Économie

Sénégal – Mauritanie : des stratégies électriques jumelles ?

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Mis à jour le 26 avril 2021 à 11:50

La future unité flottante Grand Tortue Ahmeyim, située sur la frontière maritime entre Sénégal et Mauritanie. © BP

Les deux pays, qui bénéficient à la fois de gigantesques réserves gazières – dont l’exploitation est attendue en 2023 – et d’un potentiel solaire et éolien manifeste, élaborent un plan de route énergétique similaire qui doit leur permettre d’accélérer l’électrification et d’en baisser le coût.

Avril 2015 : la junior texane Kosmos Energy annonce la découverte d’un gigantesque réservoir de gaz baptisé Grand Tortue Ahmeyim (GTA) à 125 km au large des côtes sénégalaises et mauritaniennes. Pile sur la frontière maritime entre les deux pays, ce qui oblige ceux-ci à partager avec les exploitants BP et Kosmos les 425 milliards de mètres cubes de gaz et le pactole de leurs ventes estimé à une centaine de milliards de dollars sur plus de vingt ans.

Les explorations suivantes font apparaître de nouveaux puits. Dans les eaux mauritaniennes, c’est le bloc de Bir Allah qui laisse espérer 50 % de gaz supplémentaire. Dans les eaux sénégalaises, le bassin gazier de Yakaar-Téranga s’avère lui aussi de taille mondiale. Cerise sur le gâteau, l’importance du champ mi-pétrolier mi-gazier de Sangomar est mise en évidence, cette fois, par les australiens Woodside et FAR.

Les retombées de l’exploitation de ces gisements provoqueront des révolutions dans les budgets, dans les économies et dans le développement des deux pays. Il leur faut se préparer – à partir de 2023 en principe – à l’arrivée de recettes budgétaires accrues, d’une électricité plus abondante et moins chère, d’une énergie plus propre et de nouvelles possibilités d’activités manufacturières. En ce moment même, les deux gouvernements finalisent leur stratégie énergétique respective pour tirer le meilleur de cette manne annoncée.

L’électricité pour tous

Le Sénégal semble bien avancé dans sa réflexion. « Notre pays va bientôt rentrer dans le cercle restreint des pays producteurs d’hydrocarbures », a annoncé Mamadou Fall Kane, secrétaire permanent adjoint du Comité d’orientation stratégique du pétrole et du gaz (COS-Pétrogaz), lors d’un webinar organisé le 7 avril par Business France. « Une partie sera monétisée par l’exportation et apportera des recettes qui seront utilisées pour financer les infrastructures, l’éducation, la santé dont notre pays a grand besoin. Le reste sera consacré à une approche de la demande intérieure. »

« Senelec devra convertir au gaz ses centrales au fuel d’ici à 2023 »

Trente-cinq millions de pieds cubes viendront chaque jour de GTA, complétés ensuite par la totalité de la production de Yakaar-Téranga, et seront consacrés au marché domestique. Objectif numéro un : atteindre l’accès universel à l’électricité en 2025, alors que le pourcentage des personnes y ayant accès s’élève à 65%. Pour ce faire, poursuit M. Kane, « il nous faut atteindre une puissance installée de 1.000 mégawatts cette année-là et notre entreprise publique d’électricité Senelec devra convertir au gaz ses centrales au fuel d’ici à 2023 ».

Le 31 mars, la première pierre de la future centrale à gaz du Cap des Biches a été posée. Exploitée par le consortium West African Energy dont la Senelec est actionnaire à 15%, elle aura une capacité de 300 mégawatts et coûtera 220 milliards de francs CFA (335 millions d’euros). Elle sera livrée en juin 2022 et abaissera les coûts de production de 40%. La raffinerie de Mbao, exploitée par la Société africaine de raffinage, sera mise à niveau par Technip pour pouvoir traiter de façon optimale le brut extrait du champ de Sangomar.

Expansion et compétitivité

Les ambitions sénégalaises dans le solaire et l’éolien sont également majeures, avec déjà une belle progression. En quelques années, les énergies renouvelables sont passées de zéro à 220 mégawatts grâce à une dizaine de centrales photovoltaïques et à la centrale éolienne de Taïba Ndiaye d’une puissance de 50 mégawatts. L’objectif est d’atteindre 386 mégawatts et 30% de la production totale d’électricité.

