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Economie

Sénégal-Mutations dans l’industrie du pétrole et gaz : défis et opportunités pour le pays (Groupe Oil and Gas des professionnels de la diaspora sénégalaise)

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Les découvertes récentes de pétrole et de gaz au Sénégal sont de nature à transformer
fondamentalement l’économie du pays, en créant de nouvelles opportunités pour les populations et
le gouvernement, et en attirant d’importants investissements internationaux dans tous les secteurs
clés de l’économie nationale et accélérant l’accès à la prospérité pour tous.

Une industrie en pleine mutation en raison de facteurs démographiques, économiques et environnementaux

Les découvertes d’hydrocarbures au Sénégal se font dans un contexte d’une industrie pétrolière mondiale en pleine mutation, à cause notamment de la pression démographique, de la demande croissante d’accès à une énergie propre et à bas coût, et de la contrainte climatique. La crise sanitaire de la COVID-19 a rendu davantage plus complexe cette mutation avec les fortes restrictions des déplacements occasionnant une chute brutale de la demande globale en pétrole. Les transports terrestres, aériens et maritimes représentent traditionnellement environ 60% de la consommation mondiale de pétrole.

En conséquence, la plupart des Majors pétrolières ont vu leurs revenus diminuer de façon substantielle et le prix de l’étalon WTI (West Texas Intermediate) a crevé le plancher avec des prix négatifs de l’ordre de $40 en Avril 2021 même si cela était un épiphénomène. Depuis Avril 2021, la demande en pétrole s’est fortement rétablie avec un prix du Brent (étalon de la mer du nord) de l’ordre de $63 le baril au moment où cette note est rédigée, même si la situation est toujours fragile avec un niveau de 6 millions de barils par jour qui reste en deçà de celui de Janvier 2020.

L’OPEP, avec le soutien de la Russie, ayant bien joué son rôle de régulateur du marché durant cette période. Par contre, il est fort probable que la demande globale de pétrole mettra entre deux à quatre ans pour revenir au niveau de 2019, ceci en fonction notamment de la durée des déconfinements et du rythme de la reprise économique. Malgré tout, il est important de rappeler que cette crise sanitaire n’est pas fondamentalement structurante de l’évolution à long terme de la dynamique de l’offre et de la demande en pétrole à cause notamment des incertitudes sur les options de reprises économiques et de leurs vitesses d’exécution.

En revanche, les évolutions telles que le développement de l’électrification du transport terrestre, les énergies alternatives, l’accélération de la digitalisation et surtout le changement climatique imposant une transition énergétique globale sont des enjeux majeurs structurant l’industrie pétrolière à moyen et long terme.

La transition énergétique aura un coût global très important situé entre 54,000 et 90,000 milliards de dollars américains selon les scénarii de transition, mais représente également des opportunités formidables pour ceux qui sauront naviguer à travers cette économie bas carbone.

En tant que futur producteur de pétrole et de gaz, le Sénégal se doit d’intégrer ces considérations ainsi que les meilleures pratiques du secteur des hydrocarbures dans ses politiques énergétiques publiques (Code pétrolier, développement du contenu local, formation, investissements, partenariat etc.) afin d’assurer une exploitation bénéfique et durable de ses ressources en hydrocarbures.

Passage à une industrie bas carbone : quelles implications pour le Sénégal ?

Plombées par des revenus très faibles à cause de la crise de la COVID-19 et une pression climatique accrue de la part de leurs actionnaires et décideurs politiques, certaines Majors pétrolières dont celles opérant au Sénégal, ont dû précipiter leur positionnement par rapport à la transition énergétique en s’engageant sur des objectifs ambitieux de neutralité carbone à partir de 2050. La question essentielle et fondamentale pour un pays futur producteur de pétrole et de gaz accueillant ces Majors, comme le Sénégal est : quelles seront les implications pour le Sénégal des engagements bas carbone des opérateurs pétroliers sur la valorisation du pétrole et du gaz ?

Les réponses à cette question sont relativement complexes et nécessitent une analyse approfondie par les pouvoirs publics pour assurer une exploitation rentable et durable de nos ressources pétrogazières.

