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L’exploration pétrolière n’a jamais été aussi active qu’en 2019, en dépit des alertes sur le changement climatique

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L’exploration pétrolière n’a jamais été aussi active qu’en 2019, en dépit des alertes sur le changement climatique

Westwood Global Energy Group (WGEG), un consultant britannique pour l’ensemble de la chaîne de valeur pétrolière, vient de publier une étude sur le dynamisme du marché de l’exploration pétrolière au terme de l’année écoulée. Des chiffres qui démontrent un intérêt indéfectible des lobbies du secteur pour les énergies fossiles. Un constat d’autant plus surprenant à l’heure où les compagnies pétrolières sont appelées à agir contre le réchauffement climatique et à mettre en oeuvre des politiques efficaces de transition énergétique.

Mardi 14 janvier 2019, à l’occasion d’une conférence de presse qu’il a animée à Paris, Patrick Pouyanné, le PDG de Total, a abordé plusieurs questions au nombre desquelles la transition énergétique et les nouveaux efforts que compte mettre en œuvre la firme qu’il dirige. A ce sujet, le responsable a déclaré : « Le débat est aujourd’hui quand même beaucoup trop manichéen, trop faussé. On pense qu’il y a un monde blanc et noir. Je comprends qu’il y ait des jeunes qui ont envie qu’on agisse, mais c’est un sujet complexe […] Les actionnaires, ce dont ils veulent surtout s’assurer, c’est la durabilité de nos dividendes », avant de rappeler que les énergies fossiles représentent près de 90 % du mix énergétique mondial et que cela ne pourrait disparaître d’un coup de baguette.

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Patrick Pouyanné, le PDG de Total, rappelle que les énergies fossiles pèsent aujourd’hui près de 90 % du mix énergétique mondial.

En octobre dernier pourtant, la société réaffirmait son engagement à se réorienter vers une énergie responsable en multipliant par dix sa capacité mondiale de production d’électricité bas carbone, la faisant ainsi passer de 2,7 GW fin 2018 à 25 GW fin 2025.

En octobre dernier pourtant, la société réaffirmait son engagement à se réorienter vers une énergie responsable en multipliant par dix sa capacité mondiale de production d’électricité bas carbone, la faisant ainsi passer de 2,7 GW fin 2018 à 25 GW fin 2025.

Pour WGEG, la passivité des firmes comme Total et les nouveaux chiffres de l’exploration en 2019 montrent que l’appétit pour trouver du pétrole et les énergies fossiles en général ne diminue pas, mais que cela risque d’être pire encore en 2020. Cela remet en question l’engagement des parties prenantes pour une transition énergétique efficace.

Meilleure année pour l’exploration depuis quatre ans

Selon WGEG, le nombre de puits à fort impact à l’échelle mondiale en 2019 était de 91, soit une hausse de 36 % par rapport à 2018. Pour rappel, les puits à fort impact sont les puits ciblant des réserves à plus de 100 millions de barils d’huile et plus de 1 Tcf de gaz naturel.

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Les dépenses de forage sont demeurées stables à 3,5 milliards de dollars, car le coût moyen des puits a diminué. Le volume commercial découvert a été le plus élevé depuis 2015, soit environ 13 milliards de barils d’équivalent pétrole (bep). Le taux de succès commercial a, quant à lui, atteint son niveau le plus élevé en 10 ans, soit 32 %, notamment grâce à l’amélioration des techniques de forage. Ce niveau d’activité devrait d’ailleurs se maintenir cette année. Il faut toutefois noter que 77% des réserves découvertes en 2019 étaient du gaz naturel, moins polluant que le pétrole.

Par ailleurs, les deux plus grandes découvertes de pétrole sont situées sur la licence de Stabroek en Guyane qui, avec plus de 6 milliards de barils, est l’une des licences pétrolières les plus prolifiques jamais révélées, ce qui place le pays dans le starting-block des futurs eldorados de l’énergie aux côtés du Sénégal, de la Mauritanie ou encore du Mozambique.

