Le marché mondial des navires flottants de production, de stockage et de déchargement (FPSO) est sur le point de renaître avec 24 récompenses FPSO attendues d’ici 2020, largement tirées par le Brésil, selon le cabinet de conseil et de conseil en énergie norvégien Rystad Energy.

L’Amérique du Sud est en tête avec 12 projets sanctionnés par le FPSO prévus pour la fin de l’année prochaine, suivis par l’Asie avec quatre projets, l’Europe et l’Afrique avec trois projets chacun et deux autres en Australie, a déclaré mardi Rystad Energy.

Le Brésil – qui assiste actuellement à un afflux de sociétés internationales d’industrie et de production – devrait attribuer sept autres prix FPSO en 2020, portant ainsi le total à plus d’un tiers des prix attendus dans le monde en 2019 et 2020.

Les sept projets déjà confirmés cette année représentent collectivement des capacités de production de plus de 700 000 barils de pétrole par jour et environ 60 millions de mètres cubes de gaz par jour.

«La montée en puissance des projets FPSO récemment sanctionnés laisse entrevoir un avenir meilleur pour le marché des FPSO. Les opérateurs offshore retrouvent leurs marques après le ralentissement de 2014, une forte augmentation des flux de trésorerie disponibles ayant entraîné une hausse significative des investissements en eaux profondes », a déclaré Audun Martinsen , responsable de la recherche sur les services pour les champs pétroliers chez Rystad Energy.

Le boom des FPSO en Amérique du Sud est principalement le résultat d’importants investissements dans l’exploration en eau profonde et le développement de champs. Un autre facteur important est l’assouplissement récent de la réglementation du contenu local par le Brésil, qui a attiré de nouveaux acteurs internationaux.

«La plus grande compétitivité du Brésil à l’échelle mondiale est l’un des moteurs de ces énormes récompenses FPSO, ainsi que du redressement de la région après le scandale de la corruption de la chaîne de lavage, de la réduction de la dette de Petrobras, des découvertes importantes dans le secteur du sel et des prix du pétrole plus sains», a déclaré Martinsen.

« Ces facteurs positifs confèrent également une plus grande certitude aux délais de réalisation des projets, et nous ne pensons plus que les développements de Petrobras seront soumis à de longs délais. »

Les FPSO, utilisés traditionnellement par les compagnies pétrolières pour les projets de grande envergure en eaux profondes, sont de plus en plus utilisés pour une vaste gamme de champs situés dans des eaux plus peu profondes. Les projets FPSO sont souvent plus pratiques que les solutions de plates-formes alternatives, principalement en raison des coûts d’installation et des problèmes de démantèlement associés aux plates-formes fixes. La capacité de stockage intégrée des FPSO s’est également révélée particulièrement avantageuse pour les sites offshore éloignés, où l’infrastructure de pipeline n’est pas rentable.

« Avec l’amélioration de la viabilité économique résultant des mesures de normalisation en cours, associées aux investissements croissants en eaux profondes, les FPSO continueront probablement à apparaître comme une option de développement attrayante pour de nombreux domaines aux quatre coins du monde, en eaux profondes et peu profondes », a ajouté Martinsen. ”

Les entreprises de FPSO, Yinson et Modec, sont particulièrement bien placées pour tirer parti de cette reprise lors de la prochaine vague d’attribution de contrats, selon les prévisions de Rystad Energy.

Selon un rapport publié par Africa Oil & Power, la stratégie de développement du secteur des hydrocarbures au Sénégal est un exemple à suivre pour d’autres pays africains.

Africa Energy Series – Senegal 2019, le rapport plus complet jamais publié sur l’industrie énergétique sénégalaise, met l’accent sur la montée en puissance du pays en tant que destination africaine privilégiée en termes d’exploration pétrolière. Avec les premières productions pétrogazières prévues pour 2022, le secteur de l’énergie au Sénégal croît très rapidement et nécessite donc la centralisation d’informations objectives sur l’état du marché.

Ce rapport inclut une introduction par le Président ainsi que des interviews des personnalités clés du secteur tels que Mouhamadou Makhtar Cissé, Ministre du Pétrole et de l’Energie, Ousmane N’diaye, Secrétaire Permanent du COS-Petrogaz, ou encore le directeur général de la compagnie pétrolière nationale PETROSEN, Mamadou Faye. Des interviews de tous les grands opérateurs tels que BP, Total et Kosmos seront aussi présentés dans AES: Senegal 2019.

