Énergie

Gaz offshore : Chariot confirme un projet Anchois redimensionné à Larache

Le Britannique Chariot Limited a publié ce 8 avril une mise à jour corporate qui éclaire l'avenir de ses actifs gaziers au Maroc, près d'un an après le retrait de son partenaire Energean et le redimensionnement du projet phare d'Anchois au large de Larache.

Si le communiqué couvre l'ensemble du portefeuille africain du groupe, coté sur le marché AIM de Londres, Chariot y détaille l'état d'avancement d'un développement revu à la baisse, mais jugé économiquement robuste, tout en révélant des négociations en cours avec des investisseurs marocains et des industriels de premier plan pour ses licences offshore.

Pour comprendre où en est le projet Anchois, il faut remonter à la séquence de 2024-2025. Découvert en 2009 par Repsol, ce champ gazier offshore situé dans le permis Lixus avait fait l'objet d'un partenariat entre Chariot et la compagnie gréco-britannique Energean, finalisé en avril 2024. Energean avait alors pris 45 % de Lixus et 37,5 % de Rissana, devenant opérateur. Mais le forage du puits Anchois-3 au second semestre 2024 n'a pas donné les résultats espérés. Le PDG d'Energean, Mathios Rigas, avait estimé que les volumes découverts étaient plus adaptés à une entreprise de taille inférieure, et la compagnie a rétrocédé l'ensemble de ses parts à Chariot en mai 2025, après une présence au Maroc de moins d'un an. Chariot a ainsi retrouvé 75 % du permis aux côtés de l'ONHYM, qui conserve ses 25 %.

Le plan de relance annoncé en juillet 2025 et confirmé dans la mise à jour de ce 8 avril repose sur un développement redimensionné, recentré sur les seules ressources prouvées des puits Anchois-1 et Anchois-2, écartant de fait le troisième puits qui n'avait pas livré les volumes additionnels nécessaires à un développement élargi. Chariot s'appuie sur le schéma de développement sous-marin vers la côte (subsea-to-shore) existant, qui bénéficie des travaux d'ingénierie préliminaire FEED déjà achevés et des approbations environnementales obtenues en 2023 auprès du ministère de la Transition énergétique et du Développement durable après un processus d'évaluation d'impact mené sur douze mois dans quatre provinces.

L'élément nouveau est la réception par Chariot d'une proposition clé en main EPCI (ingénierie, approvisionnement, construction et installation) pour ce développement allégé. Cette offre permet, selon la compagnie, de réduire considérablement les dépenses d'investissement initialement prévues tout en maintenant une capacité de production pouvant atteindre 105 millions de pieds cubes standard par jour, soit environ 2 millions de mètres cubes quotidiens. La rentabilité économique reste qualifiée de solide, avec une valeur nette actualisée brute estimée entre 0,65 et 1 milliard de dollars. Reste que le champ d'Anchois, dont les ressources sont estimées à près de 18 milliards de mètres cubes, nécessite en principe une plateforme marine de production et donc des investissements plus substantiels que ceux d'un champ terrestre. Le passage de la proposition EPCI à une décision finale d'investissement constituera l'étape décisive.

Au-delà d'Anchois, Chariot fait état d'un intérêt accru de tiers pour l'ensemble de son acréage offshore marocain. Le groupe évoque des opportunités d'exploration à l'échelle du bassin, couvrant différents types de plays géologiques. Cette attractivité semble confortée par l'arrivée récente de Murphy Oil Corporation sur un bloc adjacent.

Le pétrolier américain, coté au NYSE, a signé en janvier 2026 un accord pétrolier avec l'ONHYM portant sur le bloc Gharb Deep Offshore, une vaste superficie de près de 17 000 km2 combinant les zones Gharb Offshore et Rabat Deep dans les eaux profondes de la marge atlantique marocaine. Murphy y détient 75 % en tant qu'opérateur, l'ONHYM conservant 25 %, sans engagement ferme de forage durant la première phase d'exploration de trois ans. L'entrée d'un opérateur de cette envergure sur la même marge continentale constitue un signal positif pour le potentiel géologique de la zone et, indirectement, pour la valorisation des licences détenues par Chariot.

C'est dans ce contexte que Chariot annonce des discussions de partenariat en cours avec de grands acteurs industriels et des investisseurs marocains pour les licences Lixus et Rissana.

Sur cette dernière, le prospect d'Anguille représente un potentiel estimé à 14 milliards de mètres cubes en ressources probables non certifiées, un volume qui, s'il venait à être confirmé par un forage, changerait l'échelle du portefeuille gazier marocain de Chariot. La compagnie ne précise pas l'identité de ces partenaires potentiels, mais la mention d'investisseurs marocains suggère une volonté d'ancrage local plus prononcé que par le passé, à un moment où la souveraineté énergétique figure parmi les priorités nationales.

Pour la licence onshore de Loukos, où Chariot avait précédemment évoqué un farm-out visant à intégrer un nouvel opérateur, les discussions se poursuivent avec l'ONHYM concernant les prochaines étapes. Cette licence terrestre, qui avait fait l'objet d'une première campagne de forage en 2024, reste un actif secondaire dans le portefeuille marocain du groupe, mais pourrait offrir un potentiel de production à plus court terme que l'offshore.

L'enjeu pour le Maroc est de taille. Le Royaume importe la quasi-totalité de ses besoins en gaz naturel et ne dispose toujours pas de production offshore commerciale. Anchois demeure, comme l'avait souligné le site spécialisé UpStream, la seule découverte commerciale issue de décennies d'exploration maritime dans les eaux marocaines. Le projet est d'autant plus stratégique qu'un accord de raccordement au gazoduc Maghreb-Europe (GME) avait été signé dès 2022 entre Chariot et l'ONHYM, ouvrant la voie à un acheminement du gaz vers le marché domestique et potentiellement vers l'Espagne.

La capacité de Chariot à mener ce développement à son terme dépendra cependant de sa solidité financière. Sur ce point, le groupe met en avant la transaction angolaise récemment sécurisée, qui lui procure une exposition économique à une production pétrolière de 4 000 barils par jour sur les blocs 14 et 14K offshore Angola, en partenariat avec Etu Energias et Shell Trading. Cette opération, dont la finalisation est attendue au second semestre 2026, doit générer un flux de revenus récurrent susceptible de soutenir les investissements au Maroc. Le PDG Adonis Pouroulis a d'ailleurs explicitement lié les deux horizons en déclarant que les revenus de production à long terme tirés de l'Angola « soutiendront les plans futurs » du groupe, dont la priorité est de « faire croître son portefeuille amont  ». Un webcast destiné aux investisseurs est prévu le 9 avril pour détailler cette feuille de route.

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