NJ Ayuk Lorsque le chancelier allemand Olaf Scholz est arrivé au Sénégal le 22 mai, il a clairement indiqué que son pays considérait l’énergie – et le gaz naturel en particulier – comme un élément important des futures relations entre l’Europe et l’Afrique.
Après une rencontre avec le président sénégalais Macky Sall, M. Scholz a annoncé que son gouvernement était prêt à poursuivre le travail avec l’État ouest-africain et qu’il discutait déjà avec Dakar de projets de développement gazier et de GNL. « C’est une question qui mérite d’être poursuivie de manière intensive », a-t-il déclaré lors d’une conférence de presse conjointe avec Sall.
Le chancelier n’a pas donné de détails, mais il est facile de comprendre pourquoi le gaz du Sénégal a attiré son attention.
D’une manière générale, Scholz s’intéresse au Sénégal parce que l’Union européenne s’intéresse à toutes les possibilités d’obtenir plus de gaz en ce moment.
En effet, les dirigeants européens ont beaucoup réfléchi aux questions liées à l’énergie depuis l’invasion de l’Ukraine par la Russie fin février. La raison de cette préoccupation est évidente : maintenant que Moscou s’est montré prêt à piétiner les frontières internationalement reconnues, Bruxelles s’efforce enfin d’aider l’Union européenne à se libérer de sa dépendance à l’égard du gaz russe. Ses efforts doivent, par la force des choses, passer par la recherche d’autres fournisseurs. Comme l’a noté l’Agence internationale de l’énergie (AIE), la Russie a fourni pas moins de 155 milliards de mètres cubes (mmc) de gaz à l’Union en 2021. Cela équivaut à 45 % de toutes les importations et à 40 % de toute la consommation, et c’est tout simplement trop pour être remplacé ou abandonné en une seule fois. L’UE doit donc trouver d’autres vendeurs – et une combinaison d’entre eux, car aucun autre exportateur de gaz n’est assez important pour remplacer la Russie.
Il se trouve que le Sénégal est l’un des fournisseurs potentiels envisagés pour faire partie de cette nouvelle constellation de fournisseurs de gaz à l’Europe. Il possède suffisamment de gaz pour mériter cette considération, puisque plus de 1,13 trillion de mètres cubes (tcm) de réserves prouvées ont été découvertes dans sa zone offshore entre 2014 et 2017.
Mais dans un sens plus spécifique, Scholz s’intéresse au Sénégal parce qu’il est, avec la Mauritanie, très près de commencer les exportations de gaz vers l’Europe. Le Sénégal n’est pas seulement ouvert aux affaires d’une manière générale. Il est ouvert aux affaires dans un sens réel, en ce sens qu’il a déjà jeté les bases du développement de ses gisements offshore, de la transformation d’une partie de ce qu’il extrait de ces gisements en gaz naturel liquéfié (GNL), puis de l’exportation de ce GNL vers l’Europe. Elle a pris tellement de mesures dans ce sens, en fait, que la production devrait commencer l’année prochaine.
Pas dans cinq ans. Pas dans une décennie. L’année prochaine.
Car c’est à cette date que le Sénégal et la Mauritanie doivent mettre en service le Grand Tortue/Ahmeyim (GTA), un grand champ gazier offshore transfrontalier : 2023. Le troisième trimestre de 2023, pour être plus précis.
Le démarrage de GTA en 2023 et les échéances de l’UE
C’est un excellent timing pour le marché européen de l’énergie, étant donné que Bruxelles parle depuis mars de réduire de deux tiers la quantité de gaz russe que l’UE achète d’ici la fin de l’année.
Comme je l’ai déjà noté, le Sénégal et la Mauritanie ne combleront pas à eux seuls le vide laissé par la Russie. Le bloc GTA est certes important, avec des réserves d’environ 425 milliards de m3. C’est assez pour permettre la production d’environ 2,5 millions de tonnes de GNL par an dans la première phase, et peut-être plus tard de 5 millions de tonnes par an si BP, l’opérateur du bloc, et son partenaire américain Kosmos Energy décident de doubler la capacité de leur infrastructure flottante de GNL (FLNG).
