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Tunisie : Temps d’attente dans le secteur… (ANALYSE)

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Tunisie : Temps d'attente dans le secteur... (ANALYSE)

La Tunisie a récemment élu un nouveau président, démontrant la force de ses institutions démocratiques. L’industrie des hydrocarbures du pays continue à lutter, cependant.

Le président tunisien Kais Saied a été assermenté la semaine dernière après son élection surprise. Le président, un ancien universitaire, était en grande partie inconnu avant sa course et est considéré comme indompté par la politique du pays.

«La Tunisie est sur la bonne voie sur le plan démocratique et elle se démarque de ses pays voisins», a déclaré Carole Nakhle de Crystol Energy à Energy Voice. Le pays a apporté « en transparence après des années d’opacité » pendant la dictature de Zine al-Abidine Ben Ali, qui avait été destitué lors de la révolution de 2011.

Au deuxième tour de l’élection présidentielle, Saied s’est présenté contre Nabil Karoui, un homme d’affaires. Pendant la période électorale, Karoui était en prison pour blanchiment d’argent et fraude fiscale. Saied a mis fin à sa campagne alors que son adversaire était en prison afin de ne pas obtenir un avantage injuste.

Alors que le nouveau président est arrivé au pouvoir avec une vague de soutien de la part des jeunes donateurs, ses projets politiques restent flous.

« Ce que le nouveau président tunisien représente, n’est pas encore clair », a déclaré Hamish Kinnear, analyste senior chez Verisk Maplecroft, à Energy Voice. «Il est conservateur, dans le sens où il croit à des institutions fortes et à un conservateur social» et croit en «un renforcement du pouvoir démocratique des municipalités et un renforcement des organes de lutte contre la corruption», objectifs clés de la révolution de 2011. « Au moins une partie de l’appel de Saied réside dans ce manque de certitude quant à ce qu’il veut – il est une ardoise vierge sur laquelle les gens peuvent exprimer leurs espoirs et leurs attentes. »

Discussions difficiles

La Tunisie dispose de réserves modestes et a eu du mal ces dernières années à attirer des investissements en amont. Pour compenser cela, il doit revoir son cadre juridique. «La géologie est difficile et le risque politique est accru. Il est peu probable que l’investissement vienne sans des conditions plus clémentes pour compenser les difficultés », a déclaré Nakhle.

Malgré les difficultés, certaines activités sont en cours en Tunisie. Mazarine Energy et ETAP ont annoncé une découverte de pétrole dans le centre de la Tunisie. Le Sidi Marzoug-1 s’écoulerait à plus de 2 000 barils de pétrole par jour, à la suite de deux découvertes effectuées sur le permis en 2015.

En particulier, les accords contractuels et la part détenue par Entreprise tunisienne d’activités pétrolières (ETAP) ont été mentionnés par Nakhle, qui vient de terminer une révision du régime fiscal du pays, qui constitue le principal problème des investisseurs en Tunisie. «Des conditions éparses et incohérentes nécessitent beaucoup de travail pour rendre les entreprises attrayantes, mais ces réformes faciliteront également l’administration pour le gouvernement.»

Il existe un sentiment général selon lequel les lois sur le secteur doivent être modifiées, mais il existe des différences d’opinions. Kinnear a noté que les changements seraient susceptibles d’attirer des investissements, mais que les progrès ne se produiraient que lorsqu’un nouveau gouvernement serait formé. Aucun parti n’ayant une majorité absolue, une politique délicate sera nécessaire pour former une coalition, le parti Ennahda détenant le plus grand nombre de sièges.

« L’Union générale tunisienne du travail (UGTT) s’opposera probablement à des modifications offrant aux sociétés étrangères un accès plus facile aux réserves nationales de pétrole et de gaz ou leur procurant des avantages fiscaux », a poursuivi M. Kinnear.

Il y a également des divisions au sein du Parlement sur le fait de donner trop ou pas assez aux entreprises.

D’un point de vue externe, il est clair que la Tunisie manque d’investissements potentiels à un moment où d’autres pays prennent des mesures pour devenir plus attractifs.