Le Sénégal n’entend pas s’arrêter là. « Avec un gaz moins cher grâce à une plus grande consommation, nous en aurons assez pour couvrir les besoins des investissements importants que nous espérons dans le domaine minier par exemple, déclare M. Kane. Cela devrait booster l’exploitation et la transformation des phosphates, de l’or, du fer, du zircon et de la bauxite de la sous-région. Par exemple, la Guinée expédie sa bauxite aux Emirats pour y être transformée. Nous pourrions devenir aussi compétitifs que les Emirats. »

La Mauritanie suit le même chemin que son voisin avec laquelle elle partage à égalité le champ de GTA. L’arrivée en 2023 du même quota de gaz (35 millions de pieds cubes) qu’au Sénégal accélère la réflexion à Nouakchott où l’on veut atteindre l’accès universel à l’électricité en 2030, ce qui sera difficile à atteindre compte tenu des grandes distances entre les centrales et les zones reculées où le taux d’accès est à peine de 3%.

Une ligne à haute tension sera mise en service entre Nouakchott et Nouadhibou avant la fin de l’année.

« La production de la première phase de GTA sera intégralement consacrée à la génération d’électricité à usage domestique, explique Moustapha Béchir, directeur des hydrocarbures au ministère du pétrole, de l’énergie et des mines. Actuellement, nous disposons de la centrale hybride de Nouakchott d’une puissance de 180 millions de mégawatts. Nous étudions deux options : relier GTA à celle-ci ou bien à une nouvelle centrale à cycle combiné de 250 millions de mégawatts dans la région de Ndiago. »

Une ligne à haute tension sera mise en service entre Nouakchott et Nouadhibou d’ici à la fin de l’année. La construction d’une autre vers le centre minier de Zouérate devrait bientôt débuter. Une troisième vers Néma est en cours d’étude.

« Nous avons un potentiel énorme en matière de solaire et d’éolien, poursuit M. Béchir. Mais le pourcentage de notre énergie renouvelable devra être déterminé en fonction de la stabilité de notre réseau. Notre vision est de nous appuyer au maximum sur le gaz, afin de diminuer notre consommation de fuel dans la mesure du possible. Vers la fin de cette année, nous devrions arrêter notre plan directeur de l’électricité, ainsi que notre schéma d’exploitation. Nous déciderons alors si l’activité production de notre entreprise publique Somelec doit être séparée de son activité de distribution ».

Cap sur le renouvelable

Les deux États n’ont donc pas fini de revoir de fond en comble leurs arsenaux juridiques, leurs codes gaziers et électriques, leurs organisations de production, de commercialisation et de distribution énergétique.

« Pour le Sénégal, c’est un grand chamboulement, analyse Florent Germain, responsable de l’équipe Projets énergie à l’Agence française de développement (AFD) et spécialiste de ce pays. Il n’y aura pas de grands problèmes techniques à substituer le gaz au fuel. Ils vont essayer de maintenir le mix à 30% d’énergies renouvelables en faisant croître ces dernières au même rythme que le gaz. Cela leur permettra de répondre à la formidable croissance de la demande qui est à deux chiffres chaque année. Ils profiteront de la baisse du prix de l’énergie, le gaz étant moins cher que le fioul, et pourront ainsi réduire les subventions à la Senelec ».

La problématique de la Mauritanie est comparable. « Elle mène une politique énergétique identique à celle du Sénégal : moins de fuel et plus de renouvelable, complète Mohamed Lemine, de la même équipe à l’AFD, qui ne participe pas au financement de ces projets. Une part de 70% à 80% de leur production électrique vient du fuel, ce qui représente un tiers des importations du pays. La balance commerciale s’en trouvera allégée. Le gaz contribuera aussi à diminuer la pression sur l’environnement en réduisant le recours au charbon de bois ».

Reste le déficit de moyens financiers des deux pays. Ils commencent à peaufiner leurs réglementations en matière de partenariat public-privé pour, notamment, séduire les investisseurs étrangers.