cités », lâche-t-il. Et d’expliquer que « la reprise des efforts d’exploration à travers le monde conduit à une charge importante sur les équipements offshore (unités de forage, navires d’installation, équipements spécialisés, etc.) ». Une perte de « slot » retarderait le projet de 18 mois Par conséquent, estime le consultant principal de Chariot : « Trois mois de retard (perte de « slot ») au lancement du projet peut se traduire en 18 mois de retard dans sa mise en service ». « Nous avons, ensemble, l’opportunité historique d’ouvrir une nouvelle page de l’histoire énergétique du Royaume et d’être au rendez-vous de son développement », plaide-t-il. Dans ses conclusions lors de cette réunion, Pierre Raillard a indiqué que la phase des études FEED (intégrées avec SIA et Schlumberger) permet d'incorporer la tarification EPC (Ingénierie, approvisionnement et gestion de construction) dans le calendrier FEED. La proposition d'EPC forfaitaire sera livrée à la fin du FEED pour le SPS (section sous-marine), le SURF (Ombilicaux sous-marins, risers et flowlines) et le PCF (Installation de compresseur à plate-forme). « Cela devrait représenter plus de 60 % du coût total du projet », est-il mentionné. Chariot prévoit la conduite d'appels d'offres pour le gazoduc terrestre et l'équipement de forage et de travaux complémentaires à long délai d'exécution et d'appareils de forage dans le cadre d'un exercice distinct après l'achèvement technique du FEED, mais avant le FID. Cela, estime la société d’exploration « garantira qu'un prix fixe et définitif pour plus de 80 % des coûts soit disponible au FID ». Chariot souligne aussi que « la pression actuelle sur les chaînes d'approvisionnement mondiales peut entraîner un court délai de validité des propositions ». « L’apport de ces avantages considérables pour permettre le FID d'Anchois au premier trimestre 2023 et la production du premier m3 de gaz au premier trimestre 2025 nécessitera une période concentrée d'intense activité technique, commerciale, économique et juridique », insiste à dire le représentant de Chariot pour le Maroc. « Cela nécessitera une activité considérable de la part des parties prenantes au sein du gouvernement marocain et des développeurs de gaz d'Anchois », poursuit-il. « Il est recommandé que les parties au projet constituent un groupe de travail spécialisé sur la commercialisation du gaz (GCW) et planifient une série de réunions bimensuelles en présentiel au Maroc dans le but de s'entendre ». Trois points d’étape nécessaires ont ainsi été tracés par Chariot :
-« La définition d’un concept global de développement commercial du gaz d'Anchois et une structure technico-commerciale du gaz connexe d'ici la mi-décembre 2022 »
-« La fixation de termes bancables convenus pour la GSA au 22 décembre 2022 et la GSA complète au 23 février 2023 » -« Le démarrage des négociations GSA à partir du 14 novembre 2022 »
-Et enfin, la conclusion « d'autres accords nécessaires pour permettre le financement et le FID d'ici la fin du premier trimestre 2023 ». a écrit: