Gaz. Pierre Raillard (Chariot) : l'investissement global atteindra probablement plusieurs centaines de millions $

L'exploration gazière et les perspectives de commercialisation prennent un virage intéressant avec l'arrivée, dans le tour de table des licences Lixus et Rissana, d'un opérateur majeur, le plus important de Méditerranée, la société Energean cotée à la Bourse de Londres.

Qu'est-ce qui va changer ? Quelles sont les prochaines étapes ? Quel est le calendrier de l'investissement ? Voici les explications, très didactiques, de Pierre Raillard, directeur général de Chariot au Maroc, recueillies par Médias24.

Médias24 : Qu'est-ce qui va changer, sur le plan opérationnel, après l'accord qui vient d'être finalisé avec Energean ?

Pierre Raillard :  Energean devient de facto l'opérateur officiel des deux licences Lixus et Rissana. Le nouveau tour de table est le suivant:

Sur Lixus, nous descendons à 30 % et Energean prend 45 %. L’ONHYM reste à 25%.

Sur Rissana, Energean prend 37,5 % et nous descendons à 37,5 %. L’ONHYM reste à 25%.

Energean nous paye une considération de dix millions de dollars à la clôture de la transaction qui a été annoncée mercredi 10 avril 2024.

Chariot reste avec un pourcentage conséquent sur les deux licences. Comme cela avait été annoncé le 7 décembre 2023, cela nous permet d'avoir une solution de financement sur les investissements immédiats grâce à un portage.

En effet, Energean va payer les coûts du forage du puits Anchois-Est jusqu'à hauteur de 85 millions de dollars comprenant leur part et la nôtre.

Le point principal, c'est le forage d’un puits supplémentaire sur l'Est du Champ, Anchois Est, prévu au second semestre 2024. Energean a signé en ce sens un contrat pour l'unité de forage Stena Forth.

C'est une unité d’une des dernières générations qui peut forer en eau profonde. Ça nous permet d'accélérer à la fois la campagne de forage supplémentaired'avancer les travaux de développement et de mettre en test certaines zones qui ont été découvertes lors de notre campagne Anchois 2, fin 2021. Ensuite c'est un puits, qui en plus de sa vocation d'évaluation et de développement, aura également une composante d'exploration puisque nous allons forer un peu plus profond pour confirmer la présence de sables supplémentaires et les tester et évaluer l'extension possible du gisement. Si les résultats sont positifs comme nous l’espérons, ceci permettra au partenariat d'augmenter les ressources, de certifier plus de réserves et de partir sur un développement plus important.

Après la décision finale d’investissement, il faudra entre deux ans et trois ans de construction pour que le gaz soit commercialement disponible

- L’idée est d’atteindre  près de 30 milliards de mètres cubes de ressources au lieu de 18 milliards actuellement…

- … ce qui correspondrait à 20-25 ans de la demande actuelle du marché marocain, sachant que cette demande va augmenter considérablement dans les prochaines années.

Donc, l’objectif du partenariat est d’augmenter les réserves et de développer au plus vite.

Sans parler au nom d’Energean, je peux donc vous dire que ce nouveau partenariat souhaite prendre une décision finale d'investissement pour le développement le plus rapidement possible. Les discussions avec l'ONEE continuent, avec les partenaires industriels également, ainsi qu'avec l'ONHYM. Le partenariat se base sur le travail d'ingénierie qui a été déjà été réalisé  avec Subsea Integration Alliance (*).

Après la décision finale d’investissement, il faudra entre deux ans et trois ans de construction pour que le gaz soit commercialement disponible.

- Vous avez été opérateur des licences Lixus et Rissana. Maintenant, ce sera Energean. Comment cela va-t-il se passer concrètement, sur le terrain, au niveau des équipes par exemples ?

- Nos équipes forage qui sont basées à Londres sont intégrées, travaillent depuis quelques mois ensemble. Elles ont commencé à s’intégrer dès l’accord du mois dès l'accord du mois de décembre.

Nous avons d'ailleurs détaché une partie de notre personnel clé dans les équipes d'Energean. L'objectif principal et immédiat, c'est le forage au deuxième semestre 2024, le test du puits, et la décision finale d'investissement le plus tôt possible pour mettre en œuvre le projet.

- Chariot a perçu 10 millions de dollars de la part d’Energean. Le montant paraît très modeste au regard des réserves et du potentiel.

