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{ Oil & Gaz Industries News }

520897 Views 2287 Replies 196 Participants Last post by  Al-Boustani
Morocco has signed three exploration contracts with three international oil companies from Cyprus, Canada and Malaysia, MAP news agency reported.




The agreements were signed, on the sidelines of the 4th conference "Maghreb & Mediterranean Oil and Gas 2006" in Marrakech, by Amina Benkhadra, general director of the National Office of Hydrocarbons and Mines (ONHYM), with the representatives of Cabre Maroc Ltd (Cyprus), Transatlantic Maroc Ltd (Canada) and Genting Oil Morocco Ltd (Malaysia).

These bring the number of agreements signed with ONHYM in the mining sector to 17 agreements and six reconnaissance contracts in collaboration with 20 partners.

The contracts cover a total area of 237,195,40 km2, providing for four exploration concessions, 85 research permits (14 onshore and 71 offshore) and six onshore reconnaissance authorisations.

The Minister of Energy and Mining, Mohamed Boutaleb, invited on Wednesday international oil companies to benefit from morocco's potentials.

“Morocco, with its 350,000 km2 of sedimentary basins, constitutes an interesting and practically virgin zone for oil drilling,” he underlined.

“Although we are satisfied with the quality of cooperation with the oil companies operating in Morocco at present, our subsoil is still under-tapped,” he added.
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C'est une fraction mais 350 M m3 c'est le tier du besoin du pays en GN et ca va permetre au moins a une des deux centrales electrique de redemarrer.
Y'aura surrement d'autres gisements.


Sinon pour ceux qui parlent d'export c'est des youtubers qui ne savent pas de quoi il s'agit.
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J'aprecie les efforts de ce media pour chercher les détails...

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Je ne sais pas de quel indépendance énergétique ce youtuber parle. Le gaz algerien représente moins que 5% de la facture énergétique du Maroc. Remplacer ces 5% par du gaz naturel venant de Tendrara ou d'ailleurs ne nous ramènera pas une indépendance énergétique.

En 2017, le pétrole représentait 62 % de l'ATEP, suivi par le charbon (22 %) et le gaz naturel (5 %), indique l'AIE dans son rapport sur les perspectives énergétiques 2019.
C'est une fraction mais 350 M m3 c'est le tier du besoin du pays en GN et ca va permetre au moins a une des deux centrales electrique de redemarrer.
Y'aura surrement d'autres gisements.
Les 2 centrales ont besoin d'environ 700 M m3.
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Je ne sais pas de quel indépendance énergétique ce youtuber parle. Le gaz algerien représente moins que 5% de la facture énergétique du Maroc. Remplacer ces 5% par du gaz naturel venant de Tendrara ou d'ailleurs ne nous ramènera pas une indépendance énergétique.
Bien sur mais c'est un début. On commence de zero.

Les 2 centrales ont besoin d'environ 700 M m3.
Chacune ou les deux ?
Bien sur mais c'est un début. On commence de zero.
Chacune ou les deux ?
Les deux.

Je ne pense pas que c'est la decision du regime d'Alger qui va nous pousser à être indépendant énergétiquement? Ce qui nous pousse, et c'est déjà le cas, est le poids de la facture énergétique. On le voit avec le développement de l’éolien et du photovoltaïque en combinaison avec le charbon et le fioul.
Notre dépendance énergétique de l’Algérie (qui est moins de 5%) a commencé avec le Gazoduc GME. Sinon, le Maroc a misé sur le charbon des le début. D'ailleurs depuis l’entrée de la centrale de Safi en service, presque 69% de notre production vient du charbon. Cette centrale a changé beaucoup de choses sur le terrain. Elle ne nous a pas ramené de l’indépendance énergétique puisqu'on importe le charbon, mais elle nous a ramené un certain confort. Tu stockes le charbon dans le champ à côté de la centrale et tu es tranquille pendant des mois.
En 2019:
  • Ain Beni Mathar et Tahadart ont produit un total de 4698 GWh
  • Les parcs éoliens ont produit 4634 GWh
  • Les centrales solaires ont produit 1581.5 GWh
Avec une politique plus agressive en orientant notre argent la ou il faut (éolien+PV), on peut facilement couvrir ce qu'on a perdu avec Ain Beni Mathar et Tahadart. Ce qui n'est pas facile à recouvrir est la flexibilité du réseau. On ne peut pas contrôler le réseau avec seulement le charbon, l’éolien et le photovoltaïque. Il faut remplacer donc la production de ces centrales à gaz avec des petites centrales au fioul avec des capacité de 50 MW chacune pour facilement contrôler le réseau.
Il faut aussi développer la production hydraulique. Ca aide aussi à contrôler le réseau.