Guillaume Doane, directeur général d’Africa Oil & Power a déclaré : “La croissance du Sénégal est impressionnante dans le sens où il a émergé comme un acteur crédible du secteur des hydrocarbures tout en construisant un cadre règlementaire et une politique de contenu local très solides. Le rapport Africa Energy Series montre que le Sénégal est une des meilleure destination d’investissement en Afrique, qui respecte un équilibre certain entre les intérêts des investisseurs et ceux de la population sénégalaise”.

Le Sénégal a mis au point une stratégie solide pour récolter les bénéfices de ses découvertes d’hydrocarbures en construisant les bases d’une industrie pétrolière de haut niveau. En 2014, Kosmos Energy a annoncé la découverte de gaz dans le champ Grand Tortue Ahmeyim (GTA) dont les estimations mentionnent des réserves d’environ 15 trillion de pieds cubes (tcf). Une autre découverte majeure fut annoncée au large de Dakar dans le champ SNE.

Les autorités sénégalaises ont depuis enchaîné les initiatives pour montrer qu’il est possible de mettre en place un cadre institutionnel et règlementaire fort afin de remplir un double objectif : attirer des investissements internationaux pour accompagner le développement de l’industrie tout en assurant des bénéfices majeurs au peuple sénégalais, unique propriétaire de ses ressources naturelles.

Serigne Mboup, directeur général de la Société Africaine de Raffinage (SAR), a déclaré lors d’une entretien avec Africa Oil & Power : ” Le contenu local est une composante-clé au cœur de la stratégie pétrogazière du gouvernement, étant donné que la valeur ajoutée de l’industrie pétrolière se trouve dans les services. ”

Le Sénégal a lancé des initiatives majeures telles que la création du Comité d’Orientation Stratégique du Pétrole et du Gaz (COS-Petrogaz) pour insuffler la vision présidentielle du secteur, le lancement de l’Institut National du Pétrole et du Gaz (INPG), la signature d’un accord historique de coopération entre la Mauritanie et le Sénégal pour le développement du projet GTA, le vote d’un nouveau code pétrolier, ainsi que le lancement du premier rapport spécifique au secteur de l’énergie sénégalais.

Aguibou Ba, directeur général de l’INPG, a dit à Africa Oil & Power : ” Suite aux découvertes majeures en 2014 et 2016, il est apparu essentiel au gouvernement et au secteur énergétique de mettre sur pied une main d’œuvre spécialisée de haut niveau afin d’accompagner la croissance de l’industrie pétrolière nationale. ”

Par son attitude proactive dans la prise en main d’enjeux importants tels que la lutte contre la corruption, la transparence ou encore la bonne gestion des ressources naturelles, le Sénégal montre l’exemple pour les futurs pays producteurs à travers le monde.

En plus de la politique pétrolière et gazière, le Sénégal est un pays leader dans le développement des énergies renouvelables. Le rapport inclura donc des interviews avec Pape Demba Bitèye, directeur général de la SENELEC ou encore Philippe Miquel, directeur régional Afrique du Centre et l’Ouest pour l’entreprise d’énergies renouvelables Engie.

Le gouvernement sénégalais invitent toutes les organisations locales ou internationales à se joindre à lui lors de la conférence pour célébrer les avancées du secteur de l’énergie sénégalais. Sous le thème #MakeEnergyWork, la conférence AOP 2019 se déroule au Cap, en Afrique du Sud au CTICC1 du 9 au 11 octobre, et fera la part belle à l’émergence du Sénégal en tant que nation productrice ainsi qu’à sa stratégie de génération d’électricité. Participez à des discussions de haut niveau aux côtés de professionnels de standard international. Plus d’infos et inscriptions sur www.aop2019.com

NIGERIA

Alhaji Mele Kyari, directeur général de la Société nigériane du pétrole (NNPC), lors d’une visite de courtoisie de l’ambassadeur de la République de Turquie au Nigéria, M. Melih Uluren, a révélé l’intérêt de la Turquie d’étendre les relations commerciales du Nigéria au-delà du pétrole brut.

Alhaji Kyari a promis de renforcer les relations commerciales existantes avec Turkish Petroleum, ajoutant: «Nous souhaitons une plus grande coopération entre la NNPC et Turkish Petroleum, de manière à trouver des entreprises dans d’autres domaines, tels que le développement des infrastructures, que les deux pays voudront promouvoir davantage. L’Ambassadeur de Turquie au Nigéria a déclaré que son pays souhaitait renforcer ses liens économiques avec le Nigéria.

Eland Oil & Gas PLC a annoncé avoir réalisé la première production à partir de l’installation de production précoce (EPF) du gisement de pétrole de Gbetiokun. Le gisement de Gbetiokun dispose de réserves prouvées et probables de 82,2 millions de barils d’équivalent pétrole. Il s’agit de la deuxième mise en ligne dans le cadre de la licence OML 40 d’Eland au Nigeria.