 -Il n’y a pas que ça. 15 millions de dollars sont également prévus au moment de la décision finale d’investissement. Energean prendra, par ailleurs, en charge les investissements prévus cette année en matière de forage, test, ainsi que l’acquisition sismique de la licence Rissana qui sera réalisée au plus vite. Tout cela jusqu’à un investissement global de 85 millions de dollars, où la part de Chariot (donc 30% et 37,5% dans le cas de Rissana) est donc couverte par Energean.

Energean dispose également d'une option lui permettant de prendre 10% supplémentaires en portant totalement l’investissement pour le développement des infrastructures pour un montant totalisant 850 millions de dollars pour la mise en place du projet. Energean prendrait donc en charge le montant global incluant la part de Chariot. Je vous renvoie à notre communiqué du 7 décembre, très détaillé à ce sujet.

- Pour le moment, vous gardez donc vos 75% de la licence Loukkos…

- Effectivement. Les forages prévus démarreront dans les prochaines semaines.

- Le potentiel du Loukkos paraît plus modeste que celui de Lixus.

- Il est plus modeste, mais il est intéressant. Nous avons identifié de potentielles poches de gaz, qui vont être ciblées par le forage de deux puits. Si le potentiel se confirme, cela ouvrira une nouvelle phase de développement dans la zone de Lalla Mimouna qui est, in fine, toute proche des marchés et qui permettra de mettre en production assez rapidement des ressources onshore. Elles sont plus faciles à déployer. Il y a moins d'investissements à faire puisque c'est moins profond.

Les deux sites de forage sont prêts, que nous avons baptisés Gaufrette et Dartois. Nous avons également installé une base logistique opérationnelle à Lalla Mimouna.

- En fait, il y a une continuité, une complémentarité indiscutable entre Loukkos et Lixus, notamment dans le domaine logistique, commercialisation, infrastructures.

- Effectivement, et cela commence déjà par la géologie. Il y a la continuité des marchés. L'objectif, c'est de produire au Loukkos le plus vite possible pour l'industrie marocaine avec un objectif immédiat de se concentrer sur les marchés de Kénitra. Des industries ont vu leurs fournitures de gaz décliner, à cause de l’épuisement des précédents puits du Gharb. En cas de succès de notre campagne du Loukkos, nous souhaitons réalimenter ces industries.

- Quelles sont les dates de vos deux forages au Loukkos ?

 - Ils commenceront courant  du mois d’avril pour une durée globable d'un mois. Nous prévoyons donc un prochain mois très intense..

Les tests sur ces puits onshore, se feront dans la foulée, au cours des mois suivant les forages et en cas de succès.

- Où en êtes-vous dans vos contrats de fourniture de gaz à l’ONEE ?

- Fin 2022, un protocole d’accord avait été signé. L'année 2023 a été riche et intense en discussions avec l'ONEE pour la négociation  d'un pré-contrat de vente de gaz. L’étape suivante, on l’espère, sera la signature d’un contrat définitif qui nous permettra de vendre le gaz avec toutes les clauses de volume, de prix, etc. Ces discussions ont très bien avancé et vont maintenant continuer sous le leadership d'Energean.

- Il y a les accords avec Vivo Energy également...

- Ce sont des accords qui concernent le gaz de Lixus pour la mise en place d'une commercialisation sous forme de pipelines virtuels pour l'industrie marocaine, ces discussions sont importantes et continuent à progresser.

- Concrètement, qu'est-ce qui sera construit dans le cadre du développement Lixus?

- Le développement de Lixus comporte une mise en production avec 3 puits sous-marins qui seront installés, trois têtes de puits (et équipements de production), ce qu'on appelle des subsea production systems, y seront installécs, à une profondeur entre 385 et 400 mètres d'eau, des lignes de production de gaz qui ramènent le gaz à terre, et avec à terre une centrale de traitement de gaz, qui nettoie ce dernier, et le met en conformité avec les spécifications du GME. Une ligne de 35 à 40 km entre la centrale de gaz et le GME sera construite et se connectera à la vanne M-21.

L’investissement global pourrait atteindre plusieurs centaines de millions de dollars.

(*) L’accord avec Subsea Integration Alliance portait sur le support et la conception techniques e tl’ingénierie de l’infrastructure du projet.

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