Il faut toutefois noter que 77% des réserves découvertes en 2019 étaient du gaz naturel, moins polluant que le pétrole.

L’année 2019 a également vu l’Europe du Nord-Ouest se propulser en tête du classement des régions avec le plus de forages à fort impact. Malgré un programme de forages de 27 puits, seules deux découvertes à fort impact ont été signalées. Cela correspond à un taux de réussite de 7%.

En Afrique, le forage à impact élevé est resté modéré avec 14 puits exécutés en 2019, mais les taux de réussite commerciale ont affiché 57 % avec plus de 3 milliards de bep découverts, dont environ 80 % de gaz. En Afrique du Sud, une zone pionnière a permis la découverte de l’un des plus gros gisements de condensats de gaz de l’année sur le prospect de Brulpadda. Des découvertes à fort impact ont également été faites dans cinq autres pays : Sénégal, Mauritanie, Nigeria, Angola et Ghana où, pour la première fois, une compagnie africaine a foré en eaux profondes et découvert ce qui se présente aujourd’hui comme la plus grande découverte d’huile du Ghana.

Les choses ne risquent pas de s’améliorer pour la transition énergétique

Selon les estimations de WGEG, l’industrie de l’exploration continuera de repousser ses limites en 2020, tant en eaux profondes que peu profondes. En Afrique, une dizaine de puits à fort impact devraient de nouveau être forés avec potentiellement six tests de zones pétrolières pionnières de la Guinée Bissau, du Kenya, de la Namibie et au large du Gabon. D’ailleurs, Total devrait forer en Angola, dans le bassin du Congo, un puits de pétrole à une profondeur d’eau de plus de 3 400 m, une première 

En Afrique, une dizaine de puits à fort impact devraient de nouveau être forés avec potentiellement six tests de zones pétrolières pionnières de la Guinée Bissau, du Kenya, de la Namibie et au large du Gabon.

Les eaux du Brésil représentent aussi une zone à surveiller en 2020, indique le consultant. Au total, l’industrie devrait y tester 6 milliards de barils probables dans des zones pré-salifères situées dans les bassins de Santos et Campos, et le bassin de Ceara.

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Brulpadda, Afrique du Sud, un important gisement de condensats de gaz.

Outre cela, plusieurs dizaines de puits moins importants devraient être forés et les campagnes d’exploration, notamment les acquisitions sismiques, devraient se multiplier partout dans le monde en 2020. Elles devraient aboutir à de vastes campagnes de forage, dans les années à venir.

Face à la recrudescence de l’exploration et le constat selon lequel les acteurs du secteur ne sont pas prêts à tourner le dos aux énergies fossiles, la question se pose de l’efficacité des combats menés depuis plusieurs années pour la réussite de la transition énergétique.

Quelle crédibilité accorder aux compagnies pétrolières qui s’engagent à réduire leurs émissions à l’horizon 2025-2030 alors que l’AIE prévoit que, vu les projets en cours, les émissions mondiales de CO2 provenant de la consommation d’énergies fossiles, devraient augmenter après 2040 ?

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ADM Energy parie sur Trafigura pour se relancer dans le pétrole en Afrique de l’Ouest

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ADM Energy parie sur Trafigura pour se relancer dans le pétrole en Afrique de l’Ouest

Pour tous les projets que Trafigura donne son feu vert, le commerçant dont le siège est à Singapour fournira alors à ADM un préfinancement pouvant aller jusqu’à 100 millions de dollars américains pour acquérir ou développer les actifs.

Les actions d’ ADM Energy Plc ont bondi lundi matin après avoir conclu un accord avec le négociant en matières premières Trafigura pour trouver des accords potentiels dans le secteur énergétique africain.

Si «l’alliance stratégique» prévue est formée, le SMA inscrit à l’AIM sera en charge de «lancer, analyser, développer, structurer et négocier» des projets potentiels avec d’autres parties, puis les présentera à Trafigura pour «une évaluation plus approfondie».

Pour tous les projets auxquels Trafigura donne son feu vert, le négociant néerlandais en matières premières fournira alors à ADM un préfinancement pouvant aller jusqu’à 100 millions de dollars américains pour acquérir ou développer les actifs.