En effet, pour un gisement donné de pétrole ou de gaz, il existera plusieurs schémas de production selon les contraintes techniques, environnementales et règlementaires, conduisant à des modèles financiers et économiques différents. Par ailleurs, l’essentiel du marketing du pétrole se fait aujourd’hui en fonction de sa densité (API gravity) et de sa teneur en soufre, mais il est fort à parier que dans un futur très proche, le marketing du pétrole inclura son intensité carbone en kilogramme de dioxyde de carbone émis par baril équivalent de pétrole produit.

Certaines législations en Amérique du Nord tel que le LCFS (Low Carbon Fuel standards) intègrent déjà cette empreinte carbone dans leurs politiques de taxation des pétroles importés notamment en Californie. Le pacte vert pour l’Europe (European Green Deal) inclut des provisions sur des taxes douanières basées sur l’intensité en carbone du pétrole (Carbon Border Tax). D’autres régions du monde préparent des législations similaires avec comme conséquence potentielle une compétition plus rude entre les différentes variétés de pétroles y compris comme ceux qui seront bientôt produits au Sénégal.

Les clés du succès de l’exploitation pétrolière au Sénégal

Le succès de l’exploitation pétrolière et gazière au Sénégal dépendra de plusieurs facteurs, dont la mise en place d’institutions fortes et d’un cadre législatif adéquat à travers toute la chaine de valeurs pétrolière, du développement de ressources humaines de qualité, mais surtout de la capacité du Sénégal à se projeter dans l’avenir avec des analyses prospectives sur le long terme.

En effet, les projets pétroliers sont en général capitalistiques (plusieurs milliards de dollars), complexes en ingénierie et considérations géopolitiques, s’exécutant dans la longue durée (20 à 30 ans) et produisant des résultats financiers fluctuants. Typiquement dans les contrats de type partage de production (CPP) comme ceux existant au Sénégal, les premiers barils (cas de Sangomar) ou mètres cubes de gaz (cas de GTA) serviront essentiellement à rembourser les investissements initiaux et les coûts opératoires des opérateurs sous forme de cost-oil. Les revenus directs du pays hôte deviennent substantiels seulement une fois les investissements amortis, c’est la fameuse récompense du risque pris par les opérateurs. La mise en place de stratégies bas carbone ambitieuses par les opérateurs au Sénégal exigera des choix d’équipements et des schémas de procédés à haute efficacité énergétique, l’utilisation d’énergies dé-carbonées ou des mécanismes de compensations d’émissions.

Ces choix augmenteront inéluctablement le cost-oil et réduiront la part globale du pays. Par rapport à une situation traditionnelle (business as usual), la perte de revenus du pays hôte résultant d’un engagement de neutralité carbone des opérateurs pétroliers peut être dans une fourchette de 20 à 40% sur la durée totale du projet, correspondant à des centaines de milliards de franc en manque à gagner. Il est également possible que le pays hôte n’engrange pas de revenus substantiels de l’exploitation à cause d’une dépréciation importante de ses actifs pétroliers (stranded assets). De telles situations ont été observées récemment, notamment en Amérique du Nord, et la plupart des grandes compagnies pétrolières ont revu leurs réserves en intégrant ces risques de stranded assets. Les perspectives de croissance des demandes à long terme de pétrole et de gaz sont très différentes et auront des conséquences distinctes sur les projets de GTA et de Sangomar. Le gaz naturel offre des opportunités de croissance plus intéressantes que le pétrole grâce notamment à une empreinte carbone plus faible et un rôle clairement établi dans la transition énergétique en tant que combustible de transition (bridge fuel) et source d’hydrogène produit à partir de gaz naturel sans émissions de dioxyde de carbone (blue hydrogen).

Par ailleurs, la demande globale de LNG (gaz naturel liquéfié) devrait croitre de façon significative jusqu’en 2035, mais avec une compétition accrue pour GTA par rapport aux mégaprojets en cours de développement au Moyen Orient, aux Etats Unis et dans d’autres régions. Par contre, les pétroles seront en compétition en fonction de leur intensité carbone, exposant ainsi Sangomar au risque de stranded assets aux alentours de 2030 selon la stratégie du pays, c’est-à dire au moment où les revenus du Sénégal sur Sangomar devraient prendre de l’ampleur. Aujourd’hui l’intensité carbone moyenne associée à la production et au traitement du pétrole et du gaz est dans une fourchette de 10 à 45 kilogrammes de CO2 par baril équivalent de pétrole produit (upstream carbone intensity). Il est donc absolument fondamental de situer Sangomar dans cette fourchette pour évaluer son exposition et la pérennité de son exploitation.