Les divisions entre les politiciens reflètent les préoccupations plus larges de la population. La transparence est inscrite dans la constitution tunisienne mais cela ne suffit pas. «Il est cependant nécessaire d’éduquer au-delà de la transparence, il ne suffit pas de pouvoir lire les contrats, il faut que les gens les comprennent», a déclaré le responsable de Crystol.

Le sentiment que les sociétés du secteur des hydrocarbures ont profité de la Tunisie a alimenté le mécontentement populaire, en particulier dans le sud économiquement défavorisé du pays. Le mouvement Kamour a éclaté en 2017, interrompant l’essentiel de la production de pétrole et de gaz du pays. Les manifestations ont brièvement repris plus tôt cette année.

Afin de s’attaquer au problème en 2017, le gouvernement a conclu un accord avec les manifestants, promettant davantage d’emplois et d’investissements, tandis que des soldats ont également été invités à défendre les infrastructures. L’épidémie de cette année a été provoquée par des plaintes selon lesquelles le gouvernement n’avait pas respecté ses engagements, a déclaré Kinnear. « Le problème est résolu à court terme, mais à long terme, il y a toujours les moteurs du mécontentement, du chômage de masse et du manque d’opportunités. »

Le projet gazier Nawara d’OMV a commencé à produire en août à partir d’un champ situé dans le sud du pays. Suite à une découverte en 2006, les travaux de développement ont commencé en 2008. Le projet comprend une installation de traitement central (CPF) de 2,7 millions de mètres cubes par jour et un pipeline de 370 km, menant à Gabès, où se trouve une usine de traitement du gaz. Selon la société autrichienne, Nawara représentera environ 11% de la consommation de gaz de la Tunisie au cours de sa vie.

Nawara devait commencer à produire en 2016, mais des retards, notamment des troubles sociaux dans le sud de la Tunisie, ont repoussé cette tendance. Le coût total du projet est d’environ 1,1 milliard de dollars. L’achèvement du développement témoigne d’une réussite importante pour la Tunisie. Bien qu’il existe un potentiel d’expansion supplémentaire et de nouvelles découvertes, les investisseurs resteront assis en attendant qu’une certitude réglementaire se dégage avant de s’engager.

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Les états pétroliers d’Afrique cherchent à attirer les investisseurs (ANALYSE)

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Les états pétroliers d'Afrique cherchent à attirer les investisseurs (ANALYSE)

La baisse des prix et la concurrence croissante pour les investissements poussent de nombreux États africains à rendre plus facile et moins onéreuse pour les entreprises étrangères de maintenir leur production de pétrole et de gaz.

Du Ghana au Gabon, les gouvernements ajustent leurs conditions pour attirer les investisseurs difficiles qui sont également de plus en plus préoccupés par la demande à long terme de combustibles fossiles alors que les énergies renouvelables gagnent du terrain.

Cette évolution fait suite à la baisse de la production de pétrole en Angola et au Cameroun et à des appels d’offre décevants au Ghana. C’est aussi une reconnaissance du fait que l’ère des 100 dollars par baril de pétrole est terminée.

« En raison de la concurrence accrue pour les investissements en Afrique, nous modifions notre stratégie », a déclaré Mohammed Amin Adam, vice-ministre ghanéen du Pétrole, lors de la Semaine africaine du pétrole à Cape Town.

Adam du Ghana n’a pas été le seul à annoncer son intention de réviser les lois sur les licences de produits pétroliers afin de stimuler la production.

Les ministres angolais, camerounais et camerounais ont également insisté sur les modifications à apporter aux conditions légales et fiscales pour accroître leur propre production.

« Nous sommes conscients que les compagnies pétrolières doivent dépenser beaucoup d’argent. C’est pourquoi nous sommes prudents dans la façon dont nous concevons nos conditions d’utilisation », a déclaré le ministre du Pétrole du Gabon, Noel Mboumba, lors de l’événement.

Alors que les énergies renouvelables et les efforts visant à réduire la consommation de combustibles fossiles gagnent du terrain, on craint de plus en plus que le monde n’ait pas besoin de tout le pétrole de l’Afrique.

« Nous ne savons pas de quel nouvel approvisionnement nous aurons besoin. Alors, évidemment, tout le monde devra être compétitif pour cela », a déclaré Andrew Latham, vice-président de l’exploration mondiale chez Wood Mackenzie.