Pour l'histoire de Tendrara, on risque d'attendre longtemps avant de voir de l'électricité produite par son gaz. Il nous faut 120 km de gazoduc et une centrale de traitement de gaz. Sound Eneregy est une petite compagnie qui n'a pas les ressources nécessaires. Je ne pense pas que ca va être en 2024/2025 comme le dit l'article de media24. 2025 c'est déjà demain.
Les choses seront différentes si on découvre d'autres gisements et donc ca serait facile d'attirer des investisseurs. Et même dans ce ca, 2025 n'est pas réaliste.
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GAZ NATUREL: LE CHINOIS CCCC EN LICE POUR LE PROJET DE CONSTRUCTION D’UNE UNITÉ FLOTTANTE DE REGAZÉIFICATION AU MAROC

China Communications Construction Co, le mastodonte étatique chinois du BTP, est candidat au projet de construction d’une unité flottante de regazéification (FSRU), dont l’Appel à manifestation d’intérêt, lancé par le ministère marocain de l’Energie, a été bouclé le 25 octobre dernier. Celui-ci envisage de lancer un appel d'offres dès juin 2022.
China Communications Construction Co (CCCC) s'est positionné sur l'Appel à manifestation d'intérêt (AMI) pour la construction de la première unité flottante de regazéification (FSRU, pour Floating Storage and Regasification Unit) du royaume, relaye Africa Intelligence, dans un article publié ce mercredi 8 décembre 2021.

La lettre d'information indique en effet que «parmi la vingtaine de candidats qui ont répondu à l'appel à manifestation d'intérêt bouclé le 25 octobre par la nouvelle ministre de l'énergie Leila Benali, figure un consortium mené par l'une des filiales de CCCC, China Road & Bridge Corp (CRBC)».

Selon Africa Intelligence, ce consortium comprend également CCCC Third Harbour, autre émanation du groupe chinois spécialisé dans les infrastructures portuaires, ainsi qu'une entreprise privée, Wison Engineering, une firme basée à Shanghai, spécialisée dans l’industrie pétrochimique, et dont l’une des filiales, nommée Wison Offshore & Marine, a livré, en 2017, le premier FSRU «Made in China» à un client Belge, Eymar.
L’AMI relatif à la construction d’une unité de transformation du gaz liquéfié en gaz naturel au large du Maroc, avait été lancé en avril 2021 par le département de l’Energie, à l’époque dirigé par Aziz Rabbah. Cette infrastructure doit permettre au Maroc d'importer du gaz naturel liquéfié (GNL) par voie maritime, et de le regazéifier pour le distribuer aux clients industriels, ainsi qu'aux centrales électriques de l'Office national de l'électricité et de l’eau (ONEE).

Le 15 octobre dernier, la nouvelle ministre de l’Energie, Leila Benali, a décidé de prolonger de dix jours la période de consultation de l’AMI, jusqu’au 25 octobre 2021. Une décision motivée par l’engouement d'un nombre important de sociétés nationales et internationales pour ce projet qui revêt une importance stratégique pour le Maroc.

La construction d’une unité flottante de regazéification au large des côtes marocaines est considérée comme l’une des alternatives au Gazoduc Maghreb-Europe (GME), qui alimentait en gaz naturel l’Espagne via le Maroc, et que le régime d’Alger a décidé de mettre à l’arrêt à compter du 1er novembre 2021. Une partie du gaz algérien qui transitait par le GME servait également à alimenter les deux centrales de Ain Beni Mathar et de Tahaddart, aujourd’hui à l’arrêt.
Selon Africa Intelligence, sur la base de l’AMI, les services de Leila Benali envisagent de lancer un véritable appel d'offres en juin prochain. Entre-temps, ajoute la lettre d’information, le département de l’Energie devra «finaliser le choix du port qui accueillera l’unité flottante FSRU, entre par ordre de préférence, Mohammedia, Nador West Med (en cours de construction) et Kénitra».
Une entreprise britannique, Predator Oil & Gas, avait déjà fait part de son intérêt, dès le mois de mai dernier, pour le projet d’unité flottante FSRU.

Predator, qui détient déjà au Maroc une licence d’exploration gazière à Guercif, avait mis en avant, dans son dossier, son expérience et son savoir-faire acquis en matière de FSRU, après le développement d’une infrastructure similaire en Irlande.

