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Cet article est issu du dossier «Mauritanie : bouffée d'air frais»

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Energie

Gaz Mauritanie-Sénégal : le projet d’exploitation d’un champ offshore se développe

Les chefs d’États Macky Sall et Mohamed Ould Abdel Aziz à Nouakchott le 9 février 2018. © Présidence Sénégalaise

À cheval sur la frontière maritime avec le Sénégal, le projet Grand Tortue-Ahmeyim, piloté par British Petroleum, alimentera les deux pays en gaz dès 2021.

Le 9 février, à Nouakchott, Mohamed Ould Abdelaziz et son homologue sénégalais Macky Sall ont signé un accord de coopération pour le développement et l’exploitation du champ gazier Grand Tortue-Ahmeyim (GTA). Les réserves de ce gisement offshore situé à cheval sur les eaux territoriales mauritaniennes et sénégalaises sont estimées à 450 milliards de m3 de gaz.

Les deux États ont indiqué que le partage se ferait équitablement, à 50-50 – « une répartition qui pourra être révisée en fonction des données techniques accumulées dans les mois et les années à venir », estime Francis Perrin, directeur de recherche à l’Institut des relations internationales et stratégiques (Iris), à Paris.

La signature de cet accord permet à la junior américaine Kosmos Energy, qui a découvert le champ en 2015, et, surtout, au britannique British Petroleum (BP), devenu opérateur du projet, d’en préparer le développement. « Grâce à la signature, BP a pu lancer les appels d’offres et a mis en confiance les entreprises », explique Djibi Sow, conseiller du Premier ministre mauritanien et président du comité national de l’Initiative pour la transparence dans les industries extractives (Itie).


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L’objectif de BP, qui a racheté 62 % des intérêts de Kosmos en Mauritanie en décembre 2016, est de mettre le champ en production d’ici à 2021, pour un investissement estimé à environ 10 milliards de dollars (environ 8,6 milliards d’euros).

Électricité à coût réduit

Dès le mois de mars, BP a ainsi choisi les américains McDermott et Baker Hughes (BHGE) pour réaliser l’avant-projet détaillé (Front-End Engineering Design [Feed]) de l’infrastructure sous-marine et les pipelines chargés de relier les premiers puits à l’unité flottante de production, de stockage et de déchargement (FPSO).

En avril, le géant britannique a attribué un autre Feed à son compatriote TechnipFMC pour la conception de cette unité FPSO. Dès juin 2016, les deux pays avaient opté pour cette solution d’unité flottante (déjà utilisée en Australie et en Malaisie) qui évite de négocier l’emplacement d’infrastructures à terre, réduit les délais de production et rend le projet beaucoup moins coûteux.


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À court terme, la Mauritanie disposera de gaz naturel domestique à un prix compétitif, ce qui lui permettra de produire de l’électricité à coût réduit. Le champ Grand Tortue-Ahmeyim, dont la durée de vie est de trente-cinq ans, va notamment venir alimenter la centrale hybride de 180 MW inaugurée à Nouakchott en 2015, qui ne fonctionne pour l’instant qu’au fuel, plus onéreux.

Selon le ministère mauritanien de l’Énergie, la production de gaz naturel liquéfié devrait passer de 2,5 millions de tonnes par an (mtpa), au démarrage de GTA, à environ 10 mtpa à l’horizon 2026.


Association avec trois autres actionnaires

Grand Tortue-Ahmeyim s’étend sur les blocs C-8, côté mauritanien, et Saint-Louis Profond, côté sénégalais. En Mauritanie, BP détient une participation de 62 % dans les blocs offshore C-6, C-8, C-12 et C-13, aux côtés de Kosmos Energy (28 %) et de la Société mauritanienne des hydrocarbures et de patrimoine minier (10 %).

Au Sénégal, la part de BP dans les blocs Saint-Louis Profond et Cayar Profond est de 60 %, celle de Kosmos Energy, de 30 % et celle de la Société des pétroles du Sénégal (Petrosen), de 10 %.

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