Nouvelle approche

Le Ghana envisage de donner aux entreprises plus de marge de manœuvre quant à l’endroit et au moment où elles peuvent effectuer des forages, tandis que l’Angola révise les lois sur le contenu local et privatise les actifs pétroliers.

Le Sénat camerounais a approuvé en avril une réforme visant à remplacer le code pétrolier de 1999, assouplissant les conditions fiscales applicables au développement du pétrole et des condensats et permettant aux entreprises de récupérer les « dépenses d’exploration » des contrats de partage de la production.

Le Gabon a révisé ses conditions fiscales afin de réduire les prises gouvernementales pour les concessions en eaux peu profondes et profondes et a relevé les limites de recouvrement des coûts pour les entreprises.

Mais tous les producteurs africains n’adoucissent pas cet accord.

Le Nigeria, principal producteur du continent, a augmenté la semaine dernière le montant que les sociétés pétrolières versent au gouvernement pour sa production offshore, tandis que la révision de ses conditions pétrolières et gazières traînait depuis plus de dix ans.

Le président du Sénat, Ahmad Lawan, a déclaré que les révisions généreraient des revenus tout en permettant aux entreprises de gagner de l’argent – et le gouvernement a promis d’adopter le projet de loi plus général l’année prochaine.

Les entreprises et les analystes ont déclaré que des réformes étaient nécessaires.

« Le continent doit rivaliser pour attirer des capitaux avec d’autres régions », a déclaré Mike Sangster, directeur du Nigeria pour le groupe pétrolier français Total. « Il est important que les régulateurs comprennent cela. »

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Le régime de démantèlement en Afrique de l’Ouest reste à tester (ANALYSE)

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Le régime de démantèlement en Afrique de l'Ouest reste à tester (ANALYSE)

Le Nigéria et l’Angola sont en train de faire face aux exigences réglementaires et légales du déclassement, avec la possibilité de transférer des connaissances depuis des régions plus matures.

Le sujet n’a pratiquement pas été testé en Afrique de l’Ouest, et aucun projet majeur de déclassement n’a été réalisé. Mais le moment vient, avec les grands projets d’infrastructure arrivant à la fin de leur vie.

Dans le cadre de son récent programme de révision de la législation sur les hydrocarbures, l’Angola a adopté une loi sur le déclassement en avril 2018. Le décret présidentiel 91/18 couvrait les puits et les installations de déclassement, obligeant les exploitants à fournir des plans au ministère des Ressources minérales et du Pétrole.

Adam Blythe, associé de Bracewell, a déclaré: «Dans le cadre des réformes récentes de son régime pétrolier, l’Angola a promulgué une loi spécifique sur le déclassement en 2018, ce qui est une première pour la région».

Les exploitants sont tenus de mettre à jour les plans de déclassement tous les trois ans et d’indiquer quand les fonds de déclassement doivent être fournis.

Blythe a ajouté : «Il y a eu des disputes dans le passé sur la manière dont les fonds pour le déclassement devraient être conservés – ceux-ci peuvent s’élever à des centaines de millions de dollars – qui ont maintenant été résolus et exigent que les fonds soient détenus par Sonangol dans des comptes séquestres dédiés transparence. Cela semble être un bon début pour l’Angola, mais le régime n’a pas encore été testé. ”

Les lois nigérianes prévoient le déclassement mais les détails ne sont pas définis de manière définitive, a déclaré Dayo Okusami, partenaire chez les Templiers du Nigeria, bien que les contrats prévoient généralement des dispositions.

«Des règlements ont été établis pour le déclassement et l’abandon. Est-ce que c’est pare-balles? Non, car, à mon avis, le besoin n’a pas encore été atteint », a-t-il déclaré.

«Lorsque des actifs doivent être mis hors service, il faudra se concentrer davantage sur l’analyse et la législation, et les déficits pourraient être résolus par le biais de réglementations.»

Les régulateurs

Les régulateurs au Nigeria et en Angola sont confrontés à un défi particulier. Le gouvernement du Nigéria s’est fermement engagé à appuyer l’adoption du projet de loi sur l’industrie pétrolière, qui avait été longtemps retardé, en promettant de le légiférer d’ici à la fin de 2020.

