Aperçu sur le secteur des Hydrocarbures

La politique sectorielle au niveau des Hydrocarbures vise à assurer une gestion adéquate de
l’industrie pétrolière de façon à ce qu’elle contribue à atteindre les objectifs globaux de
développement durable du pays, dont notamment :
• L’optimisation des retombées de la rente pétrolière en maximisant les effets positifs ;
• La protection de l’Environnement en atténuant des impacts négatifs à caractère
environnemental et social
• La mise en place des conditions d’attractivité du secteur pour les investisseurs
Cette politique s’articule autour des axes suivants :
• Un cadre légal moderne et attractif qui vise la modernisation des conditions d’octroi
des permis pétroliers, l’optimisation de la part de l’Etat et le renforcement de
l’Entreprise Nationale (10% désormais pour la SMHPM pendant l’exploration, avec
portage financier par l’opérateur), tout en maintenant un niveau acceptable
d’engagement des opérateurs pétroliers. Dix-huit (18) Contrats d’ExplorationProduction ont été signés et approuvés au cours de huit (8) dernières années sur la base
dudit Code ;
• La mise en place d’une base de données pour favoriser la promotion des blocs libres de
nos bassins sédimentaires (côtiers et de Taoudenni), avec une nouvelle stratégie de valorisation
de ces données.
• L’optimisation des retombées de la rente pétrolière en maximisant les effets positifs tel
que l’intégration du secteur pétrolier et gazier dans le tissu économique national en créant les
synergies et les conditions nécessaires pour faire émerger une industrie de valorisation des
produits pétroliers et gaziers notamment la pétrochimie et la production de l’électricité à partir
du Gas Naturel. En outre, le renforcement des capacités qui repose sur une stratégie de contenu
local progressive et concertée avec les partenaires permettant la création d’une offre de
services à même d’accompagner efficacement les développements futurs. Un centre de
formation à distance, qui sera en fonction dans le troisième trimestre de l’année 2020,
permettant de former les jeunes et cadres mauritaniens aux différentes disciplines et
compétences nécessaires pour le secteur.
• La protection de l’Environnement : un effort significatif a été consenti lors de la révision
du cadre légal et réglementaire pour prendre en considération les normes
internationales applicables dans l’industrie pétrolière en vue d’assurer une meilleure
protection de nos ressources halieutiques et de notre environnement en général. Cette
mesure a été conjuguée à la mise en place d’un système d’information
environnementale en 2017. L’étude stratégique socio-environnementale qui a été
achevée en 2011 a constitué un élément important pour la mise en place en 2012 de la
Commission Environnementale CE, prévue au Contrat régissant le champ de Chinguetti.
Le décret de création de la CE a été amendé en 2017 pour étendre le champ d’action
de la CE aux activités d’exploration.
• L’adoption des règles de transparence dans la gestion des revenus pétroliers visant la
réduction de la pauvreté.

SUCCES DE L’EXPLORATION DANS LE BASSIN CÔTIER (OFFSHORE )
Les 9 découvertes
✓ CHINGUITTI : Production de 2006 à 2018
✓ TIOF
✓ WALATA
✓ LAABEIDNA
✓ BANDA
✓ PELICAN
✓ FAUCON
✓ AHMEYIM : En phase de développement depuis le 21 décembre 2018 (FID)
✓ BIRALLAH : En phase d’évaluation
APERCU SUR LE CADRE REGLEMENTAIRE
QUELQUES POINTS CLES DU CONTRAT D’EXPLORATION – PRODUCTION (CEP)
• Bonus : Signature/ Production : négociable ;
• Budget de Formation / Promotion budgets : négociable ;
• Période d’exploration : 10 ans / 3 phases ;
• Rendus de surface : 25% à chaque renouvellement ;
• Recouvrement des coûts : Négociable, avec « cost stop » (60% pour l’huile / 65% pour
le gaz) ;
• Partage du Profit-Oil : basé sur un facteur de rentabilité « R », Négociable ;
• Période d’exploitation : 25 ans (Huile) & 30 ans (gaz), renouvelable une fois pour 10
ans ;
• BIC : négociable (supérieur à celui du droit commun).
REALISATIONS ENTRE 2011-2019
• Approbation et entrée en vigueur des dix-huit (18) Contrats d’Exploration-Production
(CEP) aussi bien en offshore qu’en onshore.
– 01 CEP sur le bloc Ta29 (Taoudenni) avec TOTAL ;
– 01 CEP sur le bloc C-10 (offshore profond) avec TULLOW ;
– 01 CEP sur le bloc C-09 (offshore très profond) avec TOTAL ;
– 01 CEP sur le bloc C-18 (offshore très profond) avec TULLOW ;
– 01 CEP sur le bloc C-19 (offshore profond) avec CHARIOT Oil &Gas ;
– 01 CEP sur le bloc C-8 (offshore profond) avec KOSMOS Energy ;
– 01 CEP sur le bloc C-12 (offshore profond) avec KOSMOS Energy ;
– 01 CEP sur le bloc C-13 (offshore très profond) avec KOSMOS Energy.