Une intensité carbone élevée correspondra aussi bien à une plus faible demande de ce type de pétrole et à un prix de vente plus bas sur le marché international, donc des revenus moindres et limités dans la durée, augmentant le risque de stranded assets à plus ou moins long terme. En revanche, une intensité carbone faible assurera une commercialisation plus pérenne. Malgré les risques associés à l’exploitation du pétrole et du gaz dans une moindre mesure, ces ressources demeureront importantes pour l’économie mondiale dans les décennies à venir et probablement jusqu’en 2070.

 Par contre, leurs modes de développements et de marketing nécessiteront beaucoup d’innovations intégrant les problématiques mentionnées ci-dessus. L’exploitation du pétrole et du gaz aujourd’hui ne peut pas être calquée sur les pratiques d’avant et le Sénégal a l’opportunité unique de construire une industrie pétrolière durable en intégrant les mutations présentes et à venir, seuls gages pour assurer une exploitation bénéfique et pérenne de nos ressources.

En effet, il existe des moyens de transformer ces risques en opportunités, augmentant ainsi les revenus de l’exploitation pétro-gazière et améliorant la qualité de vie des populations. L’exploitation des hydrocarbures au Sénégal aura un coût financier et environnemental pour le pays, mais génèrera également de la valeur ajoutée potentielle sous forme de revenus financiers, d’emplois, d’opportunités de développement d’une industrie manufacturière et de diversification de l’économie nationale. Pour saisir et maximiser cette valeur ajoutée, il est crucial que le pays assure une bonne implication des Sénégalais dans la gestion de l’exploitation de leurs hydrocarbures.

Groupe Oil and Gas des professionnels de la diaspora sénégalaise (GPSOG)

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La présidente du parlement sud-africain prend un congé spécial à la suite d’une enquête sur la corruption

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La présidente de l’Assemblée nationale sud-africaine, Nosiviwe Mapisa-Nqakula, a déclaré jeudi qu’elle prendrait un congé spécial à la suite d’une enquête sur des allégations de corruption à l’époque où elle était ministre de la défense.

Des enquêteurs ont perquisitionné le domicile de Mme Mapisa-Nqakula mardi dans le cadre de l’enquête sur la corruption, mais ils n’ont pas fourni d’autres détails sur l’enquête ou les allégations de corruption.

Mme Mapisa-Nqakula, qui a été ministre de la défense de 2012 à 2021, a nié avoir commis des actes répréhensibles.

« Compte tenu de la gravité des allégations et des spéculations médiatiques qui en découlent, j’ai décidé de prendre un congé spécial de mon poste de présidente de l’Assemblée nationale, avec effet immédiat », a déclaré Mme Mapisa-Nqakula dans un communiqué.

Elle a ajouté qu’il n’y avait pas eu de notification formelle d’un mandat d’arrêt ou de communication concernant son arrestation imminente, après que les médias locaux aient rapporté qu’elle devait se rendre à la police vendredi.

« Mes avocats ont toutefois informé de manière proactive l’Autorité nationale des poursuites de ma volonté d’obtempérer et de coopérer si le besoin s’en faisait sentir », a-t-elle déclaré.

La chaîne publique sud-africaine SABC a rapporté que Mme Mapisa-Nqakula est soupçonnée d’avoir reçu des millions de rands en espèces à titre de pots-de-vin de la part d’un ancien entrepreneur militaire lorsqu’elle était ministre de la défense.

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Economie

Gaz naturel : Exxon est en avance sur le calendrier pour doubler son portefeuille de GNL, selon un dirigeant

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Exxon Mobil est en avance sur son plan visant à doubler la taille de son portefeuille de gaz naturel liquéfié (GNL) pour atteindre 40 millions de tonnes par an (mtpa) d’ici 2030 et se concentrera sur la vente de son propre gaz plutôt que sur le commerce de celui de tiers, a déclaré jeudi le responsable GNL de la société.

Exxon réorganise sa stratégie de négoce de GNL dans le contexte d’une production croissante de ce combustible et dans le cadre d’une réorganisation plus large de l’entreprise qui a débuté en 2022.

La major pétrolière est relativement peu présente sur le marché du GNL par rapport à TotalEnergies et Shell PLC. Shell est l’un des leaders du secteur et a réalisé 2,4 milliards de dollars grâce au négoce de GNL au quatrième trimestre 2023.