Cela peut sembler peu, comparé aux énormes volumes de gaz envoyés par la Russie. Après exportation vers l’Europe et regazéification, les 2,5 millions de tonnes de GNL que le Sénégal et la Mauritanie peuvent fournir à partir de la première phase de la GTA équivaudraient à environ 3,69 milliards de m3 de gaz naturel, tandis que la production de 5 millions de tonnes de la deuxième phase représenterait environ 7,37 milliards de m3. Cela ne représente que 2,4 % et 4,8 %, respectivement, des livraisons russes à l’UE en 2021.
Mais ces volumes ouest-africains arriveront en Europe en plus des volumes supplémentaires que les États membres de l’UE ont obtenus auprès des fournisseurs existants. (Rappelez-vous, par exemple, que l’Italie a été occupée à prendre des dispositions pour acheter davantage de gaz auprès d’autres fournisseurs tels que l’Égypte, l’Algérie et l’Azerbaïdjan). Ils ne seront donc pas une simple goutte d’eau dans un seau qui se vide par manque d’alternative. Ils feront partie d’un nouveau système plus large et plus diversifié pour remplir le seau – et en tant que tels, ils feront la différence.
Une simple question de timing ?
Mais s’agit-il uniquement d’une question de timing heureux ? Le Sénégal et la Mauritanie ont-ils simplement la chance d’être au bon endroit au bon moment ? Vont-ils bénéficier d’un avantage simplement parce qu’il se trouve qu’ils ont commencé leur production du bon côté des délais que l’UE s’est imposés ?
D’un côté, non, bien sûr que non. En réalité, BP et Kosmos auraient probablement préféré commencer la production plus tôt, mais ils ont dû revoir leur calendrier de travail de la première phase en 2020 en raison des retards dus à la pandémie de COVID-19. S’ils avaient pu mettre GTA en ligne plus tôt, ils seraient peut-être déjà en mesure d’exporter du GNL en Europe, où la demande et les prix sont élevés.
D’autre part, ce n’est pas une simple question de chance. Les gouvernements du Sénégal et de la Mauritanie ont travaillé dur pour faire en sorte que le projet GTA puisse aboutir. Le Sénégal, comme le décrit la Chambre africaine de l’énergie dans son rapport « Petroleum Laws – Benchmarking Report for Senegal and Mauritania », qui sera bientôt publié, a mis un point d’honneur à actualiser son code pétrolier de 1998, afin de tenir compte de la découverte de GTA et d’autres grands gisements offshores. L’essentiel de ce processus s’est déroulé entre 2012 et 2019, même si le régime juridique régissant le contenu local a fait l’objet de quelques mises à jour en 2021. La Mauritanie, quant à elle, s’est fixé pour objectif de rester aussi ouverte que possible aux investissements étrangers et de coopérer étroitement avec les institutions financières internationales (IFI) telles que la Banque mondiale et le Fonds monétaire international (FMI). Le pays est engagé dans un processus de réforme continu et est prêt à collaborer avec le reste du monde pour tirer le meilleur parti de ses ressources énergétiques.
Ces efforts sont sur le point de porter leurs fruits. La Mauritanie et le Sénégal ont jeté les bases nécessaires à BP, Kosmos et leurs sous-traitants pour établir un complexe de production offshore, avec des puits de développement reliés à un navire flottant de production, de stockage et de déchargement (FPSO), ainsi qu’au navire FLNG et aux structures qui le soutiendront. Ce complexe est déjà achevé à plus de 75 %, et d’ici l’année prochaine, il sera presque prêt à commencer à fonctionner.
Et à la même époque l’année prochaine, j’imagine que l’UE ne sera que trop heureuse, après avoir enduré un autre hiver de questions sur le rôle que la Russie peut et doit jouer dans son bouquet énergétique, d’anticiper l’arrivée de la première cargaison de GNL en provenance du Sénégal et de la Mauritanie.