Eland a déclaré que le premier pétrole avait été acheminé via EPF le 31 juillet et que, conformément aux attentes, la production brute initiale devrait atteindre 12 000 barils de pétrole par jour (bpj) à partir des puits Gbetiokun-1 et Gbetiokun-3 au cours des sept prochains jours. L’EPF a une capacité nominale de 22 000 b / j, ce qui permet l’ajout de nouveaux puits à forer au cours des 12 à 18 prochains mois.

Actuellement, le pétrole brut produit sera acheminé par des pétroliers de Gbetiokun à un point d’injection situé sur le principal pipeline d’exportation OML 40. Ailleurs dans l’OML 40, Eland développe le champ Opuama qui a produit 6,5 millions de barils en 2018.

La société planifie également des opérations sur le prospect Amobe, une grande structure clairement définie, dotée d’environ 78 millions de barils de ressources et dont les activités devraient débuter en 2019.

CAMEROUN

Lundi 29 juillet, Gaz du Cameroun (GDC), une filiale à 100% de Victoria Oil & Gas (VOG), a signé un protocole non contraignant avec Aksa Enerji Uretim (Aksa Energy) pour fournir jusqu’à 25 millions de pieds cubes standard par an. jour d’essence pour la centrale proposée par ce dernier.

La centrale de 150 MW sera construite à Douala, au Cameroun, près du poste de Bekoko, à proximité du réseau de gazoducs existant de GDC. Plus tôt ce mois-ci, le ministre des Ressources en Eau et de l’Énergie du Cameroun, au nom du gouvernement de la République du Cameroun, a signé un protocole d’accord avec Aksa Energy en vue de développer le projet de centrale électrique.

Ahmet Dik, PDG de VOG, a déclaré: «Notre stratégie de conversion de gaz en électricité a considérablement progressé, comme en témoigne la liste de conditions signée avec Aksa Energy, l’un des plus grands producteurs mondiaux indépendants d’énergie. Dès le début, prévu pour la fin de 2020, les niveaux de production dépasseraient le niveau actuel des ventes de gaz et propulseraient VOG dans une trajectoire de croissance rentable, ce qui a toujours été notre objectif. « 

L’achèvement de la liste de conditions est soumis à l’approbation du gouvernement et à la signature d’un contrat d’achat d’électricité par Aksa Energy avec Eneo Cameroon (ENEO) ou Sonatrel. Certaines des conditions commerciales clés entre Aksa Energy et GDC incluent un prix du gaz de 6,75 USD par million d’unités thermiques britanniques pour une durée de 25 ans, avec une option de prorogation pour cinq années supplémentaires et 70% de prise ou de composante payante.

Avec une base opérationnelle dans la ville portuaire de Douala, Gaz du Cameroun est un producteur et distributeur totalement intégré de gaz à terre.

GLOBAL

Jeudi 1er août, les prix du pétrole ont chuté de près de 7% alors que les États-Unis menaçaient d’imposer un tarif supplémentaire de 10% à la Chine. Le brut brut intermédiaire ouest des États-Unis au Texas était en baisse de 3,92 dollars, à 54,66 dollars le baril, à 13 h 50 (HE) (17h50 GMT), tandis que Brent baissait de 3,64 dollars à 61,41 dollars.

Dans son rapport hebdomadaire, la US Energy Information Administration (EIA) a déclaré que les stocks de pétrole brut avaient diminué de 8,5 millions de barils au cours de la semaine se terminant le 26 juillet, alors que les analystes tablaient sur une baisse de 2,6 millions de barils.

Le récent rebond du secteur pétrolier avait été fortement soutenu par les attentes selon lesquelles la Réserve fédérale prendrait des mesures plus énergiques pour écarter les risques d’un ralentissement économique mondial.

Le ralentissement a fait craindre que la demande de pétrole ne diminue en raison de la faiblesse économique mondiale. Les Etats-Unis ont annoncé qu’ils appliqueraient, le 1er septembre, un petit droit additionnel de 10% sur les 300 milliards de dollars restants de biens et produits en provenance de Chine.

Les contrats à terme sur le pétrole brut avaient dégringolé plus tôt après une réduction de 25 points de base le mercredi 31 juillet par la Réserve fédérale; décevant ainsi les spéculateurs désireux d’une réduction deux fois plus importante de la part de la banque centrale. Le dollar a également bondi, donnant aux investisseurs plus de raisons de se tirer d’affaire après un rallye pétrolier de cinq jours.