CCCC espère pour sa part remporter son deuxième plus important contrat au Maroc, après celui décroché en 2019 pour l’aménagement du projet de la cité Tanger Tech.

le360
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Adonis Pouroulis, Acting CEO of Chariot, commented:
“I am delighted to announce that Chariot, as well as conducting a successful appraisal well operation, has
made a significant gas discovery at the Anchois-2 well which materially exceeds our expectations. We
continue to conduct further analysis on the data collected from the well, but as it stands, we believe the result
is transformational for the Company.
This is a tremendous outcome and I would like to thank ONHYM, our partners on the licence, and everyone
involved for their invaluable support, which enabled the well to be drilled safely, successfully and on time
during a time of significant operational and logistical challenges posed by the current pandemic.
With the recently announced key terms of gas offtake with a prominent international energy group, interest
from two highly regarded institutional lenders to provide debt finance, an ongoing collaboration with a leading
constructor of offshore gas projects and now this successful gas well result, the Anchois project is getting
closer to helping provide a clean transitional fuel to support Morocco's industrial and economic growth.
We look forward to providing a further market update once the appraisal campaign has completed.”

Anchois-2 well has been safely and efficiently drilled to a total measured depth of 2,512m by
the Stena Don drilling rig in 381m of water.

• Comprehensive evaluation of the well has been undertaken through wireline logging,
including petrophysical evaluation, subsurface formation testing including reservoir
pressures and gas sampling, sidewall cores and well bore seismic profiles.

• Preliminary interpretation of the data confirms the presence of significant gas accumulations
in the appraisal and exploration objectives of the Anchois-2 well with a calculated net gas pay
totalling more than 100m, compared to 55m in the original Anchois-1 discovery well.
Appraisal Target
Gas Sand B has a calculated total net gas pay of more than 50m in two stacked reservoirs
of similar thickness. The upper reservoir is a continuation of a reservoir drilled in the
original discovery well, Anchois-1, with the lower reservoir being newly identified.
Exploration Targets
Gas Sands C, M & O were successfully encountered with multiple gas-bearing intervals
across a gross interval of 250m measured distance with no water-bearing reservoirs
identified, materially exceeding pre-drill expectations.
• Previously discovered Gas Sand A was not targeted in the Anchois-2 well, due to the intention
of evaluating it in the subsequent Anchois-1 re-entry operations, however, the Anchois-2 well
encountered gas bearing sands at this level providing important additional subsurface data.
• High quality reservoirs were encountered in all gas sands.
• Further analysis will be undertaken to fully understand the positive implications on:
o Gas resources within the expanded Anchois field and the scale of the potential gas
development.

o De-risking of numerous additional material exploration prospects within the Lixus
licence area with similar seismic attributes to the Anchois discovery now considered
to be low risk.


• The well will now be suspended for potential future re-entry and completion as a production
well in the development of the field.

• The Stena Don rig will then move to the Anchois-1 gas discovery well to perform re-entry
operations with the objectives of assessing the integrity of the previously drilled well, and if
successful, providing a future potential production well for the development of the field.

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Yes it is.
  • Let's say the production cost represents 50% of the barrel price (you pay $30 for the cost for a barrel that costs $60).
  • Let's say you produced 200 barrels. 100 barrels will go to cover the production cost.
  • From the remaining 100 barrels you will get 25 barrels.

For every 200 barrels you get a net of 25 barrels. You get $1500 if you assume $60/barrel.
I think it is a bit more complicated than that, you making it sound like 7$ per barrel (1500$/200).

If it is sold locally, 20% of that is VAT. But lets assume that price (60$) doesn't include VAT.

The ONHYM/STATE gets 10% of royalties so 10$ 6$ per barrel ( 5% for gas ?)

If the profit is 24$ it is subjected to corporate tax which is 28%? So what's left is 17.28$ (- 15%? taxes on dividends)

ONHYM gets 25% share 3.67$

From all that the state is getting 6$(royalties)+ 6.72$ (corporate tax) + 2.59$ (tax on dividends) + 3.67$ per barrel 18.98$ vs 11.06$ for the exploiting company.

Also taxes from on imports on production materials, taxes on salaries and so on.
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Is there any possibility that a state company can exploit gas wells?
I think it is a bit more complicated than that, you making it sound like 7$ per barrel (1500$/200).

If it is sold locally, 20% of that is VAT. But lets assume that price (60$) doesn't include VAT.

The ONHYM/STATE gets 10% of royalties so 10$ per barrel ( 5% for gas ?)

If the profit is 20$ it is subjected to corporate tax which is 28%? So what's left is 14.4$

ONHYM gets 25% share 3.6$

From all that the state is getting 10$+3.6$ per barrel 13.6$ vs 10.8$ for the exploiting company.