Le contenu de cette version du projet de loi n’est pas clairement défini, mais le gouvernement avait précédemment défini des plans pour remplacer l’organisme de réglementation actuel, le Department of Petroleum Resources (DPR), par deux organismes, l’un en amont et l’autre en en aval.

Un nouveau régulateur – ou régulateurs – serait toujours confronté à des défis pour définir sa position et ses forces. En tant que tel, toute tentative d’extraire des décisions du RDP révisé serait lente, l’incarnation actuelle de l’agence n’étant pas connue pour sa prise de décision rapide.

L’Angola a renoncé aux fonctions de réglementation de sa société pétrolière publique Sonangol, sous le contrôle officiel de l’Agencia Nacional de Petroleo, Gas e Biocombustiveis, en juin.

Bien que l’organisme ait pris des mesures positives, notamment en lançant une série de licences, sa capacité à superviser de nouvelles opérations telles que le déclassement n’a pas été testée.

Certains spectateurs ont prévenu que la Sonangol n’abandonnerait pas ses pouvoirs sans se battre et que son expansion dans une nouvelle zone pourrait constituer un point de conflit.

Transfert

Les grands projets en Afrique de l’Ouest ont tendance à être dominés par des majors étrangères, qui risquent de vendre des actifs à la baisse une fois atteint un certain niveau de maturité, comme en témoignent les ventes à terre de Shell au Nigéria.

Blythe a déclaré : « Cela pourrait créer des problèmes: les CIO ont l’expérience et les ressources nécessaires pour mener à bien ces projets, qui manquent actuellement aux entreprises nigérianes ».

En mer du Nord, les ventes deviennent de plus en plus sophistiquées en termes de partage ou de transfert des passifs liés au démantèlement. Cela n’a pas encore eu lieu en Afrique de l’Ouest et a été «largement négligé» en ce qui concerne les activités de fusion et d’acquisition, «l’approche standard étant que le nouvel acheteur assume toutes les responsabilités. Mais cela pourrait commencer à changer », a déclaré Blythe.

Il existe des possibilités de transfert de connaissances et d’expertise de zones matures, telles que la mer du Nord ou le golfe du Mexique, vers l’Afrique de l’Ouest.

Les entreprises de services doivent garder à l’esprit que de tels travaux seront soumis à des exigences en matière de contenu local, a déclaré Okusami. «Les activités de déclassement sont des services fournis. Lorsque les CIO octroient des contrats, ils sont couverts par les besoins en contenu local. Il y aura un impact sur la façon dont les services sont accordés. « 

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Un des futurs grands eldorados africains du gaz, La Mauritanie…

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Un des futurs grands eldorados africains du gaz, La Mauritanie...

Dans le secteur des hydrocarbures en Afrique, on les appelle les nations émergentes. Depuis quelques années, les découvertes de gaz qui se multiplient sur leurs territoires, les préparent à un destin de grands exportateurs. Il s’agit notamment du Sénégal, de la Mauritanie et du Mozambique. Le point sur le cas mauritanien, pays situé dans le bassin MSGBC (Mauritanie, Sénégal, Gambie, Bissau, Guinée Conakry) dont les dernières découvertes de gaz naturel sont classées dans la catégorie « classe mondiale », ce qui lui confère la possibilité de devenir un acteur majeur de l’approvisionnement mondial, d’ici les 4-5 prochaines années. La croissance tirée de l’exploitation de ces gisements devrait, à terme, améliorer l’environnement économique et financier national.

Déjà producteur de pétrole

Contrairement au Sénégal (évoqué dans le cas du Sénégal), la Mauritanie est, depuis le deuxième semestre de 2005, un pays producteur de pétrole. Un producteur marginal cependant, car on estime la production journalière du pays dans la fourchette de 4000 à 8000 barils. Ce volume est uniquement extrait du champ Chinguetti, situé à 65 km au large de Nouakchott.

Un producteur marginal cependant, car on estime la production journalière du pays dans la fourchette de 4000 à 8000 barils. Ce volume est uniquement extrait du champ Chinguetti, situé à 65 km au large de Nouakchott.