Contrairement à Shell et Total, Exxon prévoit de commercialiser principalement son propre gaz, a déclaré Peter Clarke, vice-président principal d’Exxon pour le GNL mondial.

« Notre portefeuille ne ressemblera jamais à celui de Shell, ni à celui de Total, nous ciblons différents aspects de la chaîne de valeur », a-t-il déclaré lors d’un entretien avec Reuters.

Exxon a déclaré en 2020 qu’il prévoyait de doubler son portefeuille de GNL pour atteindre 40 millions de tonnes par an d’ici dix ans, contre 20 millions de tonnes par an. Sa production actuelle est à peine inférieure à 30 millions de tonnes par an, a-t-il ajouté.

« Nous sommes en bonne voie pour atteindre l’objectif que nous nous sommes fixé en 2020 », a déclaré M. Clarke. « Et nous sommes légèrement en avance sur cet objectif.

Alors qu’Exxon pourrait élargir son portefeuille commercial en achetant et en commercialisant du GNL auprès de tiers, M. Clarke a déclaré qu’il considérait que les marges dans ce domaine étaient faibles par rapport aux bénéfices qu’il pouvait réaliser sur son propre gaz naturel.

Pour Exxon, il est plus intéressant de produire, de liquéfier et de vendre du gaz. Les contrats à long terme représentent toujours environ 80 % du commerce mondial de GNL, a-t-il ajouté.

« Le principal élément du GNL est évidemment la commercialisation du GNL lui-même », a déclaré M. Clarke. « Nous voulons avoir le meilleur portefeuille de GNL au monde en termes de solidité financière et de rendement financier. Je dirais que nous sommes en bonne voie pour y parvenir.

Les volumes d’Exxon augmenteront grâce au projet Golden Pass LNG, dans lequel Exxon détient une participation de 30 % avec QatarEnergies comme partenaire. Ce projet a une capacité d’exportation estimée à environ 18 millions de tonnes par an et produira son premier GNL en 2025.

La société a déclaré qu’elle comptait prendre une décision finale d’investissement pour son projet PNG Papua LNG en Papouasie-Nouvelle-Guinée cette année et commencer l’ingénierie et la conception d’un projet au Mozambique d’ici la fin de l’année.

M. Clarke a déclaré que ces projets aideraient Exxon à approvisionner ses clients en Asie, où la société voit le plus grand potentiel de croissance.

« Le marché est en pleine expansion. D’ici 2050, 75 % de la demande mondiale d’énergie proviendra de la région Asie-Pacifique, c’est pourquoi nous nous concentrons vraiment sur cette région.

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Le pétrole en pleine hésitation après la Fed

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Les prix du pétrole hésitaient jeudi, les investisseurs digérant la décision de la Fed, qui a maintenu ses taux directeurs mais a également indiqué son intention de procéder à plusieurs baisses dans l’année.

Vers 10H20 GMT (11H20 HEC), le prix du baril de Brent de la mer du Nord, pour livraison en mai, abandonnait 0,09% à 85,87 dollars.

Son équivalent américain, le baril de West Texas Intermediate WTI pour livraison le même mois, dont c’est le premier jour d’utilisation comme contrat de référence, perdait 0,16% à 81,14 dollars.

Les prix du pétrole ont d’abord rebondi avant l’ouverture des marchés européens, avant d’osciller entre gains et pertes, en raison des « signes indiquant que la Réserve fédérale américaine (Fed) pourrait maintenir les taux d’intérêt à un niveau plus élevé pendant plus longtemps« , expliquent les analystes d’Energi Danmark.

L’institution monétaire américaine, qui a, sans surprise, laissé ses taux directeurs inchangés dans une fourchette de 5,25% et 5,50% pour la cinquième fois consécutive, a surtout affirmé son intention de procéder à trois baisses de ses taux directeurs d’ici la fin de l’année.

« La décision sur les taux a été conforme aux attentes« , mais les espoirs de baisses de taux à venir « sont venus de la conférence de presse habituelle du président de la Fed après la fin de la réunion« , explique Tamas Varga, analyste chez PVM Energy.

La perspective de baisses de taux à venir a dans un premier temps « stimulé l’appétit pour le risque et affaibli le dollar américain, ce qui a profité aux prix du pétrole brut« , explique Ole Hvalbye, de Seb.

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