Des accords spécifiques seront négociés pour tous les projets convenus, les deux sociétés s’efforçant d’organiser tout financement nécessaire par emprunt et par actions, tandis que Trafigura aura les droits exclusifs de commercialiser le pétrole brut produit.

Osamede Okhomina, PDG d’ADM, a déclaré: «J’ai entretenu une longue relation avec Trafigura et ce protocole d’accord est une approbation de la stratégie de l’entreprise, marquant une nouvelle étape de développement pour ADM.

«Nous avons identifié un certain nombre d’excellentes opportunités d’investissement au Nigeria et en Afrique de l’Ouest. Avec notre vaste réseau et l’accès potentiel aux capitaux que ce protocole d’accord donne à ADM, nous pensons que l’entreprise est bien placée pour saisir les opportunités futures », a-t-il ajouté.

James Josling, responsable du commerce de l’énergie en Afrique à Trafigura, a déclaré: «La signature d’aujourd’hui montre notre intention de travailler avec une société d’investissement en amont qui est fortement enracinée au Nigéria et en Afrique de l’Ouest et est bien placée pour développer son potentiel tout en s’engageant à pratiquer une bonne gouvernance d’entreprise. comme en témoigne la citation d’ADM à Londres. « 

Dans le commerce tôt le matin, les actions ADM étaient en hausse de 17,3% à 4,75p.

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Sénégal : Pourquoi le cycle de licences offshore du pays est important

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Sénégal : Pourquoi le cycle de licences offshore du pays est important

La toute première licence offshore attendue depuis longtemps par le Sénégal a finalement été lancée alors que le pays d’Afrique de l’Ouest s’approche de son plan national d’investissement à moyen et long terme dans le secteur des hydrocarbures et s’efforce de transformer les ressources en amont en une source de production d’électricité propre.

Le lancement de la série de licences cette semaine à Dakar, au Sénégal, par la Société nationale des pétroles du Sénégal (PETROSEN), est également une bonne nouvelle pour les générateurs et fournisseurs de données sismiques, car il ouvre de nouvelles opportunités commerciales dans l’offshore offshore lucratif. Région africaine où une augmentation notable de la demande de solutions d’échantillonnage sismique 2D, sismique 3D, multifaisceaux et des fonds marins est apparue.

Selon PETROSEN, le cycle de licences, qui comprend 12 blocs offshore, y compris des blocs ultra-profonds dans le bassin Mauritanie-Sénégal-Gambie-Guinée Bissau-Conakry (MSGBC), qui a récemment enregistré plusieurs découvertes de pétrole et de gaz de haut niveau, sera également commercialisé lors d’événements prévus au Royaume-Uni et aux États-Unis fin février.

Avec la promulgation du nouveau code pétrolier du Sénégal l’année dernière, l’octroi de licences pour ces actifs offshore devrait être plus structuré et transparent, car l’espace d’investissement offshore en Afrique de l’Ouest gagne plus de traction auprès des sociétés pétrolières internationales et également des fournisseurs d’exploration et de production d’hydrocarbures associées. et des solutions souples.

Et maintenant, avec le lancement du cycle de licences offshore du Sénégal, les fournisseurs de données sismiques ont la possibilité de négocier avec PETROSEN et les investisseurs potentiels en amont en mettant à disposition des données détaillées sur les actifs existants peu profonds, profonds et ultra-profonds prêts à être acquis.

Déjà, le fournisseur mondial de données sismiques TGS, qui dispose d’une capacité à fournir une bibliothèque de données géoscientifiques multi-clients aux sociétés d’exploration et de production pétrolières et gazières (E&P) du monde entier, a déclaré qu’il travaillerait avec PETROSEN, en particulier avec la sismique 2D requise, Des solutions d’échantillonnage sismique 3D, multifaisceaux et des fonds marins pour assurer le premier tour de licence offshore du Sénégal est un succès.