La production y entame une phase de déclin depuis 2006. Au lancement des activités, les partenaires s’attendaient à une production à plein régime de 75 000 barils sur une base journalière. D’après un document du ministère en charge des hydrocarbures, daté de septembre 2016, « la production sur cette concession enregistre de nombreuses fluctuations et n’est presque jamais stable ». Le dernier trimestre de 2016 marque le début de la chute prononcée de la production sur place. La production y était en moyenne de 4813 barils par jour contre 4941 au trimestre précédent. Ce sont d’ailleurs les plus mauvaises performances du site depuis son entrée en production.

Cela pose de véritables problèmes pour les recettes publiques qui ne perçoivent quasiment jamais les revenus pétroliers escomptés. Cette situation, conjuguée à la baisse des prix du pétrole sur les marchés, va également fragiliser les exploitants du périmètre qui affirment que le champ n’est plus rentable. Au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2016, Sterling Energy, un partenaire de la Société publique du pétrole (SMHPM), y a enregistré une perte de 2 millions de dollars et une autre de 0,97 million de dollars au 30 septembre 2017. Ses responsables qui ont commencé à envisager un retrait du champ ont indiqué que la valeur future des coûts de démantèlement s’élève à 31,4 millions de dollars et qu’ils s’engageront à verser cette somme au gouvernement.

1frontière

Devenir, avec le voisin sénégalais, le Qatar africain.

 

La firme britannique n’a pas d’intérêt direct dans Chinguetti, mais elle finance la société publique qui contrôle 12% de parts dans le périmètre. Les deux parties se partagent donc les revenus et les coûts liés à cette participation. En janvier 2018, elle a rompu son accord de financement avec la SMHPM, en raison des mauvaises performances du champ. En janvier 2019, la société britannique de services pétroliers Expro a remporté un contrat pour fournir un système d’élévateur d’intervention (IRS) pour le bouchage et l’abandon de Chinguetti.

Le déclin de la production sur le site a provoqué la colère des autorités, car l’arrivée à maturité du site était initialement prévue pour plus tard, dans les années 2020. Mais la campagne de recherches qui se déroule dans l’offshore redonne le sourire aux autorités.

Le déclin de la production sur le site a provoqué la colère des autorités, car l’arrivée à maturité du site était initialement prévue pour plus tard, dans les années 2020. Mais la campagne de recherches qui se déroule dans l’offshore redonne le sourire aux autorités qui ont désormais le regard tourné vers l’avenir.

Avec ses réserves de gaz qui dépassent alors les 25 Tcf, le pays est pressenti pour devenir, avec le voisin sénégalais, l’autre Qatar africain du domaine.

De vastes gisements de gaz

Comme au Sénégal voisin, les découvertes de gaz ont permis de signaler un potentiel de ressources récupérables supérieures à 25 Tcf. A partir de 2015, Kosmos Energy et ses partenaires vont commencer à mettre la main sur des ressources clés dans les eaux mauritaniennes.

Tortue-1 en sera la première. Elle a été révélée par Kosmos sur le bloc offshore C-8 au large de la Mauritanie, qui fait partie du complexe Grand Tortue. Il est logé à une profondeur d’eau de 2 700 mètres, à 285 km au sud-ouest de Nouakchott.

2SMHPM

Tortue est la plus grande découverte de gaz au large de l’Afrique de l’Ouest.

 

Tortue-1 a été foré jusqu’à une profondeur de 4630 mètres. Le puits Tortue-1 aussi appelé Ahmeyim-1 a rencontré un système net d’hydrocarbures long de 107 mètres. L’entreprise a aussi précisé qu’il a été découvert une « zone composée de trois réservoirs d’excellentes qualités de 88 m d’épaisseur dans un intervalle d’hydrocarbures de 160 m, entrecoupé dans le Cénomanien inférieur et d’une quatrième zone épaisse de 19 m dans un intervalle d’hydrocarbures de 150 m, dans un objectif secondaire du Cénomanien supérieur ». Cela fait d’office de Tortue, la plus grande découverte de gaz au large de l’Afrique de l’Ouest.

Kosmos Energy détient 60% sur les zones de contrat de partage de production des blocs contigus C-8, C-12 et C-13.

Cela fait d’office de Tortue, la plus grande découverte de gaz au large de l’Afrique de l’Ouest.

