Pétrole & Gaz

Mauritanie : les difficultés de BP retardent l’arrivée du pactole gazier de Grand Tortue Ahmeyim

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Mis à jour le 02 octobre 2020 à 11h34
La future unité flottante Grand Tortue Ahmeyim, située sur la frontière maritime avec le Sénégal.

La future unité flottante Grand Tortue Ahmeyim, située sur la frontière maritime avec le Sénégal. © BP

À la perspective d’une manne gazière, Nouakchott rayonnait d’optimisme. Mais les mauvais résultats de BP et l’essor des énergies renouvelables vont différer l’entrée en production.

La Mauritanie rêvait d’un avenir radieux à partir de 2022 grâce aux quelque 425 milliards de mètres cubes de gaz contenus dans les réservoirs sous-marins situés à cheval sur la frontière maritime qu’elle partage avec le Sénégal. Pandémie, évolution erratique des prix des hydrocarbures, économie mondiale en berne et nouvelle sensibilité des majors pétrolières en faveur des énergies renouvelables jettent une ombre inquiétante sur ce projet.

Grand Tortue Ahmeyim (GTA) semblait pourtant bien engagé. C’est en avril 2015 que la junior texane Kosmos Energy claironne la découverte du pactole situé dans le Bloc 8, à 125 km des côtes et à 2 700 m sous la surface de l’océan. De quoi produire du gaz pendant plus de vingt ans. De mois en mois, le projet prend forme. British Petroleum, le chef de file, Kosmos et les États mauritanien et sénégalais créent deux sociétés de développement.

Accord exemplaire entre Dakar et Nouakchott

Le tour de table de la société mauritanienne attribue 62 % à BP, 28 % à Kosmos et 10 % à la Société mauritanienne des hydrocarbures et du patrimoine minier (SMHPM). Côté sénégalais, la répartition est à peine différente : 60 % pour BP, 30 % pour Kosmos et 10 % pour Petrosen. De façon approximative, les deux pays peuvent espérer se partager, sur vingt ou trente ans, avec les opérateurs, 80 à 90 milliards de dollars de recettes, et entendent remplacer le fuel de leurs centrales électriques par ce gaz moins cher et moins polluant.

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