Partie 4 : le Sénégal, le hub de la production de gaz dans la sous-région…
KOSMOS ENERGY, quant à elle, a eu le mérite de découvrir en 2015 et confirmer en 2016 ce qui a été qualifié à ce jour de gisement de gaz le plus important de l’Afrique de l’Ouest [2]. Celui -ci s’étend des eaux sénégalaises jusqu’au large de la Mauritanie, avec des réserves potentielles estimées à 15 Tcf, de quoi faire du pays de la TERRANGA le hub de la production de gaz dans la sous-région, avec vocation première de booster la capacité électrique du pays.
On peut comprendre que ces pionniers ont pris en compte diverses infortunes et adversités environnementales relatives auxopérations ayant eu cours au Ghana et ailleurs. En effet, cela aura requis au Sénégal et à la Mauritanie voisine, quatre sondages bien pesés de KOSMOS pour apprécier le potentiel gazier d’un couloir transfrontalier imprégné. De surcroît, onzepuits d’évaluation forés sur les structures du seul champ SANGOMAR de CAIRN, n’est-ce pas équivalent à un schéma de développement sous d’autres cieux ? Comparaison n’est pasraison, dit l’adage, sauf que la comparaison demeure le corps et l’âme de ce qui fait l’histoire !
Cependant, quoiqu’il s’agisse de gaz dont l’évaluation est généralement moins complexe que les cas de brut, ici le potentiel avéré a le mérite d’être le résultat de plusieurs sondages (4), avec 100% de succès, même si ce potentiel procède d’une quantification probabiliste.
Au sujet du pétrole découvert sur le champ SANGOMAR, il faut reconnaître que l’art y a été de mise : deux horizons bien sériés, traversés par huit puits d’exploration et d’appréciation, dont quatre testés, exhibant une bonne productivité, avec des essais d’interférence. Et là-bas, ce sont des opérations zéro torchère, zéro rejet en mer, ce qui est indicatif d’une capacité conséquente de stockage sur le vaisseau de forage : Voilà des dispositions susceptibles d’encourager les tests de productionprolongée, conçus pour apprécier à moyen-terme la productivitédes puits de découverte et d’extension, pour une meilleurevisibilité, y compris sur la continuité des couches.
Au plan commercial, notons des allégations selon lesquelles le marché ayant accusé une baisse des cours en 2020, la chute des prix a fragilisé le projet SANGOMAR dont le prix d’équilibre se serait trouvé être à $55/b. Et même que le projet GRANDTORTUE de gaz aurait aussi pris un froid, pour des raisons similaires avec le Brent à $35/b, au lieu de $45-50, pesant en tendance baissière sur le prix du gaz [3]. A ce propos, il est bon de souligner qu’historiquement, des projets de développement qui ont été sanctionnés par un « feu vert » juste avant une chute de prix, s’en sont sortis plus qu’on pouvait le penser, avec un marché à la hausse au temps de production, et vice-versa. La preuve en est que si la mise en production des deux projets avait eu lieu cette année 2022, ils auraient profité des rebondissements de Février. Car à l’évidence, le marché de l’énergie est fait de revers inattendus, comme l’on pourrait imaginer une île flottante qui bouge, dont on ne sait d’avance où elle va accoster, et son binôme, la prévision de production, un pont flottant, sauf que lui,a des amarres en sorte qu’on peut le stabiliser davantage. De surcroît, le prix d’équilibre en question est théorique, il peut paraître un bon critère de décision et cependant, on le voit, que ce sont bel et bien la production et le marché qui se rencontrent à la fin pour former le prix factuel, une réalité du terrain bien souvent différente.
Du gaz naturel comme intrant pour la production d’électricité, rappelons que la Côte d’Ivoire est le pays en Afrique de l’Ouest après le Nigeria, à s’être résolument engagée sur cette voie. C’était avec la détermination de l’opérateur d’antan PHILLIPSPETROLEUM, aujourd’hui CONOCOPHILLIPS, en symbiose avec la PETROCI, et cela, du temps de l’EECI (Energie Electrique de CI) dans les années 80’. Il y eut presque 10 années de négociations ardues, hélas du genre « la poule et l’œuf » entre Fournisseur et Client, concernant les garanties. C’est en 1994que ces négociations aboutirent, permettant en 1995 lespremières livraisons de Gaz naturel et associé à CIPREL*, grâce à UMIC*, une indépendante texane, opérateur du champs « Lion & Panthère ». Auparavant, pour satisfaire la demande prévisionnelle, la PETROCI entreprit en 1990 en « sole risk », leforage de confirmation du Gaz naturel découvert en 1981 par PHILLIPS. Elle en fit la certification des réserves pour un coût global de $13 millions : à peine 1 Tcf confirmé, plus des réserves satellitaires de contingences. C’est alors que la française BOUYGUES en tant qu’opérateur du champ devenu »FOXTROT », livra du gaz dès 1999-2000. C’est donc depuis 27ans que le pays est alimenté en gaz pour produire aujourd’hui au moins 75% de l’électricité qui approvisionne aussi les pays de l’hinterland. Heureux pays de la TERRANGA qui embouche cette trompette, après le projet « Ghana 1000 power station de 1300 MW » qui lui, semble en difficulté.
Par Lévi ZADI S GOURENNE Consultant IntDeC Oil & Gas
Références : [1] Miles Warner, Directeur Général Sénégal Novembre 2017
[2] « Sénégal nouvel eldorado des hydrocarbures en Afrique de l’Ouest » SIKA Finance de Jean Mermoz KONANDI 25 092019 /VOAafrique.com : Gaz (29 Janvier 2016)/ Koldanewsdu 29Avril, 2015
[3] JEUNE AFRIQUE ECONOMIE 02 Juin 2020 : « La chute des prix en 2020 menacent les projets sénégalais »
CIPREL* = Centrale thermique de VRIDI, Côte d’Ivoire Production d’Electricité
UMIC* = United Meridian International Corporation, basée à Houston, TX