Also taxes from on imports on production materials, taxes on salaries and so on.
You mean: The ONHYM/STATE gets 10% of royalties so 6$ per barrel. Right?

How about the production cost? Does ONHM/State pay their share to cover production cost?
You mean: The ONHYM/STATE gets 10% of royalties so 6$ per barrel. Right?

How about the production cost? Does ONHM/State pay their share to cover production cost?
Yep my bad. 6$ per barrel for royalties. Which put profit at roughly 18$ per barrel.

I guess it is a joint venture and you get dividends from the corporation running the fields.
And dividends are from profit after taxes and of course it doesn't include production costs.
Also there is a tax on dividends (15%?)

We could always change the corporation tax rate depending on the strategy either expend the exploration or just exploit what is it at hand if there is a major discovery. (if there is no contractual clause stating otherwise)

We (the state) are getting pretty much the same profit as the company venturing in the exploration, with only putting 25% of the initial capital and thus 25% of the risk.
Like with the same capital you can help fund 4 prospections ventures rather than just one, reducing the risk taken and increasing the chances of getting your money back. Instead of just one with a higher chance (x4) of losing your capital and no return on investment.
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Yep my bad. 6$ per barrel for royalties. Which put profit at roughly 18$ per barrel.

I guess it is a joint venture and you get dividends from the corporation running the fields.
And dividends are from profit after taxes and of course it doesn't include production costs.
Also there is a tax on dividends (15%?)
I think you mean profit at roughly 6$+3.6$ per barrel 9.6$ vs 10.8$ for the exploiting company. So it's 9.6$ not 18$?

If the production cost are too high, we may be paying more than what we get as dividends.
I think you mean profit at roughly 6$+3.6$ per barrel 9.6$ vs 10.8$ for the exploiting company. So it's 9.6$ not 18$?

If the production cost are too high, we may be paying more than what we get as dividends.
Profit needs to be equal to 30$ (18.98$ + 11.06$ is roughly that)

Yup, if cost is too high and prices dropped, you might only get royalties. If they are producing anything, small companies actually shutdown and rehire when the prices are up.
اللهم زد و بارك 😁
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I think it is a bit more complicated than that, you making it sound like 7$ per barrel (1500$/200).
If it is sold locally, 20% of that is VAT. But lets assume that price (60$) doesn't include VAT.

The ONHYM/STATE gets 10% of royalties so 10$ 6$ per barrel ( 5% for gas ?)

If the profit is 24$ it is subjected to corporate tax which is 28%? So what's left is 17.28$ (- 15%? taxes on dividends)

ONHYM gets 25% share 3.67$

From all that the state is getting 6$(royalties)+ 6.72$ (corporate tax) + 2.59$ (tax on dividends) + 3.67$ per barrel 18.98$ vs 11.06$ for the exploiting company.
Also taxes from on imports on production materials, taxes on salaries and so on.
@dexter159 my friend,
I looked at the fiscal terms of the agreement we have with this company (Europa Oil). In general they enjoy some incentives similar to what we had with Renault and other companies.
  • Corporate Tax: 0% for first ten years and 30% thereafter
  • Royalties: 0% on first 2.5mmbo and 10% thereafter
  • Dividends are exempt of taxes.
  • No other tax on services, equipments, material, etc….
  • The article in the previous page talks about reserves of 2 billions barrels. For a 25 years exploitation that gives 80 millions barrels per year.
For the first 10 years:
  • No corporate tax. Royalties of 10% on (80-2.5) millions barrils. That’s an effective royalties of 9.7%. Let’s say it's 10%. For $60 a barrel, the State gets $6 as royalties and $0 corporate tax
  • For the profit you assumed $30. I don’t think we’ll get that much for the offshore permit of Inezgane. In Europa Oil website they say there is some similarities with Ireland fields. The production cost there is more around $52 a barrel while it’s only $20 a barrel in Algeria. Let’s say it’s something in between the two. That a production cost of $36 a barrel which gives a profit of ($24 minus the royalties). Here I assume royalties are tax deductible.
  • ONMYH share here will be 25% of ($24-$6). That’s $4.5 a barrel for ONYHM/state while Europa oil gets $13.5
For the remaining years:
  • 30% corporate tax. State gets 0.3*($24-$6)= $5.4 a barrel as corporate tax and $6 a barrel as royalties. That’s $11.4 a barrel for the State.
  • OMNYH gets 25% of ($24-$6-$5.4) = $3.15 while Europa Oil gets $9.45
  • Overall the State/ONHYM gets $3.15+$5.4+$6=$14.55 a barrel and Europa gets $9.45

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