En outre, TGS a déclaré mardi qu’il « s’associe à GeoPartners sur une acquisition sismique 3D active pour acquérir des données régionales supplémentaires afin que les parties intéressées puissent acquérir une meilleure compréhension du sous-sol avant la soumission des offres ».

Récemment, TGS a finalisé l’acquisition des données 3D SS-UDO-19 dans le sud du Sénégal et s’est maintenant tournée vers l’enquête autonome SN-UDO-19 dans le nord du Sénégal dans le cadre de ses efforts pour «illuminer les jeux en ultra- en eau profonde, permettant aux explorateurs de s’appuyer sur le succès qu’a connu le bassin avec le champ Sangomar, le complexe GTA et les découvertes de Yakaar. »

TGS s’attend à ce que l’ensemble de données complet soit disponible d’ici la fin de cette année, bien que les données accélérées soient accessibles d’ici le deuxième trimestre de cette année.

Pendant ce temps, le Sénégal devrait utiliser les données uniques de haute qualité disponibles fournies par TGS et d’autres fournisseurs de données sismiques pendant la période d’autorisation, pour inciter les explorateurs potentiels du pétrole et du gaz à acquérir et à interpréter les informations du sous-sol lorsqu’ils décident de soumettre ou non leurs demandes de une part des 12 blocs offshore ouverts.

En outre, le lancement cette semaine du cycle de licences offshore du Sénégal intervient à un moment où le pays élabore des stratégies pour atteindre certains de ses objectifs à court et moyen terme dans le secteur de l’énergie, y compris le début de la production de pétrole et de gaz prévue pour 2022.

Le Sénégal a besoin de plus de production de pétrole et de gaz pour répondre à la demande attendue de l’expansion en cours de la Société Africaine de Raffinage (SAR), qui est la plus grande usine de traitement de brut du pays. L’apport de la raffinerie devrait passer de 1,2 million de tonnes par an à 1,5 million de tonnes par an une fois le programme de modernisation en cours terminé.

En outre, le Sénégal est impatient de découvrir davantage de pétrole et de gaz et de produire ultérieurement, alors que le pays s’oriente vers des sources de production d’électricité entièrement propres telles que le gaz.

« Outre la production de gaz naturel liquéfié (GNL) pour l’exportation, le gaz sera utilisé principalement pour la production d’électricité, mais des options de transformation en engrais et autres produits dérivés sont également envisagées », a déclaré précédemment Mamadou Faye, directeur général de PETROSEN, Mamadou Faye. .

Probablement pour le Sénégal, le moment est venu pour le pays de prendre des décisions qui lui permettraient de se positionner comme l’un des principaux acteurs de la scène énergétique mondiale et, comme l’a dit Faye précédemment, le nouveau cycle de licences offshore et la campagne d’investissement, soutiendront la Le désir de la nation ouest-africaine de capitaliser sur son «solide historique pour attirer de nouveaux opérateurs et de l’exploration».

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L’Afrique attend avec impatience une année 2020 plus productive

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L'Afrique attend avec impatience une année 2020 plus productive

Alors que la nouvelle année démarre cette semaine, certains des producteurs africains de pétrole et de gaz attendent avec impatience des plans d’exploration offshore approuvés accélérés pour contrer la baisse des volumes de production et répondre à la demande croissante, en particulier de gaz naturel nécessaire à la production d’électricité et aux commandes d’importation croissantes, en particulier, d’Asie et d’Europe.

Il est prévu que les principaux producteurs d’hydrocarbures tels que le Gabon, le Nigéria, le Sénégal et l’Angola ouvriraient des offres de licence approuvées plus tôt ou fermeraient ceux ouverts en 2019 et accéléreraient donc le long processus de mise en service à long terme de plusieurs gisements de pétrole et de gaz offshore.

En outre, certains des pays dont la législation est en suspens sur des questions telles que le contenu local, les réglementations environnementales et la promulgation de codes d’hydrocarbures complets devraient progresser vers leur conclusion et probablement essayer de parvenir à un consensus avec les sociétés pétrolières locales et internationales sur la manière être mis en œuvre pour catalyser l’exploration et la production offshore.