Le deuxième périmètre de classe mondiale du pays est Marsouin-1. Il représente la deuxième plus importante découverte de gaz de Kosmos Energy dans le pays. Il a été opéré sur le bloc C-8 qui est situé à 60 km au nord de Tortue-1 et les résultats préliminaires ont affiché une rémunération nette de gaz de 70 mètres dans des intervalles du cénomanien supérieur et inférieur renfermant des « sables pétrolifères d’excellente qualité », explique un communiqué de la direction.

3Forage Orca 1

Les découvertes de gaz réalisées dans la large structure géologique Grand Tortue sont estimées, à ce jour, à plus de 50 Tcf de gaz.

Le puits Ahmeyim-2, situé à environ 5 km au nord-ouest des côtes de Nouakchott, et 200 mètres en aval-pendage du puits Tortue-1, dans le complexe Grand Tortue est la troisième plus importante découverte du pays. Le puits a été foré à une profondeur de 5 200 mètres et a rencontré 78 mètres nets de gaz dans deux réservoirs dans le Cénomanien inférieur et dans l’Albien sous-jacent. C’est 46 mètres dans le Cénomanien inférieur et 32 mètres de l’Albien.

Il démontre aussi la communication de la pression statique entre Tortue-1 et Guembeul-1, découverte sur le même trend du côté sénégalais.

Enfin, le lundi 28 octobre 2019, un nouveau programme de forages de Kosmos et de son partenaire BP, a permis de découvrir un immense gisement de gaz dans la région de BirAllah en eaux profondes mauritaniennes. Il s’agit du puits Orca-1, qui selon les analystes « joue hors compétition » avec une première estimation moyenne de 13 tcf. C’est d’ailleurs la plus grosse découverte de gaz naturel en eaux profondes de l’année. Elle vient doper les estimations de ressources récupérables du projet Grand Tortue Ahmeyim. Kosmos et BP signent ainsi un taux de réussite de 100% sur neuf puits forés dans la région. Pour rappel, Orca-1 qui est situé à environ 125 km au large, a été foré jusqu’à environ 5266 mètres de profondeur, dans des profondeurs d’eau d’environ 2 510 mètres. « Le puits Orca-1 conclut une très bonne année d’exploration et d’évaluation en Mauritanie et au Sénégal. Orca-1, que nous considérons comme la plus grande découverte d’hydrocarbures en eau profonde au monde jusqu’à présent cette année, démontre une fois de plus la qualité du bassin gazier mauritanien à l’échelle mondiale », a commenté Andrew Inglis, le patron de Kosmos.

Les découvertes de gaz réalisées dans la large structure géologique Grand Tortue sont estimées, à ce jour, à plus de 50 Tcf de gaz. Mais les géologues de Kosmos Energy laissent entendre que les réserves pourraient contenir jusqu’à 100 Tcf de gaz. C’est près de trois fois supérieur aux réserves du Zohr (32 Tcf), le plus grand gisement de gaz jamais découvert en Méditerranée et qui a propulsé depuis 2016, la production égyptienne de gaz naturel.

Mais les géologues de Kosmos Energy laissent entendre que les réserves pourraient contenir jusqu’à 100 Tcf de gaz. C’est près de trois fois supérieur aux réserves du Zohr (32 Tcf), le plus grand gisement de gaz jamais découvert en Méditerranée et qui a propulsé depuis 2016, la production égyptienne de gaz naturel.

Ils estiment aussi que le périmètre contient de vastes gisements d’or noir susceptibles de satisfaire la demande régionale et de faire du Sénégal et de la Mauritanie de grands exportateurs nets de pétrole.

Sénégal – Mauritanie : un destin gazier commun

Etant donné que le Sénégal et la Mauritanie enregistrent à leurs frontières maritimes d’importantes découvertes de gaz naturel, ils ont décidé, en avril 2016, de développer ensemble les ressources gazières du complexe Grand Tortue, situé à cheval sur leur frontière maritime. Un protocole d’accord de coopération a été signé dans ce sens entre l’américain Kosmos Energy et les deux compagnies d’Etat en charge des hydrocarbures, Petrosen du Sénégal et SMHPM de la Mauritanie. Les bénéfices seront partagés de façon équitable entre les deux parties.

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Ils ont décidé, en avril 2016, de développer ensemble les ressources gazières du complexe Grand Tortue.