– 01 CEP sur le bloc C-3 (offshore peu profond) avec TULLOW ;
– 01 CEP sur le bloc C-6 (offshore profond) avec KOSMOS ;
– 01 CEP sur le bloc C-07 (offshore profond) avec TOTAL ;
– 01 CEP sur le bloc C-14 (offshore très profond) avec ExxonMobil;
– 01 CEP sur le bloc C-17 (offshore très profond) avec ExxonMobil;
– 01 CEP sur le bloc C-22 (offshore très profond) avec ExxonMobil;
– 01 CEP sur le bloc C-10 (offshore profond) avec Shell;
– 01 CEP sur le bloc C-19 (offshore profond) avec Shell;
– 01 CEP sur le bloc C-15 (offshore très profond) avec TOTAL;
– 01 CEP sur le bloc C-31 (offshore très profond) avec TOTAL.
• Mise en place de la Commission Environnementale pour le suivi environnemental des
activités pétrolières de l’exploration à l’exploitation ;
• Réalisation en 2012 d’une campagne sismique 2D sur le bloc Ta29 par TOTAL du
Bassin de Taoudenni;
• Réalisation par la société Chariot Oil & Gas en 2012-2013 d’une sismique 3D sur le
bloc C-19 du Bassin Côtier
• Réalisation par la société Total, en 2013, un forage d’un puits le bloc TA7 du Bassin de
Taoudenni ;
• Réalisation par la société Ripsol, en 2013, un forage d’un puits le bloc TA9 du Bassin de
Taoudenni ;
• Réalisation par la société SIPEX, en 2012, d’une sismique 2D sur le bloc TA1 du Bassin
de Taoudenni ;
• Réalisation par la société KOSMOS Energy, en 2013, d’une sismique 2D sur les blocs C8, C-12 et C-13 et d’une sismique 3D sur les blocs C-8 et C-12 du Bassin Côtier ;
• Réalisation par la société BP, en 2016-2017, d’une sismique 3D sur les blocs C-6, C-8,
C-12 et C-13 du Bassin Côtier ;
• Réalisation par la société TOTAL, en 2017, d’une sismique 3D sur les blocs C-7, C-9 et
C-18 du Bassin Côtier ;
• Réalisation par la société TOTAL, en 2017/2018, d’une sismique 3D sur les blocs, du
Bassin Côtier ;
• Réalisation par la société Tullow Oil, en 2017, d’une sismique 3D sur les blocs C-3 du
Bassin Côtier ;
• Réalisation en 2013, par la société TULLOW OIL, d’un forage d’exploration au niveau le
bloc C-10 ;
• Réalisation en 2015-2016, par la société KOSMOS Energy/BP, de Deux (02) forages
d’exploration et Un (01) forage d’évaluation sur le bloc C-8 du Bassin Côtier ;
• Réalisation en 2017, par la société BP, d’un (1) forage d’exploration sur le bloc C-12 ;
• Réalisation par la société ExxonMobil, en 2018, d’une sismique 2D sur les blocs C-14 et
C-22 du Bassin Côtier ;
• Réalisation par la société ExxonMobil, en 2018-2019, d’une sismique 3D sur les blocs
C-14, C-17 et C-22 du Bassin Côtier ;
• Réalisation en 2019 par la société TOTAL d’un forage d’exploration sur le bloc C-9 du
Bassin de Côtier ;
• Réalisation par la société Shell, en 2019, d’une sismique 3D sur les blocs C-10 et C-19
du Bassin Côtier ;
• Réalisation par la société Shell, en 2019, d’une campagne de bathymétrie sur le bloc
C-19 du Bassin Côtier ;
ETAT ACTUEL DU SECTEUR
GTA : Grand Tortue Ahmeyim (GTA) est un champ gazier transfrontalier entre la Mauritanie et
le Sénégal, découvert en 2015 par KOSMOS en forant le puits Tortue 1 puis confirmé par le
forage du puits Guembel au niveau du Sénégal. Le champ est à 120 km de la cote avec des
réserves dépassent les 15 TCF.
Les associés actuels du projet (Contractants) seront :
• Coté Mauritanien (Bloc C8): BP, Kosmos et SMHPM, et
• Coté Sénégal (Bloc Saint Louis Profnd): BP, Kosmos et Petrosen.
Le concept de développement du projet GTA, repose sur une 1ère phase, dont la décision finale
d’investissement a été prise en décembre 2018. Cette première phase vise la production d’un
volume annuel moyen de 2.3 Mtpa de GNL qui sera réalisée avec :
– 12 puits de production, dont 4 qui seront disponibles au démarrage de la production
en 2023 ;
– Un FPSO pour le traitement du gaz ;
– Un terminal de GNL abritant les installations de liquéfaction et d’export ;
– Un bateau de liquéfaction FLNG et ;
– Des réseaux de collecte et d’acheminent des hydrocarbures
La production projetée pour la première phase est estimée 505 mmscf par jour.
Une autorisation d’Exploitation a été accordée par les deux pays en mars 2019 pour permettre
à l’Opérateur d’entamer la phase d’exécution du projet. Les travaux d’exécution de la phase I
ont déjà commencé et la production est prévue en 2023.
Les phases 2 et 3 de développement du champ, dont les décisions finales d’investissements
sont prévues respectivement en 2021/2022, apporteront chacune une production annuelle de
3,4 mmt, ramenant la production totale à un plateau d’environ 10 mmtpa de GNL à l’horizon
2026.
Une production cumulée de condensat de l’ordre de 100 millions de standards barils est prévue
pendant les trois phases d’exploitation du champ