D’autres développements offshore sont attendus en Égypte lorsque les résultats du tour de candidature offshore de la mer Rouge qui a été ouvert en mars 2019 et clôturé au dernier trimestre de l’année sont rendus publics.

Bien sûr, le marché offshore égyptien a terminé 2019 sur une note positive lorsque ExxonMobil a annoncé qu’il avait acquis plus de 1,7 million d’acres pour l’exploration, y compris des superficies dans le bloc offshore de 1,2 million de Marakia du Nord, qui est situé à environ huit kilomètres au large de la côte nord de l’Égypte dans le bassin d’Hérodote.

« Les 543 000 acres restants se trouvent dans le bloc nord-est d’El Amriya Offshore dans le delta du Nil », a déclaré la multinationale américaine de l’énergie le 30 décembre.

L’entreprise exploitera les deux blocs et détiendra 100% des intérêts et lancera, à partir de cette année, un programme d’acquisition de données sismiques.

«Ces récompenses renforcent notre portefeuille d’exploration en Méditerranée orientale», a déclaré Mike Cousins, vice-président directeur de l’exploration et des nouvelles entreprises chez ExxonMobil.

«Nous sommes impatients de travailler avec le gouvernement et de déployer notre expertise éprouvée et notre technologie de pointe.»

Une activité plus en amont est attendue en Guinée équatoriale, où sept soumissionnaires d’exploration et de production de pétrole et de gaz ont obtenu des concessions pour neuf blocs en novembre après le cycle de licences 2019 du pays lancé en avril. Le ministère des Mines et des Hydrocarbures dit qu’il prévoit de signer des contrats de partage de production « dès que possible pour entrer dans la prochaine phase de négociation » alors même que le pays compte sur plus d’investisseurs pour exprimer son intérêt pour ses actifs offshore en amont.

Le ministère a annoncé les gagnants des blocs EG-03, 04, 09, 18,19,23,27 et 28 novembre dernier. Les soumissionnaires préférés étaient Lukoil, Noble Energy, Vaalco Energy, Walter Smith, Hawtai Energy, Levene Energy et GEPetrol.

Un programme similaire en amont devrait être achevé cette nouvelle année au Gabon voisin, où le gouvernement a lancé le 12e permis en eau peu profonde et en eau profonde en 2018, dont la fermeture était initialement prévue ce mois-ci (janvier 2020).

En outre, un autre marché pétrolier et gazier ouest-africain, la Sierra Leone, prévoit de clôturer le cycle de licences pour les blocs de pétrole qu’il a commencé en mai 2019 avec les soumissionnaires privilégiés dans le cadre de l’attribution directe qui devraient être annoncés aux côtés de ceux classés parmi les lauréats des appels d’offres ouverts d’ici le milieu de la prochaine mois (février).

Janvier 2020 est également susceptible d’être le mois où le Sénégal ouvre son prochain cycle de licences pétrolières et gazières si tout se déroule comme prévu.

Cependant, on ne sait toujours pas comment 2020 se déroulera pour les plans d’exploration en Somalie, à Madagascar et en Namibie.

En Somalie, le cycle d’appels d’offres en eau profonde qui s’est ouvert en juillet 2019 reste suspendu en raison d’un différend maritime avec le Kenya voisin. Une suspension similaire a également été annoncée à Madagascar pour le cycle de licences 2018, tandis que les choses se sont un peu calmées en Namibie malgré les progrès individuels de certaines compagnies pétrolières internationales.

Malgré les retards et les hoquets constatés dans la finalisation des cycles de licences en Afrique, la région se réjouit de poursuivre sur la lancée des progrès déjà réalisés pour attirer des investissements adéquats dans l’exploitation des réserves prouvées de pétrole et de gaz du continent estimées à 126,5 milliards de barils (bbl) et 487 800 milliards de pieds cubes. (tcf) respectivement.

Actuellement, la production de pétrole et de gaz en Afrique est estimée à 8,1 millions de barils / jour et 7,95 tpi3, ce qui représente respectivement 8,7% et 7,1% de la production mondiale.

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