 

Selon des analystes, « les réserves en présence sont suffisantes pour transformer et la Mauritanie et le Sénégal en exportateurs nets de gaz naturel, tout en assouvissant les besoins électriques et gaziers des deux pays ».

«Les réserves en présence sont suffisantes pour transformer et la Mauritanie et le Sénégal en exportateurs nets de gaz naturel, tout en assouvissant les besoins électriques et gaziers des deux pays».

D’ailleurs, Kosmos a expliqué que le gaz extrait permettra de produire du gaz naturel liquéfié (GNL) pour les marchés émergents, dont principalement ceux de l’Asie. Si le projet devrait démarrer entre 2022 et 2023, avec une installation initiale de liquéfaction dont la capacité sera de 2,5 Mtpa, plusieurs autres unités de liquéfaction verront le jour dans les années qui suivront. Ensemble, elles porteront la capacité de liquéfaction dans les eaux sénégalo-mauritaniennes à 10 Mtpa. A noter que la première unité de liquéfaction sera située à environ 8 km des côtes de Saint Louis.

BP et Kosmos, qui pilotent le projet, comptent en effet adopter une approche par étapes et à petite échelle pour assurer le développement de ces ressources. « C’est la façon la plus rapide et la plus compétitive pour les deux pays de commencer les exportations de GNL et livraisons de gaz au marché domestique », explique Kosmos.

Par ailleurs, Kosmos a effectué une analyse qui suggère que, sur une période de 30 ans, cette première phase contribuera pour 30 milliards de dollars au PIB de ces deux pays. En Mauritanie, le gouvernement estime que cela devrait faciliter les investissements dans les infrastructures, les écoles ou encore les hôpitaux, avec la création de 5000 nouveaux emplois directs et indirects.

Kosmos a effectué une analyse qui suggère que, sur une période de 30 ans, cette première phase contribuera pour 30 milliards de dollars au PIB de ces deux pays.

Avec les autres phases de développement de la ressource, ces avantages devraient se multiplier. Fin mars 2017, la compagnie a entamé la deuxième phase de son programme de forages dans les eaux des deux pays. Kosmos Energy a dit espérer atteindre, au terme de cette seconde phase, un minimum de 50 Tcf de gaz naturel. Il s’agira pour les exploitants du complexe Grand Tortue de produire en eaux très profondes, environ 2700 m, et déplacer ce gaz le long de plus de 100 km de flowlines jusqu’à une installation modulaire de production de GNL.

Dans un rapport datant de 2017, Ecobank a recommandé aux deux pays de faire des efforts pour doter l’ensemble de la chaîne de valeur énergétique des installations nécessaires à chaque partie du développement. L’institution met ainsi en exergue la construction d’une nouvelle raffinerie de pétrole pour mieux rentabiliser l’exploitation de l’or noir, extrait sur place.

La Mauritanie est prête

Comme le Sénégal, le gaz mauritanien pourra permettre à l’Etat de gagner de l’argent grâce à trois canaux : via la société publique des hydrocarbures, via sa part dans la production et via les impôts.

En 2006, au démarrage de sa production pétrolière, le pays s’est doté d’un fonds souverain dénommé le Fonds national des revenus des hydrocarbures (FNRH) qui a une valeur de 300 millions de dollars.

5marché nouakchott

Des revenus qui devraient améliorer sensiblement des conditions de vie des Mauritaniens

 

La création de ce fonds survient après que le pays ait adhéré en 2005 à l’Initiative pour la transparence dans les industries extractives (ITIE). L’Initiative exige du gouvernement de rendre publics tous les paiements reçus des entreprises qui investissent dans le secteur pétro-gazier.

 « Cela réduit considérablement les possibilités de corruption à grande échelle […] Les entreprises étrangères sont tenues de déclarer tous les versements effectués au profit de l’Etat et font l’objet d’audits publics par des cabinets internationaux », explique l’économiste mauritanien Isselmou Ould Mohamed.

Selon Nouakchott, les revenus de l’exploitation du gaz seront placés dans le fonds souverain et investis pour le bénéfice des générations futures. Celles-ci bénéficieront ainsi d’un meilleur système d’éducation, de santé, des infrastructures adéquates, d’un environnement économique meilleur, etc.

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