La production de gaz de l’Afrique subsaharienne doublera d’ici 2030

2510 70507 senegalmauritanie mcdermott se voit attribuer un nouveau contrat sur le projet gazier greater tortue ahmeyim M
2510 70507 senegalmauritanie mcdermott se voit attribuer un nouveau contrat sur le projet gazier greater tortue ahmeyim M

La production de gaz de l’Afrique subsaharienne doublera d’ici 2030

Les réserves potentielles récupérables actuelles en Afrique subsaharienne, environ 60 % se trouvent dans les eaux profondes, dont près de 60 % de gaz. Au cours de cette décennie, la production de gaz en Afrique subsaharienne devrait doubler, passant de 1,3 million de barils d’équivalent pétrole par jour (boepd) en 2021 à 2,7 millions de boepd en 2030 grâce à une plus grande récupération des vastes ressources non exploitées en eau profonde. C’est ce qui ressort d’une étude de Rystad Energy.

JUSQU’AUJOURD’HUI PRODUCTION MINIMUM

Bien que les développements en eaux profondes aient joué un rôle crucial dans la production de liquide de la région à ce jour, représentant en moyenne environ 50 % de la production annuelle, la production de gaz de ces gisements a été minime, a expliqué le cabinet de conseil. . On s’attend à ce que cela change, car le gaz provenant des réserves en eau profonde augmentera au cours des prochaines années. La production des développements en eaux profondes montera en flèche de 120 000 boepd en 2021, soit 9 % de la production totale, à 1 million de boepd représentant 38 % de la production totale.

 LE BOOM ESTIMÉ

Alors que la demande mondiale de gaz continue de croître et que les pays importateurs souffrent de problèmes d’approvisionnement, les perspectives de production pour la région sont prometteuses. La production en eaux profondes devrait encore augmenter dans les années 2030, la production de gaz ayant plus que doublé en cinq ans pour atteindre 2,1 millions de boepd d’ici 2035. Le gaz provenant des réserves augmentera d’ici 2035 et contribuera à hauteur d’environ 46 % aux 4 millions de boepd attendus du gaz total. production de la région, sur la base des réserves récupérables estimées, du calendrier et des plans de développement », lit-on dans la recherche. En raison de l’essor des perspectives de production, Rystad Energy « s’attend à ce que les investissements dans les installations nouvelles augmentent également. Les dépenses d’investissement sur les gaz et liquides greenfield dans la région se sont élevées à 12 milliards de dollars en 2021, dont 8 milliards de dollars dépensés pour les développements en eaux profondes. D’ici 2030, le total des investissements greenfield s’élèvera à près de 40 milliards de dollars, dont 24 milliards de dollars iront à des projets en haute mer ». « La production en Afrique subsaharienne devrait augmenter de manière significative dans les années à venir, la production de gaz naturel en particulier devant connaître un boom de production. Bien qu’il y ait eu des découvertes notables à terre, le développement des ressources en eau profonde offshore inaugurera une période de croissance rapide pour la région », a déclaré Siva Prasad, analyste principal en amont chez Rystad Energy.

 L’HISTOIRE DE LA PRODUCTION DANS LA RÉGION SUBSAHARIENNE

 La production de gaz naturel en Afrique subsaharienne a été historiquement faible, mais elle semble appelée à changer grâce à d’importantes découvertes dans des eaux profondes non exploitées dans des pays comme le Mozambique, l’Afrique du Sud et la Mauritanie. Les champs en haute mer labellisés dans le projet GNL Area 4 de TotalEnergies au Mozambique, où les trains 1 et 2 devraient commencer la production en 2028, contiennent environ 2,3 milliards de barils équivalent pétrole (bep) en réserves de gaz. Le champ de Brulpadda en Afrique du Sud, également géré par la major française, détient 715 millions de bep, tandis que le développement du gaz naturel liquéfié flottant (FLNG) opéré par BP, à cheval sur la frontière maritime entre la Mauritanie et le Sénégal, est estimé à 300 millions de bep. .

60% DES NOUVELLES RESSOURCES EN EAUX PROFONDES

 Sur les réserves potentielles récupérables actuelles en Afrique subsaharienne, environ 60 % se trouvent dans les eaux profondes, dont près de 60 % de gaz. Le Mozambique domine avec 52 % des ressources totales de gaz récupérables dans la région, suivi de la région maritime Sénégal-Mauritanie avec 20 % combinés et de la Tanzanie avec environ 12 %. Le Nigéria détient également d’importantes réserves de gaz récupérables qui contribueront à l’augmentation prévue de la production. D’autre part, la production liquide de l’Afrique subsaharienne devrait tomber en dessous de 4 millions de barils par jour (bpj) pour la première fois en plus de 20 ans, mais se redressera d’ici 2028 et reviendra aux niveaux de 2020 autour de 2020. 4,4 millions bpj d’ici la fin de la décennie. La production de liquides devrait également augmenter dans les années 1930, avec une production totale d’environ 5 millions de barils par jour en 2035. Environ 40 % du total des ressources récupérables en eaux profondes de la région sont liquides, dont le Nigeria représente 33 % et l’Angola 31 %. Le Ghana et le Mozambique sont deux autres pays disposant d’importantes ressources inexploitées, représentant respectivement 8 % et 7 % des réserves de liquide en eau profonde de la région.

LES PROJETS EN EAUX PROFONDES EN AFRIQUE SUBSAHARIENNE SONT RISQUÉS

Les projets en eaux profondes en Afrique subsaharienne sont cependant risqués et peuvent être retardés ou non autorisés en raison des coûts de développement élevés, des difficultés d’accès au financement, des problèmes de régimes fiscaux et d’autres risques en surface. Alors que les majors continuent de réduire les dépenses en amont et de suivre un cours de transition énergétique pour aider à réduire les émissions, de nombreux projets en eau profonde seront confrontés à des défis qui sortiront de la planche à dessin, a souligné Rystad Energy. DES DIFFICULTÉS’ Les majors sont, dans l’ensemble, concentrées sur la réduction des coûts en amont, la réduction des émissions, l’augmentation des énergies renouvelables et la transition énergétique, ce qui signifie que de tels projets en eaux profondes doivent souvent passer au second plan lorsqu’il s’agit de relancer les investissements. Les banques européennes durcissent les réglementations pour le financement des projets d’hydrocarbures à fortes émissions, et les banques africaines pourraient avoir du mal à fournir les financements nécessaires. Cela laisse les banques asiatiques, principalement chinoises, avec des réglementations relativement plus souples sur le financement des développements des combustibles fossiles, a conclu l’analyse de Rystad Energy.

 Traduit de energiaoltre